Il 16 marzo 1999, con l`approvazione del decreto legislativo n

I processi di liberalizzazione: l’esempio del settore elettrico in
Italia
Anna Cretì,
Michele Polo
1. La liberalizzazione del settore elettrico
Nella seconda metà degli anni Novanta la Commissione Europea ha avviato il processo di
liberalizzazione nei principali servizi di pubblica utilità (energia elettrica, gas, telecomunicazioni) degli Stati
membri, attraverso Direttive quadro che definivano i caratteri generali dei piani di riforma, cui gli Stati membri
erano chiamati a dare attuazione. I processi di liberalizzazione intendono favorire lo sviluppo della
concorrenza in settori in precedenza caratterizzati dalla presenza di monopoli, spesso di proprietà pubblica.
L’impostazione generale guarda al processo produttivo dei servizi di pubblica utilità distinguendo le fasi e
attività che, per ragioni tecnologiche, debbono essere svolte da un unico soggetto (monopoli naturali) e le
fasi e attività che invece possono essere svolte da più operatori in concorrenza tra loro. In termini generali
elementi di monopolio naturale persistono nella costruzione e gestione delle reti di trasporto (elettrodotti,
gasdotti, ultimo miglio della rete di telecomunicazione) mentre elementi concorrenziali possono essere
introdotti nella produzione e nella vendita dei servizi.
Con la Direttiva del 1996 (Direttiva Comunitaria 96/92/CE), la Comunità Europea ha avviato la
liberalizzazione del settore elettrico. L’attuazione dei principi generali sopra richiamati appare complessa nel
caso del settore elettrico per le particolarità tecniche che caratterizzano questo servizio. La filiera produttiva
dell’elettricità è articolata su quattro segmenti di attività di natura ben diversa: la generazione, il trasporto, la
distribuzione e la vendita al cliente finale. La generazione o produzione di energia elettrica avviene tramite
centrali che possono usare tecnologie e input diversi quali ad esempio l’acqua, l’olio combustibile, il carbone,
il gas; in seguito l’energia elettrica è trasportata attraverso la rete di trasmissione ad alto voltaggio, che si
snoda attraverso tutto il territorio nazionale. Le reti di distribuzione sono invece a basso voltaggio e
permettono all’elettricità di arrivare ai consumatori finali, quindi fino ai contatori delle nostre abitazioni. Infine,
l’attività commerciale di vendita comprende la gestione dei contratti e il pagamento delle utenze.
Un ruolo importante in questo processo di trasformazione è stato svolto dalla riflessione degli
economisti, che hanno proposto di introdurre innovazioni istituzionali basate su un mix di liberalizzazione e
di regolamentazione considerato meglio in grado di difendere gli interessi dei cittadini rispetto al tradizionale
intervento imperniato sul controllo pubblico di un attore monopolista.
In sintesi, un processo di trasformazione del settore elettrico doveva seguire i seguenti passi:

Promuovere la concorrenza attraverso l’entrata di nuovi operatori in alcuni segmenti della filiera, cioè
produzione di energia elettrica e vendita ai clienti finali, e nel contempo mantenere le attività di
1
trasporto e distribuzione, che presentano le caratteristiche economiche peculiari del monopolio
naturale1, in capo a un solo operatore;

Regolare le attività del monopolista responsabile della gestione delle reti attraverso la creazione di
una autorità di regolamentazione (Autorità dell’Energia Elettrica e del Gas) definendo un nuovo
assetto di regole per l’accesso alle reti, per garantire ai nuovi entranti di raggiungere i consumatori;

Favorire la concorrenza nel settore della generazione elettrica attraverso la cessione di impianti da
parte dell’ex-operatore pubblico e la creazione di una struttura di mercato più frammentata e
competitiva;

Privatizzare l’ex-monopolista pubblico, ovvero abbandonare la proprietà pubblica come strumento di
controllo in quanto non più necessario a tutelare i consumatori e poco adatto a spingere verso
l’efficienza le imprese.
Tale processo di trasformazione risulta particolarmente difficile in un sistema, come quello elettrico,
che è soggetto a vincoli tecnici molto stringenti. Anzitutto, le quantità di energia immessa in rete e quelle
prelevate dalla rete richiedono un bilanciamento istantaneo e continuo, tenuto conto delle perdite di trasporto
e distribuzione. In secondo luogo, la frequenza e la tensione dell’energia in rete devono essere mantenute
all’interno di un intervallo ristrettissimo, per tutelare la sicurezza degli impianti. Infine, è necessario che i
flussi di energia su ogni singolo elettrodotto non superino i limiti massimi di transito ammissibili
sull’elettrodotto stesso. Deviazioni anche minime da uno qualsiasi dei parametri sopra indicati, per più di
qualche secondo, possono condurre rapidamente a fenomeni di black-out (come è accaduto in Italia nel
settembre 2003), che impongono disagi e costi altissimi al paese. Il rispetto dei vincoli tecnici è reso
ulteriormente difficile dalle caratteristiche delle tecnologie e delle modalità con cui l’energia elettrica viene
prodotta, trasportata e consumata. In particolare le difficoltà originano da tre fattori:

variabilità, inelasticità e non razionabilità della domanda: la domanda di elettricità sulla rete
esibisce una notevole variabilità di breve periodo (lungo il corso della giornata) e di medio
periodo (settimanale e stagionale);

vincoli di capacità massima nella produzione, a seconda della tecnologia e degli impianti
utilizzati e vincoli derivanti dai tempi minimi di accensione e variazione della produzione;

vincoli di capacità nel trasporto: le reti di trasmissione e distribuzione hanno una capacità
massima; in presenza di strozzature (capacità di trasporto limitata) in determinate parti della rete
il riequilibrio tra domanda e offerta di energia viene frenato e il sistema risulta segmentato in
aree tra loro non comunicanti. Per questo squilibri anche limitati in una determinata area
possono provocare congestioni e squilibri che si propagano per l’intero sistema;

impossibilità di immazzinamento: l’energia elettrica non può essere immagazzinata in quantità
significative, e quindi tutta la quantità di energia richiesta in determinate momento deve essere
prodotta in quel medesimo periodo;
A dieci anni di distanza dalla Direttiva Comunitaria che ha dato l’impulso alla liberalizzazione, la
struttura del settore elettrico italiano è profondamente evoluta rispetto a quella del monopolio nazionale e
1 Ricordiamo che il monopolio naturale è caratterizzato da rendimenti strettamente crescenti (il costo di produzione dell'ultima unità è
inferiore a quello di tutte le precedenti) e di conseguenza per dei costi medi strettamente decrescenti (il costo medio diminuisce
all'aumentare del volume di produzione poiché la curva del costo marginale è sempre al di sotto di esso).
2
verticalmente integrato (cioè impegnato nella produzione, trasporto e distribuzione dell’elettricità) di Enel che
ha caratterizzato lo scenario energetico dalla nazionalizzazione dell’energia elettrica varata agli inizi degli
anni Sessanta fino agli anni ’90. Come vedremo, tuttavia, riformare il settore elettrico, e più in generale
rendere un mercato competitivo è un’operazione lunga e complessa. Infatti, abolire il monopolio, creare un
mercato di scambio dell’energia e favorire l’ingresso di nuovi operatori e fornitori, pur preservando la
sicurezza del sistema e la qualità del servizio elettrico, richiede un assetto istituzionale ed economico
particolare, come il seguente paragrafo illustra.
2. La riforma e l’assetto istituzionale italiano
Il 16 marzo 1999, con l’approvazione del Decreto Legislativo n. 79/99 (meglio conosciuto come
Decreto Bersani) che ha recepito la Direttiva comunitaria 96/92/CE, è stata avviata la riforma strutturale del
settore elettrico in Italia. Le attività di produzione, importazione ed esportazione, acquisto e vendita di
energia elettrica, per le quali non vigono condizioni di monopolio naturale, sono state dunque liberalizzate.
In particolare, per quanto riguarda la generazione il decreto ha stabilito che, per favorire la crescita
di un regime di concorrenza, a partire dal 1° gennaio 2003 nessun soggetto possa produrre o importare –
direttamente o indirettamente – più del 50% del totale dell’energia elettrica prodotta e importata in Italia. A tal
proposito, è stata disposta la dismissione da parte dell’Enel di centrali di generazione per 15.000 MW di
potenza, il che ha permesso di costituire tre nuove società di generazione (GenCos: Generation
Companies): Elettrogen, Eurogen ed Interpower, frazionando l’offerta di energia.
Dal lato della domanda, invece, il decreto ha introdotto la suddivisione dei clienti in “clienti idonei” –
caratterizzati da elevati consumi e ammessi ad acquistare energia elettrica nel libero mercato – e “clienti
vincolati”, con livelli di consumo minore, che possono acquistare energia elettrica solo dal distributore che
esercita il servizio nell’area di appartenenza (per esempio AEM per chi abita a Milano). Con la vendita
dell’ultima GenCo, nel 2003 la soglia per la qualifica di cliente idoneo è scesa al consumo di 100.000 kWh
all’anno. Entro il luglio 2007, l’apertura del mercato elettrico dovrebbe essere completata conferendo
l’idoneità a tutti i consumatori.
Per quanto riguarda la distribuzione, il decreto Bersani ha previsto che l’attività sia attribuita fino al
31 dicembre 2030 ai diversi soggetti che già la svolgevano sulla base di concessioni rilasciate dal Ministero
dell’Industria. E’ stata anche consentita la razionalizzazione dell’attività nelle aree metropolitane attraverso
l’aggregazione fra operatori e, in qualche caso, la cessione della rete di distribuzione e dei rami d’azienda da
parte di Enel alle imprese locali. Dal 1 gennaio 2031 l’affidamento della distribuzione a livello locale avverrà,
invece, secondo regole concorrenziali.
L’attività di trasmissione dell’energia elettrica è rimasta riservate allo Stato ed attribuita in
concessione al Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale - GRTN, soggetto pubblico costituito nella
forma di SpA. La rete di trasmissione nazionale ha un’estensione totale di oltre 40.000 km. ed include tutta la
rete ad altissima tensione e porzioni rete di alta tensione per circa il 50% dell’estensione. Sono, inoltre,
comprese tutte le linee di interconnessione con l’estero. La legge n. 290 del 2003 ha stabilito l’unificazione
tra la proprietà e la gestione della rete di trasmissione nazionale. Nel mese di novembre 2005, Terna (Rete
Elettrica Nazionale S.p.A.) ha acquisito il ramo di azienda del GRTN. Terna, società per azioni quotata in
3
Borsa, è responsabile della trasmissione dell’energia elettrica sulla rete ad alta e altissima tensione su tutto il
territorio nazionale. La società è proprietaria di oltre il 90% della Rete di Trasmissione Nazionale, cioè della
rete ad alta e altissima tensione.
Secondo quanto previsto dal decreto Bersani, il GRTN ha costituito, in forma di società per azioni, il
Gestore del Mercato Elettrico (GME). Ad esso è affidata la gestione economica del mercato elettrico,
secondo criteri di trasparenza e obiettività, al fine di promuovere la concorrenza tra produttori assicurando la
disponibilità di un adeguato livello di potenza.
Dal GRTN è stato, poi, istituito l’Acquirente Unico, società per azioni a cui è stato affidato il compito
di assicurare ai clienti vincolati la fornitura di energia elettrica in condizioni di continuità, sicurezza ed
efficienza del servizio, nonché di parità di trattamento, anche tariffario, su tutto il territorio nazionale. Tale
soluzione, risulta essere una peculiarità italiana nel panorama europeo delle strutture organizzative scelte
dai diversi stati per riorganizzare il settore elettrico.
3. La borsa elettrica
Una delle più significative innovazioni determinate dalla riforma è stata l’introduzione di una
piattaforma di scambi , la “borsa elettrica”, cioè un mercato centralizzato degli scambi di energia analogo ai
mercati di borsa per gli scambi azionari. Si tratta di uno strumento fondamentale per il funzionamento del
settore elettrico in un mercato liberalizzato, per almeno tre motivi: la borsa elettrica
a)
permette la gestione ottimale del parco impianti appartenenti a molti operatori sulla base
delle loro offerte;
b)
facilita l’accesso al mercato di nuovi entranti e quindi facilita la concorrenza;
c)
fornisce un segnale di prezzo trasparente sulla base del quale sia i consumatori che i
produttori possono prendere le rispettive decisioni.
La borsa elettrica italiana (denominata IPEX) ha iniziato a funzionare il primo aprile 2004, con tre
anni di ritardo rispetto a quanto previsto dal decreto Bersani. La finalità della Borsa è quella di coordinare il
funzionamento del mercato, assicurando in ogni momento l’eguaglianza tra domanda e offerta e definendo
in ogni periodo un prezzo di riferimento. Per fare questo è necessario conoscere le disponibilità di
produzione dei diversi impianti e le capacità di trasporto disponibile della rete, in modo da individuare quanti
e quali impianti di generazione dovranno attivarsi nei diversi momenti della giornata tenendo conto della
capacità della rete di trasportare l’energia prodotta.
Il fulcro degli scambi è il Mercato del Giorno Prima (MGP), finalizzato allo scambio di energia
all’ingrosso tra produttori e grossisti (o clienti idonei) per ciascuna ora del giorno dopo, e all’allocazione della
capacità di transito disponibile sulla rete. Tale mercato si svolge, indicativamente, nella mattinata del giorno
precedente al giorno di consegna.2 Non tutta l’elettricità scambiata passa per la borsa elettrica: i contratti
bilaterali diretti tra compratori e venditori sono ammessi.
2

Il GME organizza anche altri due mercati:
Il Mercato di aggiustamento (MA), sul quale gli operatori possono modificare i programmi definiti in esito al MGP presentando
ulteriori offerte di vendita o di acquisto. Tale mercato si svolge subito dopo il MGP, indicativamente nelle prime ore del pomeriggio;
4
Nel Mercato del Giorno Prima si definiscono non solo i prezzi e le quantità scambiate ma anche
programmi di immissione e prelievo per il giorno dopo, che il GME comunica al GRTN per la verifica di
sostenibilità sulla rete e per la determinazione dall’ammontare di fabbisogno necessario. La controparte
centrale per le operazioni di acquisto e vendita sul MGP è il GME.
Sul MGP possono essere presentate offerte sia di vendita che di acquisto, costituite da una coppia
quantità (in Megawatthour-MWh) e prezzo unitario (euro per MWh). Tutte le offerte di vendita valide e
congrue ricevute vengono ordinate per prezzo crescente in una curva di offerta aggregata e le offerte di
acquisto valide e congrue ricevute sono ordinate per prezzo decrescente in una curva di domanda
aggregata.
Terminata la seduta di presentazione delle offerte, il GME attiva il processo per calcolare l’equilibrio
del mercato. L’intersezione delle due curve determina la quantità complessivamente scambiata, il prezzo di
equilibrio, le offerte accettate ed i programmi di immissione e prelievo ottenuti come somma delle offerte
riferite in un stessa ora ad uno stesso punto di offerta. Si determina un prezzo di equilibrio P* ed una
quantità di equilibrio Q* per ogni singola ora del giorno successivo, come in ogni normale mercato. Tuttavia,
se la quantità Q* è superiore a quanto può passare nelle reti, e quindi esistono dei limiti di transito,
l’equilibrio del mercato è vincolato dalla capacità di trasporto, a cui è necessario adeguarsi in tempo reale
per assicurare la fornitura elettrica al paese.
Il funzionamento del mercato di borsa e il coordinamento tra domanda e offerta comporta ulteriori
problemi legati al fatto che gli impianti di generazione sono localizzati in punti diversi del territorio così come i
soggetti che richiedono energia: la funzione della rete di trasporto è proprio quella di collegare punti di
immissione e di prelievo in modo che il sistema operi nel suo complesso, richiedendo solamente che le
immissioni complessive (offerta) siano uguali ai prelievi complessivi (domanda) e determinando in questo
modo un unico prezzo di equilibrio P*. Quando tuttavia la capacità di trasmissione in determinati tratti è
insufficiente a trasportare tutta l’energia necessaria a riequilibrare il sistema, si determina una
segmentazione tra mercati diversi e prevalgono quindi prezzi diversi in aree diverse. Questo avviene prima
di tutto tra mercati nazionali all’interno dell’Unione Europea, dal momento che la capacità di trasporto delle
reti internazionali di interconnessione è limitata: per questo si osservano in Europa prezzi dell’energia
differenti tra le varie Borse elettriche, come discuteremo anche in seguito. Il problema si pone tuttavia anche
all’interno di un singolo paese, laddove esistano strozzature nella rete di trasporto nazionale. In Italia spesso
si verificano fenomeni di questo genere tra regioni meridionali e area settentrionale del Paese, con
differenze anche significative tra prezzi cosiddetti zonali. Il Prezzo Unico Nazionale (PUN) viene determinato
come media ponderata dei diversi prezzi zonali.
Infine, l’energia scambiata in virtù di contratti bilaterali partecipa al processo sopra descritto, sia
perché concorre ad impegnare una quota della capacità di trasporto disponibile sui transiti, sia perché
contribuisce a determinare le quantità di ponderazione del prezzo unico nazionale.
I prezzi di equilibrio orari del MGP, ma anche gli esiti degli altri mercati, sono informazioni
pubblicamente
disponibili
sul
sito
del
Gestore
del
Mercato
Elettrico
(http://www.mercatoelettrico.org/GmewebItaliano/Default.aspx).

Il Mercato per i servizi di dispacciamento (MSD), sul quale gli operatori presentano offerte di disponibilità di aumento o riduzione
della potenza immessa o prelevata in ogni ora, che il GRTN utilizza: a) a programma, per correggere i programmi che violano i
limiti di transito sulla rete e costituire margini di riserva per il giorno successivo; b) nel tempo reale, per bilanciare il sistema a fronte
di scostamenti dai programmi. A tale mercato possono partecipare solo gli utenti di dispacciamento abilitati dal GRTN.
5
A titolo di esempio, riportiamo qui le informazioni relative ai prezzi medi di equilibrio e le quantità
scambiate durante il mese di Febbraio 2007 (GME, 2007).
Fig.1 Prezzi medi di borsa e quantità scambiate-Febbraio 2007. Fonte: GME (2007)
Si evince un parziale allineamento dei prezzi zonali con il PUN, con degli scarti relativamente elevati per la
Sicilia e parte del Sud, che quindi evidenziano fenomeni di congestione delle reti di trasporto. Inoltre, le
transazioni in borse superano quelli ottenuti con contrattazioni bilaterali: la liquidità, calcolata come rapporto
tra volumi scambiati in borsa e volumi complessivi, è del 64,5%. Ciò contribuisce notevolmente alla
trasparenza del sistema.
3.1 I prezzi della borsa elettrica, in Italia e in Europa
Nel 2005, il prezzo medio di acquisto (PUN) è stato pari a 64,00 €/MWh in aumento del 13,1%
rispetto all’anno precedente. L’incremento del prezzo di borsa ha certamente risentito della crescita delle
quotazioni dei combustibili (ad esempio il 45,2% del petrolio) e delle quotazioni dei diritti di emissione per
effetto dell’entrata in funzione dell’Emission Trading Scheme (+173%)3. La dinamica del PUN, tuttavia, è
sembrata guidata più dall’andamento dei contratti con l’Acquirente Unico che dai fattori esogeni sopra citati
(GME, 2005).
Uno degli esiti attesi dalla riforma del settore è la creazione di un mercato per l’energia che abbia
una dimensione europea. Quindi è interessante confrontare la performance della borsa italiana con quelle di
altri paesi. In Europa, infatti, diversi mercati elettrici sono in funzione (figura 2).
L’Emission Trading è un mercato di scambi europeo di permessi di emissione di gas serra, istituito dalla Direttiva Europea
2003/87/CE. Secondo tale direttiva, tutti gli impianti di combustione (in particolare quelli elettrici) e industriali, ad eccezione di quelli
chimici e per il trattamento dei rifiuti, devono coprire le loro emissioni di anidride carbonica attraverso una quota equivalente di
permessi. L’obiettivo del meccanismo è quello di creare un mercato europeo delle emissioni di gas a effetto serra in grado di definire il
prezzo delle emissioni di CO2 e di promuovere una loro riduzione al minor costo da parte delle imprese.
3
6
Fig.2 Mercati elettrici Europei. Fonte: GME
Ogni borsa elettrica permette di consultare i dati di sintesi sugli scambi, in particolare prezzi e
quantità di equilibrio. Di particolare interesse, il sito della borsa olandese, unico caso in cui una sezione
dedicata alle curve di offerta e di domanda del mercato del giorno prima può essere liberamente consultata
(http://www.apxgroup.com/marketdata/powernl/public/aggregated_curves/curves.html).
Ciò’
permette
di
visualizzare i blocchi di offerta e di domanda, nonché le variazioni orarie del prezzo di equilibrio. Per
esempio, per il giorno 5 Aprile 2006, si passa da un minimo di un prezzo di equilibrio di 23,11 euro, con una
quantità scambiata di 2644 MWh circa, per il mercato orario delle 5 del mattino, ad un massimo di 48,20
euro per 2417 MWh, per il mercato orario delle 12 (figure 3 e 4). 4
4
Le offerte a prezzo pari a zero corrispondono a contratti bilaterali, che devono comunque essere considerati per predisporre le regole
di trasporto.
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Fig.3 Quantità e prezzo di equilibrio-APX, mercato orario 5.00. Fonte: APX (2007)
Fig.4 Quantità e prezzo di equilibrio-APX, mercato orario 12.00. Fonte: APX (2007)
Gli esiti della borsa elettrica italiana per lo stesso giorno sono i seguenti: il PUN passa da un minimo
di 22,62 Euro, che si stabilisce, come in Olanda, per il mercato orario delle 5.00 (con 19.592MWh), ad un
massimo di 106,92 (e 29.572 Mwh), per le 10.00. Lo scarto tra i prezzi massimi e la differenza di volume tra
le due piattaforme di scambio, quella italiana e quella olandese, sono notevoli. In realtà, come abbiamo
commentato in precedenza, è abbastanza frequente osservare dei differenziali di prezzo elevati tra le
diverse borse europee data la capacità limitata delle linee di trasporto internazionali, e ciò da luogo a molte
opportunità di scambi trasfrontalieri.
Per esempio, nel 2005, la minore sensibilità dei prezzi della borsa elettrica italiana ai prezzi dei
combustibili non ha trovato riscontro nei prezzi registrati nelle altre principali borse europee, che per contro
hanno evidenziato marcati aumenti. A fronte della crescita del 13% del PUN, l’aumento dei prezzi è stato del
8
+69,8% su EEX (Germania), del 73,2% su Powernext (Francia) e addirittura del +94,5% su Omel (Spagna).
L’unica eccezione è NordPool, la cui bassa crescita (+5%) riflette la bassa esposizione ai prezzi del petrolio
del mercato scandinavo caratterizzato in larga misura da produzione idroelettrica. L’asimmetria di tale
dinamica è stata talmente rilevante da ribaltare le differenze di prezzo tra prezzo italiano e francese (passate
da +29,56 €/MWh in gennaio a –7,54 €/MWh in dicembre) e da ridurre quasi a zero quelle rispetto alla borsa
tedesca (passate da +30,21 €/MWh in gennaio a +2,97 €/MWh in dicembre). Il prezzo più elevato ottenibile
nelle borse di paesi confinanti ha reso conveniente esportare energia elettrica da parte dei produttori italiani
(figura 5).
Fig.5 Confronto tra prezzi delle borse elettriche europee: anno 2005. Fonte: GME (2005)
Il prezzo dell’energia all’ingrosso che si determina in Italia resta comunque in media superiore al
livello medio dei prezzi delle altre borse europee (figura 6), anche se nei mesi più recenti la forbice sembra
essersi ridotta. Si tratta di una questione fondamentale per il sistema economico italiano, la cui spiegazione
va ricercata prima di tutto nelle tecnologie di produzione dell’energia elettrica prevalenti in Italia, olio
combustibile e gas naturale, più care rispetto al carbone, in Italia poco utilizzato, o al nucleare, del tutto
assente. Concorre inoltre a queste differenze lo sviluppo ancora incompleto della concorrenza nel mercato
della generazione.
Fig.6 Variazione percentuali dei prezzi di borsa. Fonte: GME (2005)
9
Tra i vantaggi portati dalla borsa elettrica italiana vi è stato l’aumento della disponibilità degli impianti
che ha allentando il rischio di tagli alle forniture, una maggiore possibilità di accesso dei produttori al mercato
sia libero che vincolato, e la formazione di un prezzo basata su un’elevata liquidità delle offerte. L’IPEX ha
anche consentito di evidenziare l’esistenza di frequenti situazioni di congestione tra Nord e Centro-Sud di cui
pochi erano consapevoli prima della partenza della borsa. Tale informazione dovrebbe servire per orientare
le decisioni di investimento in impianti e rete di trasmissione.
3.2 La struttura del mercato e la posizione di Enel
Dal punto di vista strutturale, grazie alla riforma del settore elettrico, si è passati dalla presenza di
un’unica impresa, ad un panorama più differenziato, in cui ENEL si confronta con altri concorrenti, se pur di
taglia minore (figura 7).
Fig. 7 Quote di mercato. Fonte: AEEG (2005)
Tuttavia, in un settore come quello dell’elettricità, tradizionalmente caratterizzato da strutture
monopolistiche, le cui relazioni contrattuali erano spesso di tipo esclusivo e di durata pluriennale, lo sviluppo
di una cultura della concorrenza implica un delicato processo di adattamento per le imprese. Occorre vigilare
attentamente sui comportamenti della impresa ex monopoliste, già avvantaggiata dall'essere da tempo attiva
nei rispettivi mercati.
La complessità del settore elettrico rende necessario, soprattutto in questa fase di sviluppo, il ruolo
di un regolatore autonomo e indipendente che ne salvaguardi la corretta evoluzione. E’ questo il compito
dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (AEEG) istituita con la legge n. 481 del 14 novembre 1995. I suoi
poteri di regolazione settoriale fanno riferimento alla determinazione delle tariffe per tutte quelle attività nelle
quali non si sviluppa la concorrenza (trasporto, distribuzione, vendita ai clienti non idonei), dei livelli di qualità
dei servizi in cui il mercato non sarebbe in grado di garantire l’interesse di utenti e consumatori a causa di
vincoli tecnici, legali o altre restrizioni che limitano il normale funzionamento dei meccanismi concorrenziali.
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Mano a mano che la liberalizzazione procede, oltre ad un ruolo per l’Autorità di regolazione
aumentano i compiti dell’ Autorità Antitrust, che è tenuta a vigilare sul funzionamento dei mercati aperti alla
concorrenza (generazione di elettricità, vendita). Tutti gli indicatori elaborati dal Gestore del Mercato Elettrico
per misurare la concentrazione dell’offerta nel mercato della generazione elettrica mostrano che vi è un
elevato potere di mercato di Enel e che Enel, grazie alla sua dimensione e alle caratteristiche dei suoi
impianti, è in grado di fissare il prezzo praticamente in tutte le zone d’Italia. Non è infatti sufficiente che
esistano altri (piccoli) operatori che producono e offrono energia nel mercato di Borsa. La perdurante
differenza dimensionale tra Enel e altri produttori limita la capacità di questi ultimi di competere, rendendo
semmai più conveniente una strategia di quieto vivere che consente di beneficiare della poca concorrenza.
L’Autorità antitrust e l’Autorità dell’Energia hanno sottolineato come tutt’oggi il grado di concorrenza nel
mercato della generazione sia insufficiente, e come vi siano margini per una riduzione (o una minor crescita)
dei prezzi a seguito di uno sviluppo della concorrenza.
4. Conclusioni: i benefici della liberalizzazione
Dal punto di vista strutturale, riteniamo che il processo di liberalizzazione sia in una fase avanzata.
L'ex monopolista ha una quota della produzione nazionale del 34%, contro l'89% della Francia o il 72% della
Germania. Inoltre, in l'Italia si ha la percentuale più alta in Europa di grandi clienti industriali che hanno scelto
il mercato libero: il 60%, rispetto al 15% della Francia, al 41% della Germania. E ancora, si ha una
ripartizione del mercato libero per i consumatori finali equilibrata, con l'ex monopolista al 14% del totale.
All'Enel è stato imposto un dimagrimento forzato, con la vendita di 15 mila Megawatt di generazione e la
creazione di Terna, che gestisce la rete di trasmissione nazionale.
La domanda però che naturalmente si pone è: le liberalizzazioni sono davvero servite ai
consumatori? Sul lato dei prezzi, dall'avvio della liberalizzazione nel 1996 al 2005 (secondo l’Eurostat),
l'elettricità in Italia è aumentata di circa la metà della media europea, mentre l'aumento delle bollette
elettriche per le famiglie (+9%) è stato di gran lunga inferiore a quello dei prezzi di tutti gli altri settori
merceologici, con l'unica eccezione delle telecomunicazioni. Dal 1996 al 2005, in termini reali, il prezzo
medio dell'elettricità si è ridotto del 12% a fronte di un aumento dei combustibili di oltre il 110%. Nel corso del
2005, a fronte di un aumento del prezzo del petrolio di oltre il 44%, il prezzo medio dell'elettricità è
aumentato di poco più del 7,3%, grazie anche al ruolo svolto dall’Acquirente Unico, garante per la fornitura di
energia elettrica per il mercato vincolato (consumatori che non hanno ancora la possibilità di acquistare
energia direttamente dal mercato). Dal 1° luglio del 2007, con l’apertura totale del del mercato dal lato della
domanda, la liberalizzazione nel settore elettrico sarà formalmente completata.
La liberalizzazione è condizione necessaria ma non sufficiente per creare benefici di lungo termine
per i consumatori finali. In particolare, è necessario favorire nuovi investimenti nella produzione di elettricità,
incoraggiando la realizzazione di nuovi poli di produzione nelle aree del paese, oggi deficitarie rispetto alla
domanda locale. Inoltre, sarà necessario anche intervenire per assicurare un adeguato mix tecnologico degli
impianti. Infatti, il parco di produzione dell’energia elettrica in Italia è oggi prevalentemente costituito da
impianti che utilizzano tecnologie con costi variabili relativamente alti (gas, olio combustibile). Questo spiega
almeno in parte un livello dei prezzi elevato.
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Inoltre, potenziare le linee di trasporto nazionali e le linee di interconnessione con l'estero permetterà
alla nuova capacità di generazione di diventare un'effettiva opportunità concorrenziale. Anche la mancanza
di interazione tra i diversi mercati europei a livello internazionale impedisce che i vantaggi della
liberalizzazione siano pienamente realizzati.
Bibliografia
AEEG (2005), Indagine conoscitiva sullo stato della liberalizzazione dei settori dell’energia elettrica e del gas
naturale (IC22).
AGCM (2005), Provvedimento A366, Comportamenti restrittivi sulla Borsa Elettrica, Avvio Istruttoria.
AGCM (2006), Avvio Indagine Conoscitiva IC22B sullo stato della liberalizzazione dei settori
dell’energia elettrica e del gas naturale.
GME (2005), Rapporto Annuale.
GME (2007), Rapporto mensile sugli scambi nella Borsa Elettrica.
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