n dato sul quale sono concordi produttori, distributori e utenti, è l’alto costo dell’elettricità: 64 euro al megawattora all’ingrosso rispetto ad una media europea di 20 euro, che influiscono sulla bolletta dei consumatori finali, imprese e privati. Alto costo significa un affare per chi produce, ma anche per le finanze pubbliche. Infatti all’alto prezzo contribuiscono i combustibili impiegati nelle centrali italiane e un carico fiscale elevato. Per una fornitura della potenza di 30 Kw, con un consumo medio di 0,03 GWh l’anno, il carico fiscale è del 21 per cento in Francia, del 16 in Germania, del 18 in Spagna e Belgio, del 29 per cento in Italia. Carico che sale al 31 per cento nelle forniture di 500 kW con un consumo medio di 2 GWh l’anno.
In tutti i Paesi del mondo l’energia elettrica viene prodotta da impianti prevalentemente a carbone e nucleari, poco costosi, con emissioni nocive e rischi di incidenti ridotti al minimo dalle nuove tecnologie. L’Italia ha il primato di usare gas naturale per il 38 per cento della produzione, olio combustibile per il 28, con la conseguenza di dipendere dalle oscillazioni del prezzo del petrolio, a sua volta legato alle tensioni geopolitiche delle aree produttrici.
Il 14 per cento dell’energia italiana è prodotta dal carbone, il 20 per cento da fonti rinnovabili, in prevalenza idriche. L’Enel, quarto produttore europeo e primo in Italia, ha varato un programma di investimenti di circa 4 miliardi di euro per convertire alcuni impianti: le centrali di Civitavecchia e di Porto Tolle, per circa 5 mila MW, vengono trasformate da olio a carbone o ad orimulsion, un combustibile fornito dal Venezuela, sicuro e competitivo, usato in Germania e in Danimarca, e con nuove tecnologie per l’abbattimento delle emissioni.
In altre 8 centrali per altri 5 mila MW, dislocate all’interno del Paese, è in corso la riconversione a ciclo combinato, sempre a orimulsion. A fine lavori, con un investimento complessivo di 14,2 miliardi di euro, la produzione dell’Enel deriverà per il 50 per cento da carbone o orimulsion, per il 32 da fonti rinnovabili, per il 15 da gas usato in cicli combinati con cogenerazione, e solo per il 3 per cento da olio. Queste innovazioni daranno un significativo contributo all’aumento della produzione, alla riduzione delle importazioni nelle quali l’Italia oggi è al primo posto tra i Paesi occidentali, e nel medio periodo alla diminuzione dei prezzi. Ma per un reale alleggerimento della bolletta le maggiori aspettative sono rivolte alla Borsa elettrica e all’aumento dell’offerta da parte di nuovi produttori.

EDISON
L’Edison è il maggiore concorrente dell’ex monopolista Enel nella produzione e nella distribuzione. La società ha nel settore un’antica storia culminata nel dicembre 1962 con la nazionalizzazione e la nascita del nuovo ente pubblico monopolista. La tradizione nel settore energetico è stata ripristinata dopo la conclusione traumatica della vicenda Montedison, cominciata nel 1966 con la fusione tra la Edison e la Montecatini e con la diversificazione delle attività nei settori chimico, minerario, siderurgico, elettromeccanico, elettronico e del gas.
Nel 1991 è tornata la denominazione di Edison spa nella sede di Foro Bonaparte 31 a Milano. Il nome tradizionale è riapparso nei listini di Borsa, in linea con le riforme europee, con il Piano energetico nazionale, con il varo di un impegnativo piano di costruzione di nuove centrali elettriche a ciclo combinato, tecnologia ad alta efficienza e ridotto impatto ambientale. Quindi la Edison ha costituito la società Italenergia, al cui capitale partecipano con il 20 per cento la Fiat; con il 18 per cento il colosso francese Edf, protagonista di un sostanzioso acquisto di partecipazioni elettriche che lo portano al primo posto in Europa e tra i primi nel mondo; con il 20 per cento tre grandi banche nazionali. Pertanto la Edison oggi, come quella di 120 anni fa, ha come principale attività l’elettricità con una produzione dell’8 per cento, pari a quella della Edipower, società nata dall’acquisizione della Eurogen, una delle tre Genco che l’Enel ha dovuto costituire in seguito alla legge sulla liberalizzazione e alle quali ha dovuto conferire le proprie centrali.
Della Edipower la Edison detiene il 40 per cento delle azioni; le aziende municipalizzate di Roma, Milano e Torino partecipano con un altro 40 per cento; azionisti minori hanno il 20 per cento. Con circa il 17 per cento delle vendite sul mercato libero, la Edison è il secondo produttore elettrico nazionale: 10 mila Mw di potenza installata, con l’obiettivo di arrivare entro il 2007 a 14 mila Mw, coprendo il 20 per cento del mercato. Fornisce energia in prevalenza a piccole e medie imprese che rappresentano il 22 per cento delle sue vendite, servite da una rete di trasmissione di 2.900 km.
Con le dismissioni realizzate, l’indebitamento consolidato è sceso a 6,4 miliardi di euro dai 13,5 miliardi della fine del 2002. I ricavi nell’energia elettrica del 2002 sono stati pari a 3.523 milioni di euro, in aumento del 6 per cento rispetto all’anno precedente. Nel quadro dei produttori, dopo l’Enel e l’Edison vengono la spagnola Endesa con il 7 per cento; l’Eni Power con il 5 per cento, quota che l’amministratore delegato del Gruppo petrolifero Eni, Vittorio Mincato, sta cercando di aumentare; l’Asm di Brescia con il 2 per cento; l’Acea di Roma con l’1 per cento. Quest’ultima ha acquistato dall’Enel la rete e gli abbonati di Roma nonché la terza Genco, l’Interpower; inoltre ha creato, con la partecipazione della belga Electrabel e della Energia del gruppo Cir di Carlo De Benedetti, la Tirreno Power, che copre il 3 per cento della produzione.
Un altro 8 per cento è fornito dall’insieme delle municipalizzate; altrettanto dagli autoproduttori, 1.200 imprese che producono per le esigenze proprie ma vendono anche ai distributori, Enel compresa. Tra essi figura Angelo Dario Scotti, produttore del riso omonimo propagandato sulle reti Mediaset da Gerry Scotti: due anni fa Dario Scotti, utilizzando gli scarti della lavorazione del riso, ha creato una centrale da 6 Mw che produce lo 0,007 del totale e lo vende al Gestore della rete a un prezzo quasi doppio di quello di mercato, perché ottenuto da fonti rinnovabili.
Il quadro del frastagliato arcipelago dei cosiddetti «Padroni della luce» è completato dall’11 per cento prodotto da piccole e piccolissime imprese indicate nelle statistiche come «altri».

GRUPPO HERA
Per le aziende dell’Emilia Romagna che si occupano di energia, novembre è un mese di grande attività. A Bologna il primo novembre 2002 è stato costituito il Gruppo Hera dall’aggregazione di 12 aziende che si occupano di servizi pubblici nelle province di Bologna, Ravenna, Rimini, Forlì-Cesena. A fine novembre 2003 i Consigli comunali di Modena, Piacenza, Reggio Emilia hanno avviato la discussione sul progetto di costituire la Newco Emilia che, con la Meta di Modena unica quotata in Borsa, l’Amps di Parma, l’Agac di Reggio Emilia e la Tesa di Piacenza, dovrebbe dare vita alla quarta società pluriservizi italiana, operativa nei settori energia, rifiuti e acqua. Parma ha già approvato la convenzione per creare la società che resterà pubblica per il 51 per cento, quota suddivisa tra i 4 Comuni partecipanti; il resto sarà destinato ad azionisti privati. Il giro d’affari è previsto tra 800 e 900 milioni di euro.
La Hera è il primo intervento nel comparto energetico di aziende locali riunite per rendersi autonome nell’offerta dei servizi di elettricità, gas, ambientali e del ciclo idrico integrato, operando in un bacino di circa 2 milioni di utenti di 138 Comuni. Quotato in Borsa il 26 giugno scorso, il Gruppo ha registrato una richiesta di azioni, da parte dei risparmiatori, superiore di oltre 3 volte rispetto all’offerta, e di 1,7 volte rispetto alla richiesta degli investitori istituzionali.
Il bilancio del primo semestre 2003 ha presentato un incremento del 12,8 per cento nel valore della produzione che ammonta a 659,4 milioni di euro; un margine operativo lordo di 122,1 milioni di euro, in aumento del 39,2 per cento; un risultato operativo di 58,1 milioni, in aumento del 73,8; un utile ante imposte di 45,3 milioni, in aumento del 30,7 per cento. Il Gruppo sembra destinato a fornire una significativa risposta alla carenza nazionale di energia con l’unificazione operativa, oltre che societaria, di imprese pubbliche locali in grado di affrontare le richieste e di sfruttare il processo di liberalizzazione in corso.
Nel settore ambientale il Gruppo sta trattando l’acquisto della Ecodeco, dell’Ambiente dell’Eni e della Ecolog delle Ferrovie. Tra le municipalizzate il Gruppo Hera è, nel settore elettrico, secondo dopo la romana Acea e precede l’Aem di Milano e la bresciana Asm; ha 4.314 dipendenti, di cui 66 dirigenti e 137 quadri.
Convinto della bontà della formula che caratterizza il Gruppo, il presidente Tomaso Tommasi di Vignano afferma: «Il nostro è un modello abbastanza estendibile: è una holding operativa con una serie di società controllate al 100 per cento, alle quali diamo mandato per la gestione di reti e utenti. Così non perdiamo il legame con le popolazioni. Aggiungere una società operativa è abbastanza semplice, l’importante è che vi sia una contiguità territoriale».
L’amministratore delegato Stefano Aldrovandi ritiene che i problemi più significativi del mercato elettrico sono l’incertezza delle regole, la mancata sensibilizzazione del Paese, l’assenza di una visione strategica: «Gli aspetti più critici–sostiene–riguardano la data di effettivo avvio della Borsa elettrica; le modalità di regolazione, nella tariffa per il mercato vincolato, della componente a copertura dei costi di acquisto; il disegno dell’atteso meccanismo del capacity payment, che stabilisce una fascia base di prezzo. L’incertezza condiziona non solo i nuovi investimenti destinati all’aumento della capacità produttiva, ma anche l’attività di vendita al mercato libero, nel quale l’elevato rischio affrontato dai grossisti rischia di tradursi in maggiori prezzi praticati agli utenti finali».
Altro elemento di preoccupazione, secondo Aldrovandi, è il disegno delle regole che «presenta a volte il rischio di incentivi distorti che mettono in crisi il sistema sulla falsariga di quanto è avvenuto in diverse occasioni negli Stati Uniti». Le strategie di sviluppo del Gruppo prevedono principalmente la diversificazione delle fonti di approvvigionamento del gas e l’incremento delle attività di generazione e di vendita dell’energia elettrica.
Altri Comuni stanno discutendo se seguirne l’esempio - Bergamo, Como, Padova, Venezia -, convinti che negli orizzonti aperti dalla liberalizzazione e dal forzoso ridimensionamento dell’Enel si presentino nuove occasioni di affari anche per gli Enti locali, ma soprattutto che non sia più il tempo di restare legati alle piccole dimensioni: negli ultimi tre anni l’Osservatorio dell’Università Bocconi su alleanze e acquisizioni delle società di servizi locali ha registrato 187 alleanze, 29 fusioni, 14 gare di acquisizione di partecipazioni, con un notevole incremento nel 2003 per il timore che prima o poi i piccoli siano comprati dal più grande.
Una causa non secondaria dell’attivismo delle società di servizi locali verso l’aggregazione è stata la Finanziaria 2002 che ha consentito alle municipalizzate di evitare l’obbligo di separare le reti di acqua e di energia dai servizi, purché abbiano deliberato di quotarsi in Borsa al primo gennaio 2002, e quindi siano sul mercato entro il 31 dicembre 2003.

DYNAMEETING
Tre giovani manager hanno dato vita, nel luglio 2000 a Milano, forse al principale grossista indipendente dell’energia, la Dynameeting: Renzo Boschet, presidente, Antonio Urbano, attuale amministratore delegato, e Paolo Martino, responsabile dell’area Tecnologie informatiche. Con loro, uno staff di 25 persone per il controllo continuo dell’andamento del mercato elettrico, e circa 70 consulenti che presto saranno oltre un centinaio, e che costituiscono la rete di vendita operativa in tutto il territorio nazionale, con l’obiettivo di acquisire il maggior numero dei 160 mila «utenti idonei», che consumano cioè oltre 100 mila kwh l’anno, abilitati a rifornirsi sul mercato libero; quando, dal luglio 2004, diverranno «idonee» tutte le piccole e medie imprese, i potenziali utenti potranno diventare 7 milioni.
Con l’avvio in gennaio della Borsa elettrica la società ha pronte diverse soluzioni di fornitura basate su riduzioni dei prezzi, affidabilità e qualità del servizio. A tale scopo ha sviluppato un modello di simulazione che consente di prevedere il livello dei prezzi dell’elettricità nel medio e nel lungo periodo mediante un programma informatico che, basandosi su notizie relative alle caratteristiche degli impianti di produzione, alle capacità produttive, ai costi fissi e variabili, alle strategie di offerta, elabora i dati relativi a costi di produzione, domanda e offerta di energia.
Clima, cicli produttivi, festività, andamento dell’economia ecc. concorrono alla previsione della domanda. Condizione prima dell’operatività della società è la libera circolazione dell’energia, prevista dal 1992 dal Trattato di Maastricht. A questo è seguita una direttiva comunitaria per la riorganizzazione dei sistemi elettrici nazionali. Per l’Italia, il decreto Bersani del 1999 ha avviato la liberalizzazione di produzione, import, export, vendita e acquisto, integrato dalle successive norme del Ministero per le Attività produttive che prevedono, tra l’altro, la Borsa elettrica dal prossimo gennaio, attesa con interesse perché ritenuta una piazza sicura in cui collocare la produzione, il che spingerà i privati ad investire nelle infrastrutture elettriche di cui il Paese ha bisogno.
Presidente del GME, il Gestore del mercato elettrico cui è affidata l’organizzazione e la gestione della Borsa, è il prof. Giorgio Szego, docente di Economia dei mercati monetari e finanziari all’Università La Sapienza di Roma. È cauto nelle valutazioni l’amministratore delegato della Dynameeting Antonio Urbano: «La Borsa–dice–si deve guadagnare sul campo il favore degli operatori, convincendoli di essere il punto di riferimento fondamentale con regole chiare, che assicurino la trasparenza dei prezzi ed evitino gli abusi di posizione dominante».