Lettera A)
PIANO PER LE CESSIONI DEGLI IMPIANTI ENEL
Premessa.
Il decreto di riassetto del settore elettrico n. 79/99, al comma 1
dell'art. 8, prevede che, a partire dal 2003, nessun soggetto possa
produrre o importare piu' del 50% dell'energia elettrica totale
prodotta e importata in Italia. A tale scopo, entro la fine del 2002
Enel dovra' cedere non meno di 15.000 MW della propria capacita'
produttiva.
La cessione dovra' avvenire rispettando gli obiettivi indicati
nella stessa norma, ovvero:
consentire adeguate condizioni di mercato;
assicurare la necessaria attenzione alla presenza di piani
industriali, al mantenimento della produzione nei siti ed alle
ricadute occupazionali;
tenere conto delle esigenze di sviluppo, innovazione, ricerca ed
internazionalizzazione di Enel.
Il Ministro dell'industria, nel tradurre tali obiettivi in criteri
per la dismissione, ha fatto pervenire ad Enel delle linee guida che
prevedono che i nuovi produttori, per concorrere efficacemente,
dovranno disporre di un parco impianti caratterizzato da una
capacita' produttiva di dimensioni sufficienti a garantire:
economicita' ed efficienza della produzione;
autonomia nella gestione dell'offerta in termini di riserva e di
programmi di manutenzione degli impianti.
Quindi gli impianti da cedere dovranno essere aggregati in un
limitato numero di blocchi di sufficiente consistenza per potenza
installata e numero di impianti.
Nelle linee guida e' anche indicato che le dismissioni dovranno
riguardare:
un mix di impianti di base e di punta tale da consentire di
concorrere in ogni fase della domanda;
un mix diversificato di fonti di energia primaria;
alcuni impianti obsoleti in modo da attivare investimenti per
l'incremento dell'efficienza e l'economicita' della gestione, in
particolare nelle aree del Mezzogiorno;
un'adeguata articolazione geografica, in modo da garantire una
pluralita' dell'offerta nelle diverse aree del territorio nazionale,
impedendo che possano crearsi monopoli locali.
Le linee guida prevedono inoltre che le offerte di acquisto
includano piani industriali vincolanti, che specifichino:
il periodo minimo per il quale verra' garantito il mantenimento
dell'attivita' di produzione nei siti interessati;
le modalita' di gestione della continuita' occupazionale;
i programmi di investimento.
Caratteristiche del piano e criteri seguiti.
Sulla base delle indicazioni ricevute, Enel ha elaborato un piano
che prevede l'accorpamento degli impianti da cedere in tre societa'.
Cio' assicura al contempo:
al mercato elettrico della generazione, la presenza di una
pluralita' di operatori e quindi un adeguato livello di concorrenza;
a ciascuna societa', la massa critica per competere con
economicita' ed efficienza.
Il parco di generazione individuato per la cessione e' di circa
15.100 MW, cosi articolato:
societa' A: 7.000 MW;
societa' B: 5.500 MW;
societa' C: 2.600 MW.
In generale, pur considerando le specificita' derivanti dalle
diverse dimensioni, il parco impianti delle tre societa' presenta una
composizione sostanzialmente simile a quello che rimarra' in Enel,
sia per quanto riguarda le caratteristiche tecnologiche, che per il
mix di combustibili utilizzabili e la dislocazione geografica.
Il dettaglio di tutti gli impianti e delle risorse umane che
verranno conferite ad ogni societa' e' riportato in allegato.
Nel seguito sono descritti i principali criteri seguiti nella
definizione degli impianti da trasferire a ciascuna delle tre
societa', con particolare riferimento al mix tecnologico,
all'articolazione geografica ed all'attribuzione del personale.
Mix tecnologico.
Dopo le trasformazioni a ciclo combinato di tutti gli impianti
termici convertibili, il parco in cessione sara' caratterizzato, in
termini di potenza installata, dal 70% di impianti di base (1),
costituiti da:
impianti termici baseload;
impianti termici convertiti a ciclo combinato (CCGT);
impianti idroelettrici fluenti,
e dal 30% di impianti midmerit (2), ovvero:
impianti termici destinati alla modulazione giomaliera del carico;
impianti idroelettrici di modulazione giornaliera e stagionale
(impianti a bacino e a serbatoio);
impianti termici di punta (turbogas).
Tale bilanciamento tra impianti di base e midmerit risponde
all'esigenza di costituire un parco efficiente in grado di coprire
efficacemente l'intera curva della domanda.
Poiche' la trasformazione a ciclo combinato risulta largamente
conveniente dal punto di vista economico per tutti gli impianti
convertibili, si ipotizza che essa verra' effettuata dagli acquirenti
in tutti i casi tecnicamente possibili (3). In tal modo si otterra'
un mercato effettivamente competitivo in grado di minimizzare il
costo dell'energia prodotta dal sistema.
Secondo le stime effettuate, grazie anche alla prevalenza di
impianti di base o convertibili fra quelli ceduti, la quota di
produzione Enel al 2003 dovrebbe ridursi a meno del 40%, superando
quindi in misura rilevante gli obiettivi definiti dal decreto
legislativo n. 79/1999 (produzione consentita ad un singolo operatore
inferiore al 50% del mercato).
In generale, al diminuire della dimensione della societa' e'
necessario che si aumenti la quota di impianti di base, in modo da
garantire ritorni economici elevati, lasciando agli operatori
maggiori l'onere della copertura del carico massimo e della riserva.
E' stato quindi ritenuto opportuno assegnare:
alle due societa' di maggiori dimensioni un mix di impianti di base
(o convertibili a ciclo combinato) e di impianti midmerit;
alla societa' piu' piccola una percentuale minima di capacita' di
midmerit in quanto, dato il numero di impianti ridotto e le
conversioni previste (2.400 MW su 3 siti, sul totale di 2.600 MW), e'
necessario che gli impianti di volta in volta in esercizio funzionino
per un numero molto elevato di ore all'anno, assicurando cosi alla
societa' flussi di cassa piu' stabili e prevedibili.
In dettaglio, dopo le trasformazioni, per le tre societa' si
arrivera' a un mix sul parco totale di:
societa' A: 61% base, 39% midmerit;
societa' B: 69% base, 31% midmerit;
societa' C: 99% base, 1% midmerit.
L'obiettivo di costituire una pluralita' di operatori con la
cessione complessiva di 15.000 MW di potenza, d'altra parte, ha
determinato la necessita' di mantenere in Enel la maggior parte dei
grandi impianti midmerit, a basso rendimento, non trasformabili a
ciclo combinato. Tali impianti, la cui potenza totale installata
supera la meta' di quella del residuo parco termico di Enel,
contribuiranno a garantire il servizio di riserva statica e dinamica
necessario alla sicurezza e funzionalita' del sistema nazionale.
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(1) Per impianti di base si intendono le centrali di
generazione che, coprendo la parte bassa della curva di
carico, operano per un numero di ore molto elevato
all'anno (7-8.000 ore). Nel piano sono stati
convenzionalmente definiti come impianti di base gli
impianti termici ad elevato rendimento (con un costo
variabile non superiore ad un impianto a ciclo
combinato di nuova realizzzzione) e gli impianti
idroelettrici ad acqua fluente.
(2) Per impianti midmerit si intendono le centrali di
generazione destinate a modulare il carico che operano per
un numero limitato di ore all'anno, vale a dire gli
impianti termici a rendimento inferiore (aventi costi
variabili maggiori degli impianti a ciclo combinato di
nuova realizazione) e gli impianti idroelettrici di
bacino/serbatoio /pompaggio.
(3) L'elenco degli impianti convertibili e' riportato
in allegato insieme ad un'ipotesi di programma di
trasformazione, con relativi investimenti, ed allo stato
delle procedure autorizzative necessarie per la
trasformazione.
Alle tre societa' e' stato assicurato un adeguato livello di
diversificazione delle fonti di energia primaria, tale da consentire
un'elevata flessibilita' nell'approvvigionamento e nell'utilizzo di
combustibili. In particolare, al completamento delle trasformazioni,
si avra' il seguente mix di fonti:
MIX FONTI DI ENERGIA (% potenza totale installata)
_____________________________________________________________________
Olio/Carbone Olio/Gas Gas Acqua
_____________________________________________________________________
Societa' A 8% 30% 52% 10%
Societa' B 10% 11% 61% 18%
Societa' C 19% 0% 79% 2%
La scelta di cedere una quota prevalente di impianti termici
risponde all'esigenza di:
favorire una reale concorrenza fra tutti gli operatori sul mercato
libero, fornito prevalentemente da impianti termici (dato l'elevato
numero di ore di loro funzionamento);
consentire alle nuove societa' di partecipare alla definizione dei
prezzi dell'energia nel nuovo mercato obbligatorio ("pool").
Fra gli impianti termici, in particolare, sono stati scelti in
prevalenza quelli capaci, dopo la trasformazione a CCGT, di offrire
un'elevata quota di produzione di energia a costi competitivi e con
le migliori tecnologie esistenti.
La scelta degli impianti idroelettrici da cedere ha privilegiato
impianti modulabili (bacino o serbatoio), per assicurare alle
societa' la possibilita' di competere anche sulla fornitura dei
servizi di regolazione e modulazione dell'offerta. Inoltre tutti gli
impianti idroelettrici selezionati sono raggruppati in nuclei
autonomi per quanto riguarda l'esercizio e la conduzione, evitando
cosi' che i nuclei scelti debbano essere teleguidati da altri
impianti non appartenenti alla medesima societa'.
Oltre agli impianti compresi nel presente piano di dismissioni,
indipendentemente dagli obblighi di legge, Enel intende cedere,
nell'ambito di societa' a partecipazione congiunta con enti locali,
propri impianti idroelettrici situati nelle regioni Valle d'Aosta e
Trentino-Alto Adige. Questi impianti non sono inclusi nel piano di
dismissioni data l'intenzione di Enel di mantenere una partecipazione
significativa, almeno nei primi anni, nelle relative societa' in via
di costituzione.
Con la cessione di tali impianti, la cui potenza complessiva e di
circa 3.000 MW, e di quelli inclusi nel piano, la produzione
idroelettrica di Enel a regime sara' pari a 23 TWh, con una riduzione
del 33% rispetto ai 34,4 TWh attuali.
Articolazione geografica.
I criteri seguiti nell'articolazione geografica degli impianti
assegnati alle tre societa' sono stati:
assicurare una pluralita' di produttori in ciascuna area
geografica, per evitare possibili situazioni di monopolio locale;
evitare di disperdere sul territorio, in misura inutilmente
marcata, i siti delle nuove societa', facilitando quindi la loro
conduzione futura e minimizzando la necessita' di mobilita'
territoriale del personale conferito alle singole societa'.
In sintesi, a regime, la situazione nelle varie regioni si
presenterebbe come nella seguente tabella.
DISLOCAZIONE TERRITORIALE IMPIANTI DI PRODUZIONE PERIMETRO ATTUALE
ENEL DOPO LE DISMISSIONI E TRASFORMAZIONI (MW a regime)
_____________________________________________________________________
Societa' A Societa' B Societa' C Enel
Piemonte e Liguria 800 -- 1.443 5.674
Lombardia 3.234 2.400 -- 2.649
Triveneto 293 1.102 -- 6.695
Emilia-Romagna 660 -- -- 2.592
Toscana, Marche e Umbria -- 530 -- 3.024
Lazio, Abruzzo e Molise -- -- 1.200 7.295
Campania, Puglia e
Calabria 1.296 484 400 6.760
Sicilia 1.194 168 -- 2.768
Sardegna -- 880 -- 1.249
La tabella evidenzia come, anche in seguito alle cessioni, la
generazione Enel manterra' una presenza uniforme su tutto il
territorio nazionale, facendosi tra l'altro carico in misura
prevalente della produzione nelle aree meno competitive.
Personale.
Le nuove societa' dovranno disporre fin dall'avvio della loro
attivita' di tutte le risorse tecniche e di supporto necessarie a
garantire piena indipendenza ed efficacia operativa, valorizzando al
contempo anche nel nuovo contesto la competenza e l'esperienza di
esercizio accumulata in Enel.
In particolare, si prevede di trasferire alle societa' da cedere:
tutto il personale diretto delle centrali interessate
(complessivamente ca. 4.300 risorse);
una quota parte del personale di staff necessario alla totale
autonomia delle strutture, sin dalla fase di avvio (ca. 800 risorse
attualmente in forza alle direzioni territoriali).
Alle risorse trasferite saranno applicate le medesime
caratteristiche contrattuali previste per i dipendenti Enel.
Impegni assunti dagli acquirenti.
Alle tre societa' saranno conferiti gli impianti di generazione da
cedere, il personale relativo, nonche' le adeguate risorse
finanziarie in forma di capitale proprio e debito, finalizzate ad
ottimizzarne la struttura patrimoniale e a minimizzarne il costo del
capitale.
Inoltre, per ogni societa' sara' predisposto un piano industriale
contenente indicazioni in merito a:
piani di trasformazione a ciclo combinato degli impianti
convertibili;
garanzie di fornitura dei combustibili necessari alla conduzione;
struttura patrimoniale ottimale;
caratteristiche di tutti i contratti stipulati e degli accordi
necessari alla valorizzazione dei flussi di cassa (es. eventuali
contratti con l'acquirente unico).
In proposito, come disposto dal decreto legislativo n. 79/1999 e
coerentemente con quanto indicato nelle linee guida del Ministro
dell'industria, gli acquirenti dovranno specificare nelle offerte di
acquisto i propri impegni in merito a:
trasformazioni a ciclo combinato di tutti gli impianti indicati
come convertibili, con indicazioni su tempistiche e piani di
investimento previsti;
garanzie sui livelli occupazionali per il personale coinvolto;
periodo minimo di mantenimento dell'attivita' di produzione di
energia elettrica nei siti. Inoltre, gli acquirenti saranno chiamati
al rispetto di tutti gli impegni contrattuali direttamente o
indirettamente pertinenti alle societa' al momento della cessione.
Conclusioni.
Enel ritiene che il presente piano risponda pienamente alle
disposizioni contenute nel decreto legislativo n. 79/1999 ed alle
linee guida ricevute dal Ministro dell'industria, che le cessioni
previste garantiranno una reale concorrenza sul mercato della
generazione e che le societa' cedute saranno organizzate e potranno
sostenersi e svilupparsi in maniera tale da soddisfare adeguatamente,
insieme all'Enel ed agli altri operatori italiani, le necessita' di
fornitura di energia elettrica del Paese presenti e future.
Email me at abalderi@yahoo.it in the meantime.
Please come back soon and visit me.
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