2026-07-28 AGCM C12404 - ENEL X-VOLKSWAGEN FINANCE LUXEMBOURG/JVC Provvedimento n. 29945 L’AUTORITÀ GARANTE DELLA CONCORRENZA E DEL MERCATO NELLA SUA ADUNANZA del 9 dicembre 2021; SENTITO il Relatore, Presidente Roberto Rustichelli; VISTO il Regolamento del Consiglio (CE) n. 139/2004; VISTA la legge 10 ottobre 1990, n. 287; VISTO il D.P.R. 30 aprile 1998 n. 217; VISTA la comunicazione della Commissione europea del 30 luglio 2021 con cui è stata trasmessa copia della notifica dell’operazione di concentrazione effettuata in pari data dalle società Enel X S.r.l. e Volkswagen Finance Luxembourg S.A.; VISTA la propria comunicazione del 18 agosto 2021 con la quale l’Autorità ha richiesto alla Commissione europea, ai sensi dell’articolo 9, paragrafo 2, lettera (a) del Reg. n. 139/2004, il rinvio della valutazione dell’operazione; VISTA la decisione della Commissione europea del 17 settembre 2021 di rinviare all’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato la valutazione dell’operazione, ai sensi dell’articolo 9, paragrafo 3, lettera (b) del Reg. n. 139/2004; VISTA la comunicazione dell’operazione ai sensi dell’articolo 16 della legge n. 287/1990, pervenuta dalle società Enel X S.r.l. e Volkswagen Finance Luxembourg S.A. il 30 settembre 2021; VISTA la propria delibera del 29 ottobre 2021, con la quale ha avviato, ai sensi dell’articolo 16, comma 4, della legge n. 287/90, il procedimento nei confronti delle società Enel X S.r.l. e Volkswagen Finance Luxembourg S.A.; VISTA la Comunicazione delle Risultanze Istruttorie trasmessa il 26 novembre 2021; VISTA la documentazione agli atti; CONSIDERATO quanto segue: I. LE PARTI 1. Enel X S.r.l. (di seguito anche “Enel X”) è una società interamente controllata da Enel S.p.A. (di seguito anche “Enel”), società capogruppo dell’omonimo Gruppo energetico italiano, attivo in quarantotto paesi nei settori dell’elettricità e del gas naturale. Enel X è la società del Gruppo a cui fa capo la linea di business dedicata ai prodotti innovativi e alle soluzioni digitali relative all’energia, ivi inclusa la mobilità elettrica dove opera nell’installazione e manutenzione di infrastrutture per la ricarica (Charging Point, di seguito “CP”) di veicoli elettrici a batteria (Battery Electric Vehicle, di seguito “BEV”) sia in bassa che in alta potenza. ENEL X opera anche nella successiva gestione dei CP in qualità di Charging Point Operator (di seguito anche “CPO”) ed in quella della vendita di servizi di ricarica in qualità di E-mobility service provider (di seguito anche “EMP” o “MSP”). Nel 2020 il Gruppo Enel ha realizzato un fatturato a livello mondiale pari a 62,6 miliardi di euro, di cui circa 24 in Italia. 2. Volkswagen Finance Luxembourg S.A. (di seguito anche “VWFL”) è una società interamente controllata da Volkswagen AG (di seguito anche “VWAG”), società di diritto tedesco, capogruppo del Gruppo Volkswagen (di seguito anche “Gruppo VW”) attivo in tutto il mondo nello sviluppo, produzione e vendita di automobili, veicoli commerciali leggeri e pesanti, autobus, loro componenti e accessori. Il Gruppo VW comprende i marchi Volkswagen, Porsche, Audi, Škoda, Bentley, Bugatti, Lamborghini, SEAT, MAN, Scania e Ducati e ha, di recente, costituito la società MOIA per lo sviluppo e la commercializzazione di soluzioni per servizi di mobilità, come il ride hailing e il car sharing, attualmente attiva in Germania e Finlandia. Il Gruppo, al momento dell’avvio del procedimento istruttorio, deteneva tramite la controllata Porsche AG, una partecipazione di co-controllo nell’impresa comune IONITY Holding GmbH & Co (di seguito, “Ionity”)1[NOTE:1:[Vd. le decisioni della Commissione europea del 27 aprile 2017 di non opposizione all’operazione M.8376, relativa alla costituzione di IONITY e del 1° settembre 2020 e M.9572 BMW / Daimler / Ford / Porsche / Hyundai / Kia / Ionity relativa all’ingresso nella JV del Gruppo Hyundai. ]], attiva in tutta Europa nell’installazione, gestione e manutenzione di infrastrutture accessibili al pubblico per la ricarica ad alta potenza dei BEV e nella vendita delle relative ricariche2[NOTE:2:[Vd. in particolare M.8376, cit., nonché doc. n. 177 e 178.]]. La Parte, nel corso del procedimento ha reso nota l’intervenuta modifica della compagine sociale di IONITY che ha determinato la perdita, da parte del Gruppo VW, del suo co-controllo3[NOTE:3:[Vd. doc. nn. 173 e 184.]]. Nel 2020, il Gruppo VW ha realizzato a livello mondiale un fatturato pari a 222,9 miliardi di euro, di cui circa di cui circa [8-9]*[NOTE:4:[Nella presente versione alcuni dati sono omessi, in quanto si sono ritenuti sussistenti elementi di riservatezza o di segretezza delle informazioni.]] miliardi in Italia. 3. La nuova Joint Venture (di seguito anche “JVC”) che, a esito della presente operazione sarà pariteticamente partecipata al 50% da Enel X e VWFL, è stata costituita in Italia da Enel X il 10 giugno 2021 con la denominazione sociale provvisoria di Enel X Mobility HPC S.r.l. 4. Acea Innovation S.r.l. opera anche in qualità di CPO nel settore dell’installazione e gestione di punti di ricarica pubblici e privati di BEV. Acea Innovation S.r.l. è interamente partecipata da Acea S.p.A., quotata alla Borsa di Milano e il cui azionista di maggioranza è Roma Capitale con una quota del 51%4[NOTE:5:[Gli altri azionisti rilevanti di Acea S.p.A. sono Suez S.p.A. con il 23,3%, nonché altri primari investitori istituzionali (vd. sito internet della Consob www.consob.it e di Acea S.p.A. www.gruppoacea.it).]], società capogruppo dell’omonimo Gruppo societario, una delle principali multiutility italiane, attivo nella gestione e nello sviluppo di reti e servizi nei settori dell’energia, dell’acqua e dell’ambiente e, con riferimento alla filiera della mobilità elettrica, attivo anche nel mercato a monte della vendita di energia elettrica e in quello a valle dell’E-mobility service provider. Acea Innovation S.r.l. è stata ammessa a partecipare al procedimento istruttorio, in qualità di interveniente, in accoglimento dell’istanza di partecipazione pervenuta il 16 novembre 20215[NOTE:6:[Vd. doc. nn. 161 e 163.]]. 5. TotalEnergies Marketing Italia S.p.A. è la società del Gruppo TotalEnergies attiva in Italia nella distribuzione, tra l'altro, di carburanti per aviazione, carburanti per il settore competizione, lubrificanti, GNL, fluidi e solventi speciali, colonnine di ricarica elettrica. La Società è stata ammessa a partecipare al procedimento istruttorio, in qualità di interveniente, in accoglimento dell’istanza di partecipazione pervenuta il 17 novembre 20216[NOTE:7:[Vd. doc. nn. 167 e 168.]]. II. DESCRIZIONE DELL’OPERAZIONE 6. L’operazione notificata consiste nella creazione di una joint venture controllata congiuntamente da Enel X e VWFL (di seguito anche congiuntamente “le Parti”), ciascuna delle quali ne deterrà il 50% del capitale sociale. Le Parti avranno una presenza paritaria sia nell’assemblea dei soci che nel consiglio di amministrazione di JVC ed entrambi gli organi decideranno all’unanimità. Gli accordi tra le Parti prevedono che, in caso di stallo decisionale, [omissis]. Le Parti, pertanto, eserciteranno un controllo congiunto sulla costituenda società comune. 7. JVC ha a oggetto la creazione e la gestione esclusivamente in Italia di una rete di infrastrutture di ricarica a elevata potenza, vale a dire superiore ai 100 kW (High Power Charge, di seguito “HPC”), pubbliche o private ad accesso pubblico (di seguito cumulativamente anche solo “pubbliche” o “pubblici”) per BEV. La rete di JVC, secondo quanto comunicato dalle Parti, sarà composta, a regime, da 3.000 CP collocati in circa [omissis] stazioni di ricarica. Gli accordi sottoscritti tra ENEL X e VWFL prevedono espressamente che la rete di HPC della JVC dovrà essere aperta a condizioni non discriminatorie a tutti i potenziali utenti7[NOTE:8:[JVA, punto 6.1 (cfr. doc. n. 1-C, allegato n. 3).]]. Enel X conferirà a JVC i CP pubblici HPC che attualmente detiene sul territorio italiano. 8. Gli accordi tra le Parti prevedono, inoltre, un obbligo di non concorrenza in capo al Gruppo Enel e, sebbene con alcune eccezioni, anche in capo al Gruppo VW [omissis]. 9. Ai sensi di tale pattuizione, Enel X svolgerà l’attività di costruzione e gestione delle infrastrutture di ricarica per punti di ricarica HPC pubblici solo attraverso la propria partecipazione di co-controllo nella JVC, [omissis]. Quanto al gruppo VW, anch’esso si obbliga a svolgere tale attività di costruzione e gestione delle infrastrutture di ricarica per punti di ricarica HPC pubblici solo attraverso JVC. Deroghe a tale obbligo sono previste dal JVA per la co-controllata Ionity e, con alcune limitazioni, per le controllate Porsche AG e Audi AG. In proposito, il Patto di non concorrenza prevede, infatti, che Porsche AG e Audi AG possano installare cumulativamente fino a un massimo di [100-500] CP in Italia e le altre affiliate del Gruppo VW un numero, cumulativamente, non superiore [1-5] punti di ricarica: nel caso in cui fossero superati tali limiti, [omissis]. 10. Per i servizi di information technology (di seguito “IT”) necessari allo svolgimento dell’attività di CPO, JVC verrà rifornita in esclusiva da Enel X, mediante la messa a disposizione, a condizioni di mercato, in favore della società comune del sistema operativo dalla stessa sviluppato per le sue attività di CPO. Quanto alla fornitura a JVC di altri input che possono essere forniti anche dalle imprese madri (energia da Enel X e l’hardware per la realizzazione di punti di ricarica ultra veloci sia da Enel X che da VWFL), gli accordi prevedono che JVC [omissis]. III. QUALIFICAZIONE DELL’OPERAZIONE 11. La concentrazione comunicata (di seguito anche “l’Operazione”) ha a oggetto la costituzione di un’impresa comune che eserciterà stabilmente tutte le funzioni di un’entità economica autonoma. Le previsioni contrattuali circa le forniture alla JVC da parte delle imprese madri implicano, infatti, che tali forniture avverranno in massima parte sulla base di procedure che comportano la contendibilità della fornitura e l’applicazione di condizioni di mercato. 12. L’Operazione, pertanto, si qualifica come una operazione di concentrazione ai sensi dell’articolo 3, paragrafo 1, lettera b), del Regolamento CE n. 139 del 20 gennaio 2004 e rientra nel suo ambito di applicazione in quanto soddisfa le condizioni previste dall’articolo 1, paragrafo 2 del medesimo Regolamento. 13. A seguito della decisione del 17 settembre 2021 con la quale la Commissione Europea ha disposto, ai sensi dell’articolo 9, paragrafo 3 lettera b), del Regolamento n. 139/2004, che l’Operazione venisse integralmente rinviata all’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato, alla concentrazione è applicabile la legge n. 287/1990. IV. IL PROCEDIMENTO ISTRUTTORIO 14. L’Autorità, a seguito della comunicazione del 30 luglio 2021 con la quale la Commissione europea ha trasmesso copia della notifica dell’Operazione di concentrazione effettuata in pari data dalle società Enel X S.r.l. e Volkswagen Finance Luxembourg S.A. (M.10311)8[NOTE:9:[Vd. doc. n. 1-bis.]], ha presentato alla Commissione stessa, con comunicazione del 18 agosto 2021, richiesta di rinvio dell’Operazione, ai sensi dell’articolo 9, comma 2, lettera a) del Regolamento n. 139/2004. La Commissione europea ha accordato il rinvio richiesto dall’Autorità con decisione del 17 settembre 2021, ai sensi dell’articolo 9, comma 3, lettera b), del Regolamento n. 139/2004. 15. Le Parti, a seguito della decisione di rinvio della Commissione europea, hanno notificato, con comunicazione del 30 settembre 2021, l’Operazione all’Autorità che, ai sensi dell’articolo 16, comma 6, della legge n. 287/1990, ha avviato un’istruttoria, con provvedimento del 29 ottobre 20219[NOTE:10:[Vd. provvedimento n. 29866 del 29 ottobre 2021, in Bollettino n. 44/2021 e doc. n. 102 e n. 103.]], ritenendo che la concentrazione fosse suscettibile di determinare la costituzione o il rafforzamento di una posizione dominante nei seguenti mercati nazionali: (i) costruzione e gestione di infrastrutture di ricarica pubbliche HPC per BEV; (ii) fornitura di servizi per la mobilità elettrica e (iii) produzione e commercializzazione dei BEV in Italia. 16. Gli Uffici, già in fase pre-istruttoria e al fine di acquisire elementi utili per la valutazione dell’Operazione, hanno inviato, tra il 7 e l’8 ottobre 2021 una richiesta di informazioni (di seguito anche il “market test”) a sedici operatori attuali e potenziali nel settore dell’installazione e gestione di CP, a quattordici case automobilistiche, a nove operatori attivi nella vendita di carburante per autotrazione e a tre operatori della grande distribuzione organizzata (di seguito “GDO”)10[NOTE:11:[Vd. doc. da n. 5 a n. 46 compresi; doc. nn. 47 e 50.]]. Le richieste di informazioni sono state riscontrate: da quindici operatori attuali e potenziali nel settore dei CPO11[NOTE:12:[Vd. doc. nn. 59 e allegati, 70 e 119; 73 e allegati; 74 e allegati; 76 e 117; 77 e 111; 79 e allegati; 80 e allegati; 81 e 121; 83 e allegati, 96; 87 e 162; 89 e allegati; 90 e allegati; 96 e 177 e 178.]]; da dodici case automobilistiche12[NOTE:13:[Vd. doc. nn. 49 e 120; 55 e 127; 61 e 110; 62 e 106; 63 e allegato; nn. 61 e 110; nn. 71 e 124; n. 72 e allegati; nn. 75 e 98; n. 82 e allegati; n. 86 e allegati; nn. 88 e allegati e 123; n. 113 e allegato.]], da sette distributori di carburante per autotrazione13[NOTE:14:[Vd. doc. nn. 60, 92 e 115; 64 e nn. 112; 65 e allegati; nn. 66 e 93 e allegati; nn. 85 e 125; 84, 91 e 94.]] e da tutti e tre gli operatori della GDO14[NOTE:15:[Vd. doc. nn. 78 e 122; 68 e 157, 69 e 95.]]. 17. Il market test è stato integrato con l’invio, il 5 novembre, l’8 novembre e l’11 novembre 2021, di una richiesta di informazioni ad altri due operatori attuali o potenziali nel settore del CPO, a otto concessionari autostradali e a un’altra casa automobilistica15[NOTE:16:[Vd. doc. da n. 128 a n. 136 compresi e nn. 139 e 151. Per le risposte vd. doc. nn. 152; 152-bis; 154, 155; 158, 159 e 160, 176.]]. 18. È stata, inoltre, acquisita agli atti del fascicolo la documentazione trasmessa dalla Commissione europea relativa alla notifica unionale preventiva della presente Operazione16[NOTE:17:[Vd. doc. n. 1-bis.]] (M.10311)17[NOTE:18:[Vd. avviso di notifica preventiva pubblicato su GUCE C321/3, del 10 agosto 2021.]] e la stessa Commissione ha trasmesso, con comunicazione pervenuta il 30 settembre 2021, le informazioni ricevute, nell’ambito del caso M.10311, da due operatori attivi nel settore dei CPO e da una casa automobilistica18[NOTE:19:[Vd. doc. 2. Vd. anche doc. nn. 142, 143, 150, 156 e 171.]]. 19. Le Parti hanno ripetutamente esercitato il diritto di accesso agli atti, ai sensi dell’articolo 13 della legge n. 287/1990 e dell’articolo 7, comma 2, lett. b), del d.P.R. n. 217/199819[NOTE:20:[Vd. doc. nn. 108, 109, 137 e 138, 174, 175.]] e sono state sentite in audizione l’11 novembre 202120[NOTE:21:[Vd. doc. n. 173.]] , a seguito di istanza presentata, ai sensi dell’articolo 14 comma 1 della legge n. 287/1990 e dell’articolo articolo 7, comma 3, del D.P.R. n. 217/199821[NOTE:22:[Vd. doc. nn. 114 e 126.]]. Le Parti hanno, altresì, risposto alla richiesta di informazioni allegata al verbale di audizione22[NOTE:23:[Vd. allegato n. 1 al doc. 173.]] con comunicazioni pervenute il 22 e il 23 novembre 202123[NOTE:24:[Vd. doc. nn. 181 e 182.]]. 20. Il 16 novembre 2021 si è svolta l’audizione dei Rappresentanti del Ministero della Transazione Ecologica (di seguito “MITE”)24[NOTE:25:[Vd. doc. n. 172.]] e sono state, altresì, acquisite informazioni da parte dell’Autorità di Regolazione per l’Energia le Reti e l’Ambiente (di seguito “ARERA”)25[NOTE:26:[Vd. doc. n. 166.]]. 21. Le società Acea Innovation S.r.l. e TotalEnergies Marketing Italia S.p.A., con istanza presentata rispettivamente il 16 e il 17 novembre 202126[NOTE:27:[Vd. doc. nn. 161 e 167.]], hanno chiesto di partecipare al procedimento, ai sensi dell’articolo 7 del D.P.R. n. 217/1998 e le richieste sono state accolte con comunicazioni inviate il 16 e il 17 novembre stessi27[NOTE:28:[Vd. doc. nn. 163 e 168.]], delle quali è stata data contestuale informazione alle Parti28[NOTE:29:[Vd. doc. nn. 164, 165, 169 e 170.]]. Le società intervenienti hanno esercitato il diritto di accesso agli atti29[NOTE:30:[Vd. doc. nn. 192 e 198.]]. V. LE RISULTANZE ISTRUTTORIE V.1. Il contesto normativo/regolamentare di riferimento 22. L’Operazione in esame si inserisce in un contesto normativo e regolatorio improntato, sia a livello euro-unitario che nazionale, alla promozione dell’elettromobilità, in quanto misura idonea a concorrere al perseguimento degli obiettivi di decarbonizzazione assunti in sede europea e attenuare l’impatto ambientale nel settore dei trasporti. 23. La Direttiva 2014/94/UE (c.d. direttiva DAFI - Deployment Alternative Fuel Infrastructure Directive30[NOTE:31:[Direttiva 2014/94/UE “sulla realizzazione di un’infrastruttura per i combustibili alternativi”, attuata nel nostro ordinamento con il D.lgs. 16 dicembre 2016, n. 257 recante “Disciplina di attuazione della direttiva 2014/94/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 22 ottobre 2014, sulla realizzazione di una infrastruttura per i combustibili alternativi”. La Direttiva DAFI è in fase di revisione da parte della Commissione europea (vd. documento “Proposal for a Regulation of the European Parliament and of the Council on the deployment of alternative fuels infrastructure, and repealing Directive 2014/94/EU of the European Parliament and of the Council”).]]) definisce un quadro comune di misure per la realizzazione nell’Unione Europea di un’infrastruttura per l’alimentazione dei motori per autotrazione con modalità alternative a quelle che generano combustione od ossidazione e inserisce tra queste anche l’infrastruttura per il rifornimento di energia elettrica, in quanto indispensabile per la diffusione dei veicoli elettrici e il conseguimento dei connessi vantaggi in termini di miglioramento della qualità dell’aria e di riduzione dell’inquinamento acustico, soprattutto nelle zone ad alta densità abitativa. La Direttiva DAFI, di conseguenza, individua come prioritario lo sviluppo da parte degli Stati Membri, mediante appositi piani strategici nazionali, di una rete di punti di ricarica accessibili al pubblico in quantità adeguata rispetto al numero stimato di veicoli elettrici immatricolati entro il 2020, che consenta il pagamento della ricarica con qualsiasi mezzo di pagamento e tra loro interoperabili31[NOTE:32:[Vd., in particolare, i considerando nn. 23 e 24.]]. 24. Il Legislatore unionale, inoltre, ha ritenuto intrinseca alla nozione di punto di ricarica la caratteristica della sua accessibilità non discriminatoria per tutti gli utenti32[NOTE:33:[Vd. art. 1, n. 5 della Direttiva DAFI e il considerando 30 dove si legge che. “Nel predisporre l’infrastruttura per i veicoli elettrici l’interazione di tale infrastruttura con la rete elettrica come pure la politica dell’Unione in materia di energia elettrica dovrebbero essere coerenti con i principi stabiliti nel quadro della direttiva 2009/72/CE [relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica e che abroga la direttiva 2003/54/CE]. La creazione e il funzionamento dei punti di ricarica dei veicoli elettrici dovrebbero essere ispirati ai principi di un mercato concorrenziale con accesso aperto a tutte le parti interessate nello sviluppo ovvero nell’esercizio delle infrastrutture di ricarica”. ]] e imposto agli Stati membri di conformare i rispettivi Piani strategici: (a) al principio della libertà per gli operatori dei punti di ricarica di approvvigionarsi di energia elettrica presso qualsiasi fornitore dell’Unione; (b) al principio per cui tutti i punti di ricarica accessibili al pubblico debbano prevedere anche modalità di ricarica ad hoc per gli utilizzatori dei BEV, vale a dire la possibilità per l’utilizzatore finale di pagare il servizio con i normali strumenti di pagamento (carte di credito/debito) e, quindi, anche in assenza di uno specifico contratto con un MSP33[NOTE:34:[Vale a dire modalità di ricarica per gli utilizzatori dei veicoli elettrici che non richiedano “la necessità di dover concludere contratti con i fornitori di energia elettrica o gli operatori interessati” (cfr. art. 4, punto 9 della Direttiva DAFI). ]]; (c) alla garanzia che i prezzi praticati dagli operatori dei punti di ricarica accessibili al pubblico siano ragionevoli, facilmente comparabili, trasparenti e non discriminatori e (d) alla garanzia che i sistemi di distribuzione cooperino su base non discriminatoria con qualsiasi persona che apra o gestisca punti di ricarica al pubblico34[NOTE:35:[Vd. art. 4, punti 8, 10 e 11 della Direttiva DAFI.]]. Peraltro, come chiarito anche dagli Uffici di ARERA in una comunicazione resa nell’ambito dell’istruttoria35[NOTE:36:[Vd. doc. n. 166.]], in base alla regolazione nazionale attualmente vigente i CPO sono ritenuti utenti della rete elettrica (di trasmissione e/o di distribuzione locale) esattamente come un qualsiasi operatore che richiede l’accesso all’infrastruttura; di conseguenza, l’accesso alla rete (ad alta, media o bassa tensione) a tutti i CPO è garantito in modo non discriminatorio anche per quanto riguarda la tempistica di allaccio36[NOTE:37:[“Le richieste di nuove connessioni alla rete di distribuzione elettrica sono regolate del Testo integrato connessioni (TIC 2020-23), allegato C alla deliberazione 568/2019. Per “programmi massivi” sono previsti accordi sulle tempistiche (TIQE, allegato A alla deliberazione 566/2019, art.123; anche in questo caso sono previste condizioni di non discriminazione. Le condizioni tecniche sono fissate (per la media tensione) dalla norma tecnica CEI 0-16 (e per la bassa dalla norma 0-21) che pure prevedono che il DSO non possa avere comportamenti discriminatori” (cfr. doc. n. 166).]]. 25. I richiamati principi hanno trovato attuazione, in Italia, nel testo del D.lgs. n. 257/201637[NOTE:38:[D.lgs. n. 257/2016, cit..]], attuativo della Direttiva DAFI, che, tra le misure di promozione e sviluppo dell’elettromobilità, ha previsto iniziative per favorire sia l’infrastrutturazione privata38[NOTE:39:[Vd. art. 15 in caso di costruzione di edifici di nuova costruzione a uso residenziale e non residenziale.]] che pubblica, imponendo, con particolare riguardo a quest’ultima, specifici obblighi di dotazione di infrastrutture di ricarica ai distributori stradali di carburante per autotrazione in caso sia di autorizzazione alla realizzazione di nuovi impianti sia di ristrutturazione di quelli esistenti e ai distributori con un erogato di benzina e gasolio superiore a dieci e a cinque milioni di litri e che si trovino nel territorio di province con concentrazioni di inquinamento superiore a determinate soglie39[NOTE:40:[Vd. art. 18, D.lgs. n. 257/2016, cit..]]. Per i distributori in ambito autostradale i predetti obblighi si intendono soddisfatti da parte dei concessionari autostradali “garantendo un numero adeguato di punti di ricarica lungo la rete autostradale e la tutela del principio di neutralità tecnologica degli impianti”. In caso di affidamento a terzi degli impianti di ricarica, i gestori autostradali sono tenuti al rispetto delle procedure competitive di cui all’articolo 11 comma 5-ter, della legge n. 498/199240[NOTE:41:[Legge 23 dicembre 1992, n. 498, recante “Interventi urgenti in materia di finanza pubblica”; art. 11, comma 5-ter: “L'affidamento dei servizi di distribuzione carbolubrificanti e delle attività commerciali e ristorative nelle aree di servizio delle reti autostradali, […] avviene secondo i seguenti principi: a) verifica preventiva della sussistenza delle capacità tecnico-organizzative ed economiche dei concorrenti allo scopo di garantire un adeguato livello e la regolarità del servizio, secondo quanto disciplinato dalla normativa di settore; b) valutazione delle offerte dei concorrenti che valorizzino l’efficienza, la qualità e la varietà dei servizi, gli investimenti in coerenza con la durata degli affidamenti e la pluralità dei marchi. I processi di selezione devono assicurare una prevalente importanza al progetto tecnico-commerciale rispetto alle condizioni economiche proposte; c) modelli contrattuali idonei ad assicurare la competitività dell'offerta in termini di qualità e disponibilità dei servizi nonché dei prezzi dei prodotti oil e non oil.”.]]. La legge n. 178/202041[NOTE:42:[Legge 30 dicembre 2020, n. 78, recante “Bilancio di previsione dello Stato per l’anno finanziario 2021 e bilancio pluriennale per il triennio 2021-2023”.]], sempre con riguardo all’infrastrutturazione autostradale, ha imposto ai concessionari autostradali obblighi specifici d’installazione di punti di ricarica veloci (articolo 1, comma 697). 26. Nello stesso contesto, si inserisce anche il Piano Nazionale Infrastrutturale per la ricarica dei veicoli a energia elettrica (di seguito “PNiR”) previsto dalla legge n. 134/201242[NOTE:43:[Legge 7 agosto 2012, n. 134, recante “Conversione in legge, con modificazioni, del Decreto Legge 22 giugno 2012, n. 83, recante misure urgenti per la crescita del Paese”.]] e per il cui finanziamento è stato istituito un apposito fondo (articolo 17-septies, comma 8). 27. Più di recente, il Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (di seguito “PNRR”)43[NOTE:44:[Il PNRR è stato definitivamente approvato il 13 luglio 2021 con la Decisione del Consiglio UE recante “Decisione di esecuzione del Consiglio relativa all’approvazione della valutazione del piano per la ripresa e la resilienza dell’Italia”.]] ha previsto, tra le misure finalizzate al raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione, anche lo sviluppo della mobilità su veicoli elettrici di cui riconosce l’estrema limitatezza dell’attuale diffusione in Italia (pari a solo lo 0,1% sul totale dei veicoli); ai fini del raggiungimento dei predetti obiettivi, la diffusione dell’elettromobilità deve necessariamente crescere fino ad arrivare ai sei milioni di veicoli entro il 2030. Il perseguimento di questo obiettivo è inevitabilmente vincolato alla realizzazione di un’adeguata rete di punti di ricarica pubblica che il PNRR stima in circa 31.500 punti di ricarica rapida entro il 2030, oltre a cento stazioni di ricarica sperimentali con tecnologie di stoccaggio dell’energia44[NOTE:45:[Vd. PNRR paragrafo 4.3, pag. 136.]]. A questo fine, sono stati stanziati oltre 740 milioni euro per lo sviluppo dell’infrastruttura ed è stato individuato nel Ministero della Transazione Ecologica (MITE) il soggetto titolare degli interventi da realizzare e, quindi, responsabile dell’avvio “delle relative procedure e [della conseguente] adozione di ogni iniziativa necessaria ad assicurare l’efficace e corretto utilizzo delle risorse finanziarie assegnate e la tempestiva realizzazione degli interventi, ivi compreso il puntuale raggiungimento dei relativi traguardi e obiettivi, vigilando sulla tempestiva, efficace e corretta attuazione degli interventi”45[NOTE:46:[Cfr. Decreto del Ministero dell’Economia e Finanza del 6 agosto 2021, in G.U.R.I. n. 229 del 24 ottobre 2021.]]. 28. Il MITE, nel corso dell’audizione del 16 novembre 202146[NOTE:47:[Vd. doc. n. 172.]], ha, in proposito, chiarito che le richiamate misure del PNRR si riferiscono solo all’infrastrutturazione della rete viaria non autostradale, e che quella autostradale sarà oggetto di adeguamenti e modernizzazione da parte dei concessionari autostradali che cureranno l’installazione di infrastrutture di ricarica per BEV sotto la guida del Ministero delle Infrastrutture e della mobilità sostenibile (di seguito “MIMS”). I Rappresentanti del MITE hanno anche precisato che, allo stato, non sono stati ancora adottati i previsti decreti attuativi dello stanziamento finanziario previsto dal PNRR per l’elettromobilità e che comunque “il termine per la loro adozione scade il 31 dicembre prossimo e la relativa applicazione si estenderà fino al 2026, tuttavia, sebbene non sia ancora possibile indicare le i criteri di accesso al predetto finanziamento esso sarà, in ogni caso, un finanziamento pro-quota a copertura di circa il 40% dei costi, concesso attraverso procedure competitive. Di sicuro, inoltre, il ministero ha intenzione di favorire, anzitutto, l’infrastrutturazione della rete dei punti vendita di carburante per autotrazione allo scopo di adeguarla e modernizzarla nella prospettiva nell’ottica della decarbonizzazione del settore dei trasporti”47[NOTE:48:[Cfr. doc. n. 172, cit. La posizione del MITE appare, del resto in linea con quanto previsto dal PNiR che sottolinea la grande importanza di dotare le attuali stazioni di rifornimento carburanti di infrastrutture per la ricarica elettrica di BEV considerato che sono già percepite come punto di riferimento e con le caratteristiche peculiari tra le quali la localizzazione in funzione della domanda reale, la videosorveglianza, la connessione alla rete elettrica, le dotazione di spazi di parcheggio e a mappatura nei sistemi di navigazione”. In proposito si vedano anche gli obblighi infrastrutturali a carico dei concessionari autostradali richiamati in precedenza nel testo.]]. 29. In questo contesto, è opportuno richiamare anche la disponibilità dei fondi del Programma CEF (Connecting Europe Facility), diretti a migliorare le reti europee nei settori dei trasporti, dell'energia e delle telecomunicazioni. L’obiettivo del CEF è accelerare gli investimenti pubblici e privati nel campo delle reti transeuropee dei trasporti, delle telecomunicazioni e dell’energia. Il CEF, in particolare, sostiene progetti di interesse comune, diretti allo sviluppo e alla costruzione di nuovi servizi e infrastrutture, o all’ammodernamento di quelli esistenti, con priorità per i collegamenti mancanti nel comparto dei trasporti, compresa la realizzazione di infrastrutture per la ricarica elettrica48[NOTE:49:[Il 16 settembre 2021 è stato pubblicato dall’Agenzia esecutiva della Commissione Europea CINEA, il primo bando CEF della nuova programmazione 2021-2027 che, in particolare, stanzia 1.200 milioni di euro per il settore delle infrastrutture per combustibili alternativi, tra le quali sono comprese quelle per la ricarica elettrica (per maggiori informazioni vd. https://www.mit.gov.it/documentazione/informativa-bando-cef-2021).]]. V.2. il settore della mobilità elettrica 30. Il settore lato sensu interessato dall’Operazione è quello della mobilità elettrica in ambito pubblico o privato ad accesso pubblico[NOTE:50:[9 E’, infatti, possibile ricaricare i BEV sia in ambito privato (ad esempio, nel proprio garage o in spazi dell’azienda dove si lavora) sia in appositi punti di rifornimento pubblici o privati ma di pubblico accesso (ad esempio, installati nei centri commerciali). La modalità di ricarica privata consiste nell’utilizzare la presa di corrente per uso domestico e di solito, il cliente (privato/azienda) quando opta per l’installazione di un impianto di ricarica privata è anche proprietario dello stesso e intestatario del POD (point of delivery) che lo alimenta e, dunque, anche del contratto di fornitura dell’energia elettrica. Il POD, in tali casi, può essere unico anche per altri usi, oppure ne può venire creato uno dedicato per alimentare la stazione di ricarica. Il cliente privato non si avvale dei servizi di ricarica offerti dagli operatori presenti nel mercato. ]]49 dove è possibile distinguere due distinte attività: quella a monte dell’installazione e gestione dei punti di carica svolta dai Charging Point Operators (CPO) - dove sarà attiva la JVC - e quella a valle della prestazione dei servizi di ricarica elettrica agli utenti finali svolta dai Mobility Service Providers (“MSP”) o E-Mobility Providers (“EMP”). 31. Il CPO, nella filiera della mobilità elettrica, è, precisamente, il soggetto che si fa carico dell’attività di individuazione e acquisizione del sito appropriato per l’installazione dell’infrastruttura di ricarica, della progettazione dell’impianto e dell’ottenimento di tutti i necessari permessi per l’utilizzo del sito; della costruzione e la messa in servizio del CP e della sua gestione e manutenzione ed è anche il soggetto intestatario del contratto di fornitura di energia elettrica50[NOTE:51:[Come rilevato già in precedenza nel testo, la Direttiva DAFI espressamente impone agli Stati membri di assicurare ai CPO la libertà di acquistare energia elettrica da qualsiasi fornitore (cfr. art. 4, n. 9 della Direttiva DAFI).]]. Sotto il profilo terminologico occorre distinguere tra CP e sito (o stazione) di ricarica, in quanto per CP deve intendersi solo la singola presa alla quale può connettersi un BEV e, quindi, un sito di ricarica può essere attrezzato con più punti di ricarica. 32. Le infrastrutture per la ricarica dei BEV si differenziano per la potenza di ricarica che offrono e dalla quale dipende la diversa durata dei tempi di ricarica del veicolo (che, tuttavia, dipende anche dalla maggiore o minore capacità delle batterie con le quali è equipaggiato il BEV). Sotto il profilo della potenza erogata è, quindi, possibile distinguere tra: (a) CP con potenza fino a 22 kW (c.d. quick) e con tempi di ricarica stimabili tra quattro e cinque ore; (b) CP con potenza tra 22 e 100 kW (c.d. fast) e con tempi di ricarica di circa due ore e (c) CP con potenza superiore ai 100 kW (c.d. ultrafast o HPC), in corrente alternata e con tempi inferiore all’ora51[NOTE:52:[Vd, ad esempio, la risposta di Volvo Car Italia S.p.A. alla richiesta di informazioni (doc. nn. 55 e 127).]] e che sono quelli che la JVC ha intenzione di installare e gestire. Sia i costi per la realizzazione di CP sia i costi per l’utilizzazione dell’infrastruttura (da parte dell’EMP e, a sua volta, dell’utente finale) sono via via crescenti al crescere della potenza in kW. Non tutti i BEV sono ricaricabili con CP di qualsiasi potenza, sebbene i modelli più recenti tendano a essere compatibili con qualsiasi tipo di CP indipendentemente dalla loro potenza (e lo saranno sempre più nei prossimi anni). 33. L’MSP o EMP è, invece, il soggetto che si serve delle infrastrutture del CPO, di cui esprime quindi la domanda, per offrire al cliente finale il servizio di ricarica del BEV insieme a una serie di altri servizi accessori (ad esempio, gestione dell’interoperabilità per l’accesso a diverse reti/infrastrutture di ricarica di vari CPO, gestione delle modalità di pagamento da remoto, fornitura di ausili per la localizzazione e la prenotazione dei punti di rifornimento, ecc.). L’utilizzatore finale per fruire dei servizi di ricarica è dotato dall’EMP di un’apposita App o scheda in grado di interagire con il singolo punto di ricarica abilitandolo all’erogazione di energia elettrica alle condizioni economiche con lo stesso prestabilite52[NOTE:53:[La fee che viene fatta pagare all’utente finale può essere commisurata all’energia erogata, al tempo di erogazione o a un mix tra i due criteri e differisce per le ricariche di minore o maggiore velocità (quick/fast).]]; l’utilizzatore finale, pertanto, non ha necessità di avere rapporti contrattuali con i CPO53[NOTE:54:[È possibile che uno stesso cliente finale abbia più contratti con diversi EMP, sia a fini di migliore copertura del territorio, sia al fine di sfruttare la tariffa migliore a seconda delle situazioni: ad esempio, se un cliente ha un veicolo con capacità di ricarica veloce, potrà utilizzare un contratto con un EMP che prevede una tariffa a tempo per le stazioni di ricarica molto veloci ma potrebbe contestualmente avvalersi di un contratto con altro EMP che prevede tariffe a consumo per le stazioni di ricarica ordinarie. ]] che gestiscono i punti di ricarica presso i quali si ricarica54[NOTE:55:[Vd. provvedimento n. 27795 del 5 giugno 2019 di non avvio istruttoria della concentrazione C12224-Dolomiti energia-Alperia/Alperia Smart Mobility, in Bollettino n. 25/2019.]] (ferma restando la possibilità di pagare anche con normali strumenti di pagamento senza ricorrere ad alcun EMP; cfr. supra §. V.1). 34. Le descritte due attività di CPO e EMP possono essere svolte da uno stesso soggetto o da soggetti diversi o ancora da soggetti tra loro verticalmente integrati come nel caso, ad esempio, del Gruppo Enel (integrato anche a monte del CPO nella fornitura di energia elettrica). Allo stato attuale, il modello di business più diffuso appare essere quello in cui una stessa società agisce sia come CPO, sia come EMP (oltre l’80% degli operatori attivi nei servizi di ricarica sono, infatti, contestualmente CPO e EMP)55[NOTE:56:[Vd. provvedimento n. 27795 del 5 giugno 2019, cit..]]. Costituisce caratteristica propria del business dell’EMP, nel caso di integrazione verticale tra attività di CPO e di EMP nello stesso soggetto, quella di offrire ai propri clienti l’accesso anche a punti di ricarica di CPO terzi, in quanto tale accesso risulta necessario affinché i clienti dell’EMP possano fruire di una rete di ricarica il più possibile diffusa sul territorio. V.3. i mercati rilevanti 35. In ragione dell’operatività delle Parti coinvolte nell’Operazione e delle conseguenti sovrapposizioni orizzontali tra le imprese madri (ivi incluse tutte le società appartenenti ai rispettivi gruppi) e dei legami verticali delle Parti con l’attività prevista di JVC, la presente Operazione interessa i seguenti mercati rilevanti: (i) della costruzione e gestione di infrastrutture di ricarica per BEV HPC pubbliche o private ad accesso pubblico (c.d. mercato dei CPO); (ii) della vendita di energia elettrica al dettaglio a clienti allacciati in media e alta tensione; (iii) della fornitura di servizi informatici back-end e front end per la gestione della rete di CP (c.d. “white label services”); (iv) della fornitura dei dispositivi (“hardware”) per la realizzazione dei CP; (v) della fornitura di servizi per la mobilità elettrica (c.d. mercato degli EMP) e (vi) della produzione e vendita di autoveicoli (c.d. mercato degli OEM). 36. L’Autorità nel provvedimento di avvio istruttoria ha ritenuto che la Concentrazione potesse essere idonea a determinare la costituzione o il rafforzamento di una posizione dominante nei seguenti mercati: (i) della costruzione e gestione di infrastrutture di ricarica HPC pubbliche per BEV in Italia e nei mercati verticalmente integrati (mercato dei CPO, nel quale sono attive entrambe le Parti), (ii) della fornitura di servizi di e-mobility (mercato degli EMP, dove sono attive entrambe le Parti) e (iii) della produzione e vendita di autoveicoli (mercato degli OEM, dove è attivo il Gruppo VW). Si rinvia, pertanto, al predetto provvedimento di avvio per i motivi per cui si è escluso sin da subito che l’Operazione potesse avere aspetti problematici sugli altri tre mercati. V.4. le contestazioni in sede di avvio istruttoria 37. L’Autorità, in sede di avvio istruttoria, ha dunque in primo luogo ritenuto necessario procedere, anche in considerazione dello sviluppo ancora embrionale del mercato nazionale della costruzione e gestione di infrastrutture di ricarica HPC pubbliche per BEV, a ulteriori approfondimenti in ordine agli effetti orizzontali che la Concentrazione potrebbe essere idonea a determinare su questo mercato in termini di possibile creazione o rafforzamento di una posizione dominante in capo alle Parti. 38. In proposito, è stata considerata: (i) la già significativa presenza su questo mercato delle Parti, sia singolarmente considerate che ancor più congiuntamente; (ii) l’impossibilità di escludere tout court il disinteresse del Gruppo VW a sviluppare in Italia una propria presenza autonoma nel mercato dei CPO; (iii) le evidenze in atti circa il fatto che il Gruppo Enel - principale operatore elettrico nazionale, concessionario del servizio di distribuzione elettrica in gran parte del territorio italiano e già da tempo attivo in tutta la filiera della mobilità elettrica - avrebbe senz’altro perseguito lo sviluppo di una propria rete di CP HPC anche in assenza dell’Operazione. In questo contesto, sono state, altresì, ritenute meritevoli di attenzione ai fini della corretta valutazione prospettica dell’impatto concorrenziale della Concentrazione lo stanziamento, in particolare nel PNRR, di importanti finanziamenti pubblici in favore dell’elettromobilità nonché l’emergere, in sede di indagini pre-istruttorie, di alcune criticità che possono ostacolare gli sviluppi del settore, per alcune delle quali (come, ad esempio, la disponibilità di capitali, l’accesso agli allacci alla rete di distribuzione) le Parti sembrerebbero meglio attrezzate rispetto ai concorrenti. 39. Quanto alla dimensione geografica del mercato dei CPO, l’Autorità in sede di avvio ha affermato che nelle contrattazioni relative a detti servizi assumono un ruolo elementi di rilevanza nazionale, quali ad esempio le modalità di definizione del prezzo (in genere unico su tutto il territorio nazionale) e la stipula di contratti unici a livello nazionale con gli EMP o con clienti business che devono rifornire le proprie flotte di auto elettriche; al tempo stesso, sempre in sede di avvio, è stato deciso di approfondire la questione della dimensione geografica del mercato in fase istruttoria al fine di verificare fino a che punto il servizio di ricarica ad alta potenza in CP pubblici possa essere assimilato a quello del tradizionale rifornimento di carburante per autotrazione dove il confronto concorrenziale si svolge, in prima battuta, a livello locale. Questo allo scopo di verificare la applicabilità della conclusione cui è giunta la Commissione Europea, la quale ha ritenuto che questo mercato ha dimensione geografica nazionale, con elementi di concorrenza locale56[NOTE:57:[Cfr. caso COMP/M8870, cit.]]. 40. Sempre nel provvedimento di avvio istruttoria, l’Autorità, in ragione dei possibili effetti orizzontali dell’Operazione, ha inoltre ritenuto necessario estendere la propria indagine anche ai possibili effetti verticali sul mercato a valle dei servizi per la mobilità elettrica (EMP), dove sono presenti entrambi i Gruppi industriali di appartenenza delle società madri, e su quello della costruzione e vendita di veicoli (OEM) dove il Gruppo VW è tra i principali operatori a livello globale. 41. Con riguardo, al mercato dei servizi EMP l’istruttoria era diretta a verificare se la costituzione della JVC nel mercato a monte potesse comunque produrre degli effetti di foreclosure per EMP concorrenti di ENEL X. Il medesimo obiettivo era perseguito dall’istruttoria in relazione al mercato degli OEM, questa volta, se del caso, a danno di concorrenti di VW, se necessario anche attraverso la conferma, alla luce dei precedenti della Commissione UE57[NOTE:58:[Cfr. caso COMP/.8744 - Daimler/BMW/Car Sharing JV.]], dell’effettiva estensione geografica nazionale di tale mercato e la verifica di una sua eventuale segmentazione per tipologia di BEV. Tali approfondimenti risultavano, infatti, funzionali a verificare l’idoneità dell’Operazione ad avvantaggiare il Gruppo VW mediante iniziative di vendita che prevedano l’acquisto combinato di un BEV e di un pacchetto di ricarica. 42. L’Autorità, infine, si era riservata di valutare in fase istruttoria il Patto di non concorrenza che assiste il JVA al fine della sua qualificazione di accessorietà e per comprenderne appieno il contenuto, operatività e impatto sulla qualificazione stessa dell’Operazione con particolare [omissis]. V.5. Gli approfondimenti istruttori 43. Al fine di acquisire gli elementi conoscitivi necessari alla valutazione dell’Operazione, sono state inviate delle richieste di informazioni ai soggetti a vario titolo coinvolti nel settore della mobilità elettrica e della costruzione e gestione delle infrastrutture di ricarica (il c.d. market test). In particolare, dato che il mercato dei CPO si trova in uno stato embrionale ed è suscettibile di una forte espansione nei prossimi anni, la richiesta di informazioni è stata mirata in primo luogo a individuare con maggior precisione le effettive caratteristiche e dimensioni attese di tale espansione, così da poter delineare un contesto all’interno del quale collocare la presenza attesa della società comune costituita da Enel X e VWFL58[NOTE:59:[Le risposte degli stakeholders utilizzate nei paragrafi seguenti sono contenute nei documenti nn. 49, 55, 59, da 61 a 66; da 68 a 96 compresi; 98, 106, 107, da 110 a 113 compresi; n. 117, da n. 119 a n. 125 compresi; nn. 127, 147, 150, 152, 152-bis; da n. 154 a n. 160 compresi; nn. 176 e 177.]]. Inoltre, sono state acquisite informazioni anche in merito allo sviluppo e ad alcune caratteristiche dell’industria dei BEV. V.5.i. Caratteristiche e criticità dello sviluppo della rete di CP pubblici HPC in Italia 44. Con la sola eccezione di un operatore già attivo come CPO con dei CP pubblici di potenza inferiore ai 100 kW, il quale ritiene che lo sviluppo di ricariche ultra veloci non sia auspicabile perché troppo costose e usuranti per la batteria dell’auto, la necessità dello sviluppo di una rete di punti di ricarica ultra veloci è stata di fatto riconosciuta da tutti gli stakeholders intervistati59[NOTE:60:[In tal senso, particolarmente incisivi sono stati i commenti degli OEM, i quali hanno sottolineato l’importanza della diffusione dei punti di ricarica pubblici HPC per incentivare gli utenti finali ad acquistare un BEV, evidenziando lo stallo in cui altrimenti si rischia di rimanere prigionieri data la natura di “chicken and egg” (i BEV non si vendono se non c’è una adeguata rete di CP, la rete di CP non si fa se non c’è domanda da parte di un sufficiente numero di BEV) del problema che attualmente sta rallentando la diffusione delle auto elettriche in Italia.]]. La elevata probabilità di una forte crescita del numero dei CP pubblici HPC in Italia, a fronte delle poche centinaia oggi esistenti, è dunque una previsione ampiamente condivisa. Nondimeno, i soggetti che sono stati intervistati hanno messo in evidenza anche le caratteristiche di questa attività suscettibili di ostacolare tale sviluppo. 45. L’installazione di un punto di ricarica HPC richiede un investimento elevato, la cui redditività è percepita come differita nel tempo. Secondo le risposte fornite dagli operatori, un punto di ricarica ad alta potenza può costare tra i 50.000 e i 100.000 euro, o anche di più al crescere della potenza installata. Sulla redditività le risposte ricevute sono molto diverse, dipendendo dalle ipotesi sui prezzi e sulla entità della domanda, ma i ricavi annui attesi sono quantificati come una frazione ridotta del costo di investimento, specie per i primi anni durante i quali la diffusione prevista dell’impiego dei BEV non è ancora molto ampia60[NOTE:61:[Uno dei partecipanti al market test ha affermato che il periodo necessario per raggiungere il break even dell’investimento in questa attività può arrivare fino a otto anni. Tutti hanno parlato di redditività differita senza però fornire altre stime numeriche.]]. Il prezzo unitario della ricarica pagato da un utente che utilizza un CP HPC è attualmente molto più alto (quasi il doppio) di quello delle ricariche a potenze inferiori: per queste ultime i prezzi riportati dagli operatori sono nella maggior parte dei casi ricompresi tra trenta e quarantacinque centesimi di euro al kWh, mentre per le ricariche HPC si va dai cinquanta ai settanta centesimi al kWh (nel caso dei CP HPC si tratta, lo si ricorda, di un servizio di ricarica di qualità molto più alta in termini di minor tempo di ricarica). 46. Gli elevati costi di investimento e il fatto che il break even degli investimenti nei CP HPC sia relativamente lontano nel tempo rendono molto importante per lo sviluppo del settore la possibilità di ricorrere a finanziamenti pubblici al fine di mitigare la rischiosità dell’investimento stesso. Ad oggi, la forma di aiuto più citata (ed utilizzata) dagli operatori è rappresentata dai fondi CEF (Connecting Europe Facility), finanziamenti assegnati attraverso bandi europei che possono coprire, a fondo perduto, fino al 15% dei costi di investimento ma solo per installazioni situate lungo i principali “corridoi” (cioè le autostrade, anche se le colonnine finanziate possono anche trovarsi solo vicine all’autostrada e non devono necessariamente essere all’interno dell’autostrada). I soggetti intervistati hanno poi dato conto di altri finanziamenti minori, ma soprattutto, la grande maggioranza dei rispondenti ha menzionato il PNRR come fondamentale strumento per l’ausilio alla realizzazione di una rete di CP pubblici HPC. Su quest’ultimo, le informazioni ad oggi disponibili, che derivano da quanto riportato al punto 4.3 della Missione 2 del Piano, e che sono state confermate nel corso dell’audizione con il MITE, danno conto del proposito di investire circa 740 milioni di euro entro il 2026 per la costruzione di oltre 21.000 punti di ricarica rapida e ultrarapida, segnatamente 13.755 nei centri urbani e 7.500 nelle strade e superstrade extraurbane61[NOTE:62:[Nel piano, alla lettera, i 7.500 CP extra-urbani da finanziare con il PNRR sono indicati come ubicati nelle “autostrade”, ma, come detto in precedenza, il MITE ha avvertito che si tratta di un errore di traduzione, tant’è che le autostrade, peraltro, rientrano nella competenza del MIMS che si occuperà con modalità proprie dello sviluppo della ricarica elettrica HPC nelle aree di servizio autostradali (cfr. verbale dell’audizione del 16 novembre 2021, doc. 172).]], oltre a 100 stazioni di ricarica sperimentali con tecnologie per lo stoccaggio dell’energia. Il Piano stima, altresì, che la rete di punti di ricarica pubblica arrivi a ricomprendere circa 31.500 punti di ricarica rapida entro il 2030. 47. Oltre alla rischiosità dell’investimento e dunque alla necessità di mitigarla con l’accesso a forme di finanziamenti incentivato, gli stakeholder hanno rilevato anche altri elementi di complessità connessi alla realizzazione di CP HPC. Al riguardo, le risposte ricevute tendono a convergere su due capitoli ben precisi, tra loro collegati: (1) l’individuazione di un sito adatto con l’ottenimento dei relativi permessi e (2) la realizzazione dell’allaccio alla rete elettrica, che per le ricariche HCP di norma va fatto in media tensione. La ricerca del sito “giusto” deve tener conto sia di fattori dal lato della domanda (facilità di raggiungimento, localizzazione in ambiti attraenti, ecc.) sia di fattori legati alla realizzabilità dell’intervento, dovuti a loro volta non solo all’ottenimento dei permessi, ma anche, e soprattutto, all’allacciamento alla rete. In generale molti rispondenti si sono lamentati della lentezza del processo burocratico per il rilascio di permessi e allacciamenti, nonché di procedure non uniformi sul territorio nazionale. Quanto poi alle difficoltà di allaccio, sono stati anche messi in evidenza da un lato il ruolo cruciale del distributore elettrico, che dovrebbe rilasciare ai soggetti che intendono realizzare CP HPC una chiara mappatura della rete esistente e delle concrete possibilità (e relativi costi) di realizzazione dell’allaccio in media tensione; molti soggetti hanno poi dichiarato che, in alcune occasioni, la necessità tecnica di costruire a proprie spese una cabina elettrica di trasformazione della tensione da bassa a media (BT/MT) possa rappresentare un’altra barriera all’accesso al mercato dei CPO. V.5.ii. Le prospettive delle diverse categorie di operatori potenzialmente interessati 48. In questo quadro, pertanto, emergono, da un lato, forti incentivi alla costruzione e gestione di CP pubblici HPC generati dallo sviluppo atteso della mobilità elettrica, anche tramite l’impiego di ingenti finanziamenti pubblici; dall’altro, le spinte allo sviluppo della rete di CP pubblici HPC in Italia potrebbero essere neutralizzate (o, comunque, rallentate) dalle barriere all’accesso sopra descritte, suscettibili di scoraggiare le iniziative dei soggetti eventualmente interessati. Al fine di comprendere quale sia l’effetto netto delle diverse variabili e, dunque, il concreto potenziale di espansione del settore tenuto conto degli incentivi e dei disincentivi evidenziati, nella consultazione del mercato che è stata svolta in funzione della valutazione dell’Operazione di concentrazione si è cercato di individuare quali siano le categorie di soggetti effettivamente suscettibili di contribuire allo sviluppo di una rete di CP pubblici HPC nel medio termine in Italia (entro il 2026) e quali siano i programmi concreti degli operatori ricompresi in ciascuna categoria. 49. I soggetti che in astratto dovrebbero essere considerati potenzialmente interessati allo sviluppo della rete di CP HPC sono in primo luogo le case automobilistiche (OEM), perché la disponibilità di una rete per la ricarica rapida ha una forte valenza psicologica nell’indurre gli utenti a passare ai BEV (al fine di ridurre un fenomeno noto come “ansia da ricarica” che tende a limitare gli acquisti di veicoli elettrici). Oltre agli OEM sono poi teoricamente interessati (ma in misura minore) i soggetti della filiera elettrica (distributori, venditori di energia, operatori già attivi come CPO o EMP nel settore della mobilità); quelli che detengono a vario titolo siti di potenziale interesse per l’insediamento di CP HPC, come le imprese petrolifere attive nella distribuzione carburanti, le imprese della GDO, le concessionarie autostradali. L’indagine sulla effettiva intenzione di questi soggetti di investire nello sviluppo di reti di CP pubblici HPC ha però mostrato come in concreto il novero dei soggetti concretamente interessati, pur rimanendo significativo, sia ben lontano dal coprire l’intero panorama rappresentato dal complesso degli appartenenti a queste categorie. 50. Tra le aziende del settore elettrico suscettibili di investire in nuovi CP HPC ci sono innanzitutto le utilities locali, che svolgono anche il ruolo di distributore di energia elettrica (A2A, Acea, Agsm-Aim, Hera, Iren, Neogy), le quali ad oggi detengono diverse decine di CP ma tutti di bassa potenza (in genere fino a 22 kW), con l’unica eccezione di Neogy, che già dispone di alcuni CP HPC62[NOTE:63:[V. doc. n. 83.]]. Il modello di presenza nella gestione di CP di questi operatori sembra muovere dal loro ruolo di distributori locali e si diversifica verso figure più specializzate di CPO veri e propri. Solo pochissime utilities, tuttavia, hanno già nel proprio piano di sviluppo la previsione di installare colonnine HPC, anche se alcune riferiscono di star pensando di inserirla nei prossimi piani industriali. Non sembra dunque, allo stato, che nel complesso queste imprese rappresentino un fattore di grande dinamicità. Una situazione molto simile si è riscontrata tra le imprese elettriche “pure” (cioè produttori e venditori di energia non verticalmente integrate nella distribuzione) che sono state destinatarie della richiesta di informazioni. 51. In Italia sono già attive come CPO anche diverse imprese specializzate nelle attività legate all’e-mobility. Tra queste, il market test ha messo in evidenza due operatori che sembrano disporre di dimensioni e potenzialità significative: Be Charge e Duferco. Be Charge, già attiva come CPO sia con CP a bassa potenza sia con alcuni CP ultrarapidi, ha tra i propri obiettivi lo sviluppo di una rete di CP HPC e, soprattutto, gode del supporto conferito dall’essere recentemente entrata a far parte del gruppo Eni che ha di recente manifestato una forte tendenza alla diversificazione in settori non tradizionali a basso impatto ambientale tra i quali anche la mobilità elettrica63[NOTE:64:[Vd. provvedimento n. 29840 del 5 ottobre 2021 di non avvio istruttoria della concentrazione C12399 ENI/Be Power, in Bollettino n. 42/2021.]]. Anche Duferco ha una attività già avviata come CPO, ivi inclusa la gestione di alcuni CP HPC, il cui incremento è ricompreso nei piani di sviluppo della società64[NOTE:65:[Vd. doc. nn. 77 e 111.]]. Questi due soggetti, e in particolare il primo, date le dimensioni e la potenzialità di sviluppo del Gruppo Eni, sono suscettibili di esser protagonisti dello sviluppo della rete di CP HPC in Italia, soprattutto qualora fossero in grado di rafforzare i propri progetti attraverso l’accesso ai finanziamenti pubblici previsti dal PNRR. Le altre imprese specializzate che hanno risposto alle richieste di informazioni hanno solo poche decine di CP a bassa potenza e in alcuni casi si sono mostrate addirittura scettiche sulla opportunità di puntare sulla ricarica HPC. 52. Anche il coinvolgimento degli OEM nell’attività di CPO, ed in particolare di quella di gestione di CP pubblici HPC, è risultato eterogeneo ad esito del market test. Si è appurato infatti che molti OEM non operano affatto come CPO in Italia o vi operano solo attraverso la società comune Ionity (che peraltro, come anticipato, è adesso passata sotto il controllo esclusivo di un nuovo soggetto). Un OEM, Tesla, ha una propria rete di CP HPC che però per adesso è di tipo proprietario e non aperta a terzi65[NOTE:66:[Tesla ha annunciato sulla stampa il progetto di aprire la propria rete di CP a terzi, ma sulla implementazione del progetto in Italia l’azienda non dispone ancora di ipotesi tempistiche affidabili (cfr. doc. n. 2, allegato n. 2, risposta di Tesla alla richiesta di informazioni della Commissione Europea e doc. n. 176).]]. Delle forme di coinvolgimento sono state sperimentate da Renault e Nissan, le quali ad oggi non svolgono direttamente attività di CPO in Italia, ma hanno partecipato ad un progetto coordinato da Enel X e finanziato dall’Unione con fondi CEF, relativo all’installazione di alcuni CP HPC (progetto “E-via flex-e”66[NOTE:67:[Secondo quanto risulta dal sito internet www.eviaflexe.com, il progetto E-via flex-e ha coinvolto diversi soggetti, tra cui gli OEM Nissan e Renault, ha ottenuto fondi comunitari CEF nel 2016 per costruire una rete di punti di ricarica HPC (150-350 kW) in Italia (otto), Spagna (quattro) e Francia (due). Nel gennaio 2021 Enel X ha pubblicato (www.enelx.com) un comunicato stampa dal quale si capisce che la rete in Italia è stata appena avviata, con tre stazioni di ricarica HPC installate presso distributori IP (“The first three HPC (High Power Charge) charging facilities of the E-VIA FLEX-E project in Italy, offering up to 350 kW of power, are in operation at the IP petrol stations of Peschiera del Garda (Verona), Zanica (Bergamo) and Biandrate (Novara), with four more to be added in 2021”). ]]). 53. Il produttore di BEV che, a parte il gruppo VW, ha mostrato un maggior interesse per lo sviluppo a medio termine di una rete di CP HPC in Italia è il gruppo Stellantis. Stellantis ad oggi non svolge attività di CPO HPC direttamente, ma per il futuro l’OEM è collegato a un progetto lanciato dalla società Nhoa S.A., al quale partecipa con l’intenzione di consentire agli acquirenti dei propri BEV di avvantaggiarsi da un accesso privilegiato ad una rete di CP HPC. Il progetto, in partnership con Nhoa S.A. è relativo allo sviluppo di una rete HPC (progetto Atlante) aperta a tutti ma allo stesso tempo concepito come network di ricarica rapida preferenziale per i clienti Stellantis, che al 2030 dovrebbe raggiungere il 15% della rete di CP HPC in Italia e in altri paesi dell’Europa meridionale. Stellantis contribuirà al progetto, oltre che attraverso la JV Free2Move eSolutions67[NOTE:68:[Stellantis controlla congiuntamente a Nhoa S.A., (già Engie EPS, caso M10148) la JV Free2Move eSolutions, società attiva nella realizzazione e vendita di infrastrutture di ricarica (ma non nella loro gestione), che rifornisce Stellantis di infrastrutture che la stessa rivende ai propri clienti. Nel luglio 2021 Nhoa ha annunciato, congiuntamente alla propria JV (con Stellantis) Free2move eSolutions, il progetto Atlante, per la costruzione e gestione di una rete di punti di ricarica HPC nei paesi del sud Europa. La JV Free2Move eSolutions agirà come fornitore della tecnologia per la ricarica chiavi in mano (comunicato stampa Nhoa-F2M-ES del 23 luglio 2021).]], anche fornendo siti strategici (rete di concessionari, altri partners) e “un’ampia base di clienti, con la capacità di Stellantis di offrire programmi di fidelizzazione per i propri clienti e garantire un alto tasso di utilizzo della rete Atlante” 68[NOTE:69:[Lo sviluppo della rete Atlante riguarderà in una prima fase Italia e Francia (2022) e in seguito (2023) anche Spagna e Portogallo. Obiettivo di Atlante è installare 4.900 punti di ricarica HPC al 2025 complessivamente in Francia, Italia, Spagna e Portogallo e raggiungere poi (al 2030), come anticipato, una quota del 15% della ricarica pubblica in ciascuno dei quattro paesi. Cfr. anche Stellantis, “Procede il piano annunciato da Stellantis all’EV Day: individuati i primi 700 siti di Atlante, la più grande rete di ricarica rapida in sviluppo in Italia, Francia, Spagna e Portogallo con i partner NHOA e Free2Move eSolutions”, dal comunicato stampa del 15 novembre 2021 (www.media.stellantis.com).]]. 54. Tra i detentori di spazi potenzialmente idonei alla collocazione di CP pubblici HPC che potrebbero agire da protagonisti nello sviluppo della rete nazionale di tali CP sono incluse senz’altro le società petrolifere o comunque le imprese che controllano le aree attualmente utilizzate per la distribuzione di carburanti per autotrazione. Si tratta peraltro di un segmento che, secondo quanto affermato dal MITE nel corso dell’audizione con gli Uffici, dovrebbe essere al centro del programma di incentivi per lo sviluppo di punti di ricarica ad alta potenza finanziati coi fondi PNRR69[NOTE:70:[Cfr. verbale audizione dei rappresentanti del MITE del 16 novembre 2021, doc. n. 172.]]. La principale di queste imprese (Eni) ha compiuto, come visto, un passo significativo in questa direzione, acquistando il controllo di uno dei maggiori operatori di eMobility in Italia (Be Charge). Inoltre, il 23 novembre 2021, Eni ha annunciato la nascita di una nuova società, denominata Plenitude, destinata alla quotazione in Borsa, nella quale verranno inserite varie attività del gruppo tra le quali quelle relative alla mobilità elettrica. Da articoli di stampa si apprende che la nuova società intende investire con decisione nell’attività di CPO, installando fino a 31.000 CP sul territorio europeo entro il 2030. Tra le altre società petrolifere solo una (Kupit) ha dichiarato di disporre già adesso sia di CP HPC che di altri CP di potenza inferiore70[NOTE:71:[Vd. doc. nn. 66 e. 93.]]. Quanto alle intenzioni per il futuro (di nuovo a parte Eni con Be Charge), i piani più dinamici sono quelli di Kupit e soprattutto di Api-IP. Entrambe le società tuttavia [omissis]71[NOTE:72:[Doc. nn. 66, 84, 91, 93 e 94. ]]. 55. Peculiare appare, infine, la posizione dei gestori autostradali, che sono obbligati per legge a promuovere lo sviluppo della ricarica ultra veloce nelle proprie aree di servizio. I gestori autostradali che hanno partecipato al market test hanno tratteggiato diversi scenari. In primo luogo, alcune società concessionarie (A4 BS-VR-VI-PD, Società Autostrade venete, Milano Serravalle) hanno riportato che i CP attualmente reperibili sulle aree di servizio presenti sulle tratte di loro competenza sono stati installati dai sub-concessionari (come parte degli impegni assunti in sede di gara per la subconcessione), di norma trattandosi di CP a bassa potenza. Questo condiziona i loro progetti futuri su tali aree in quanto devono essere rispettati i vincoli del contratto di subconcessione vigente. In secondo luogo, laddove possibile le società autostradali hanno rappresentato di stare investendo in proprio per la dotazione di CP HPC nelle loro aree di servizio. In tal senso, il maggior concessionario, ASPI, ha deciso di assumere direttamente (attraverso una società appositamente costituita e denominata Free to X) il ruolo di CPO in un consistente numero di aree di servizio (cento) della propria rete, riproponendosi di assegnare tramite gara, secondo i bandi che sono in via di predisposizione da parte dell’Autorità di Regolazione dei Trasposti (ART), la possibilità di svolgere questa attività sulle restanti aree. Anche il concessionario Autobrennero si è impegnato direttamente nella installazione dei CP sulle proprie aree di servizio, per adesso tutti a bassa potenza ma con un progetto per trasformarli in CP HPC. Strada dei Parchi S.p.A., infine, si è trovata in alcune aree di servizio (quattro su dodici in totale) nella situazione in cui il sub-concessionario Oil ha installato CP a bassa potenza come parte degli obblighi assunti in gara; per le restanti AdS, però, la società ha deciso di provvedere in proprio (attraverso società collegata) alla installazione di CP HPC. 56. In conclusione, dall’indagine di mercato emerge che almeno un paio di grandi gruppi industriali (Eni e Stellantis) sarebbero concretamente interessati a partecipare, anche indirettamente, ad iniziative per un consistente sviluppo di reti di CP pubblici HPC in Italia a medio termine (2026), comparabili a quella di JVC. Un interesse in tal senso è poi emerso sia da parte di altri operatori già attivi nel settore della e-mobility che di alcune società petrolifere che operano nella distribuzione carburanti. I piani di sviluppo attualmente disponibili e comunicati da tali ultimi soggetti prevedono tuttavia reti di CP di dimensioni minori rispetto a quella prospettata da JVC (3.000 CP). Al contempo però, la presenza stessa di un significativo numero di importanti operatori già coinvolti nella pianificazione di investimenti in CP HPC fa ritenere che la imminente messa a disposizione degli incentivi del PNRR possa trovare degli interlocutori adeguati e avere dunque un significativo effetto di sostegno e moltiplicazione di tali investimenti, rendendo perciò plausibili gli obiettivi di sviluppo dei CP HPC (oltre 20.000 al 2026) posti dal Piano stesso. 57. L’indagine di mercato svolta conferma altresì che, aldilà delle eventuali preferenze della domanda finale in merito alla sostituibilità della ricarica autostradale con quella effettuata oltre i caselli, anche dal lato dell’offerta l’attività di costruzione e gestione di CP HPC lungo le autostrade presenta peculiarità che la distinguono nettamente da quella relativa ai CP HPC in contesti urbani ed extra-urbani non autostradali. In autostrada infatti, oltre alle altre peculiarità determinate dalla presenza di obblighi di legge ad hoc, ci sono soggetti specifici (i concessionari) che individuano i CPO e in casi non secondari (il principale quello di ASPI con Free to X) intraprendono tale attività in prima persona. Inoltre, sempre nella direzione di distinguere l’attività di realizzazione di CP HPC lungo le strade ordinarie da quella lungo le autostrade, rileva il fatto che i fondi del PNRR gestiti dal MITE per l’incentivo alla costruzione di CP pubblici HPC non sono destinati alle installazioni in autostrada. Come noto, del resto, la Commissione Europea ha considerato l’attività di CPO HPC sulle autostrade come un mercato distinto da quello dell’esercizio della medesima attività in ambiti urbani ed extra-urbani non autostradali72[NOTE:73:[Cfr. caso COMP/M8870, cit.]]. Del pari, soggetti che operano (o intendono operare) in ambito autostradale, come Free to X, non dovrebbero essere considerati concorrenti diretti di JVC e delle Parti sul loro mercato rilevante, almeno fin quando tali soggetti non decidano di estendere la loro attività di CPO HPC anche su siti non autostradali. V.5.iii. Il grado di penetrazione dei BEV in Italia 58. L’indagine di mercato ha avuto anche la finalità di verificare le caratteristiche attuali e stimate del mercato dei BEV in Italia73[NOTE:74:[Le informazioni relative a questa sezione sono tratte dalle risposte degli OEM alla richiesta di informazioni, contenute nei dai documenti nn. 49; 55 (e 127); 61 (e 110), 62 (e 106); 63; 71 (e 124); 72 e allegato, 75 (e 98); 82 e allegato; 86 e allegato), 88 (e 123); 113 e allegato; 150 e 176. ]]. Ciò, sia perché la diffusione dei BEV condiziona, come visto, l’evoluzione dei CP HPC, sia perché nel provvedimento di avvio istruttoria è stato individuato un legame verticale diretto tra l’attività di CPO pubblici HPC e quella di OEM produttori di BEV, consistente nel fatto che pacchetti di ricariche prepagate da cedere ai clienti in abbinamento alla vendita del BEV possono esser viste, laddove tale prassi si rivelasse diffusa e in grado di incidere sulle decisioni di acquisto del cliente finale, come un fattore di marketing dell’industria dei BEV. 59. Secondo le statistiche pubblicate da UNRAE74[NOTE:75:[UNRAE, Unione nazionale Rappresentanti Autoveicoli Esteri, www.unrae.it.]], nel periodo gennaio-ottobre 2021, le immatricolazioni di BEV in Italia hanno rappresentato il 4,25% del totale delle immatricolazioni75[NOTE:76:[La percentuale per il medesimo periodo del 2019 era 0,5%.]]. Si tratta di un dato con una forte tendenza alla crescita, posto che nel solo ultimo mese del periodo (ottobre 2021) la percentuale dei BEV sul totale delle immatricolazioni è di circa il 7%. Questi dati sono coerenti con le informazioni raccolte nel corso dell’analisi di mercato. 60. Allo stato attuale, infatti, la commercializzazione dei BEV supera solo in pochissimi casi il 5% del totale delle auto vendute da ciascun OEM. Inoltre, nei due casi di maggior incidenza delle vendite di BEV sul totale delle proprie immatricolazioni (Renault e il gruppo Mercedes soprattutto per le vendite di Smart76[NOTE:77:[Vd. doc. n. 72 e allegato e doc. n. 88.]]) si tratta quasi per il 100% di BEV piccoli, non adatti alla ricarica HPC. Più in generale, solo alcuni OEM (che non includono i principali produttori di BEV) hanno già oggi una gamma di BEV interamente o prevalentemente idonei alla ricarica HPC. Le informazioni fornite dagli OEM in risposta al market test non sono univoche per quanto concerne le previsioni sulla crescita della quota dei BEV sul totale della propria produzione. Tuttavia, anche se la misura prospettata è diversa (e, in particolare, solo pochissimi OEM prevedono che i BEV supereranno il 50% delle loro vendite in Italia nel 2025-26 e/o raggiungeranno il 100% nel 2030), i rispondenti sono concordi nel ritenere che le attuali percentuali relative alla quota dei BEV sul totale delle vendite di autoveicoli in Italia saranno decisamente aumentate nei prossimi cinque-dieci anni. 61. Con riferimento, infine, alla pratica di abbinare alla vendita dei BEV dei pacchetti pre-pagati di ricariche, o comunque delle forme di agevolazione per i futuri rifornimenti, a fini promozionali, con una sola eccezione, tutti gli OEM hanno dichiarato che fanno, hanno fatto o intendono fare ricorso a pratiche che agevolino il cliente nel rifornimento di energia elettrica nei mesi immediatamente successivi all’acquisto del BEV, ritenendo evidentemente che l’offerta di tali agevolazioni abbia una ricaduta concreta in termini di promozione delle vendite di BEV. 62. In particolare, quattro degli OEM intervistati si concentrano nella agevolazione dei rapporti tra utente finale ed EMP, anche attraverso l’offerta del pagamento, in tutto o in parte, del servizio di abbonamento all’EMP (ma non del costo dell’energia). Tutti gli altri OEM hanno dichiarato di aver già sperimentato o di stare quantomeno considerando la possibilità di fornire agli utenti finali pacchetti di kWh contestualmente all’acquisto del BEV da CP pubblici, in alcuni casi in alternativa alla fornitura agevolata o gratuita dell’impianto per la ricarica privata (wallbox) o in aggiunta alla fornitura di un abbonamento ad un EMP. 63. Nei casi in cui è stato indicato, il valore di tali iniziative risulta ammontare a pochissimi punti percentuali (al massimo 1-2%) rispetto al prezzo totale del BEV cui vengono abbinate. Secondo un OEM77[NOTE:78:[Si tratta di Stellantis (doc. n. 86 e allegato), che però è stato l’unico OEM a fornire tale stima dell’impatto sulle vendite delle promozioni relative alla futura ricarica.]], l’introduzione di questi pacchetti di ricarica permetterebbe un incremento delle vendite di unità BEV pari a circa un 10%. VI. LE ARGOMENTAZIONI DELLE PARTI 64. Le Parti hanno argomentato le rispettive posizioni nel Formulario notificato all’Autorità e in sede di audizione78[NOTE:79:[Vd. doc. n. 173. ]]. VI.1. Le argomentazioni relative al mercato dei CPO 65. Con riguardo al mercato dei CPO, le Parti hanno escluso qualsiasi idoneità dell’Operazione a produrre apprezzabili effetti orizzontali posto che il Gruppo VW deve considerarsi come non attivo in questo mercato e che, in ogni caso, la JVC non verrà a detenervi una quota di mercato critica sotto il profilo antitrust (stimata a regime, inferiore al [25-30%] del numero totale dei CP HPC presenti in Italia, tenuto conto che i piani di JVC prevedono la realizzazione di 3.000 nuovi CP pubblici HPC entro il 2026). Ciò anche considerata l’attesa forte espansione di questo settore nei prossimi anni, assistita anche da consistenti finanziamenti pubblici nazionali e unionali ai quali potranno accedere anche altri operatori, diversi dalle Parti, a iniziare da quelli già attivi con CPO che potranno, di conseguenza, estendere ulteriormente la propria rete di punti di ricarica per BEV ad alta velocità. 66. Il Gruppo VW ha sottolineato che l’attività di CPO non rientra nel suo core business, focalizzato sulla costruzione e vendita di automobili, e che la decisione di investire nella costruzione di infrastrutture HPC in Italia è proprio finalizzata all’espansione delle vendite di BEV in un contesto di mercato caratterizzato, rispetto ad altri Paesi, da una significativa carenza infrastrutturale che necessariamente condiziona negativamente le vendite di vetture elettriche. La rilevata mancanza di specifiche competenze nel mercato dei CPO, ha, tuttavia reso per VW necessaria la creazione di una partnership con un operatore locale, individuato in Enel. In conclusione, quindi, il Gruppo VW, non ha interesse a operare nel mercato italiano dei CPO se non attraverso la JVC e quanto previsto dal connesso Patto di non concorrenza e auspica l’affermarsi nel mercato italiano di altre iniziative per l’installazione di HPC79[NOTE:80:[Vd. doc. nn. 173 e 181. VW, “per completezza, precisa che il progetto c.d. “Electrify Verona” è frutto di una collaborazione della Società con il Comune di Verona e con l’operatore AGSM finalizzata allo sviluppo della mobilità elettrica nel comune di Verona. Tale progetto, oltre ad essere geograficamente molto limitato, ha visto la partecipazione di VW nella sola fase di ideazione del progetto, mentre l’operatività di CPO è stata portata avanti da operatori terzi. Per una descrizione dettagliata del progetto si rimanda al seguente link https://modo.volkswagengroup.it/e n/qlife/electrify-verona-welcome-to-the-zero-emission-city” (cfr. doc. n. 181).]]. 67. Con specifico riferimento a Ionity, VWFL ha affermato che le caratteristiche di governance di questa società comune hanno garantito alla società una piena autonomia operativa rispetto alle società madri e dunque tali da non rendere corretta l’imputazione della sua quota di mercato al Gruppo VW. Nel corso dell’audizione dell’11 novembre 2021 e con comunicazione del 23 novembre 2021 i rappresentanti del Gruppo VW hanno, comunque, informato che l’assetto azionario di Ionity è mutato a seguito dell’ingresso nella compagine sociale della società di un fondo di investimento che ha assunto il controllo esclusivo della società80[NOTE:81:[Vd. doc. n. 173 e doc. n. 184.]]. 68. Le Società Parti, inoltre, ritengono che, ai fini della definizione geografica del mercato del CPO, non sia corretto dedurne la possibile dimensione locale sulla base della sostanziale assimilazione della ricarica elettrica delle autovetture con l’attività di rifornimento di carburante per autotrazione: “le modalità di accesso a CPO, infatti, sono identiche per tutti i fornitori del servizio di ricarica (gli EMP) e, quindi, non si registra una differenza nel prezzo applicato all’intermediario a seconda dell’ubicazione territoriale della sua struttura e, inoltre, rispetto alla distribuzione di carburanti il mercato in esame non sopporta i costi legati al trasporto del carburante. Secondo le Parti, il parallelismo più corretto sarebbe con il mercato della telefonia mobile dove il prezzo della chiamata pagato all’operatore che presta il servizio è lo stesso indipendentemente dall’area nazionale da dove l’utente chiami”81[NOTE:82:[Cfr. doc. n. 173.]]. Inoltre, secondo le Parti, è verosimile ritenere che tutti i CPO applicheranno agli EMP prezzi uniformi sull’intero territorio nazionale; gli EMP, per parte loro, hanno interesse a concludere accordi di interoperabilità con il maggior numero possibile di CPO attivi sul territorio nazionale al fine di garantire ai propri clienti l’accesso alla più capillare possibile rete di punti di ricarica. In conclusione sul punto, le Parti escludono che il mercato dei CPO presenti caratteristiche proprie di un mercato locale e debba, invece, considerarsi di dimensione nazionale come tra l’altro ritenuto anche dal Bundeskartellamt tedesco, a esito di un’indagine conoscitiva sul mercato in esame82[NOTE:83:[Vd. doc. n. 173.]]. 69. Nel corso dell’audizione i Rappresentanti di Enel X hanno chiarito che per CP deve intendersi la singola presa alla quale può connettersi un BEV e, quindi, i 3.000 CP che la JVC prevede di installare e gestire entro il 2026 saranno collocati in circa [omissis] siti attrezzati, a seconda di casi, [omissis]. Al riguardo, è stato, del pari, precisato che i punti di ricarica ultraveloci della JVC saranno identificati in modo autonomo rispetto a quelli di Enel X non ultra veloci e a quelli che le Affiliate del Gruppo VW potrebbero realizzare nei limiti previsti dal Patto di non concorrenza83[NOTE:84:[Vd. doc. n. 173.]]. 70. Le Parti, inoltre, hanno individuato, al pari degli altri partecipanti al market test, i principali elementi di criticità connessi all’attività di CPO nelle tempistiche necessarie per: (a) concludere le attività di individuazione dei siti dove installare le colonnine (la cui dimensione non può essere inferiore ai [omissis] metri); (b) concludere la negoziazione con il titolare di tali aree; (c) ottenere il rilascio delle autorizzazioni amministrative (che richiedono dalle quattro alle otto settimane a seconda dell’iter burocratico intrapreso) e (d) ottenere il rilascio delle autorizzazioni necessarie al distributore dell’energia elettrica per eseguire i lavori necessari all’allaccio. Sotto quest’ultimo aspetto, i Rappresentanti di Enel X hanno sottolineato che l’integrazione verticale della Società con il principale distributore nazionale di energia elettrica, e-Distribuzione S.p.A., non determina alcun vantaggio concorrenziale, posto che la regolamentazione di settore impone al distributore di trattare tutti i soggetti che richiedono l’allaccio alla propria rete in modo non discriminatorio e considerato altresì che la JVC opererà anche in territori dove il Gruppo Enel non è presente nella distribuzione, proprio perché il suo scopo è quello di realizzare una rete il più capillare possibile a livello nazionale. Con comunicazione del 23 novembre 2021 Enel X ha dato conto dei tempi che sono stati necessari per l’allaccio alla rete di distribuzione dei propri CP già esistenti (sia HPC che di potenza inferiore), che sono collocati sia in aree in cui il servizio di distribuzione è effettuato da e-Distribuzione, impresa appartenente al gruppo ENEL, sia in aree in cui i distributori sono soggetti terzi. Dall’esame di tale documentazione emerge che non ci sono significative differenze nei tempi di allaccio dei CP di Enel X richiesti da e-Distribuzione e dai terzi. 71. Enel X, ritiene che alcun vantaggio possa derivare neppure in caso di aumento della potenza di una connessione per CP in bassa tensione per portarla in media tensione e poter in tal modo convertire i relativi CP in CP ultra veloci. La Società stima i costi dell’attività CPO, in [omissis] per un sito con due stazioni di ricarica ciascuna con due punti di ricarica (CP) e, quindi, pari a [omissis] per punto di ricarica e che, comunque, il costo dipende molto dal mix di potenza utilizzata che, nel caso della JVC, sarà tra i più alti trattandosi di CP ultra veloci. 72. Le Parti hanno anche dichiarato che la JVC intenderà [omissis]. 73. In merito, infine, all’argomentazione sostenuta da alcuni degli operatori coinvolti nell’indagine di mercato secondo la quale la disponibilità di colonnine di ricarica ultraveloce avrebbe per il consumatore più un valore di rassicurazione psicologica che economica, Enel X ritiene che questa analisi sia corretta con riguardo soltanto a quella parte di clienti che possono ricaricare il proprio BEV in ambito privato e che, quindi, utilizzano la ricarica pubblica solo in caso di lunghe percorrenze. Tuttavia, i dati a disposizione dimostrerebbero che la disponibilità di ricariche ultra veloci pubbliche è premiata dai consumatori e lo scopo della JVC sarebbe proprio quello di rendere i costi di ricarica elettrica equiparabili e, in prospettiva, inferiori a quelli per il rifornimento di carburante tradizionale. A questo scopo concorrerebbe anche lo sviluppo intervenuto sulla progettazione dei BEV che sono stati resi sempre più efficienti e dotati di una maggiore autonomia di percorrenza rispetto ai modelli iniziali84[NOTE:85:[Vd. doc. n. 173.]]. VI.2. Le argomentazioni relative al mercato degli EMP e degli OEM 74. In via generale, le Parti ritengono che il fatto che JVC si impegni, sulla base di specifiche condizioni presenti nello stesso JVA85[NOTE:86:[Cfr. JVA, punto 6.1 (doc. 1-bis, all. 3).]], a cedere i propri servizi a condizioni non discriminatorie a tutti coloro che ne facciano richiesta sia di per sé sufficiente a escludere anche in astratto che l’Operazione abbia effetti verticali sui mercati degli EMP e degli OEM. 75. In relazione al mercato dei servizi degli EMP, le Società Parti del presente procedimento ritengono, altresì, che non si debba distinguere tra servizi di ricarica ai clienti finali in base alla potenza dei CP utilizzabili, in quanto i servizi di EMP non sarebbero influenzati dalle caratteristiche (in termini di potenza di ricarica) dei CP (normale/veloce vs. ultra-veloce). 76. Le Parti sostengono, inoltre, che non esisterebbe alcun legame verticale tra il mercato dei CP e quello degli OEM perché qualora un OEM come VW intendesse acquistare direttamente pacchetti di ricarica da un CPO per abbinarli in promozione alla vendita di un propri BEV, esso opererebbe come qualsiasi altro EMP: in ogni caso, in sede di audizione, i Rappresentanti di VW hanno precisato che, attualmente, non è utilizzata questa forma di promozione per la vendita dei BEV del gruppo e neppure è previsto a questo scopo l’utilizzo della rete di colonnine ultra veloci oggetto della JVC, in coerenza con il razionale economico dell’Operazione di creare una rete aperta e pienamente interoperabile per tutti a condizioni non discriminatorie; di conseguenza, l’eventuale offerta da parte della JVC di pacchetti di servizi di ricarica pre-acquistati avverrà alle stesse condizioni per qualsiasi operatore sia esso un OEM e un EMP86[NOTE:87:[Vd. doc. n. 173.]]. 77. VW ha, inoltre, chiarito che tutti i BEV prodotti dal gruppo rappresentano circa il [15-20%] del totale dei BEV venduti sul mercato italiano e meno del 5% del totale delle vendite del gruppo in Italia ma è attesa una crescita importante delle vendite entro il 2030. La Società ha anche precisato che tutti i BEV VW sono ricaricabili sia in alta potenza che a potenza inferiore, in quanto lo scopo è di consentire al cliente di ricaricare ovunque possibile; l’infrastruttura di ricarica rappresenta, infatti, per la Società una commodity87[NOTE:88:[Vd., in particolare, doc. n. 181. ]]. 78. VW, infine, non ritiene corretto, allo stato attuale di maturità del settore, segmentare il mercato dei BEV per classi di autovetture come avviene per il settore delle automobili con motore a combustione: infatti, non vi è ancora quella varietà di autovetture elettriche che giustificherebbe tale segmentazione, sebbene in futuro la situazione potrebbe cambiare, in quanto gli OEM hanno appena iniziato una produzione completa e diversificata di BEV88[NOTE:89:[Vd. doc. n. 181.]]. VI.3. Le argomentazioni relative al Patto di non concorrenza 79. Le Parti hanno precisato in audizione89[NOTE:90:[Vd. doc. n. 173.]] il contenuto del Patto di non concorrenza che assiste il JVA, con particolare riferimento alle conseguenze che si determinerebbero nel caso in cui le Affiliate del Gruppo VW superassero, nella vigenza del Patto stesso, i limiti massimi di CPO ultra veloci che, eccezionalmente, possono installare e gestire in deroga appunto alla previsione pattizia di non concorrenza: [omissis]. 80. In merito le Società hanno chiarito che il Patto di non concorrenza è assolutamente vincolante e che la deroga prevista in favore del Gruppo VW durante la sua vigenza è stata introdotta al solo scopo di consentire la prosecuzione di iniziative preesistenti agli accordi di joint venture e che, in ogni caso i limiti quantitativi imposti alle Affiliate VW sono molto più ampi delle loro reali intenzioni di business. Le Parti concludono sul punto ribadendo la reciproca volontà di rispettare il Patto di non concorrenza nei termini previsti, in quanto il loro impegno è di mantenere la natura concentrativa della JVC fino alla realizzazione del previsto obiettivo di installare e gestire 3.000 CP ultra veloci, così come stabilito nel Network Plan. VII. VALUTAZIONI 81. Il provvedimento di avvio d’istruttoria ipotizzava che l’Operazione in oggetto, consistente nella creazione di una società comune tra una impresa del gruppo Enel (Enel X) e una del gruppo Volkswagen (VWFL) per lo svolgimento dell’attività di costruzione e gestione di punti di ricarica per BEV pubblici ad alta potenza sul territorio italiano, fosse suscettibile di costituire o rafforzare una posizione dominante sul mercato in cui sarà attiva la JVC e/o su due mercati verticalmente collegati, quello della fornitura di servizi di eMobility (EMP) in Italia e quello della produzione e commercializzazione di automobili (OEM), con riferimento in particolare alla produzione e commercializzazione di auto elettriche (BEV), sempre in Italia. 82. Di seguito verranno discussi gli esiti delle risultanze istruttorie con riferimento agli effetti dell’Operazione sui suddetti mercati. In via preliminare, tuttavia, si osserva che i mercati su cui la stessa va ad incidere, e in particolare quello su cui agirà la JVC e nel quale sono presenti, prima della concentrazione, entrambe le Parti, si trovano allo stato ancora in una fase embrionale di sviluppo e, secondo tutti gli stakeholders sentiti nel corso del market test, alla vigilia di una forte espansione. Per questo motivo, l’osservazione degli esiti dell’Operazione sulla struttura attuale del mercato dei CPO non costituisce una modalità efficace per valutarne gli effetti. Piuttosto, al fine di compiere una valutazione appropriata sarà necessario individuare gli sviluppi attesi a medio termine dell’attività della JVC e delle Parti, per confrontarli con le ipotesi più plausibili, derivate dalle informazioni acquisite nel corso dell’istruttoria, circa l’evoluzione attesa delle dimensioni e della struttura dei mercati interessati nel loro complesso. VII.1. Il mercato della costruzione e gestione di infrastrutture di ricarica per BEV HPC pubbliche in Italia (mercato dei CPO) VII.1.a. Il mercato 83. Le infrastrutture per la ricarica dei BEV si caratterizzano, in primo luogo, per la differente potenza di ricarica che offrono e dalla quale dipende la diversa durata dei tempi di ricarica del veicolo. Sotto questo profilo è, quindi, possibile distinguere tra: CP con potenza di 22 kW (c.d. quick), CP con potenza tra 22 e 100 kW (c.d. fast) e CP con potenza superiore ai 100 kW (c.d. ultrafast o HPC). 84. In coerenza con quanto recentemente affermato dalla Commissione UE90[NOTE:91:[Per tutte le valutazioni della Commissione qui citate relative ai mercati della e-Mobility si veda il caso COMP/M8870, cit. ]], il mercato della costruzione e gestione di infrastrutture di ricarica HPC pubbliche con potenza superiore ai 100 kW appare rappresentare un mercato distinto rispetto a quello della costruzione e gestione di infrastrutture di ricarica pubbliche di potenza inferiore ai 100 kW. Tale conclusione deriva, dal lato della domanda, dalla differenza nel tempo di ricarica, molto inferiore con le ricariche ultra veloci, e dal lato dell’offerta dalla maggior complessità tecnica e più elevati investimenti che caratterizzano i CP HPC. In particolare, secondo le risposte fornite dagli operatori, un punto di ricarica ad alta potenza può costare tra i 50 e i 100.000 euro, o anche di più al crescere della potenza installata. A fronte dei costi molto più elevati sostenuti per la costruzione di CP HPC, anche i prezzi per kWh praticati per le ricariche HPC sono di norma molto più alti di quelli prevalenti per le ricariche a potenza più bassa. I costi delle ricariche a potenze inferiori riportati dagli operatori, infatti, sono nella maggior parte dei casi ricompresi tra trenta e quarantacinque centesimi di euro al kWh, mentre per le ricariche HPC si va dai cinquanta ai settanta centesimi al kWh. 85. All’interno dell’attività di CPO di CP pubblici HPC, si ritiene che lo svolgimento della stessa nelle aree di servizio autostradali individui un mercato distinto rispetto a quello in ambito urbano o extra-urbano non autostradale, così come peraltro sostenuto anche dalla Commissione Europea. Le specifiche modalità di accesso all’attività di CPO HPC in autostrada, intermediate dal ruolo dei concessionari autostradali, creano infatti un contesto normativo e fattuale del tutto peculiare, che lo differenziano da quello dello svolgimento della medesima attività al di fuori delle aree di servizio autostradali. Come conferma, nonché quale ulteriore fattore costitutivo di tale differenza, va altresì segnalato che secondo quanto precisato dal MITE nel corso dell’audizione con gli Uffici, i finanziamenti del PNRR allo sviluppo dei CP pubblici HPC, che rappresentano un elemento chiave per la evoluzione attesa del mercato, non sono in alcun modo destinati allo svolgimento di tale attività in autostrada. 86. La costruzione e gestione di CP pubblici HPC, oggetto dell’attività della società comune, comporta - come detto - le seguenti attività: (1) la individuazione e acquisizione del sito appropriato per ciascun CP; (2) la progettazione dell’installazione e l’ottenimento di tutti i necessari permessi per l’utilizzo del sito; (3) la costruzione e la messa in servizio del CP e (4) la gestione e la manutenzione dello stesso. La domanda dei servizi di CPO è rappresentata: (i) dagli EMP, che negoziano le condizioni di accesso alle reti di CP per conto degli utenti finali che aderiscono al loro circuito; (ii) dai clienti finali che effettuano la ricarica senza intermediazione (“ad hoc”); (iii) dagli OEM che possono acquistare pacchetti di kWh da includere nel prezzo dei BEV di norma a finalità promozionali. 87. Quanto alla dimensione geografica del mercato, si osserva che le modalità (omogenee su base nazionale) di definizione del prezzo per l’utilizzo dei CP e la stipula di contratti unici a livello nazionale con i diretti esponenti della domanda (gli EMP) inducono a ritenere che il mercato abbia dimensione nazionale. Le Parti sostengono che non vi sia alcun elemento di carattere locale che interferisca nella determinazione della struttura di questo mercato, che non sarebbe in alcun modo avvicinabile a quello della distribuzione di carburanti in rete per veicoli a combustione interna. Va, tuttavia, considerato che la attrattività per gli EMP del servizio offerto da ciascun CPO di CP HPC dipende dalla capacità di far fronte alle esigenze del cliente finale, che a sua volta domanda i servizi degli EMP, le quali si determinano essenzialmente a livello locale (sulla base di variabili di tipo socio-economiche e connesse alle caratteristiche della mobilità nelle varie zone). Per le sue caratteristiche di utilizzo da parte del cliente finale, infatti si può presumere che gli utenti finali non dotati di un punto di ricarica privato non siano di norma disposti a ricercare il punto di ricarica pubblico al di fuori dell’ambito locale in cui si trovano, in questo in analogia con quanto succede nel mercato del rifornimento carburanti in rete (a meno che si trovino in viaggio). Pertanto, anche se il prezzo è fissato a livello nazionale, le diverse situazioni locali possono conferire elementi di potere di mercato, i quali, se presenti in un numero considerevole di ambiti locali, potrebbero riflettersi sulle condizioni di fissazione del prezzo nazionale. Ad ogni buon conto, non appare qui necessario definire con maggior precisione l’ampiezza geografica del mercato, posto che, anche in ragione della ancora non definita collocazione dei CP della JVC, ciò non cambierebbe il segno della valutazione. VII.1.b Effetti dell’Operazione 88. Secondo le Parti, al 30 giugno 2021 i CP HPC esistenti in Italia erano 208. Al momento dell’avvio del procedimento, il Gruppo Enel e il gruppo VW erano entrambi attivi nel mercato italiano della costruzione e gestione di CP pubblici o privati ad accesso pubblico HPC, il primo attraverso i [omissis] CP detenuti da Enel X (destinati a confluire in JVC), il secondo attraverso la partecipazione (con controllo congiunto) in Ionity, che con [omissis] punti di ricarica rappresenta, attualmente, il principale operatore del mercato. Al riguardo si ritiene di non voler accogliere la tesi proposta da VWFL circa il fatto che non si dovesse attribuire al gruppo VW la quota detenuta da Ionity in Italia. Il fatto che la Commissione Europea abbia definito il controllo congiunto di Ionity da parte di tutti i suoi soci appare infatti un elemento dirimente in tal senso. È ovvio, al tempo stesso, che la modifica dell’assetto azionario di Ionity, con l’assunzione del controllo esclusivo della società da parte di un Fondo di investimento, come anticipato da VWFL nel corso dell’audizione e poi con comunicazione del 23 novembre 2021, varrà, al contrario, a escludere l’imputabilità al gruppo VW delle attività di Ionity. Ad ogni modo, al 30 giugno 2021 la quota di mercato complessivamente riferibile alle Parti era, quindi, pari al [45-50%]. 89. L’intero mercato dei CP HPC sarà interessato nei prossimi anni da una forte crescita. Secondo le previsioni di Motus-E91[NOTE:92:[Motus-E è un consorzio cui appartengono in pratica tutti i principali stakeholders del settore, che è impegnato in attività di ricerca e monitoraggio dei mercati che compongono la filiera della mobilità elettrica. ]] al 2030 il numero di CP HPC potrebbe andare da un minimo di 19.000 ad un massimo di 31.000. Gli stessi finanziamenti del PNRR mirano a raggiungere già al 2026 una rete di oltre 20.000 CP HPC sul territorio nazionale. Dalle informazioni fornite dai partecipanti al market test che hanno risposto su questo punto, la stima più frequente del numero di CP pubblici HPC attesi in Italia al 2026 risulta essere di circa 10-11.000, con risposte che vanno da un minimo di 6.000 ad un massimo di 18.000 CP. A fronte di tali sviluppi attesi, le Parti prevedono, come detto, che nei prossimi anni la JVC effettuerà investimenti tali da portare la propria rete a raggiungere 3.000 CP HPC nel 2025. 90. L’investimento congiunto è ovviamente alternativo al perseguimento autonomo dello sviluppo della presenza delle Parti in questo mercato, sviluppo autonomo che avrebbe potuto condurre alla creazione di due reti tra loro in concorrenza. Al riguardo, posto che non vi sono dubbi che in assenza dell’Operazione Enel avrebbe investito nella rete di CP HPC, [omissis]92[NOTE:93:[Vd. doc. 1-bis, allegati nn. 6, 8, 9, 10.]], non si può escludere che, nonostante quanto affermato dalle Parti, anche il Gruppo VW avrebbe costituito, in assenza dell’Operazione, una propria rete di CP HPC in concorrenza con quella di Enel X se, del caso, ricorrendo alla partnership con uno o più altri operatori (diversi da Enel X), così come dimostra l’esperienza della presenza del Gruppo VW in Ionity. L’interesse del Gruppo per l’investimento diretto in questa attività risulta infatti dalla documentazione strategica agli atti del presente procedimento93[NOTE:94:[ Vd. doc. 1-bis allegato n. 7.]] ed è altresì confermato sia dalla acquisizione della partecipazione di co-controllo in Ionity (e tale affermazione appare comunque valida anche se il controllo di Ionity è passato a un nuovo soggetto) sia dalla deroga al Patto di non concorrenza che prevede lo svolgimento dell’attività di CPO HPC da parte di alcune società del Gruppo ancorché per un numero limitato di CP. 91. L’Operazione in esame, sotto il profilo degli effetti orizzontali nel mercato della gestione della rete di CP HPC, conduce pertanto alla unificazione sotto un medesimo centro di controllo delle potenzialità di sviluppo di due soggetti che altrimenti avrebbero potuto dare vita a due reti concorrenti. A oggi, peraltro, le Parti devono annoverarsi tra i principali operatori del mercato ed è dunque ragionevole ritenere che le loro reti, se costruite e gestite autonomamente, avrebbero potuto rappresentare due tra le principali reti attive sul futuro mercato dei CPO HPC in Italia. Per lo stesso motivo, la messa in comune delle potenzialità di sviluppo delle Parti può dar luogo alla costituzione di una rete HPC così prevalente rispetto a quelle dei concorrenti da conferire alle Parti una posizione dominante. 92. Dall’istruttoria è emerso che il panorama dei soggetti in astratto interessati a sviluppare una propria rete di CP pubblici HPC nel medio periodo (sino al 2026) è relativamente ampio. Al tempo stesso, il market test ha anche indicato la presenza di barriere all’entrata sul mercato dei CP HPC dovute all’entità dell’investimento necessario, alla sua redditività differita nel tempo in ragione della ancora scarsa diffusione dei BEV (e ancor più dei BEV in grado di usare le ricariche HPC), ai ritardi e agli ostacoli frapposti per l’individuazione dei siti e l’ottenimento dei necessari permessi e, infine, alle difficoltà di varia natura che complicano l’allaccio alla rete e il rapporto col distributore. 93. Il Network Plan della JVC prevede che la rete della società comune arrivi fino ad un massimo di 3.000 CP al 2025 e non sono previste ulteriori espansioni. Le Parti hanno precisato, nel corso del procedimento, che [omissis]. Considerando il tasso di crescita atteso del settore, e in particolare gli obiettivi del PNRR che mirano ad arrivare, al 2026, a oltre 20.000 CP HPC, la rete della JVC potrebbe dunque giungere a coprire una percentuale significativa (tra il 15 e il 30 per cento94[NOTE:95:[I 3.000 CP della JV rappresenterebbero [omissis] degli eventuali 20.000 CP attesi al 2026. Nell’ipotesi che venisse costruita solo la metà dei CP che rappresentano l’obiettivo del PNRR, la quota dei CP della JV arriverebbe al massimo al [omissis] del totale.]]) ma non dominante del totale dei CP HPC presenti a quella data sul territorio nazionale. 94. Nonostante le barriere all’entrata che ostacolano l’accesso al mercato, dall’istruttoria è emerso infatti che le ipotesi sulla forte crescita della rete complessiva di CP pubblici HPC in Italia nei prossimi anni non appaiono irrealistiche. I soggetti interessati a intraprendere in via diretta o indiretta i relativi investimenti includono anche almeno due grandi gruppi (Eni e Stellantis), cui va aggiunta una serie di altri operatori dotati in genere della necessaria esperienza. Soprattutto, gli incentivi pubblici attesi sono ingenti e mirati proprio allo sviluppo di CP HPC al di fuori delle autostrade. Ancorché non siano ancora disponibili i relativi decreti attuativi, secondo le ipotesi del Ministero i finanziamenti del PNRR potrebbero arrivare a coprire fino al 40% delle spese di installazione dei CP HPC. 95. L’Operazione, così come complessivamente rappresentata, prevede, altresì, che, in forza del Patto di non concorrenza, le Parti possono operare sul mercato italiano dei CPO HPC solo attraverso la JVC, salva la limitata deroga in favore del solo Gruppo VW. Il Patto di non concorrenza conferma, dunque, che il perimetro di attività delle Parti su questo mercato non supererà i 3.000 CP della JVC (con le uniche limitate eccezioni previste dalla deroga). 96. Va, tuttavia, osservato che il medesimo Patto non prevede particolari penalità in caso di sua violazione, limitandosi, [omissis], le Parti hanno però ribadito nel corso del procedimento, ed in particolare nell’audizione dell’11 novembre 202195[NOTE:96:[Vd. doc. n. 173.]], la loro intenzione di considerare il Patto, il suo contenuto e il suo rispetto come vincolante e parte costitutiva dell’Operazione notificata. 97. Tutto ciò considerato, l’Operazione nel rispetto dei termini in cui è stata notificata e rappresentata dalle Parti e che prevedono la costituzione di una JVC da parte di due importanti operatori già attivi nel mercato italiano dei CPO di CP pubblici HPC che si vincolano ad agire su questo mercato esclusivamente attraverso la JVC (fatta salva la limitata deroga a vantaggio del gruppo VW) e che impongono come obiettivo per la JVC quello di costruire una rete di CP HPC fino a un numero massimo di 3.000 CP può considerarsi non idonea a costituire o rafforzare una posizione dominante sul mercato italiano dei CPO di punti di ricarica ultra rapidi. VII.2. Il mercato della fornitura di servizi E-mobility service provider (EMP) 98. L’accesso dei BEV alle colonnine di ricarica pubbliche è, di norma, intermediato da soggetti terzi (EMP) ognuno dei quali ha interesse a stabilire il maggior numero possibile di accordi di interoperabilità con i vari CPO attivi sul territorio (anche attraverso operatori specializzati che hanno sviluppato apposite piattaforme di roaming) al fine di offrire ai propri clienti l’accesso a una rete quanto più estesa di CP. Gli EMP rappresentano, pertanto, la principale fonte di domanda dei CPO e, quindi, anche della JVC. 99. La fornitura dei servizi da parte degli EMP agli utenti finali per l’accesso ai CP pubblici rappresenta un mercato a sé, al quale nei precedenti dell’Autorità96[NOTE:97:[Cfr. C12224 - Dolomiti Energia Holding-Alperia/Alperia Smart Mobility, provvedimento di non avvio istruttoria n. 27795 del 5 giugno 2019, in Bollettino n. 25/2019.]] e della Commissione97[NOTE:98:[Cfr. caso COMP/M.8870, cit.]] è stata attribuita una dimensione geografica nazionale, in considerazione tra l’altro del raggio di attività e delle politiche di prezzo degli operatori. 100. Entrambi i Gruppi industriali di appartenenza delle società madri della JVC sono attive in questo mercato. In particolare, Enel X Italia S.r.l. società che agisce come EMP all’interno del Gruppo Enel, detiene una quota di mercato stimata dalle Parti nel [20-25%]. Il Gruppo VW è, invece, presente attraverso la controllata Volkswagen Group Charging GmbH (“Elli”) che, tuttavia, ha appena iniziato la propria operatività, avendo generato nel 2020 un fatturato in tale attività di appena [100-500] euro. Secondo quanto rappresentato dalle parti, in Italia sono attivi con quote significative anche altri EMP quali Duferco Energia ([20-25%]), Be Charge ([15-20%]) e EvWay ([5-10%]). 101. Il fatto che, come visto, l’Operazione, nella modalità in cui è stata notificata, non sia suscettibile di dare origine a una posizione dominante nel mercato a monte dei CPO HPC depotenzia notevolmente la possibilità che la stessa abbia conseguenze sul mercato degli EMP. Inoltre, le Parti hanno rappresentato che la JVC, secondo quanto previsto dal Joint Venture Agreement98[NOTE:99:[JVA, punto 6.1, cfr. doc. 1-bis, all. 3.]] si atterrà alla regola di cedere i propri servizi a tutti gli EMP che li richiedano e a condizioni non discriminatorie. L’Operazione nella forma in cui è stata notificata, che include la decisione di vendere i servizi agli EMP a condizioni non discriminatorie, non è quindi idonea a costituire o rafforzare una posizione dominante sul mercato degli EMP. VII.3. Il mercato della produzione e vendita di autoveicoli (il mercato degli OEM) 102. Secondo quanto comunicato nel Formulario, il Gruppo VW detiene una quota inferiore al [15-20%] sul mercato della produzione e commercializzazione di BEV in Italia, dal quale invece è del tutto assente il gruppo Enel. 103. Nei precedenti della Commissione99[NOTE:100:[Cfr. caso COMP/.8744 - Daimler/BMW/Car Sharing JV.]] la produzione e commercializzazione di auto ha dato origine a mercati diversi, ciascuno corrispondente a una categoria di auto. Al tempo stesso, la Commissione ha anche ipotizzato la possibilità di distinguere la produzione e commercializzazione di BEV dal resto della attività degli OEM, ed eventualmente di segmentare anche i BEV per tipologia di auto, pur non prendendo una posizione in merito a tali questioni. Quanto alla dimensione geografica del mercato degli OEM, sempre la Commissione ha ipotizzato100[NOTE:101:[Cfr. caso COMP/.8744, cit..]] che potesse essere anche nazionale, pur non prendendo in quel caso una posizione definitiva sul punto. 104. Dall’istruttoria è emerso che i BEV rappresentano ancora una parte molto minoritaria (intorno al 5%) degli autoveicoli commercializzati dagli OEM in Italia. Anche se le prospettive di crescita di questa percentuale sono unanimemente riconosciute, sulla misura di tale crescita ci sono previsioni discordanti. Una valutazione sulla possibilità che i BEV individuino un mercato distinto rispetto al resto degli autoveicoli non è comunque necessaria in questa sede, in quanto non cambierebbe l’esito della valutazione. 105. Contrariamente a quanto sostenuto dalle Parti, dall’istruttoria è emerso che il ricorso degli OEM a pratiche che agevolino il cliente nel rifornimento di energia elettrica nei mesi immediatamente successivi all’acquisto del BEV è ampiamente diffuso, dovendo quindi evidentemente ritenersi che l’offerta di tali agevolazioni è considerata dagli OEM suscettibile di avere una ricaduta concreta in termini di promozione delle vendite di BEV. Dette agevolazioni possono consistere nel farsi carico, in tutto o in parte, del servizio di abbonamento dell’utente finale all’EMP, ma anche nella fornitura agli acquirenti di BEV di pacchetti di kWh da CP pubblici, in alcuni casi in alternativa alla fornitura agevolata o gratuita dell’impianto per la ricarica privata (wallbox) o in aggiunta alla fornitura di un abbonamento ad un EMP. 106. Benché il costo di tali agevolazioni risulti ridotto (e di conseguenza anche il loro peso rispetto al prezzo del BEV), il loro utilizzo è, comunque, indice dell’importanza, almeno potenziale, che è possibile attribuire a questa pratica commerciale e, quindi, anche dell’esistenza di una relazione verticale tra l’attività di CPO di CP HPC (il cui prodotto deve essere acquistato dall’OEM per fornire una delle principali agevolazioni per il rifornimento agli acquirenti di BEV) e la produzione e commercializzazione di BEV. 107. Come già visto per il mercato degli EMP, il fatto che l’Operazione, nella modalità in cui è stata notificata, non sia suscettibile di dare origine a una posizione dominante nel mercato a monte dei CPO HPC depotenzia notevolmente la possibilità che la stessa abbia conseguenze anche sul mercato degli OEM. Inoltre, anche per gli OEM le Parti hanno rappresentato che la JVC si atterrà alla regola di cedere i propri servizi a tutti gli OEM (dalle stesse considerati un sottoinsieme della più generale categoria degli EMP) che li richiedano e a condizioni non discriminatorie. L’Operazione nella forma in cui è stata notificata, che include la decisione di vendere i servizi agli OEM a condizioni non discriminatorie, non è quindi idonea a costituire o rafforzare una posizione dominante neppure sul mercato degli OEM. VII.4. Il Patto di non concorrenza 108. Il Patto di non concorrenza descritto in precedenza costituisce una restrizione accessoria all’Operazione, nella misura in cui è circoscritta ai prodotti oggetto dell’attività economica della JVC e limitata all’ambito geografico in cui le imprese fondatrici offrivano i prodotti di cui trattasi prima della costituzione dell’impresa comune101[NOTE:102:[Vd. “Comunicazione della Commissione sulle restrizioni direttamente connesse e necessarie alle concentrazioni (2005/C 56/03)”, in particolare il paragrafo IV.A.]]. 109. Il possibile anticipato venir meno della vincolatività del Patto in caso di violazione da parte del Gruppo VW dei limiti della deroga che il patto stesso prevede a suo vantaggio comporterebbe la possibilità [omissis]. In proposito, tuttavia, le Parti hanno ribadito che il loro interesse prioritario e reciprocamente vincolante è quello di garantire il mantenimento della natura concentrativa della JVC fino alla realizzazione del suo scopo (i.e. installazione e gestione in Italia di 3.000 CP ultra veloci); che la deroga concessa alle Affiliate del Gruppo VW di installare un certo quantitativo di CP ultra veloci nella vigenza del patto di non concorrenza è finalizzata unicamente a consentire la prosecuzione di impegni già assunti, in particolare da Porsche, [omissis]; che i limiti quantitativi imposti alle altre Affiliate VW sono assolutamente molto più ampi delle loro reali intenzioni di business, rendendo di fatto non realistica l’anticipata cessazione del patto di non concorrenza102[NOTE:103:[Vd. doc. n. 173.]]. 110. Qualsiasi modifica che venisse apportata alle condizioni costitutive dell’operazione, così come rappresentate nel formulario di notifica e nel corso del procedimento, potrà essere considerata come una modifica dell’Operazione comunicata, suscettibile di richiedere una nuova valutazione da parte dell’Autorità. RITENUTO, pertanto, che l’Operazione in esame non comporta, ai sensi dell’articolo 6, comma 1, della legge n. 287/1990, la costituzione o il rafforzamento di una posizione dominante nei mercati rilevanti, tale da eliminare o ridurre in modo sostanziale e durevole la concorrenza; RITENUTO, inoltre, che il Patto di non concorrenza risulta accessorio alla presente Operazione nei soli limiti sopra descritti; DELIBERA di autorizzare, ai sensi dell’articolo 18, comma 2, della legge n. 287/90, l’operazione di concentrazione comunicata. Il presente provvedimento sarà notificato ai soggetti interessati e pubblicato nel Bollettino dell’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato. Avverso il presente provvedimento può essere presentato ricorso al TAR del Lazio, ai sensi dell’articolo 135, comma 1, lettera b), del Codice del processo amministrativo (Decreto Legislativo 2 luglio 2010, n. 104), entro il termine di sessanta giorni dalla data di notificazione del provvedimento stesso, fatti salvi i maggiori termini di cui all’articolo 41, comma 5, del Codice del processo amministrativo, ovvero può essere proposto ricorso straordinario al Presidente della Repubblica, ai sensi dell’articolo 8, del Decreto del Presidente della Repubblica 24 novembre 1971, n. 1199, entro il termine di centoventi giorni dalla data di notificazione del provvedimento stesso.