Enel X Way ed Ewiva, ANTITRUST: sanzionata condotta abusiva nel mercato dei servizi di ricarica elettrica

A557 – ENEL X WAY ED EWIVA/CONDOTTE ABUSIVE NEL MERCATO DEI SERVIZI DI RICARICA ELETTRICA – Provvedimento n. 31646

L’AUTORITÀ GARANTE DELLA CONCORRENZA E DEL MERCATO

NELLA SUA ADUNANZA del 29 luglio 2025;

SENTITO il Relatore, Presidente Roberto Rustichelli;

VISTO l’articolo 102 del Trattato sul Funzionamento dell’Unione Europea;

VISTO il Regolamento (CE) n. 1/2003 del Consiglio del 16 dicembre 2002;

VISTA la legge 10 ottobre 1990, n. 287;

VISTO il D.P.R. 30 aprile 1998, n. 217;

VISTA la propria delibera del 4 aprile 2023 n. 30576, con la quale è stato avviato un procedimento istruttorio ai sensi dell’articolo 14 della legge n. 287/1990, nei confronti di Enel X Way Italia S.r.l., Enel X Way S.r.l. ed Ewiva S.r.l., per accertare l’esistenza di possibili violazioni dell’articolo 102 del TFUE;

VISTE le istanze di partecipazione al procedimento presentate il 17 aprile 2023 dalle società Be Charge S.r.l. e Be Power S.p.A. ai sensi dell’articolo 7, comma 1, lettera b), del D.P.R. n. 217/98 e successivamente accolte;

VISTE le comunicazioni del 13 settembre 2023, con le quali Enel X Way Italia S.r.l., Enel X Way

S.r.l. ed Ewiva S.r.l. hanno presentato impegni ai sensi dell’articolo 14-ter della legge n. 287/90;

VISTA la propria delibera del 24 ottobre 2023 n. 30842, con cui è stato disposto il rigetto degli impegni presentati da Enel X Way Italia S.r.l., Enel X Way S.r.l. ed Ewiva S.r.l.;

VISTE le proprie delibere del 28 maggio 2024 n. 31221 e del 26 novembre 2024 n. 31383, con le quali sono state disposte successive proroghe del termine di conclusione del procedimento, in ragione della complessità della fattispecie analizzata, anche alla luce dello stadio di sviluppo embrionale dei mercati interessati e conseguenti scarsità di informazioni e carenza di precedenti analisi di tipo economico e concorrenziale relative a essi;

VISTA la propria delibera del 13 maggio 2025 n. 31549, con la quale è stata disposta la prosecuzione del procedimento nei confronti delle società Enel X S.r.l., nella quale a far data dal 1° gennaio 2025 Enel X Way S.r.l. è stata fusa per incorporazione;

VISTA la Comunicazione delle Risultanze Istruttorie e del termine di chiusura della fase di acquisizione degli elementi probatori, inviata alle Parti il 30 maggio 2025;

VISTE le memorie presentate dalle società Route220 S.r.l., il 4 luglio 2025, Enel X S.r.l., Enel X

Way Italia S.r.l. ed Ewiva S.r.l., il 5 luglio 2025;

 

SENTITI in audizione finale, in data 15 luglio 2025, i rappresentanti delle società Enel X S.r.l., Enel

X Way Italia S.r.l., Ewiva S.r.l. e Route220 S.r.l. che ne avevano fatto richiesta; VISTI gli atti del procedimento e la documentazione acquisita nel corso dell’istruttoria; CONSIDERATO quanto segue:

1. LE PARTI

1. Enel X Way Italia S.r.l. (di seguito, “Enel X Way Italia” o “EXWI”; P.IVA 16645681004) è la società del Gruppo Enel dedicata, tra l’altro, all’installazione e gestione di infrastrutture per la ricarica di veicoli elettrici accessibili al pubblico sul territorio nazionale (ruolo di c.d. “CPO”, cfr. infra). La società è stata costituita il 28 marzo 2022 (con inizio attività d’impresa il 1° aprile 2022).

Precedentemente, il Gruppo Enel svolgeva le medesime attività con distinti veicoli societari^[1]. EXWI è oggi controllata al 100% da Enel X S.r.l., a sua volta interamente controllata da Enel S.p.A. Fino al 31 dicembre 2024, EXWI era controllata da Enel X Way S.r.l., società attiva come MSP per il gruppo fino a quella data (ruolo in cui poi è succeduta, come successivamente meglio specificato, Enel X S.r.l.).

EXWI ha realizzato nel 2024 un fatturato di circa [44-100]^[2] milioni di euro.

 

2. Enel X Way S.r.l. (di seguito, “Enel X Way” o “EXW”; P.IVA 16645661006) è stata, fino al 31 dicembre 2024, un’ulteriore società dedicata alle attività del Gruppo Enel nel settore della mobilità elettrica, controllata interamente dalla capogruppo Enel S.p.A. e parimenti costituita in data 28 marzo 2022 (con inizio attività d’impresa il 1° aprile 2022). In particolare, la società, nel periodo di interesse per le condotte oggetto dell’istruttoria, ha svolto il ruolo di c.d. “MSP” per il Gruppo Enel (cfr. infra). Enel X Way risulta dal 1° gennaio 2025 fusa per incorporazione in Enel X S.r.l., che ne ha proseguito le attività quale MSP per il gruppo. Enel X S.r.l. risulta a sua volta controllata al 100% dalla capogruppo Enel S.p.A.

EXW ha realizzato nel 2024 un fatturato di circa [44-100] milioni di euro.

 

3. Enel X S.r.l. (di seguito, “Enel X”, P.IVA 09945270966) è succeduta a Enel X Way nell’esercizio delle attività di quest’ultima e quale parte del presente procedimento a seguito della fusione per incorporazione, come formalizzato mediante provvedimento dell’Autorità del 13 maggio 2025. Enel X dunque a oggi, per quel che concerne il settore della mobilità elettrica, svolge il ruolo di MSP per il Gruppo Enel.

Enel X ha realizzato nel 2024 un fatturato di circa [100-440] milioni di euro.

 

4. Ewiva S.r.l. (di seguito, “Ewiva” o la “JV”; P.IVA 16223171006) è una joint venture paritetica tra

Enel X S.r.l. e Volkswagen Finance Luxembourg S.A., società del Gruppo Volkswagen (di seguito

anche “Volkswagen”). Ewiva opera nel settore della mobilità elettrica, in particolare tramite l’installazione, messa in esercizio e gestione, in qualità di CPO, di punti di ricarica ad alta potenza o High Power Charging (di seguito, “HPC”). Ewiva è stata costituita il 10 giugno 2021, con inizio attività d’impresa il 30 dicembre 2021^[3]. La partecipazione del Gruppo Enel in Ewiva era precedentemente detenuta, fino al 31 dicembre 2024, da Enel X Way S.r.l.

Ewiva ha realizzato nel 2024 un fatturato di circa [1-10] milioni di euro.

Segnalante

5. Route220 S.r.l. (di seguito, “Route220”; P.IVA 08671940966), segnalante nel presente procedimento, è una società che opera nei servizi di ricarica per veicoli elettrici dal 2014, prima utilizzando in licenza una app europea e successivamente, a partire dal 2016, tramite una propria app e attraverso l’apposito marchio “evway” regolarmente registrato. Più in particolare, Route220 opera nella filiera della mobilità elettrica essenzialmente come MSP, offrendo quindi servizi di ricarica alla clientela (e servizi accessori), basandosi sulla sottoscrizione di accordi di interoperabilità con vari CPO^[4].

Terzi intervenienti

6. Be Charge S.r.l. (di seguito, “Be Charge”, società controllata; P.IVA 09957510960) e Be Power S.p.A. (di seguito, “Be Power”, società controllante, P.IVA 09950180969, a sua volta partecipata integralmente da ENI Plenitude S.p.A. Società Benefit) sono società afferenti al gruppo ENI attive nel settore della mobilità elettrica, sia come CPO sia come MSP, che hanno chiesto e ottenuto di partecipare al presente procedimento. Le società hanno comunicato il 2 luglio 2025 che, a far data dal 1° luglio 2025, le stesse hanno modificato la propria denominazione sociale in “Plenitude On The Road S.r.l.”.

2. IL PROCEDIMENTO ISTRUTTORIO

7. La società Route220 aveva segnalato il progressivo aumento delle tariffe praticate all’ingrosso agli MSP che accedono alla rete di infrastrutture di ricarica del Gruppo Enel per offrire servizi alla clientela finale (c.d. tariffe roaming, previste nei c.d. “contratti di interoperabilità” tra CPO e MSP), le quali, messe in relazione con i prezzi al dettaglio praticati da Enel X Way direttamente alla clientela finale sulla propria app, apparivano poter integrare un fenomeno di compressione dei margini da parte del soggetto dominante (di seguito anche “margin squeeze”, o “MS”).
8. La prima denuncia della società segnalante, giunta il 2 dicembre 2022, era stata successivamente più volte integrata, anche a seguito di una specifica richiesta di informazioni della Direzione istruttoria del 16 dicembre 2022, il 13 gennaio, 7, 8 e 14 e 16 marzo 2023^[5].
9. Il 4 aprile 2023 l’Autorità ha avviato un procedimento istruttorio nei confronti di Enel X Way

Italia, Enel X Way ed Ewiva, società del Gruppo Enel a quel momento attive nel settore della mobilità elettrica (nel caso della JV, come anticipato, in una situazione di controllo paritetico con il

Gruppo Volkswagen), per accertare possibili violazioni dell’articolo 102 del TFUE^[6].

10. Il 13 aprile 2023 si sono svolti accertamenti ispettivi presso le sedi delle società EXW, EXWI ed

Ewiva, destinatarie del provvedimento di avvio, oltre che presso le società Be Charge e Be Power^[7], società terze ritenute possibilmente in possesso di elementi utili ai fini dell’istruttoria, successivamente ammesse, a seguito di loro istanza, a partecipare al procedimento (come loro comunicato il 10 maggio 2023^[8]).

11. Il 27 e 30 giugno 2023 sono pervenute, rispettivamente da parte di EXW/EXWI (congiuntamente rappresentate e difese nel procedimento) e di Ewiva, richieste di proroga del termine per la presentazione di eventuali impegni^[9]. Tali istanze sono state accolte, come comunicato alle società il

12 luglio 2023^[10].

12. Il 13 settembre 2023 sono pervenuti da parte delle società EXW/EXWI ed Ewiva formulari per la presentazione degli impegni ai sensi dell’articolo 14-ter della legge n. 287/1990, poi integrati il

16 ottobre 2023^[11]. L’Autorità ha rigettato gli impegni con delibera del 24 ottobre 2023, giudicandoli non sufficientemente risolutivi delle criticità concorrenziali ipotizzate in avvio e ritenendo comunque sussistente l’interesse a procedere all’accertamento dell’infrazione in un settore innovativo^[12].

13. Durante il procedimento, la Direzione ha formulato numerose di richieste di informazioni, sia alle società Parti^[13] in relazione alle politiche di pricing oggetto dell’istruttoria e ai relativi sottostanti dati economici, oltre che alla consistenza, dislocazione e volumi delle infrastrutture di ricarica gestite dal gruppo, sia a società terze attive nel settore^[14], ritenute in possesso di elementi utili ad approfondire il contesto di mercato e le abitudini degli automobilisti elettrici in un settore innovativo e non precedentemente oggetto di istruttorie da parte dell’Autorità, oltre che a raccogliere ulteriori dati circa la dislocazione e i volumi erogati dalle infrastrutture di ricarica elettrica sul territorio nazionale. Ulteriori richieste di informazioni sono state poi rivolte al regolatore di settore ARERA^[15] e all’associazione di categoria MOTUS-E^[16], in questo caso sempre al fine di integrare la base dati a disposizione circa la dislocazione e i volumi erogati dalle infrastrutture di ricarica sul territorio nazionale. Il 6 maggio 2025^[17], la Direzione ha poi formulato una specifica richiesta di informazioni alle Parti circa la ristrutturazione societaria che ha comportato la fusione per incorporazione di Enel X Way in Enel X, già precedentemente menzionata. Da ultimo, il 25 giugno 2025 sono state inviate ulteriori richieste di informazioni alle Parti circa i propri dati di fatturato^[18].
14. Nel corso del procedimento si sono svolte audizioni con: le società Parti Ewiva, il 17 gennaio 2024, ed EXWI/EXW, il 18 gennaio 2024; i soggetti terzi partecipanti al procedimento Route220, il 7 settembre 2023, e BeCharge/BePower, il 14 dicembre 2023 e 27 marzo 2024; le ulteriori società attive nel settore della mobilità elettrica Duferco Energia S.p.A., il 26 marzo 2024, Hera Comm S.p.A. e Ressolar S.r.l., il 28 marzo 2024, Neogy S.r.l., il 5 aprile 2024 e A2A S.p.A. il 2 maggio

2024; l’associazione di categoria MOTUS-E, il 23 luglio 2024^[19].

15. Il 19 dicembre 2023, per sopravvenute esigenze organizzative, l’Autorità ha deliberato la sostituzione del funzionario responsabile del procedimento^[20].
16. Il procedimento istruttorio è stato prorogato il 28 maggio e 26 novembre 2024^[21], in ragione della complessità della fattispecie oggetto di analisi anche alla luce dello stadio di sviluppo embrionale dei mercati interessati e della rapida evoluzione delle caratteristiche che li connotano, oltre che della necessità di raccogliere dati utili a ricostruire alcune caratteristiche tecniche, organizzative ed economiche del settore interessato, con termine finale fissato al 31 luglio 2025.
17. Il 13 maggio 2025, dopo essere venuta a conoscenza dell’avvenuta fusione per incorporazione di Enel X Way in Enel X, l’Autorità ha deliberato la prosecuzione del procedimento nei confronti della società incorporante, come comunicato alle Parti il 19 maggio 2025^[22].
18. Il 28 maggio 2025, l’Autorità ha deliberato la non manifesta infondatezza della Comunicazione delle Risultanze Istruttorie redatta dagli Uffici (di seguito, “CRI”), la quale è stata successivamente trasmessa alle Parti il 30 maggio 2025^[23].
19. Il 17 giugno 2025, Ewiva ha richiesto accesso integrale ai dati economici impiegati nella CRI, richiedendo contestualmente un prolungamento del termine per il deposito di memorie, per consentire l’esame di tali dati. L’accesso a tali documenti è stato organizzato il successivo 23 giugno 2025 secondo la procedura di c.d. data room, in ragione della natura confidenziale delle informazioni contenute in tali documenti^[24]. L’Autorità, il 24 giugno 2025, ha rigettato la richiesta di proroga del termine infra-procedimentale presentata da Ewiva, come comunicato alla società in pari data, ritenendo già garantito l’ampio esercizio dei diritti di difesa della società. Hanno avuto analogo accesso in data room nella medesima giornata del 23 giugno anche Enel X e Enel X Way Italia, informate dagli Uffici dell’organizzazione della stessa. Hanno partecipato altresì rappresentanti delle società Be Charge e Be Power, in qualità di titolari di alcuni dei dati inseriti in data room e in seguito a loro apposita richiesta, per verificare la correttezza delle procedure seguite.
20. Il 4 e 5 luglio 2025 sono pervenute le memorie finali di Route220, Enel X/Enel X Way Italia ed Ewiva^[25]. Il 15 luglio 2025 si è tenuta l’audizione finale dei rappresentanti di tali società, che ne avevano fatto richiesta, innanzi al Collegio^[26].
21. Nel corso del procedimento, tutte le società coinvolte hanno più volte effettuato l’accesso agli atti del fascicolo istruttorio.

3. LE RISULTANZE PRE-ISTRUTTORIE E ISTRUTTORIE

3.1 Le risultanze pre-istruttorie

3.1.1 Le politiche di pricing delle società del gruppo Enel denunciate dal segnalante

22. Dalle evidenze addotte dal segnalante risultavano i seguenti schemi riepilogativi dei prezzi praticati a quel momento dalle società del Gruppo Enel attive come CPO (Enel X Way Italia e Ewiva), da cui sembrava emergere la pratica denunciata, in particolare confrontando i prezzi roaming (“all’ingrosso”) verso i MSP (cfr. Tabella 1) e i prezzi al dettaglio ai clienti finali praticati dal Gruppo Enel sulla propria app (cfr. Tabella 2). Oltre ai prezzi al consumo per la ricarica (c.d. “PPU” – Pay Per Use), espressi in euro/kWh, il segnalante aveva anche evidenziato che per i soli prezzi al dettaglio erano disponibili c.d. offerte “flat” o “a pacchetto”, con le quali Enel X Way offriva la possibilità di ricaricare pagando canoni mensili anticipati che davano diritto a prelevare fino a una certa quantità di kWh nel mese di riferimento (v. Tabella 3). Per quel che riguarda la Tabella 3, il prezzo unitario indicato dal segnalante si riferiva all’eventualità di impiego della totalità dei kWh inclusi nell’offerta, ma la pratica di compressione dei margini appariva ipotizzabile anche considerando un utilizzo medio inferiore al 100%.

 

Tabella 1: prezzi c.d. roaming (“all’ingrosso”) applicati dai CPO al momento dell’avvio – IVA ESCLUSA

€/kWh

Operatore	Roaming
		AC	DC <99	DC 100<149	HPC ≥ 150
ENEL X	P2P PCPI	0,550	0,550
EWIVA	P2P PCPI		0,700	0,700	0,700

 

 

Tabella 2: prezzi al dettaglio a consumo (c.d. “PPU”) praticati dal Gruppo Enel sulla propria app – IVA INCLUSA (fino al 26 marzo 2023)

€/kWh

Operatore	Roaming
		AC	DC <99	DC 100<149	HPC ≥ 150
ENEL X	P2P PCPI	0,580	0,890	0,990	0,990

 

 

Tabella 3: canoni mensili Enel X per i c.d. pacchetti o offerte “flat” – IVA INCLUSA (fino al 26 marzo 2023)

PREZZO FLAT

Operatore	Canone € mensile	kWh PRELEVABILI	€/kWh
ENEL X (“LARGE”)	45,00	145	0,31
ENEL X (“SMALL”)	25,00	70	0,36

 

23. I prezzi roaming risultavano tipicamente espressi nei contratti tra CPO e MSP IVA esclusa (cfr. Tabella 1 supra), mentre i prezzi al dettaglio alla clientela erano indicati IVA inclusa (cfr. Tabelle 2 e 3 supra) e, dunque, il segnalante aveva prodotto un ulteriore schema di confronto in cui anche ai prezzi roaming praticati ai MSP era stato aggiunto il valore dell’IVA, per permettere più facilmente la comparazione e meglio evidenziare la pratica denunciata (cfr. Tabella 4 di seguito).

 

Tabella 4: confronto prezzi all’ingrosso e al dettaglio TUTTI IVA INCLUSA (fino al 26 marzo 2023)

Prezzi €/kWh su

Operatore ENEL X + EWIVA	Prezzi €/kWh CPO roaming	Prezzi €/kWh su app PPU	app FLAT (minmax)
AC	0,671	0,580	0,31-0,36
DC	0,671	0,890	0,31-0,36
HPC	0,854	0,990	0,31-0,36

 

24. Sempre con riferimento alle politiche di pricing del Gruppo Enel al momento dell’avvio del procedimento, dalle evidenze pre-istruttorie emergeva un cambiamento delle tariffe praticate al dettaglio da Enel X Way attraverso la propria app, con decorrenza dal 27 marzo 2023 (mentre le tariffe all’ingrosso c.d. “roaming” non avevano subito variazioni rispetto alla denuncia). In particolare, per quanto riguarda le tariffe a consumo (c.d. PPU), le stesse a decorrere da tale data erano passate, per le infrastrutture di ricarica AC, da 0,58 €/kWh a 0,69 €/kWh, mentre invariate erano rimaste le tariffe per le infrastrutture DC e HPC. Per quanto riguarda le offerte “flat” o “pacchetti”, il piano “Small”, rinominato “City”, includeva 80 kWh (contro i 70 precedenti) e veniva reso disponibile da EXW a un prezzo di 39 euro (per un equivalente unitario di circa 0,49 €/kWh); il piano “Large”, rinominato “Travel”, includeva 160 kWh (contro i 145 precedenti) e veniva reso disponibile da EXW a un prezzo di 69 euro (per un equivalente unitario di circa 0,43 €/kWh); infine, era stato creato un ulteriore pacchetto “Travel Plus”, che includeva 320 kWh/mese e veniva reso disponibile da EXW a un prezzo di 99 euro (per un equivalente unitario di circa 0,31 €/kWh)^[27].
25. Oltre alla rappresentazione dei livelli di prezzo all’ingrosso e al dettaglio per il servizio di ricarica elettrica, da cui appariva emergere la condotta di compressione dei margini denunciata, Route220 aveva prodotto anche dati circa la consistenza delle varie reti di infrastrutture di ricarica sul territorio nazionale, per apprezzare la posizione di mercato dei vari CPO. Sulla base di tali dati – unitamente alla considerazione di altri fattori di rilievo, idonei a corroborare la posizione del Gruppo Enel come leader di mercato – l’Autorità aveva ritenuto sussistente il presupposto della posizione dominante in capo alle società del Gruppo Enel nelle varie segmentazioni in cui il mercato a monte appariva doversi suddividere, con specifico riferimento ai mercati rilevanti individuati dai precedenti di settore.

3.1.2 Le attività economiche interessate e la definizione provvisoria dei mercati rilevanti ricavata dai precedenti di settore

26. Come menzionato, ai fini del presente procedimento rilevano le attività di installazione e gestione delle infrastrutture di ricarica svolte dai c.d. charging point operators (“CPO”), nonché l’attività a valle della fornitura del servizio di ricarica agli utenti finali, svolta dai c.d. mobility service providers (“MSP”) o e-mobility providers (“EMP”).
27. Il CPO è, più in particolare, 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, nonché della costruzione e messa in servizio del punto di ricarica e della sua gestione e manutenzione. È anche il soggetto intestatario del contratto di fornitura di energia elettrica per la ricarica.
28. Il MSP è il soggetto che fornisce la prestazione di ricarica all’utente finale e che quindi intermedia l’accesso dei veicoli elettrici ai punti di ricarica. Ai fini della loro attività, i MSP concludono con i CPO accordi di interoperabilità (sia direttamente, sia attraverso piattaforme di terze parti^[28]), in modo da poter fornire accesso alle relative reti. Oltre al servizio di ricarica del veicolo elettrico, offerto mettendo a disposizione dell’utente una specifica app o una scheda (c.d. RFID card) che interagisce con il singolo punto di ricarica abilitandolo all’erogazione di energia elettrica alle condizioni economiche con lo stesso prestabilite, il MSP offre generalmente alla clientela una serie di altri servizi accessori^[29].
29. Le attività di CPO e di MSP possono essere svolte da uno stesso soggetto (anche verticalmente integrato) ovvero da soggetti distinti. Il modello di business più diffuso appare essere quello in cui una stessa società o gruppo societario agisce sia come CPO, sia come MSP (è il caso del Gruppo Enel, attivo sia come CPO sia come MSP, tramite la propria app “Enel X Way”). Un ulteriore modello di business vede società attive solo come MSP offrire il servizio senza detenere propri punti di ricarica (o detenendone in numero ridotto, come è il caso del segnalante).
30. In tempi recenti, in ottemperanza a un’espressa previsione contenuta nel c.d. Regolamento

AFIR^[30], presso i punti di ricarica accessibili al pubblico, i gestori devono dare agli utenti finali la possibilità di effettuare una c.d. “ricarica ad hoc” del loro veicolo elettrico, intendendosi con tale espressione un servizio di ricarica acquistato da un utente finale senza che questi debba registrarsi, concludere un contratto scritto o instaurare un rapporto commerciale con il gestore che vada al di là del mero acquisto del servizio di ricarica (e, dunque, mediante impiego di consueti strumenti di pagamento). Tale previsione, vigente dal 13 aprile 2024 per le nuove infrastrutture (con tempo di adeguamento per le infrastrutture già esistenti, con determinate caratteristiche di potenza, fino al 1° gennaio 2027), appare in grado di modificare i modelli di business sin qui prevalenti e, potenzialmente, aprire a un rapporto diretto tra CPO e clienti finali, intermediato in percentuali minori dalla figura del MSP. Le condotte oggetto del procedimento si concentrano comunque in un periodo pregresso (cfr. infra), in cui al contrario, in assenza di detto obbligo, il modello di business prevalente era quello che vedeva il CPO intrattenere rapporti a valle con gli MSP, integrati o meno, e questi ultimi offrire il servizio di ricarica elettrica alla clientela finale.

31. In merito alla tipologia delle infrastrutture di ricarica, le condotte in esame riguardano i punti di ricarica su suolo pubblico o comunque accessibili al pubblico, che rappresentano solo una delle possibili modalità di ricarica di veicoli elettrici.
32. Le altre opzioni sono la ricarica presso luoghi privati a uso individuale (ad esempio il domicilio) o a uso collettivo ristretto (condomini o aziende), nonché infrastrutture riservate solo alla clientela di determinati esercizi commerciali. Per quanto riguarda la ricarica privata, è ancora molto diffusa la modalità che consiste nell’utilizzare semplicemente la presa di corrente per uso domestico, sebbene con apposite attrezzature di ricarica (c.d. wall box). Il cliente, generalmente, quando detiene un impianto di ricarica casalingo è 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^[31][32]. In tali situazioni, quindi, il cliente non si avvale dei servizi di ricarica offerti dagli operatori specializzati e non vi è alcuna significativa differenza rispetto alla normale fornitura di energia elettrica. Per tali ragioni, il mondo della ricarica privata è stato tradizionalmente escluso dalla definizione dei mercati rilevanti specifica per il settore della mobilità elettrica.
33. Le infrastrutture di ricarica si distinguono – oltre che in base alla loro collocazione e conseguente possibilità di accesso – anche in base alla potenza di ricarica offerta, da cui dipende la diversa durata dei tempi di ricarica del veicolo, secondo la specifica dotazione tecnologica dell’auto. Tutte le auto elettriche circolanti possono essere ricaricate in corrente alternata (AC), che tipicamente consente una ricarica più lenta, mentre solo una parte risulta abilitata alla ricarica in corrente continua (DC), che si caratterizza per una maggiore potenza delle prese (tipicamente dai 43 kW in poi), con tempi di ricarica più veloci.
34. Sotto il profilo della potenza erogata, in avvio si evidenziavano a livello descrittivo le seguenti tipologie di punti di ricarica (anche Charging Points o “CP”): (a) CP con potenza fino a 22 kW (c.d. regular o 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 pari o superiore ai 100 kW (c.d. ultra-fast o HPC –High Power Charging), con tempi di ricarica inferiori all’ora. A ogni modo, il provvedimento di avvio, riprendendo la precedente prassi europea e nazionale^[33][34], e a fini di definizione dei mercati rilevanti, individuava una più netta distinzione tra bassa potenza, comprendente infrastrutture di potenza fino a 99 kW, e alta potenza, comprendente infrastrutture di potenza pari o maggiore a 100 kW (distinzione che, peraltro, trova riscontro anche nella ripartizione di business operata tra EXWI ed Ewiva). Tale conclusione derivava, oltre che dal lato della domanda, dalla differenza nel tempo di ricarica, dal lato dell’offerta dalla maggior complessità tecnica e più elevati investimenti che caratterizzano i CP HPC.
35. Quale ulteriore elemento di segmentazione, per quanto riguarda l’attività di CPO per le infrastrutture di ricarica su suolo pubblico, si valutava in avvio, in linea con i precedenti nazionali ed europei menzionati, che lo svolgimento della stessa nelle aree di servizio autostradali individuasse un mercato distinto rispetto a quello in ambito urbano o extra-urbano non autostradale. Ciò in quanto le specifiche modalità di accesso all’attività di CPO in autostrada, intermediate dal ruolo dei concessionari autostradali, creano 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^[35]. Nel procedimento, quindi, considerando le attività delle società coinvolte, è stato preso a riferimento solo il mercato dell’installazione e gestione di infrastrutture di ricarica pubbliche – nelle sue segmentazioni in base alla potenza – su sedime non autostradale.
36. Per quel che concerne il mercato rilevante dei CPO da un punto di vista geografico, in avvio, sulla scorta dei precedenti citati, lo stesso è stato considerato nazionale, con elementi di competizione locale. Più nello specifico, è stato valutato che le modalità (omogenee su base nazionale) di definizione del prezzo per l’utilizzo dei punti di ricarica e la stipula di contratti unici a livello nazionale con gli esponenti della domanda diretta (i MSP) potessero indurre a ritenere in via preliminare che il mercato avesse dimensione nazionale. Allo stesso tempo, già si osservava che l’attrattività per i MSP del servizio offerto da ciascun CPO dipende dalla capacità di far fronte alle esigenze dei clienti finali, che a loro volta si può presumere non siano di norma disposti a ricercare il punto di ricarica pubblico molto al di fuori dell’ambito locale in cui si trovano, in analogia con quanto succede nel mercato del rifornimento carburanti tradizionali. Pertanto, già si considerava che 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. Tale aspetto è stato oggetto di approfondimento nel corso dell’istruttoria (cfr. successivo §3.2.3).
37. Per quel che riguarda, invece, il mercato della fornitura di servizi di ricarica alla clientela finale (mercato dei MSP o EMP), nel quale tali soggetti sono attivi dal lato dell’offerta e gli utenti finali detentori di un veicolo elettrico dal lato della domanda, in avvio, in linea con i precedenti dell’Autorità e della Commissione europea, è stata a esso attribuita una dimensione geografica nazionale, in considerazione tra l’altro del raggio di attività e delle politiche di prezzo degli operatori^[36].

3.2 Il quadro normativo e settoriale di riferimento

3.2.1 Il quadro normativo e regolamentare di riferimento rilevante per le condotte oggetto del procedimento

38. Il quadro di riferimento europeo rilevante per le condotte oggetto del procedimento era rappresentato dalla direttiva 2014/94/UE sulla realizzazione di un’infrastruttura per i combustibili alternativi^[37], recepita nel nostro ordinamento con il d.lgs. 16 dicembre 2016, n. 257^[38], che introduceva misure di promozione e sviluppo dell’elettro-mobilità, con riguardo sia alla infrastrutturazione privata che pubblica.
39. Con specifico riguardo ai punti di ricarica accessibili al pubblico, l’articolo 4 del citato decreto prevedeva alcune disposizioni in materia di interoperabilità e accessibilità dei punti di ricarica che, in attuazione delle corrispondenti previsioni della direttiva 2014/94/UE, introducevano un generale obbligo di non discriminazione a carico degli operatori dei punti di ricarica, stabilendo espressamente che i prezzi praticati dai gestori dei punti di ricarica accessibili al pubblico dovessero essere ragionevoli, facilmente e chiaramente comparabili, trasparenti e non discriminatori^[39].
40. Il successivo Regolamento (UE) 2023/1804 del Parlamento europeo e del Consiglio sulla realizzazione di un’infrastruttura per i combustibili alternativi (c.d. “Regolamento AFIR”), entrato in vigore il 12 ottobre 2023 e applicabile dal 13 aprile 2024, e che ha abrogato la direttiva 2014/94/UE, ha introdotto sul punto un espresso riferimento a un divieto di discriminazione per i gestori dei punti di ricarica nei confronti dei mobility service providers^[40].
41. Da un punto di vista regolamentare, il servizio di ricarica dei veicoli elettrici non è soggetto a una regolazione tariffaria^[41] e deve svilupparsi in condizioni di concorrenza tra i diversi operatori, con un prezzo destinato a formarsi sulla base di dinamiche di mercato^[42]. La potestà di regolazione tariffaria è limitata alle componenti a copertura dei costi di rete e degli oneri generali di sistema^[43].
42. Sin dal 2010, ARERA ha introdotto con finalità incentivanti una definizione di tali componenti regolate specifica per il settore della mobilità elettrica (c.d. “tariffa BTVE” – Bassa Tensione Veicoli Elettrici), in particolare prevedendo la possibilità, per le sole utenze connesse in bassa tensione per alimentazione esclusiva dei punti di ricarica di veicoli elettrici in luoghi accessibili al pubblico, di richiedere l’applicazione di tali corrispettivi dedicati, che sono espressi in forma monomia e cioè solo in funzione dell’energia elettrica prelevata (c€/kWh)^[44].

3.2.2 Il settore della mobilità elettrica in Italia

43. Le condotte oggetto del presente procedimento interessano il settore della mobilità elettrica e, in particolare, quello dell’offerta dei servizi di ricarica elettrica tramite infrastrutture di ricarica posizionate in luoghi pubblici o aperti al pubblico.
44. La mobilità elettrica ha conosciuto nell’arco degli ultimi anni uno sviluppo significativo, rilevante anche ai fini del perseguimento degli obiettivi di decarbonizzazione definiti in sede europea, volti ad attenuare l’impatto ambientale nel settore dei trasporti^[45]. La diffusione delle vetture ibride ed elettriche – anche grazie alle politiche nazionali di sussidio – è cresciuta molto negli ultimi anni, registrando un tasso medio di crescita annuale in ascesa significativa tra il 2018 e il 2021, segnando tuttavia negli ultimi 2-3 anni risultati meno brillanti, solo parzialmente riconducibili a un generale calo delle immatricolazioni complessive di autovetture in Italia^[46]. Con riferimento al totale del parco circolante al 31 dicembre 2024, le vetture completamente elettriche (c.d. battery electric vehicles, o “BEV”) sono pari a circa 280.000, su un totale di circa 40,6 milioni di autovetture circolanti^[47].
45. La diffusione dei veicoli elettrici è strettamente connessa alla realizzazione di una rete di punti di ricarica diffusa e capillare, tale da sostenere le scelte di consumo verso la nuova forma di mobilità^[48].
46. Quanto alla consistenza della rete di infrastrutture di ricarica sul territorio nazionale, ai dati disponibili antecedentemente all’avvio del procedimento, relativi a fine 2022, il numero di infrastrutture di ricarica accessibili al pubblico installate sul territorio nazionale era pari a 19.334, per circa 36.772 punti di ricarica^[49]. In termini di potenza, a fine 2022 l’88% dei punti di ricarica installati era in corrente alternata (AC), mentre il 12% in corrente continua (DC).
47. Al termine del 2023, le infrastrutture di ricarica (colonnine) installate erano 26.997, corrispondenti a quasi 50.678 punti di ricarica, di cui 41.587 già attivi, e circa l’85% era in corrente alternata (AC) e circa il 15% in corrente continua (DC). La Figura 1 mostra la distribuzione dei punti di ricarica tra le regioni italiane. La Lombardia è la regione con il maggior numero di infrastrutture di ricarica istallate (quasi il 20% del totale), seguita da Veneto, Campania, Piemonte e Lazio. Queste cinque regioni rappresentano più del 50% delle colonnine istallate in Italia.

 

Figura 1: Distribuzione delle infrastrutture di ricarica in Italia, 31 dicembre 2023

 

Fonte: elaborazioni AGCM su dati MotusE

 

48. A fine 2024, il numero di infrastrutture di ricarica accessibili al pubblico installate è pari a circa 64.391 punti di ricarica (+27% rispetto a dicembre 2023) in 33.414 stazioni, di cui circa 54.093 punti già attivi (pari a circa l’84%, in crescita rispetto all’anno precedente, evidenziandosi quindi una corrispondente discesa del numero di punti di ricarica installati ma non ancora attivati^[50])^[51]. In termini di potenza, il 78% dei punti di ricarica installati è ancora in corrente alternata (AC), mentre il 22% in corrente continua (DC). I punti in corrente continua aumentano più che proporzionalmente

(+47% rispetto al 2023)^[52].

49. A livello di confronto con altri Paesi europei, l’Italia si posiziona oggi al sesto posto per numero assoluto di punti di ricarica a uso pubblico, con un sostanziale distacco dalle principali economie europee. Tuttavia, tale distacco in numero assoluto non corrisponde necessariamente a un’insufficienza del numero di infrastrutture se confrontate con l’attuale parco circolante italiano, in quanto sono i dati del numero di vetture elettriche circolanti a risultare nettamente peggiori rispetto alle principali economie europee. Ragionando in termini relativi, l’Italia ha più punti di ricarica per veicolo circolante del Regno Unito, della Francia, della Germania e della Norvegia. Se si circostanzia l’analisi ai soli punti di ricarica veloce in DC, l’Italia si attesta addirittura al secondo posto, dopo la Spagna. Tali trend non confermano che vi sia sostanziale carenza di infrastrutture disponibili sul territorio nazionale, ma indicano piuttosto un’urgente necessità di incrementare il parco BEV italiano in parallelo con la crescita dei punti di ricarica.

3.2.3 L’articolazione delle infrastrutture di ricarica e le modalità di utilizzazione da parte degli utenti

50. La rete delle infrastrutture di ricarica accessibili al pubblico nel territorio italiano si caratterizza per una notevole eterogeneità in termini di potenza e tipologia di erogatori, collegata alle diverse modalità di utilizzo da parte degli automobilisti, oltre che per collocazione degli stessi lungo la rete stradale. Riguardo a quest’ultimo aspetto, come anticipato, la presente istruttoria riguarda unicamente la rete infrastrutturale collocata al di fuori del sedime autostradale.

Anche limitandosi alle infrastrutture non autostradali, esse possono avere comunque collocazioni molto eterogenee, potendo trovarsi in vie o piazze centrali di centri urbani così come, invece, su strade a lunga percorrenza diverse dalle autostrade. Tali diverse collocazioni rispondono, ovviamente, a diverse tipologie di utilizzo da parte degli automobilisti, sia in termini di tempi di ricarica richiesti che di frequenza e abitudinarietà della ricarica^[53].

51. La velocità di ricarica dipende, oltre che dalle caratteristiche della batteria del veicolo, dalla potenza dell’erogatore utilizzato. Essa può variare di molto, essendo presenti soluzioni tecnologiche che erogano da pochi kWh (come ad esempio, gli erogatori da 3,7 kW) a centinaia di kWh (quali gli erogatori da 300 kW, relativamente comuni, o anche più potenti).
52. In base a uno studio recente^[54], le infrastrutture di ricarica collocate in suolo pubblico in corrente alternata a bassa potenza, fino a 22 kW, richiedono diverse ore per la ricarica, in genere tra le 4 e le 8 ore. Le infrastrutture a corrente continua, di potenza maggiore e compresa tra 25 kW e 150 kW, dovrebbero invece generalmente permettere tempi di ricarica contenuti entro un’ora, mentre le infrastrutture ultra-rapide, ancora più potenti e collocate principalmente lungo le vie di comunicazione a lungo raggio, dovrebbero permettere la ricarica in tempi ancor più contenuti, ad esempio nell’ordine dei 30 minuti.
53. Dai dati forniti dall’associazione di categoria, si può notare che la massima parte degli erogatori a bassa potenza (entro i 99 kW) installati nel territorio italiano è rappresentata da erogatori di potenza a 22 kW. In sede di audizione, è stato spiegato il motivo per cui tale livello di potenza è divenuto, a partire da un certo periodo, uno standard di fatto tra le colonnine a bassa potenza^[55]. La Figura 2 mostra la distribuzione degli erogatori in bassa potenza per livello di potenza massima teorica. Dalla figura è immediato constatare che quasi l’80% degli erogatori istallati ha una potenza pari a 22 kW.

 

Figura 2: Distribuzione per livello di potenza dei punti di ricarica in bassa potenza al 31 dicembre 2023

 

Fonte: elaborazioni AGCM su dati MotusE

 

54. Nell’ambito degli erogatori di potenza maggiore, dai 100 kW in poi, vi sono invece alcune tipologie di prese più comuni, come quelle da 110 kW, 150 kW o 300 kW, ma non si riscontra una prevalenza assoluta di una singola tipologia che possa essere considerata lo standard de facto delle ricariche ad alta potenza analogamente a quanto avviene, invece, per l’erogatore da 22 kW nell’ambito delle ricariche a bassa potenza (cfr. Figura 3).

 

Figura 3: Distribuzione per livello di potenza dei punti di ricarica in alta potenza al 31

dicembre 2023

 

Fonte: elaborazioni AGCM su dati MotusE

 

55. Con riferimento alla sostituibilità per i consumatori delle diverse infrastrutture di ricarica (e, pertanto, indirettamente, per eventuali intermediari come i MSP che si propongano di servire tali consumatori), la Commissione ha ritenuto nella propria prassi che il mercato a livello CPO abbia forti elementi locali, pur riconoscendo la possibilità che permangano alcuni elementi nazionali. Da ultimo, non essendo cruciale pervenire a una conclusione, la Commissione ha tuttavia lasciato aperta la definizione circa la dimensione geografica del mercato^[56].
56. Le evidenze disponibili relative alle politiche di prezzo dei soggetti attivi come CPO e MSP nel mercato italiano non permettono di osservare distinzioni nelle politiche commerciali di un dato operatore in base alle aree geografiche o alle situazioni competitive locali, pur non sussistendo vincoli normativi o regolamentari rispetto a tale possibilità. Diversi CPO hanno sostenuto, in sede di audizione, che tale circostanza dipende dalla fase embrionale che ancora caratterizza il mercato italiano, ma che potrebbe cambiare laddove il mercato o le situazioni competitive giustificassero tale livello di differenziazione^[57]. Va comunque rilevato che la quasi totalità dei CPO attivi in Italia nelle ricariche non autostradali detiene una rete di infrastrutture di ricarica che è già localmente concentrata, mentre gli operatori la cui operatività potrebbe essere maggiormente soggetta a una varietà di articolazioni locali – e con essa a diverse articolazioni locali delle politiche di pricing – sono proprio le società Parti del procedimento (ossia le società facenti capo ai gruppi Enel ed Eni). Nell’ambito di una recente indagine conoscitiva condotta dall’autorità di concorrenza tedesca (Bundeskartellamt), che si è avvalsa di appositi approfondimenti (come interviste ai CPO), analisi dei precedenti e fonti di altro genere, tale autorità ha concluso affermando che, con riferimento alle infrastrutture di ricarica di potenza inferiore o pari a 22 kW, il mercato geografico rilevante è di dimensione locale e potrebbe essere individuato utilizzando un raggio che va da 1 km a 4 km a partire da un dato impianto. Ciò in quanto, per via dei tempi di ricarica, la maggior parte degli utenti utilizza tale tipologia di ricarica nelle vicinanze della propria abitazione o del luogo di lavoro o, comunque, della destinazione specifica che desidera raggiungere e in cui si appresta a trascorrere un certo numero di ore. Nella medesima indagine, l’autorità tedesca afferma che, per le infrastrutture a potenza maggiore ma non di tipo autostradale, un riferimento del raggio idoneo a descrive la dimensione geografica dell’ambito competitivo e della sostituibilità per i consumatori non dovrebbe comunque superare una distanza nell’ordine di 20 km^[58].
57. A loro volta, nell’ambito del presente procedimento, gli Uffici hanno inviato uno specifico questionario nel quale si chiedeva ai principali CPO attivi nel territorio italiano di fornire una stima di quale sia “la distanza spaziale entro la quale gli automobilisti elettrici sarebbero disposti a spostarsi dalla stazione abitualmente utilizzata nel caso in cui quest’ultima non fosse disponibile”, tenendo conto delle abitudini e delle modalità di utilizzo degli utenti e dei tempi di ricarica e di attesa, distintamente per infrastrutture di potenza pari a 22 kW e per infrastrutture ad alta potenza (definita come range 100-350 kW) e indicando, per ciascuna di tali tipologie, possibili risposte tra cui scegliere^[59].
58. Tali quesiti hanno ricevuto risposta da parte di 16 dei 21 CPO consultati.

Per quel che riguarda il quesito relativo alla distanza entro cui un utente potrebbe essere disposto a spostarsi dalla stazione di ricarica da 22 kW abitualmente utilizzata, 7 rispondenti hanno indicato un riferimento pari o inferiore a 1 km, un rispondente ha stimato tale distanza in “almeno 1 km”, un altro ha risposto “1 o 2 km”, uno ha indicato 2 km e i 6 restanti hanno dichiarato di non avere elementi per formulare una propria congettura a riguardo.

Con riferimento all’analogo quesito riferito a infrastrutture a potenza maggiore (100-350 kW), 5 rispondenti hanno indicato una distanza pari o inferiore a 5 km, uno ha indicato una distanza pari a “5 o 10 km”, due hanno indicato una distanza pari a 10 km e 8 hanno dichiarato di non disporre di elementi informativi sufficienti a formulare una congettura a riguardo.

60. Per quel che riguarda le attività dei MSP, esse consistono, oltre all’intermediazione dei servizi di ricarica per gli utenti finali, nella fornitura di servizi aggiuntivi (quali, ad esempio, la mappatura degli stalli liberi, servizi di pagamento e, talvolta, di prenotazione, consigli sul percorso e punti di ricarica) tramite la App e l’utenza attivata dalla clientela. Il numero di MSP attivi nel territorio italiano è piuttosto variabile, trattandosi di un servizio con scarsi costi di ingresso e d’investimento, non paragonabili ai costi di operatori infrastrutturali come i CPO. Di fatto, gli asset necessari a svolgere l’attività commerciale di MSP, oltre agli accordi con i CPO per l’accesso alle infrastrutture (o, in alternativa, con le piattaforme di roaming che intermediano i contatti con i CPO), consistono in sostanza in una App che sia resa disponibile agli utenti negli App Stores.
61. In generale, gli operatori tendono ad avere percezioni difformi della portata e della rilevanza futura di tale livello della filiera, in considerazione di diversi fattori di effetto non prevedibile quali, da un lato, l’introduzione della possibilità per gli utenti di effettuare ricariche pagando direttamente ai CPO e, dall’altro, lo sviluppo sempre più pervasivo delle attività commerciali di tipo telematico^[60]. A ogni modo, a oggi, gran parte dei MSP sono di fatto soggetti integrati e appartenenti al medesimo gruppo del CPO, sebbene i diversi gruppi possano avere maggiore o minore presenza in tale segmento. Alcuni soggetti tra cui, ad esempio, il denunciante o il gruppo Ressolar-Wroom, hanno una presenza a livello CPO marginale e necessitano in modo cruciale di accordi di roaming con i principali soggetti attivi in tale segmento. Anche gruppi multiutilities possono utilizzare il livello MSP per offrire servizi commerciali alla propria clientela, a volte differenziati nei confronti degli utenti di altri mercati serviti da tali gruppi (ad esempio, quelli della fornitura domestica di energia elettrica o di gas).

3.2.4 La struttura di mercato, gli operatori presenti e la posizione delle Parti

62. Considerato quanto premesso in termini di distinzione di ruoli e attività nel settore, è possibile rappresentare la posizione di mercato degli operatori CPO nel periodo delle condotte contestate, avvalendosi dei dati forniti dall’associazione di categoria Motus-E (raccolti da tale associazione presso gli operatori) relativi all’anno 2023, oltre che del dataset fornito dal denunciante e utilizzato in sede di avvio (trasmesso a inizio 2023). Motus-E ha iniziato a raccogliere dati disaggregati relativi alle infrastrutture di ricarica proprio a partire da tale anno^[61]. Utilizzando entrambi questi database, sono state costruite delle c.d. catchment areas (“c.a.”) intorno alle infrastrutture di EXWI e a quelle di Ewiva, per rappresentare le posizioni di mercato di tali operatori rispettivamente nei mercati della gestione di infrastrutture di ricarica a bassa potenza e ad alta potenza in sedime non autostradale.
63. Più in dettaglio, le c.a. (la cui definizione è descritta con maggiore dettaglio nell’Appendice al presente documento) sono state centrate in ciascun gruppo di infrastrutture di ricarica (“location”) di tali operatori e comprendono tutti gli impianti di ciascun mercato rilevante compresi nei raggi di 1 km e 4 km per quanto riguarda il mercato a bassa potenza e nei raggi di 5 km e 10 km con riferimento al mercato ad alta potenza.
64. Una volta individuate le c.a., la posizione degli operatori è stata computata, in una prima versione, in termini di numero di erogatori (o punti di ricarica, detti anche PDR), corrispondenti quindi al numero di stalli disponibili per le ricariche delle vetture elettriche all’interno della c.a. Sono state quindi individuate le c.a. in cui la quota di EXWI e di Ewiva nei rispettivi mercati, in termini di punti di ricarica, sia pari ad almeno il 50% del totale. Sono state infine individuate, tra le c.a. di quest’ultimo insieme, quelle in cui la quota di EXWI e di Ewiva sia superiore di almeno il 10% rispetto a quella del secondo operatore della c.a. e quelle in cui EXWI ed Ewiva siano gli unici operatori della c.a. (e detengano, quindi, il 100% dei punti di ricarica in essa inclusi). Statistiche di sintesi sul numero di c.a. così individuate sono rappresentate nella seguente tabella (cfr. Tabella 5).

 

Tabella 5 – Posizione di EXWI ed Ewiva nelle catchment area attorno ai propri gruppi di ricarica (o location) in termini di numero di PDR: sintesi

Dataset	Potenza	Raggio Km	N. di c.a.	N. di c. a. con >50% di PDR	N. di c. a. con >50% di PDR e distanza > 10%	N. di c.a. con 100% dei PDR
MotusE	Bassa	1	6985	5922	5900	4559
MotusE	Bassa	4	6985	5261	5197	2150
MotusE	Alta	5	277	209	208	157
MotusE	Alta	10	277	165	165	115
Segnalante	Bassa	1	7511	6601	6568	4946
Segnalante	Bassa	4	7511	5937	5899	2167
Segnalante	Alta	5	333	281	281	214
Segnalante	Alta	10	333	228	227	156

 

65. Le figure che seguono (cfr. Figure 4-5) rappresentano le c.a. in cui EXWI detiene una tale posizione in territorio nazionale.

 

Figura 4 – quote di mercato delle Parti nei mercati CPO a bassa potenza – raggio 1 km

 

 

Figura 5 – quote di mercato delle Parti nei mercati CPO a bassa potenza – raggio 4 km

 

 

66. In modo analogo, si è tentato di ottenere una stima della posizione degli operatori in termini di volumi erogati. A tale scopo, in assenza di dati diretti^[62], la stima della posizione delle Parti in termini di volumi è stata ottenuta attribuendo, grazie all’impiego dei dati di erogato del 2023 forniti da alcuni tra i principali CPO (tra cui le stesse Parti), un dato di “erogato medio” per ciascuna tipologia di erogatore, tenendo conto della potenza, della collocazione geografica dello stesso e del CPO. Più in particolare, come illustrato con maggiore dettaglio nell’Appendice, per il mercato a bassa potenza si sono presi in considerazione i soli erogatori da 22 kW (che, come detto, costituiscono di gran lunga il “taglio” di potenza prevalente in tale mercato rilevante), per i quali si è potuto, grazie alla sufficiente numerosità di dati raccolti da singoli CPO, ottenere dei valori di erogato medio per Comune e per CPO. Per quanto riguarda il mercato ad alta potenza, invece, si sono utilizzati gli erogatori da 100 kW, 150 kW e 300 kW, molto diffusi nel mercato e per i quali si dispone dei dati di erogato forniti da Ewiva.
67. Procedendo in tal modo si sono ottenute, utilizzando il dataset di MotusE, stime delle quote degli operatori all’interno delle c.a. espresse in termini di volumi stimati. Esse permettono, quindi, rispetto alla quota espressa in termini di numero di erogatori, di tenere conto, quantomeno, delle possibili differenze medie tra potenza, località e CPO che potrebbero essere rilevanti nel determinare il livello di volumi erogati. Statistiche riassuntive sulle quote di mercato così ottenute e sulla presenza delle Parti, in analogia a quanto illustrato per le quote calcolate in numero di punti di ricarica, sono contenute nella tabella che segue (cfr. Tabella 6)⁶⁰.

 

Tabella 6 – Posizione di EXWI ed Ewiva nelle catchment area attorno ai propri gruppi di ricarica (o location) in termini di volumi stimati: sintesi

Dataset	Potenza	Raggio Km	N. di c.a.	N. di c.a. con >50% di volumi stimati	N. di c.a. con >50% di volumi stimati e distanza >10%	N. di c.a. con 100% dei volumi
MotusE	Bassa	1	6698	5907	5816	4294
MotusE	Bassa	4	6895	5379	5297	2091
MotusE	Alta	5	221	203	201	186
MotusE	Alta	10	226	199	198	162

 

68. Per quel che riguarda il mercato dei MSP, in risposta a una specifica richiesta degli Uffici, EXWI (che è il principale CPO italiano) ha identificato 29 operatori che, in base alle proprie informazioni, hanno un’operatività diffusa in tutte le regioni, 14 dei quali risulterebbero, in basi a tali stime, attivi in tutte le province. Oltre ai MSP con operatività diffusa, ve ne sono altri che hanno invece di fatto clientela concentrata localmente e risultano attivi in una sola o poche regioni o province italiane⁶¹.

                                                        

ricarica né, a maggior ragione, ai singoli erogatori (che, come noto, possono essere di potenze diverse e appartenere quindi a diversi mercati rilevanti).

• Nelle c.a. in cui EXWI ed Ewiva detengono il 100% degli erogatori esse detengono, ovviamente, anche il 100% dei volumi stimati.
• doc. 401.

69. Gli Uffici hanno inoltre chiesto a EXWI ed Ewiva di stimare la percentuale di MSP che hanno intermediato ricariche sulle proprie infrastrutture nei recenti periodi di riferimento. In base a tali informazioni, nonché alle altre informazioni pubblicamente disponibili, tra i principali operatori nel mercato MSP figurano EXW, Be Charge, DCS, A2A, NewMotion (gruppo Shell), GES, Route220. Le quote di mercato dei MSP nell’ambito dei servizi di ricarica forniti da EXWI ed Ewiva (che, come discusso, si stima rappresentino all’incirca la metà del totale nazionale) mostrano comunque in tutti i casi che EXW rappresenta chiaramente il primo operatore e che esso nel 2023 (l’unica annualità per cui EXWI ha fornito tale stima) intermediava oltre la metà delle ricariche di EXWI. Ewiva ha fornito tali informazioni distintamente per le annualità 2022 e 2023 e da esse si evince che anche in tal caso EXW rappresentava il MSP che intermediava oltre la metà di ricariche nel 2022, restando anche nel 2023 di gran lunga il primo MSP operativo con i sevizi di ricarica di Ewiva^[63].

3.3 Le condotte delle società Parti del procedimento

3.3.1 L’andamento dei prezzi di EXWI, Ewiva ed EXW

70. Come anticipato, la segnalazione e l’avvio del procedimento originavano dall’osservazione dell’andamento combinato dei corrispettivi all’ingrosso richiesti dalle società CPO del gruppo Enel (EXWI ed Ewiva) e di quelli praticati al dettaglio da EXW, MSP del gruppo. In particolare, al momento della denuncia, alla fine del 2022, il prezzo all’ingrosso (c.d. roaming) di EXWI era stato accresciuto al livello di 0,55 euro per kWh IVA esclusa, corrispondente a circa 0,671 euro IVA inclusa. Nel medesimo periodo, come detto, il prezzo praticato da Ewiva era anch’esso stato accresciuto e aveva raggiunto un livello pari a 0,7 euro per kWh escluso IVA, corrispondente a 0,854 euro per kWh incluso IVA.
71. I prezzi roaming di EXWI risultano essere stati modificati successivamente all’avvio dell’istruttoria. In particolare, [omissis] ^[64].

[omissis]^[65].

Per quanto riguarda Ewiva, tale società ha comunicato, in sede di audizione, che [omissis].

72. Per quanto riguarda i prezzi al dettaglio praticati da EXW agli utenti finali, come già rappresentato il prezzo PPU al momento dell’avvio era, per le ricariche AC, pari a 0,58 €/kWh, successivamente accresciuto a 0,69 €/kWh, mentre il prezzo per le ricariche DC fino a 99 kW era fissato a 0,89 €/kWh e quello per le ricariche DC a potenza superiore era fissato a 0,99 €/kWh. Per quanto riguarda le offerte “flat” o “pacchetti”, dapprima, come già illustrato, EXW offriva fino a marzo 2023 un piano da 70 kWh al prezzo di 25 euro (per un equivalente unitario di circa 0,36 €/kWh) e uno da 145 kWh al prezzo di 45 euro (per un equivalente unitario di circa 0,31 €/kWh). Da marzo 2023, essi erano stati sostituiti con un piano da 80 kWh al prezzo di 39 euro (per un equivalente unitario di circa 0,49 €/kWh), uno da 160 kWh al prezzo di 69 euro (per un equivalente unitario di circa 0,43 €/kWh) e un ulteriore pacchetto da 320 kWh al prezzo di 99 euro (per un equivalente unitario di circa 0,31 €/kWh)^[66].

Un successivo repricing, datato agosto 2023 e comunicato da EXW, ha successivamente modificato in aumento i prezzi di tali pacchetti rispettivamente a 49 €, 79 € e 129 € (per equivalenti unitari pari, rispettivamente, a circa 0,61 €/kWh, 0,49 €/kWh e 0,40 €/kWh)^[67].

73. In risposta a una specifica richiesta formulata in sede ispettiva, EXW ha inoltre trasmesso informazioni relative al livello e all’effettivo tasso di utilizzo delle proprie offerte PPU e flat, nonché alle tariffe di tipo corporate (B2B) e B2G applicate nel periodo gennaio 2022 – marzo 2023, inclusive di analisi della marginalità di tali offerte⁶⁷. Da tali informazioni si evince che, per quel che riguarda le tariffe PPU, le medesime per tutti i clienti (che siano consumatori finali o clienti business o organizzazioni pubbliche), la tariffa unitaria di tipo “AC” (che riguarda la maggioranza delle infrastrutture di ricarica) è risultata inferiore al costo della ricarica tramite il “CPO Enel” nel periodo incluso tra ottobre 2022 e marzo 2023. La figura che segue (cfr. Figura 6) illustra la redditività unitaria delle tipologie di tariffe PPU adottate da EXW nel periodo citato.

 

Figura 6 – Analisi di redditività tariffe PPU

[omissis]

 

74. Con riferimento alle tariffe di tipo flat per i consumatori finali, le analisi di EXW attestano un tasso di saturazione media pari al [70-75%] per il pacchetto “small” (da 70 kWh) e pari al [75-80%] per il pacchetto “large” (da 145 kWh). L’analisi delle marginalità di tali pacchetti, illustrate nelle figure che seguono (cfr. Figure 7 e 8) mostra una marginalità negativa a partire da ottobre 2022 fino all’ultima mensilità osservata (marzo 2023) per il pacchetto “small” e da febbraio 2022 all’ultima mensilità osservata (marzo 2023) per il pacchetto “large”.

 

Figura 7 – Analisi di redditività tariffa flat “small”

[omissis]

 

Figura 8 – Analisi di redditività tariffa flat “large”

[omissis]

 

75. Per quanto riguarda i segmenti business (o corporate) e le offerte per le amministrazioni pubbliche, nei documenti di EXW viene affermato che [omissis]^[68].

3.3.2 La marginalità di EXW per i servizi di ricarica

76. In risposta a una specifica richiesta dell’Autorità, successivamente integrata con ulteriori specificazioni^[69], EXW ha fornito informazioni relative ai risultati economici delle vendite dei servizi di ricarica effettuate nel periodo compreso tra gennaio 2022 e agosto 2023, che rappresenta il periodo centrale nel quale viene indagata la possibilità di una condotta escludente^[70]. Le informazioni fornite riguardano ricavi, costi (sia dell’energia fornita per le ricariche, sia di altro genere) e volumi delle ricariche effettuate da EXW, conteggiati mensilmente e ripartiti per tipologia di tariffa (PPU e “altre tariffe”) e per CPO di provenienza (ossia, in base al CPO dalle cui infrastrutture viene effettuata la ricarica stessa, distinguendo in particolare tra EXWI, Ewiva e altri CPO). I dati riguardano un orizzonte temporale compreso tra gennaio 2022 e agosto 2023, corrispondente a un anno e otto mesi, periodo che, in un settore di recente costituzione e nella fase iniziale del proprio sviluppo ed evoluzione tecnologica, si caratterizza per una grande variabilità dei valori riportati nel dataset fornito, con un trend fortemente crescente che riflette lo sviluppo del settore^[71].
77. Nella nota metodologica che accompagna le informazioni fornite, EXW afferma che [omissis] in base a determinati criteri illustrati nella stessa nota. In primo luogo, si osserva che i dati forniti da EXW ed EXWI sono meno dettagliati con riferimento ai primi quattro mesi del periodo di osservazione. In particolare, per i primi quattro mesi del 2022 EXW ha dichiarato di non avere possibilità di effettuare una distinzione dei ricavi e dei costi dell’energia venduta tra le diverse tipologie di offerte e rispetto ai diversi soggetti CPO. Le informazioni disponibili con riferimento a ciascuno di questi mesi, pertanto, riguardano unicamente i ricavi totali, i costi totali dell’energia venduta, le commissioni^[72] e i costi fissi non distinguibili, suddivisi in costi di customer operation

RoE, customer operation Italia^[73], costo di sviluppo App e costo per le risorse interne. La non disponibilità di tali disaggregazioni comporta che i confronti tra costi e ricavi (utili all’analisi delle condotte oggetto del procedimento), per questi quattro mesi, non potranno che basarsi su tali informazioni, meno disaggregate di quelle presenti per i restanti mesi, e saranno pertanto meno dettagliati di quelli relativi ai mesi successivi.

78. Con riferimento ai ricavi, non è possibile stabilire quale percentuale di essi sia attribuibile ai ricavi da energia venduta per i servizi di ricarica e quale, invece, ai “ricavi da card e penalties”, ossia quelli derivanti dalla vendita delle carte per la ricarica e dall’imposizione di penali a carico degli utenti per l’occupazione della presa di ricarica oltre il tempo massimo consentito. [omissis]. A ogni modo, anche non scorporando dai ricavi totali alcuna somma, per ciascuno di tali mesi, la differenza tra il totale dei ricavi e il solo costo dell’energia venduta per i servizi di ricarica (ossia quanto EXW ha corrisposto ai CPO per l’accesso alle relative colonnine) risulta già negativa. Parimenti e a fortiori, tale differenza risulta negativa laddove siano presi in considerazione i costi delle commissioni e i costi fissi non distinguibili.
79. Per quanto riguarda i mesi successivi, le informazioni sono state invece fornite con un livello di disaggregazione maggiore: ricavi, costi e quantità di energia venduta sono pertanto distinguibili per ciascuna tipologia di offerta (PPU o altre offerte, [omissis]^[74]) e tra CPO (EXW, Ewiva e altri CPO, distinguendo questi ultimi in ulteriori sottocategorie per infrastrutture di tipo AC, DC e HPC). In tale orizzonte temporale è pertanto possibile effettuare confronti più dettagliati e articolati tra costi e ricavi, avendo anche riguardo alle tipologie di costo e ricavo, alle tipologie di offerta e all’identità dei CPO.

Compaiono poi dati di ricavo e costo che EXW non ha ripartito per tipologia di tariffa e per CPO, tra cui ricavi e costi relativi alla gestione di card e penalties, costi delle commissioni e i costi fissi “non distinguibili” (articolati come già illustrato in costi fissi customer operation RoE, costi fissi customer operation Italia, costo sviluppo App e costo per le risorse interne).

Sia i dati di ricavo che quelli di costo forniti da EXW sono stati espressi al netto dell’IVA, come precisato dalla società in risposta a una richiesta di chiarimento originata da un dubbio avanzato da

Ewiva (cfr. infra)^[75].

Le tipologie di ricavo e costo per i quali EXW ha fornito informazioni sono rappresentate nelle tabelle che seguono (cfr. Tabelle 7 e 8)^[76].

 

Tabella 7 – Ricavi forniti da EXW, periodo gennaio 2022 – agosto 2023

[omissis]

 

Tabella 8 – Costi forniti da EXW, periodo gennaio 2022 – agosto 2023

[omissis]

 

80. Considerando i confronti tra costi e ricavi di EXW in termini aggregati, senza distinguere per CPO e per tipologia di tariffe, in analogia a quanto è possibile fare per i primi mesi del periodo di osservazione (da gennaio ad aprile del 2022), si osserva che, da luglio 2022 ad agosto 2023, i ricavi dei servizi di ricarica venduti ai clienti finali risultano inferiori ai costi dell’energia venduta, anche laddove tra di essi si includano i “ricavi card e penalities” e tra i costi i corrispondenti costi variabili (nonché i costi per commissioni). Includendo i costi di c.d. customer operation, la marginalità di EXW risulta negativa da giugno 2022 ad agosto 2023.
81. In ogni caso, considerata la disaggregazione dei dati forniti, è possibile svolgere, per il periodo compreso tra maggio 2022 e agosto 2023, confronti tra costi e ricavi di EXW associabili ai servizi di ricarica forniti da tale MSP tramite le infrastrutture di EXWI, quelle di Ewiva e quelle degli altri CPO raggruppati in fasce di potenza (AC, DC e HPC).
82. Preliminarmente, osservando le informazioni disaggregate fornite, si nota che il peso di EXWI nelle ricariche complessivamente effettuate con EXW risulta prevalente, pur essendosi ridotto nel tempo^[77]. Tale riduzione delle ricariche infragruppo appare, inoltre, derivare in massima parte dalla riduzione percentuale rispetto al totale delle ricariche infragruppo di tipo PPU^[78].
83. Al contrario, il peso di Ewiva rispetto al totale delle ricariche effettuate con EXW risulta crescente nel tempo, [omissis]. Inoltre, più in generale, nel corso del tempo, si riscontra una crescita delle ricariche HPC rispetto a quelle non HPC (che potrebbe riflettere il diverso tasso di sviluppo della dotazione infrastrutturale, molto più embrionale nel caso delle ricariche HPC).
84. Nel complesso, il peso delle offerte PPU, in termini di volumi di energia venduta, si è ridotto nel periodo di osservazione, passando da circa il [omissis] a maggio 2022 a circa il [omissis] di aprile 2023, per poi aumentare nuovamente leggermente fino a raggiungere il [omissis] ad agosto 2023.
85. Tali “pesi”, intesi come i volumi erogati da EXW per ciascun CPO e tipologia tariffaria, possono comunque essere utilizzati di mese in mese per effettuare una ripartizione delle voci di ricavo e costo che, diversamente dalle vendite e dagli acquisti di energia per i servizi di ricarica, non presentano tale livello di disaggregazione ma sono maggiormente aggregati, al fine di confrontare ricavi e costi di EXW relativamente a ciascun CPO e tipologia tariffaria. In questo modo, le voci di ricavo “Ricavi card e penalties” e le voci di costo “Costi card e penalties”, “Commissioni” e le voci di costo fisso possono essere ripartite tra i diversi CPO e modalità tariffarie^[79].
86. In aggiunta a ciò, va tenuto in considerazione quanto affermato da EXW riguardo alle transazioni effettivamente avvenute nel territorio nazionale. La società, infatti, ha precisato che [omissis]. Pertanto, valori di ricavi e costi presi in considerazione riguardano la sola percentuale degli stessi riferibile alle operazioni riguardanti i servizi effettuati in Italia.

La marginalità di EXW con le ricariche a bassa potenza

87. Ciò premesso, con riferimento ai servizi di ricarica attribuibili al mercato a bassa potenza (inclusivi delle ricariche effettuate tramite EXWI, quelle effettuate da altri CPO di tipo AC, includendo o meno anche quelle effettuate da altri CPO di tipo DC)^[80] offerti da EXW, la differenza tra i soli ricavi e costi dell’energia risulta negativa in tutti i mesi compresi tra novembre 2022 e marzo 2023 per le sole offerte PPU^[81] e da giugno 2022 ad agosto 2023 (l’ultimo mese dell’orizzonte temporale considerato) per le “altre tariffe”. A marginalità di segno analogo si perviene calcolando la differenza tra ricavi e costi dell’energia relativi unicamente alle ricariche effettuate da EXW tramite infrastrutture di EXWI^[82]. Considerando invece il totale dei servizi di ricarica a bassa potenza offerti da EXW a prescindere dalla tipologia di offerta (ossia sommando ricavi e costi per ciascuna tipologia di offerta), tale differenza assume un valore negativo tra luglio 2022 e agosto 2023. Limitandosi alle ricariche effettuate tramite infrastrutture di EXWI, la marginalità risulta negativa da luglio 2022 a luglio 2023, tornando quindi a risultare positiva soltanto nell’ultimo mese osservato^[83][84]. A titolo di esempio, il seguente grafico mostra i valori assunti da tali differenze, in percentuale rispetto ai costi dell’energia venduta per le ricariche, nel caso in cui il calcolo della marginalità includa le ricariche effettuate tramite CPO terzi di tipo AC e DC (cfr. Figura 9).

 

Figura 9 – Differenza ricavi energia e costi energia – ricariche bassa potenza (inclusi CPO terzi di tipo DC)

[omissis]

 

88. Effettuando invece la differenza tra totale dei ricavi (includendo in questo caso anche i ricavi da gestione delle carte e delle penalità) e dei costi variabili (includendo in questo caso anche i costi, che la stessa EXW definisce “variabili”, relativi alla gestione delle carte e delle penalità e i costi delle commissioni, ripartiti per CPO e tipologia tariffaria con il criterio descritto in precedenza) si ottengono saldi che risultano negativi nei medesimi mesi in cui risulta negativa la differenza tra i soli ricavi e costi dell’energia venduta per i servizi di ricarica^[85]. A titolo di esempio, il seguente grafico mostra i valori assunti da tali differenze, in percentuale rispetto ai costi dell’energia venduta, nel caso in cui il calcolo della marginalità includa le ricariche effettuate tramite CPO terzi di tipo AC e DC (cfr. Figura 10).

 

Figura 10 – Differenza ricavi e costi variabili – ricariche bassa potenza (inclusi CPO terzi di tipo DC)

[omissis]

 

89. Considerando infine un saldo inclusivo dei costi fissi che più facilmente possono avere natura incrementale (ossia quelli di customer operation Italia, escludendo i costi di sviluppo della App e il costo delle risorse interne, oltre che quelli di customer operation RoE), in tutti e tre gli insiemi di CPO considerati per la valutazione della marginalità di EXW nel mercato a bassa potenza il saldo tra ricavi e costi assume valore negativo da maggio 2022 a maggio 2023 per le offerte PPU, da giugno 2022 ad agosto 2023 per le altre offerte e da giugno 2022 ad agosto 2023 considerando complessivamente tutte le tipologie di offerte. A titolo di esempio, il seguente grafico mostra i valori assunti da tali differenze, in percentuale rispetto ai costi dell’energia venduta, nel caso in cui il calcolo della marginalità includa le ricariche effettuate tramite CPO terzi di tipo AC e DC (cfr. Figura 11).

Figura 11 – Differenza ricavi e costi incrementali di l.p. – ricariche bassa potenza (inclusi CPO terzi di tipo DC) [omissis]

La marginalità di EXW con le ricariche ad alta potenza

90. Per quel che riguarda i servizi di ricarica offerti da EXW attribuibili al mercato ad alta potenza (inclusivi delle ricariche effettuate tramite Ewiva, quelle effettuate da altri CPO di tipo HPC, includendo o meno anche quelle effettuate da altri CPO di tipo DC), le marginalità di EXW (calcolate nelle varie modalità esposte in precedenza) assumono andamenti molto simili a quelli che si riscontrano con riferimento alle ricariche a bassa potenza, in particolare riguardo alle mensilità in cui tali marginalità assumono valori negativi. A titolo di esempio, includendo tutte le tipologie tariffarie e considerando le ricariche che EXW ha effettuato con CPO terzi di tipo HPC, la differenza tra i soli ricavi e costi dell’energia e quella tra totale dei ricavi e dei costi più chiaramente variabili (inclusiva quindi dei saldi di ricavo e costo relativi alla gestione delle carte e delle penalità e dei costi delle commissioni) assumono valori negativi da agosto 2022 ad agosto 2023, mentre includendo anche la quota di pertinenza dei costi di c.d. customer operation Italia le marginalità risultano negative da giugno 2022 ad agosto 2023. .

3.4 Le evidenze ispettive rilevanti per le condotte oggetto di accertamento

3.4.1 Le evidenze circa la ripartizione dei ruoli tra le varie società del gruppo ENEL attive nel settore della mobilità elettrica

91. Le evidenze ispettive raccolte presso EXW ed EXWI hanno permesso in primo luogo di meglio delineare la ripartizione dei ruoli tra le varie società del gruppo Enel operanti nella filiera in esame al momento dello svolgimento delle ispezioni stesse (aprile 2023), assetto che comunque appare quello rilevante per le condotte attenzionate nell’ambito del presente procedimento. A questo riguardo, fermo restando quanto già noto in pre-istruttoria circa il fatto che EXW svolgeva il ruolo di MSP e EXWI quello di CPO per il gruppo Enel, al netto del segmento delle infrastrutture ad alta potenza in cui è attiva la JV Ewiva, per la prima società le evidenze hanno permesso di ricostruire che la stessa era attiva come MSP su scala globale, rappresentando la sub-holding di una specifica business line creata dal gruppo per gestire a livello mondiale le varie attività nel settore della mobilità elettrica (la relativa App, analogamente denominata “Enel X Way”^[86], consentiva l’accesso ai vari network di infrastrutture di ricarica presenti in 16 Paesi), mentre la controllata EXWI gestiva come CPO le infrastrutture di ricarica sul solo territorio nazionale e operava anche come c.d. Technology Service Provider (TSP), ovvero forniva servizi di sviluppo, produzione (tramite società terze) e vendita di infrastrutture di ricarica elettrica e software ad esse correlati ad altri soggetti (tra cui anche la JV).
92. EXW e EXWI sono state operative dal 1° aprile 2022 (nel caso di EXW, fino al 31 dicembre 2024, come già menzionato, mentre EXWI risulta ancora attiva). Prima di quella data operavano nel settore della mobilità elettrica in Italia per il gruppo ENEL le società Enel X Mobility S.r.l. (attiva, tra l’altro, come CPO) e Enel X Italia S.r.l. (attiva, tra l’altro, come MSP)^[87]. Le evidenze ispettive danno conto di un complesso schema di rapporti contrattuali infragruppo, mediante i quali sono stati anche gestiti alcuni retaggi del passaggio dal precedente assetto societario al successivo. In particolare, ad esempio, risulta che Enel X Mobility (anche, “EXM”) fosse rimasta proprietaria delle infrastrutture di ricarica sul territorio nazionale (eccettuate quelle HPC passate in capo a Ewiva), che Enel X Way Italia gestiva come CPO in forza di uno specifico contratto di mandato conferito dalla prima società^[88]. Allo stesso modo, EXM era anche rimasta intestataria dei POD per l’alimentazione di energia elettrica ai siti di ricarica non HPC e, in quanto tale, intratteneva i rapporti contrattuali con l’ulteriore società del gruppo Enel Energia S.p.A. per la relativa fornitura^[89].
93. Rispetto a tale quadro dei vari soggetti giuridici attivi per il gruppo nel settore in esame, le evidenze attestano una commistione operativa nelle varie aree di business interconnesse relative alla mobilità elettrica, che si ricava anche da altri elementi, oltre che dal complesso schema dei contratti inter-company in essere. In diversi documenti ispettivi ad esempio, soprattutto presentazioni/documenti di reporting delle attività e dei risultati economici del gruppo nel settore, i relativi contenuti vengono presentati unitariamente per le varie società. In particolare, i risultati economici di EXW e EXWI sono spesso presentati congiuntamente, e in alcuni di questi documenti si parla espressamente di “elisions” per indicare che determinate partite economiche devono essere appunto elise in quanto ricavi di una società nei confronti dell’altra^[90].

3.4.2 Le evidenze circa l’operatività della JV Ewiva

94. Dalla documentazione ispettiva è stato possibile ricostruire anche maggiori dettagli del rapporto tra Ewiva e le ulteriori società del gruppo ENEL dedicate alla mobilità elettrica, e in particolare i relativi legami contrattuali. Più in particolare, i documenti ispettivi attestano, quanto alla prima fase di inizio dell’operatività di Ewiva, l’esistenza di un contratto di mandato in forza del quale i siti HPC già esistenti passati nella proprietà della JV hanno continuato ad essere gestiti in qualità di CPO per alcuni mesi da società interamente controllate dal gruppo ENEL (in particolare da Enel X Mobility prima, da dicembre 2021 a marzo 2022, e da EXWI poi, da aprile a luglio 2022)^[91]. In forza di tale contratto, le due società hanno in concreto svolto l’attività di CPO per conto di Ewiva e retrocesso alla JV i relativi ricavi, al netto di una fee di gestione [omissis].
95. Anche in una fase successiva di maggiore operatività della JV, poi, e ancora al momento delle ispezioni (aprile 2023), le evidenze raccolte attestano dell’esistenza di un ulteriore contratto (in questo caso denominato Turn-Key Agreement o “TKA”), in forza del quale EXWI agiva almeno fino a tutto il 2023 (contratto esteso da una precedente scadenza fissata al 31.12.2022) come c.d. “general contractor” per Ewiva, curando tutta la parte tecnica prodromica all’esercizio dell’attività di CPO per le reti HPC, ovvero le attività di scouting dei siti, di costruzione, installazione e manutenzione delle infrastrutture di ricarica (mentre Ewiva curava direttamente la parte commerciale e di relazione con i vari MSP che accedevano alla rete di sua proprietà per offrire servizi di ricarica elettrica alla clientela finale)^[92].
96. Dalla documentazione raccolta emerge altresì la circostanza per cui l’energia elettrica per l’erogazione dei servizi di ricarica tramite le colonnine gestite era fornita, anche per la JV, dall’ulteriore società del gruppo Enel Energia^[93].

3.4.3 Le evidenze che confermano la posizione di leadership sul mercato dei CPO 

97. Anche le evidenze ispettive attestano poi una quota di Enel X Way Italia nel segmento delle infrastrutture di ricarica non ad alta potenza (quindi, con potenza installata inferiore a 100 kW) pari a circa il 50% del mercato nazionale, ipotizzata in avvio e ulteriormente oggetto di approfondimenti istruttori per le segmentazioni locali, come già mostrato. In particolare, a titolo esemplificativo, in un documento acquisito sono rappresentati i dati relativi alle infrastrutture installate a dicembre 2022, momento rilevante per le condotte attenzionate, dove, a fronte di un quantitativo totale pari a circa 33.500 punti di ricarica sul territorio nazionale (spesso indicati come “CP”, dall’inglese

Charging Points), EXWI afferma di aver installato a quella data 17.500 CP^[94]. In tale documento, tuttavia, appaiono rendicontate tutte le tipologie di infrastrutture di ricarica, dovendosi poi rapportare i dati con la differenziazione tra mercati rilevanti individuata in avvio.

98. Ulteriori documenti ispettivi attestano la quota di mercato di EXWI nel comparto specifico, delle infrastrutture non HPC, sostanzialmente stabile nel biennio 2022-2023 rilevante per le condotte oggetto di accertamento e pari ad una quota sempre di circa il 50% (es. “la Market Share EXW PDR ad uso pubblico <100 kW è pari a quasi il 50% sulla base della più recente fonte disponibile MOTUS-E al 30/09/2022”, enfasi aggiunta^[95]).

3.4.4 Le evidenze che attestano la consapevolezza da parte del gruppo ENEL della criticità antitrust dei propri schemi di pricing

99. Dalla documentazione acquisita in ispezione emerge anche la piena consapevolezza da parte delle società del gruppo ENEL della criticità antitrust del proprio sistema di pricing nel rapporto tra prezzi all’ingrosso e al dettaglio praticati dalle società del gruppo per i servizi di ricarica elettrica, così come attenzionato dal presente procedimento. Militano in questo senso soprattutto alcuni documenti ispettivi acquisiti presso EXW e EXWI. Nel primo, di marzo 2023^[96], esponenti delle società operative attive nel settore della mobilità elettrica si confrontano con varie funzioni trasversali centralizzate dal gruppo ENEL (es. Legale, Regolatorio e Antitrust, ecc.) sul nuovo schema di pricing al dettaglio adottato da EXW con decorrenza dal 27 marzo 2023. Nello scambio e-mail di cui trattasi, un dipendente in particolare scrive: “Le modifiche di pricing proposte e che si intendono applicare da fine marzo, hanno un impatto positivo sui possibili aspetti di rilevanza antitrust analizzati insieme negli scorsi mesi. In particolare:

tutte le tariffe pay per use (PPU) garantiranno una marginalità positiva per l’MSP rispetto

ai costi di sourcing da CPO;

le tariffe Flat City e Flat travel con il prezzo a regime garantiscono una marginalità positiva

anche tenuto conto dei tassi di saturazione cautelativamente indicati (rispettivamente pari all’ 80% e al 70%) e il periodo della promo è limitato unicamente a 4 mesi;

L’unica tariffa per la quale residuano in parte i punti di attenzione già evidenziati in passato è la Flat travel plus che, tuttavia, a quanto ci è stato riferito, in considerazione delle sue dimensioni, avrà una diffusione limitata rispetto alle altre offerte in portafoglio” (enfasi aggiunta).

100. In altri termini, da quanto sopra, appare la chiara consapevolezza interna al gruppo Enel circa il fatto che le tariffe al dettaglio c.d. PPU fino a marzo 2023 apparivano integrare ipotesi di vera e propria marginalità negativa per i MSP rispetto ai prezzi all’ingrosso, laddove le stesse così come modificate da fine marzo u.s. avrebbero implicato una marginalità positiva (seppur estremamente ridotta); quanto alle tariffe c.d. flat o “pacchetti”, la marginalità positiva sarebbe stata garantita solo da alcune di esse (con esclusione, come indicato dallo stesso esponente interno, del pacchetto maggiore c.d. “Flat travel plus”, che rimaneva anche a quella data il più critico dal punto di vista antitrust) e solo a partire dal mese di agosto 2023, mentre i livelli che EXW aveva presentato come “promozionali” e rimasti in vigore dal 27 marzo 2023 a tutto il mese di luglio 2023 avrebbero continuato a integrare (così come i pacchetti precedenti) prezzi al dettaglio per cui il margine a disposizione per i soggetti attivi nella fornitura dei servizi di ricarica alla clientela, ovvero gli MSP, una volta sostenuto il costo all’ingrosso verso il CPO, si presentava come tout-court 101. Anche da ulteriori documenti ispettivi si evince la chiara consapevolezza di cui sopra, ad esempio in quanto il gruppo ENEL in diverse presentazioni Power Point acquisite in ispezione appare monitorare il mercato e comparare le varie tariffe CPO e MSP praticate dalle società del gruppo e dai competitors; da tali schemi emerge già con evidenza grafica che in alcuni casi il prezzo all’ingrosso praticato da EXWI ai vari MSP è tout-court superiore al corrispondente prezzo al dettaglio offerto da EXW alla clientela finale^[97].
101. Significativo, ancora, nel senso della consapevolezza della criticità delle proprie politiche di pricing appare anche un ulteriore scambio di e-mail contenuto in un altro documento ispettivo^[98], in cui, sempre a proposito della modifica degli schemi tariffari al dettaglio decisa da EXW con decorrenza dal 27 marzo 2023, un esponente del gruppo ENEL scrive: “Del resto parliamoci chiaro… prima eravamo molto sotto costo su metà portafoglio, non è che la gente non lo sapesse” (enfasi aggiunta)^[99].

4. LE ARGOMENTAZIONI DELLE PARTI

4.1 Le argomentazioni difensive di EXW e EXWI^[100]

Eccezioni procedurali

103. A livello procedurale, EX e EXWI hanno eccepito che alcune anomalie avrebbero caratterizzato lo svolgimento dell’istruttoria e avrebbero negativamente inciso sul pieno esercizio del diritto di difesa delle società. In particolare, la fase di acquisizione degli elementi probatori, durata oltre due anni, avrebbe tuttavia conosciuto un lungo periodo di sostanziale inattività tra settembre 2024 e aprile 2025, mentre alcune richieste di informazioni cruciali sarebbero state inviate solo a ridosso della CRI. La durata estesa del procedimento, in assenza di effettive esigenze istruttorie, avrebbe in particolare ingiustamente posto EX e EXWI in una condizione di prolungata incertezza, con un inevitabile impatto sulla strategia commerciale e la piena ed efficace operatività delle società sul mercato.
104. In secondo luogo, vi sarebbe stata anche una compressione del diritto di difesa a causa della concessione di un termine, per replicare alla CRI, pari a soli 35 giorni solari dalla data di notifica della stessa, termine assolutamente inadeguato per le Parti sia in considerazione della durata complessiva dell’istruttoria sia degli elementi di novità contenuti nella CRI rispetto al provvedimento di avvio (soprattutto con riferimento alla definizione geografica dei mercati rilevanti). Infine, le ulteriori analisi giuridiche ed economiche necessarie per rispondere adeguatamente alla CRI in chiave difensiva sarebbero risultate svolgibili compiutamente solo dopo l’accesso alla data room, avvenuto il 23 giugno 2025, in un momento quindi ulteriormente ravvicinato rispetto al termine per la presentazione delle memorie finali.

Lo stato di sviluppo del mercato della mobilità elettrica in Italia

105. Le società hanno sottolineato che il passaggio alla mobilità elettrica da parte degli utenti richiede la presenza di un’adeguata infrastrutturazione, la quale deve pertanto precedere le decisioni di acquisto dei veicoli elettrici. Nonostante ciò, i dati sulle immatricolazioni di veicoli elettrici e sul parco circolante vedono l’Italia profondamente indietro rispetto ai principali Paesi europei. Si registrerebbe, infatti, una forte incertezza che accompagna il consumatore al momento della scelta – irreversibile nel medio-lungo termine – dell’acquisto di un’auto elettrica rispetto ad un’auto a combustione nonché la convinzione di non trovare benefici economici in tale scelta^[101]. I dati sulle immatricolazioni sarebbero ancora più sconfortanti se comparati con il livello di infrastrutturazione per i servizi di ricarica del Paese che, anche grazie agli sforzi profusi da EXWI e più di recente da parte di altri operatori, vedrebbe un ottimo posizionamento dell’Italia tra i principali Paesi europei. Ad avviso di EX ed EXWI, in una fase di sviluppo così embrionale del mercato, una fattispecie di margin squeeze non sarebbe nemmeno ipotizzabile. Lo stesso periodo di osservazione, inoltre, sarebbe troppo ristretto in quanto qualsiasi analisi di redditività, soprattutto per mercati in fase di start up, non potrebbe prescindere da una valutazione di medio-lungo termine, come da consolidata prassi decisionale delle autorità in materia di concorrenza.

Il modello di business

106. Pur in assenza di obblighi, EXWI sin da subito avrebbe deciso di garantire la totale interoperabilità a condizioni eque e non discriminatorie delle proprie infrastrutture di ricarica ad uso pubblico per i soggetti terzi interessati. EXWI avrebbe quindi assicurato la massima fruibilità dei punti di ricarica su tutto il territorio nazionale e la massima libertà di scelta per gli utenti finali tra i numerosissimi MSP attivi.
107. Per quel che riguarda le decisioni di prezzo, il pricing di EXWI sarebbe costituito da una componente variabile e una componente fissa richiesta una tantum al MSP al momento della sottoscrizione del contratto di interoperabilità. [omissis].
108. Per quel che riguarda invece il prezzo lato MSP, il pricing di Enel X Way prevede due tipologie di tariffe, la pay per use (PPU) e le flat su base mensile, [omissis].

Il contesto fattuale

109. Le società hanno sottolineato come nel 2022 si è assistito a un aumento imprevedibile del prezzo dell’energia. Tale scenario avrebbe inevitabilmente inciso anche sul mercato della mobilità elettrica in Italia: nel 2022 le immatricolazioni dei veicoli elettrici avrebbero infatti subito un’importante contrazione – rispetto agli anni precedenti – del tutto imprevedibile rispetto al trend di crescita atteso. A fronte di tale scenario, lato CPO EXWI si sarebbe trovata costretta ad apportare degli adeguamenti di prezzo al rialzo, nei mesi di febbraio e ottobre 2022, [omissis]. Allo stesso tempo, a fronte del significativo e generale aumento dei costi dell’energia, lato MSP EXW avrebbe adottato una politica di pricing volta a rassicurare i potenziali utenti, evitando segnali di prezzo disorientanti.
110. Per tutto il 2022, comunque, le tariffe praticate da EXW sarebbero risultate in linea con il mercato. In particolare, nel periodo in questione risultavano presenti sul mercato tariffe PPU più basse (es. Telepass, Be Charge, A2A) e tariffe flat equivalenti o anche più convenienti (come ad esempio per le basse percorrenze quella proposta da A2A e per le alte percorrenze quella proposta da Be Charge). Nel periodo compreso tra marzo e agosto 2023 – a seguito del repricing adottato da EXW – sarebbero risultate presenti sul mercato tariffe più convenienti sia sulla bassa e che media percorrenza (A2A e Be Charge) mentre quella di EXW sarebbe risultata temporaneamente la più conveniente solo per le alte percorrenze. Infine, dopo il repricing di agosto 2023, le offerte di EXW sarebbero risultate le più costose del mercato sia sulle basse che sulle alte percorrenze, mentre si sarebbero collocate in fascia medio alta per le medie percorrenze. Tale contesto competitivo dimostrerebbe l’intempestività dell’intervento dell’AGCM, in quanto apparirebbe evidente che in un mercato ancora in stato embrionale come quello della mobilità sia fisiologico che gli operatori adottino delle strategie di offerta volte a sostenere la creazione di una domanda strutturata per i servizi resi.

Considerazioni sulla razionalità della condotta

111. Le società hanno poi sottolineato la razionalità delle condotte di prezzo sia lato CPO sia lato MSP. [omissis]. Il CPO avrebbe anche ben potuto definire costi di accesso alla propria rete superiori a quelli fissati, ma ciò non è stato fatto, al fine di sostenere in questa prima fase di sviluppo del mercato la domanda dei servizi di mobilità. A riprova di ciò basterebbe analizzare il pricing applicato dai diversi CPO e notare che il prezzo di EXWI risulterebbe essere, rispetto a quello fissato dagli altri CPO, assolutamente mediano. Le Parti hanno sostenuto che le decisioni di prezzo da esse adottate siano razionali e non abbiano alcuna finalità escludente. Gli aumenti dei prezzi a livello CPO sono infatti stati motivati con la crescita dei prezzi dell’energia elettrica che, come noto, hanno caratterizzato il mercato nel corso del periodo d’interesse, fenomeno il cui rilievo emerge anche dalla documentazione ispettiva. Le società del gruppo Enel hanno comunque cercato di contenere la crescita dei prezzi CPO, che infatti risultano collocarsi in una posizione mediana rispetto a quella degli altri CPO.
112. Anche Enel X Way lato MSP avrebbe adottato una strategia del tutto razionale, volta a sostenere la domanda in relazione alla scelta di un bene durevole da parte del consumatore che, una volta effettuata, è di per sé irreversibile e stratifica la domanda dei servizi di ricarica per gli anni a venire. Una strategia diversa avrebbe determinato una sostanziale e non recuperabile perdita di domanda, [omissis]. La strategia di pricing adottata da EXW troverebbe una sua razionalità anche al fine di ampliare la platea degli utenti del mercato della mobilità elettrica, [omissis]. I prezzi a livello MSP sono aumentati ma in misura minore oppure sono rimasti invariati. Quest’ultima decisione deriva dalla circostanza per cui, diversamente da quanto sostenuto dagli Uffici, vi sono studi che attestano che i prezzi dell’energia risultano fondamentali per incentivare i consumatori all’acquisto di vetture elettriche^[102], come attestato, anche in questo caso, dalla documentazione ispettiva.
113. A riguardo, le Parti hanno citato gli orientamenti della Commissione sugli abusi escludenti^[103] nei quali le condotte presuntivamente abusive possano essere giustificate laddove sussistano le seguenti condizioni: (i) è probabile che dal comportamento adottato dall’impresa dominante derivino efficienze; (ii) tali efficienze superano i probabili effetti negativi sulla concorrenza e sul benessere dei consumatori; (iii) la concorrenza, effettiva o potenziale, non è soppressa, neppure in parte; e (iv) il comportamento adottato dall’impresa dominante è necessario per realizzare le efficienze attese, nel senso che non esistono condotte alternative meno restrittive. Ad avviso delle Parti, tali condizioni sarebbero tutte soddisfatte nel caso di specie. La prima condizione sarebbe soddisfatta in quanto le immatricolazioni sono aumentate nel 2023 a seguito delle tariffe oggetto di scrutinio e non nel 2024, a seguito del successivo rialzo di prezzo da parte delle società, mentre la seconda e terza condizione risultano soddisfatte in quanto nel mercato la concorrenza è chiaramente perdurata. Con riferimento all’ultima condizione, le Parti osservano che una riduzione dei prezzi a livello CPO avrebbe portato a possibili contestazioni di prezzi predatori nei mercati a monte a livello CPO, nei quali l’Autorità ravvisa una posizione dominante in capo al gruppo. Inoltre, un contenimento dei prezzi a livello CPO avrebbe potuto non ottenere il risultato sperato di contenere i prezzi praticati dai MSP agli utenti finali ma avrebbe potuto invece essere semplicemente essere incamerato dai MSP a titolo di margine aggiuntivo, come in taluni casi si è osservato.
114. La teoria per cui le proprie condotte di prezzo sarebbero inquadrabili in una strategia escludente, non risulterebbe coerente con la circostanza per cui anche altri operatori integrati, come Be Charge o A2A o Neogy, anch’essi dominanti in numerosi mercati rilevanti locali a livello CPO, hanno praticato nel medesimo periodo politiche di prezzo con caratteristiche analoghe. L’applicazione diffusa di tali politiche di prezzo rifletterebbe piuttosto la volontà di incoraggiare l’acquisto di vetture elettriche malgrado l’aumento dei costi dell’energia.

Il mercato rilevante e la posizione dominante

115. Nel corso del procedimento le società hanno affermato che non sarebbe corretta la ricostruzione dell’Autorità nell’atto di avvio circa la posizione dominante detenuta da EXWI, basata esclusivamente sul numero di punti di ricarica installati e gestiti. Tale dato, infatti, più che rispecchiare l’effettivo potere di mercato detenuto da un CPO, darebbe evidenza dell’investimento più o meno importante effettuato da quest’ultimo. Al contrario, i volumi di erogato sarebbero certamente più indicativi del potere di mercato detenuto da un operatore^[104]. Anche volendo considerare il numero di infrastrutture installate, a ogni modo, il mercato sarebbe caratterizzato da numerosi e qualificati operatori che deterrebbero quote di mercato sempre più importanti, crescendo nell’ultimo periodo in modo sensibilmente più accelerato rispetto a EXWI^[105].
116. Con riferimento alla definizione geografica del mercato CPO, EX ed EXWI hanno affermato che la definizione del mercato rilevante come avente dimensione locale dell’Autorità di concorrenza tedesca deriverebbe in realtà da particolarità giuridiche collegate alla normativa tedesca e non applicabili in Italia.

A riguardo le società affermano che, pur condividendo che quella dei MSP sia una domanda derivata, essa avrebbe delle sue specificità e dei driver autonomi.

117. EX ed EXWI hanno rilevato che la survey condotta dall’Autorità con riferimento al raggio entro il quale gli utenti ritengono sostituibili le infrastrutture di ricarica dell’Autorità sarebbe stata erroneamente indirizzata ai CPO che, diversamente dai MSP, non si interfacciano direttamente con gli utenti finali, per cui non dispongono di elementi adeguati a definire usi, preferenze e abitudini di consumo di questi ultimi. EX ed EXWI hanno inoltre evidenziato che soltanto pochi CPO hanno in effetti fornito delle proprie stime in risposta al questionario inviato dall’Autorità.
118. Quanto ai raggi presi in considerazione dell’Autorità, EX ed EXWI osservano che questa si sarebbe discostata dall’approccio del Bundeskartellamt, il quale avrebbe considerato distanza da 1 a 4 km unicamente per le infrastrutture di potenza fino a 22 kWh e non anche per infrastrutture di potenza superiore. L’Autorità, al contrario, avrebbe applicato tali raggi a tutte le infrastrutture di potenza inferiore a 100 kWh, malgrado le differenze nei tempi di ricarica.
119. Ancora con riferimento alla posizione dominante, EX ed EXWI hanno sostenuto che essa è non stabile, in quanto la posizione di mercato delle società del gruppo è andata a ridursi nel tempo. Inoltre, le Parti hanno affermato che molte delle aree locali in cui l’Autorità attribuisce ad EXWI una posizione dominante in realtà sono zone in cui la diffusione di veicoli elettrici e i volumi erogati sono bassissimi e la stessa presenza del gruppo Enel è motivata non da ragioni commerciali ma piuttosto dalla volontà di rassicurare gli utenti della mobilità elettrica garantendo una copertura infrastrutturale in tutto il territorio nazionale^[106]. La presenza del gruppo Enel in tali contesti locali, pertanto, rappresenterebbe più che una posizione dominante un “fallimento del mercato”^[107]. In tal senso, l’utilizzo di catchment areas vizierebbe l’attendibilità dell’analisi perché, distogliendo lo sguardo da una valutazione di insieme in grado di cogliere le dinamiche competitive a livello territoriale più ampio, si focalizza anche su aree in cui l’indice di penetrazione della mobilità elettrica è pressoché nullo e che quindi sono del tutto inconferenti per un’analisi competitiva.

Le condotte e gli effetti

120. EX ed EXWI hanno inoltre sostenuto che le condotte di prezzo associabili alle tariffe a pacchetto (flat) non sarebbero a esse imputabili, in quanto il prezzo unitario effettivo di tali tariffe per i consumatori viene determinato soltanto ex-post in funzione del tasso di utilizzo del pacchetto da parte degli stessi consumatori. Nello specifico, le società non si attendevano e non avevano previsto, nel periodo in questione, tassi di utilizzo così elevati. Le società citano ancora una volta gli Orientamenti della Commissione che, riguardo a tale aspetto, affermano che prezzi praticati in buona fede non possono essere contestati^[108].
121. EX ed EXWI hanno osservato inoltre che non è corretto affermare che le strategie di prezzo contestate sarebbero state complessivamente sostenibili e non in perdita per il gruppo, per via delle compensazioni tra perdite del MSP e profitti del CPO. I prezzi CPO, infatti, non sono stati particolarmente elevati ma in linea con quelli degli altri CPO presenti nel mercato e non hanno consentito una marginalità complessivamente positiva per il gruppo, il quale se avesse voluto perseguire la strategia di margin squeeze li avrebbe aumentati in misura maggiore.
122. Le società hanno poi affermato che il calcolo della marginalità di EXW non è sufficiente per configurare la strategia escludente contestata, in quanto la capacità di escludere un concorrente non è automatica, ma dipende anche da ulteriori elementi di contesto. Ad esempio, nel caso di specie, non vi sarebbero significative barriere all’ingresso nel mercato MSP e gli utenti godrebbero della più ampia libertà contrattuale di poter cambiare operatore in qualsiasi momento, servendosi anche di più MSP contemporaneamente. Peraltro, osservano le Parti, nei fatti non vi è evidenza di alcuna esclusione ma, piuttosto, il numero di MSP è aumentato. A riguardo EX ed EXWI lamentano che l’Autorità non abbia esplicitato i possibili ulteriori motivi che possano avere spiegato la crescita dei MSP nel periodo considerato, malgrado le condotte asseritamente escludenti delle Parti. EX ed EXWI hanno anche sottolineato che sono presenti nel mercato MSP che praticano prezzi al dettaglio inferiori a quelli praticati dal MSP del gruppo Enel.
123. Le Parti hanno inoltre sostenuto che sia la portata della condotta (che a dire delle società riguarderebbe unicamente le vendite in PPU con la tecnologia di tipo AC) sia la durata della stessa (che per le Parti si limiterebbe ai 5 mesi in cui le tariffe di tipo PPU per i servizi di ricarica in AC sono state poste a livelli inferiori ai costi) sarebbero eccessivamente ridotte affinché essa possa costituire una strategia escludente efficace. A riguardo, inoltre, EX ed EXWI affermano che nella documentazione in atti non vi è evidenza di un intento escludente da parte del gruppo Enel e che la condotta, diversamente da quanto affermato dall’Autorità, si sarebbe interrotta per iniziativa unilaterale delle Parti, tramite decisioni commerciali avvenute antecedentemente all’avvio del procedimento, che hanno posto termine al breve periodo di prezzi inferiori ai costi finalizzati a rassicurare i consumatori finali.

Gravità, durata ed eventuali sanzioni

124. Ancora, EX ed EXWI affermano che nel valutare la gravità di un’eventuale violazione andrebbe tenuta in considerazione l’assenza di effetti escludenti e la spontanea attuazione di alcuni degli impegni proposti dalle Parti e rigettati dall’Autorità nel corso del procedimento. Inoltre, ad avviso di tali società, la volontà di incentivare il passaggio alla mobilità elettrica contenendo i prezzi per gli utenti finali dovrebbe essere considerato con un favor dall’Autorità. Le Parti, infine, hanno ribadito che in ogni caso la durata delle condotte dovrebbe al più limitarsi al periodo in cui le tariffe PPU di tipo AC sono state fissate a livelli inferiori ai costi e non basarsi sui livelli di marginalità calcolati tenendo conto anche delle tariffe flat.
125. Infine, con riferimento al fatturato rilevante da considerare per un’eventuale sanzione, EX ed EXWI hanno precisato che l’Autorità dovrebbe limitarsi a considerare le sole vendite effettuate dal gruppo Enel nel mercato MSP, che rappresenta, nel caso di specie, il mercato “oggetto dell’infrazione”. Tale interpretazione sarebbe coerente con i precedenti dell’Autorità. Peraltro, nel caso di specie, i prezzi nel mercato CPO non hanno alcuna caratteristica abusiva (ad esempio, eccessività o discriminazione). Infine, concludono le Parti, anche laddove si prenda in considerazione anche il fatturato realizzato a livello CPO, esso andrebbe nettato del valore delle vendite nelle catchment areas in cui EXWI non ha una posizione dominante e quelle in cui si presenta una situazione di “fallimento del mercato” e delle duplicazioni di fatturato tra CPO e MSP del gruppo.

4.2 Le argomentazioni difensive di Ewiva^[109]

Eccezioni procedurali

126. Ewiva ha in primo luogo sollevato eccezioni di natura procedurale, relative a vari aspetti emersi nel corso dell’istruttoria: l’Autorità avrebbe proceduto a un trattamento selettivo della segnalazione ricevuta, che riguardava condotte anche di altri operatori attivi come CPO; gli accessi agli atti non sarebbero stati concessi prontamente; il termine concesso per l’invio di memorie conclusive sarebbe stato del tutto insufficiente e gli Uffici avrebbero ulteriormente leso i diritti di difesa di Ewiva non concedendo un secondo accesso in data room ai dati economici riservati posti alla base della CRI così come richiesto dalla società. Sarebbe stata lesiva anche la mancata concessione da parte dell’Autorità della proroga infra-procedimentale del termine della fase istruttoria. Anche secondo Ewiva, poi, la durata del procedimento sarebbe stata eccessiva, rispetto alla limitata attività istruttoria condotta, e richieste di informazioni cruciali sarebbero state inviate solo a ridosso dell’invio della CRI. Infine, in termini più generali, l’Autorità avrebbe adottato un approccio incoerente con la natura embrionale e innovativa del mercato, laddove in particolare sarebbe stato più opportuno procedere all’apertura di un’indagine conoscitiva sul settore rispetto a un procedimento di natura sanzionatoria.

Assenza dei presupposti per qualificare una posizione dominante in capo a Ewiva

127. I dati forniti dal segnalante, su cui si basa anche il provvedimento di avvio, sarebbero parziali e incompleti (a titolo esemplificativo, in una delle presentazioni prodotte in corso di procedimento, il segmento HPC sarebbe stato artificialmente limitato ai soli PdR con potenza superiore ai 150 kW). In più, l’analisi della posizione di Ewiva dovrebbe tenere in considerazione il fatto che il mercato è molto giovane, volatile e in continua evoluzione, mentre la dominanza richiede una certa stabilità (a titolo esemplificativo, i PdR HPC in Italia sono passati da 538 a dicembre 2021 a circa 3.396 nel settembre 2023; inoltre, il mercato nel suo complesso sarebbe stato destinato a crescere anche in ragione del PNRR, mentre il business plan di Ewiva prevede un numero prefissato di installazioni). La posizione di mercato di Ewiva dovrebbe poi essere valutata anche in rapporto a quella dei concorrenti, in quanto sarebbero attivi numerosi operatori in grado di esercitare un significativo vincolo concorrenziale sulla JV. Il mercato apparirebbe anche caratterizzato dal continuo ingresso di nuovi soggetti industriali e finanziari, anche esteri, potenzialmente interessati in particolare allo sviluppo della rete HPC (come case automobilistiche, soggetti già attivi ad altro titolo nella filiera elettrica, proprietari di siti di potenziale interesse quali i distributori di carburanti, imprese della grande distribuzione o concessionari autostradali).

Insussistenza dell’ipotesi di abuso: assenza di integrazione verticale e della condotta

129. Secondo Ewiva, poi, sarebbe insussistente l’ipotesi di abuso avanzata dall’Autorità in quanto la condotta di compressione dei margini presupporrebbe la possibilità dell’impresa dominante di far leva sui prezzi sia a monte sia a valle per restringere i margini di azione dei concorrenti. Tale presupposto non sussisterebbe nel caso di specie, in quanto Ewiva: non sarebbe verticalmente integrata né attiva sul mercato a valle degli MSP; avrebbe sempre praticato il medesimo prezzo a tutti gli MSP, inclusa EXW; determinerebbe autonomamente le proprie politiche tariffarie e non interferirebbe in alcun modo su quelle di EXW nel mercato a valle.
130. Più in particolare, con riferimento all’assenza di integrazione verticale di Ewiva, rileverebbe che: le sue decisioni commerciali verrebbero prese nell’esclusivo interesse della stessa [omissis]; i rapporti commerciali con il gruppo Enel avverrebbero in tutti i casi a condizioni di mercato (a titolo esemplificativo i contratti di approvvigionamento di energia sono stati conclusi a esito di una procedura competitiva); le politiche definite dai soci nell’atto costitutivo garantirebbero che non si possano attuare condotte a vantaggio di uno specifico MSP, in quanto l’interesse di Ewiva in quanto CPO sarebbe quello di massimizzare l’utilizzo delle sue stazioni di ricarica da parte di tutti i soggetti interessati.
131. Ewiva, proprio in considerazione del fatto di non essere integrata con alcuna società attiva come MSP, non avrebbe posto in essere la condotta contestata dagli Uffici nella CRI, non avendo modo di agire sui prezzi a valle, elemento testimoniato dalla durata della condotta così come ricostruita dagli Uffici, la quale si interrompe senza che nessun comportamento attivo sia posto in essere dalla stessa Ewiva (i cui prezzi, quindi, prima e dopo tale asserita conclusione dell’abuso, sarebbero rimasti in realtà invariati). In ultima analisi, l’unico elemento su cui si fonda il coinvolgimento della società nella presunta infrazione è il suo legame con il Gruppo Enel, da solo del tutto insufficiente, anche per le motivazioni ricordate relative alla natura dei rapporti governati da condizioni di mercato, ad ascrivere anche a Ewiva il presunto abuso contestato dalla CRI.

Assenza di intento o interesse a danneggiare gli MSP

132. L’assenza di intento o interesse a danneggiare gli MSP emergerebbe anche dalla documentazione ispettiva, in particolare con riferimento ai documenti che dimostrano che Ewiva abbia sempre teso a garantire condizioni equivalenti a tutti i soggetti attivi nell’utilizzo delle proprie infrastrutture di ricarica [omissis]^[110].
133. Sarebbe quindi del tutto incoerente che Ewiva, da un lato, si preoccupasse di tutelare il ruolo degli MSP e favorirne l’accesso alla propria rete e, dall’altro, “cospirasse” come sostenuto dalla CRI con le società del gruppo ENEL per escludere gli stessi dal mercato.

I mercati rilevanti, la posizione dominante, l’analisi di marginalità e gli effetti

134. Ewiva ha sostenuto che la definizione merceologica del mercato del prodotto adottata dall’Autorità per il mercato CPO trascura inopportunamente la sostituibilità tra le ricariche ad alta potenza fornite da Ewiva e quelle fornite dalle infrastrutture di ricarica autostradali. Al contrario, queste ultime esercitano un certo grado di concorrenza rispetto alle infrastrutture ad alta potenza poste al di fuori del sedime autostradale quali quelle di Ewiva, in quanto entrambe le tipologie di infrastrutture sarebbero predisposte alle ricariche extra-urbane su lunghe percorrenze. A supporto di tale tesi, Ewiva menziona i bandi ASPI per l’infrastrutturazione che richiederebbero un prezzo uniforme ai soggetti aggiudicatari che installeranno le infrastrutture, rispetto a quelli praticati al di fuori del sedime autostradale.
135. Ewiva ha inoltre affermato di non condividere l’individuazione di una dimensione geografica locale per il mercato dei CPO, in quanto i prezzi attualmente vigenti sono di fatto articolati su base nazionale e l’attività dei MSP non è geograficamente vincolata a livello locale. La società cita anche alcuni CPO sentiti in audizione dall’Autorità che avrebbero espresso per il momento una percezione di tipo nazionale del mercato. A riguardo, aggiunge Ewiva, non è corretto affermare che il mercato ha una dimensione locale perché le differenze locali potrebbero diventare rilevanti in futuri stadi evolutivi del settore. In proposito, le conclusioni dell’Autorità tedesca non sarebbero applicabili al mercato italiano perché il mercato della mobilità elettrica tedesco è a uno stadio di sviluppo ben più avanzato e in quel paese i CPO si interfacciano anche direttamente con gli utenti finali.
136. Ewiva ha inoltre aggiunto di non detenere una posizione dominante a livello nazionale, nemmeno nel periodo a cui risalgono le condotte contestate, nel quale la società aveva, in base ai propri calcoli, una quota di mercato inferiore al 40%^[111]. Inoltre la società afferma che le quote di mercato delle Parti non sono stabili e, in base alla giurisprudenza, dovrebbero essere valutate dinamicamente, specie in un mercato in fase iniziale.
137. Inoltre Ewiva sottolinea che la stessa Autorità ha approvato l’operazione con cui la società è stata costituita, non rilevando in tal caso la creazione di una posizione dominante. In tale valutazione, peraltro, l’Autorità era già consapevole, in base ai piani di sviluppo della società, che la quota di mercato di Ewiva sarebbe risultata decrescente^[112].
138. In merito all’estensione del mercato geografico per l’alta potenza, Ewiva lamenta che, sebbene l’indagine di settore del Bundeskartellamt proponga “un raggio indicativo di 20–30 minuti di guida intorno al punto di ricarica come punto di partenza per la definizione del mercato rilevante, corrispondente approssimativamente a 20 km”, l’Autorità adotti nella costruzione delle catchment areas per i mercati ad alta potenza raggi pari a 5-10 km.

A riguardo, Ewiva rileva che la quota di mercato di Ewiva potrebbe variare sensibilmente utilizzando un raggio diverso rispetto ai 5-10 km utilizzati dall’Autorità per l’individuazione delle c.a. e che estendendo il raggio da 5 a 50 km il numero di aree in cui Ewiva detiene il 100% di PdR diminuisce progressivamente. Ewiva afferma in sostanza, similmente a EX ed EXWI, che il numero di catchment areas in cui Ewiva risulta dominante tende a riflettere la scarsa diffusione delle infrastrutture sul territorio. Per questo motivo, aumentando il raggio, il numero di catchment areas critiche si riduce.

139. Con riferimento alla stima delle quote di mercato in termini di volumi, Ewiva ritiene che l’approccio seguito dall’Autorità sia scarsamente robusto, poiché basato su una serie di assunzioni non verificabili (e verificate). In particolare:
140. nel periodo di analisi considerato (maggio 2022-agosto 2023) il mercato dei CPO è ancora caratterizzato da una fase di forte sviluppo, con variazione del numero dei PdR attivi su base mensile. L’utilizzo di una media annuale dei volumi di erogato può pertanto sovra o sottostimare le posizioni di mercato dei vari operatori, a seconda del momento di installazione e attivazione delle IdR/PdR;
141. l’Autorità ha utilizzato unicamente il database fornito da Ewiva per determinare l’energia media erogata per ciascuna combinazione di potenza di erogazione e comune in cui si trova l’IdR (o provincia, nel caso in cui i dati comunali non fossero disponibili). L’Autorità, quindi, calcola la media dell’energia erogata annualmente per ciascuna potenza e comune – o provincia – in cui Ewiva ha dei PdR attivi e applica le medie annuali ai PdR degli altri operatori attivi di ciascuna catchment area aventi potenza corrispondente a quelle operate da Ewiva. In caso di PdR con potenze diverse da quelle operate da Ewiva (diverse da 100, 150 o 350 kW), l’Autorità assegna una potenza erogata pari a zero. Ciò significa che sebbene attivi e presenti nella catchment area, alcuni operatori concorrenti non vengono considerati nel calcolo delle quote di mercato sulle base dei volumi, aumentando fittiziamente la quota di mercato dei CPO inclusi nel calcolo.
142. Ewiva lamenta poi che la posizione di mercato della stessa sia stata valutata a prescindere dalle quote di mercato detenute nelle catchment areas da altri operatori, diversamente dalla prassi delle autorità di concorrenza.
143. Quanto all’analisi di marginalità, la società afferma che [omissis] e che i risultati dell’analisi di marginalità effettuata dall’Autorità potrebbero variare – con l’effetto di ridurre la durata della condotta – laddove i costi forniti da EX ed EXWI fossero stati espressi, diversamente dai ricavi, al lordo dell’IVA.
144. Infine, Ewiva sottolinea come nei mercati rilevanti in esame non vi siano significative barriere all’entrata, specie per quello dei MSP – mercato nel quale si produrrebbero gli effetti escludenti – ma anche per lo stesso mercato dei CPO. La società osserva anche che i MSP possono usare e di fatto usano i servizi di più CPO contemporaneamente e, pertanto, i servizi di un CPO non possono ritenersi essenziali.

4.3 La posizione di Route220

143. Route220, soggetto segnalante, ha fornito l’insieme delle informazioni pre-istruttorie già ricostruite, nonché ulteriori aggiornamenti nel corso del procedimento. In particolare, in sede di audizione istruttoria^[113], ha fornito dati relativi alla consistenza della rete di ricarica di EXWI ed Ewiva, aggiornati a luglio 2023, atti a confermare, secondo la società, il superamento delle soglie di dominanza rilevanti per attenzionare a livello antitrust le condotte segnalate (affermando che a tali dati vanno affiancati altri fattori, quali le significative politiche di investimento e la forza economica e di brand del gruppo Enel quale incumbent ed ex monopolista nel settore elettrico, per confermare la sussistenza dell’ipotesi di dominanza). La società ha altresì fornito, nella stessa occasione, una ricostruzione dei prezzi applicati dalle Parti da settembre 2018 ad agosto 2023, sia con riferimento ai prezzi c.d. roaming lato CPO sia ai prezzi al dettaglio applicati alla clientela finale fruitrice dei servizi di ricarica elettrica lato MSP. Secondo Route220, tali dati di mercato aggiornati erano atti a dimostrare che i comportamenti segnalati, che avevano dato origine all’atto di avvio del procedimento da parte dell’Autorità, fossero a quel momento ancora in corso^[114].
144. Da ultimo, nella propria memoria finale^[115], Route220 ha ulteriormente ribadito la propria posizione, affermando che le condotte abusive denunciate poste in essere dalle società ricomprese nel Gruppo Enel avrebbero prodotto effetti fortemente distorsivi non soltanto in termini di erosione progressiva delle quote di mercato detenute da Route220, ma anche in termini di deterioramento delle dinamiche concorrenziali, con un pregiudizio sistematico all’innovazione del settore a danno dei consumatori finali. Più in particolare, la sostenibilità dell’offerta delle c.d. tariffe “flat” o “a pacchetto” da parte del gruppo Enel sarebbe risultata basata secondo Route220 sulla speranza che gli utenti non consumassero tutta la quantità di energia acquistata, condizione di rischio sufficiente per accrescere il numero di utenti registrati al proprio MSP a scapito degli altri operatori non integrati che non potevano competere con tariffe analoghe, dovendo vendere in perdita il servizio di ricarica sull’infrastruttura di ricarica dei CPO Enel.
145. La scelta di adottare una tale politica di pricing nonostante la marginalità minore per il gruppo Enel rispetto alle altre tariffe al dettaglio, secondo la società poteva essere sostenuta economicamente solamente da aziende energetiche verticalmente integrate nel territorio di competenza, e con coperture finanziarie tali da creare una distorsione di mercato per la conquista di quote di mercato MSP a scapito di aziende indipendenti diversamente strutturate. Con specifico riferimento alla posizione di mercato di Route220, la pratica del margin squeeze contestata nel procedimento avrebbe determinato una contrazione significativa della base clienti in coincidenza con l’applicazione di tariffe di accesso all’ingrosso non economicamente sostenibili in rapporto alle offerte al dettaglio praticate dal Gruppo Enel sul proprio canale diretto.

4.4 La posizione di Be Charge e Be Power

146. Come anticipato, le società Be Charge e Be Power hanno presentato istanza, poi accolta, di partecipazione al procedimento. Nell’ambito delle audizioni istruttorie svolte, i rappresentanti delle società hanno fornito agli Uffici elementi utili a comprendere le dinamiche dei mercati interessati e la loro evoluzione, sia con riferimento all’attività di CPO, sia di MSP, che vengono svolte a livello integrato^[116].
147. Be Charge ha poi fornito riscontro ad alcune richieste di informazioni formulate dall’Ufficio nell’ambito del procedimento, sempre volte a ricostruire aspetti utili a meglio comprendere le dinamiche dei mercati interessati (quali, a titolo esemplificativo, le abitudini di ricarica degli automobilisti elettrici, in termini di distanza che gli stessi sono disposti a percorrere per ricaricare la propria auto elettrica in caso di indisponibilità della propria stazione di ricarica abituale, per le varie tipologie di potenza)^[117].

5. VALUTAZIONI

5.1 Considerazioni preliminari circa i rilievi procedurali

148. Con riferimento, in primo luogo, alle eccezioni di natura procedurale mosse dalle Parti e precedentemente richiamate, le stesse non appaiono condivisibili. Il procedimento si è svolto in tutte le sue fasi nel pieno rispetto dei diritti di difesa delle società coinvolte e della normativa di riferimento, inclusi le tempistiche e gli adempimenti procedurali ivi previsti. Più in particolare, con riferimento al trattamento selettivo della segnalazione, va osservato che l’Autorità ha piena discrezionalità nel delimitare, a partire da una denuncia ricevuta, il perimetro delle contestazioni che ritiene meritevoli di approfondimento istruttorio. Per quel che riguarda la durata asseritamente eccessiva e le attività istruttorie secondo le Parti discontinue, si osserva che le proroghe sono state motivate dalla complessità delle analisi richieste in un settore innovativo, non oggetto di precedenti interventi istruttori per violazione della normativa a tutela della concorrenza da parte dell’Autorità, e che, nel periodo di «vuoto» istruttorio contestato (tra settembre 2024 e aprile 2025), si è in realtà svolta la raccolta e successiva analisi ed elaborazione dei dati reperiti soprattutto presso ARERA e presso l’Associazione di categoria Motus–E, impiegati per rispondere all’obiezione metodologica svolta dalle stesse Parti nel corso delle audizioni circa il fatto che le quote di mercato fossero state calcolate nel provvedimento di avvio solo in termini di numero di punti di ricarica elettrica e non anche di volumi di energia (dati pervenuti tra settembre e ottobre 2024). Si è svolta, successivamente, la predisposizione della Comunicazione delle risultanze istruttorie, poi inviata alle Parti nel mese di maggio 2025.
149. Ancora, con riferimento alle ulteriori eccezioni procedurali sollevate dalle Parti, va osservato che: sono stati pienamente garantiti i diritti di difesa in ogni fase dell’istruttoria, compresi i 45 giorni solari tra la notifica della CRI e il termine della fase istruttoria richiesti dal D.P.R. 217/98 come da ultimo modificato; gli accessi agli atti sono stati sempre concessi prontamente e nel rispetto dei termini previsti; la data room è stata richiesta (solo da Ewiva) dopo oltre due settimane dall’invio della CRI (17 giugno 2025) e tempestivamente organizzata (23 giugno 2025); non è stata concessa una seconda data room a Ewiva sullo stesso identico set documentale in quanto nessuna esigenza di novità giustificava il nuovo accesso, né i consulenti avevano rappresentato l’incompletezza dell’analisi svolta (al contrario, la relativa relazione conclusiva era stata già prodotta e inviata alla società); infine, le compressioni del diritto difesa nella fase conclusiva del procedimento e rispetto al tempo per le memorie disponibile dopo l’accesso in modalità data room sono state lamentate anche da Enel X e Enel X Way Italia, quando le società non hanno formulato nessuna istanza autonoma di accesso con tale modalità (ma hanno solo chiesto di partecipare a loro volta alla data room organizzata su richiesta di Ewiva) né di proroga dei termini infra-procedimentali.

5.2 I mercati rilevanti e la posizione dominante del gruppo Enel

5.2.1 I mercati rilevanti interessati

150. Come detto, il caso in esame concerne il settore della mobilità elettrica, in particolare il segmento relativo alla ricarica su suolo pubblico (o su suolo privato aperto al pubblico). Si individuano in tale segmento due mercati rilevanti: il mercato a monte della costruzione e gestione di infrastrutture di ricarica pubbliche (c.d. mercato dei CPO) e quello, verticalmente collegato al primo, a valle, della fornitura di servizi di ricarica alla clientela finale (c.d. mercato dei MSP o EMP). Più in particolare, come anticipato, i MSP svolgono l’attività di fornitura dei servizi di ricarica avvalendosi delle infrastrutture di ricarica di uno o (tipicamente) più CPO, con i quali intrattengono specifici rapporti contrattuali (c.d. contratti di interoperabilità) o si interfacciano tramite piattaforme specializzate. Le due figure possono o meno coesistere in una stessa società (o gruppo societario). A ogni modo, le due attività sono complementari ma non sovrapponibili, né appare indispensabile il loro svolgimento in maniera integrata^[118][119].

Il mercato della costruzione e gestione di infrastrutture di ricarica pubbliche (mercato dei CPO)

151. Su tale mercato operano, dal lato dell’offerta, le società che si dedicano alla progettazione, installazione e gestione di infrastrutture di ricarica elettrica aperte al pubblico (CPO) e, dal lato della domanda, gli operatori di servizi di ricarica che intermediano l’accesso alle colonnine per i clienti finali (MSP). Questi ultimi hanno generalmente interesse a offrire ai propri clienti l’accesso a una rete quanto più estesa possibile di punti di ricarica, stabilendo il maggior numero di accordi di interoperabilità con i vari CPO attivi sul territorio o, comunque, accedendo alle infrastrutture degli stessi attraverso le piattaforme di roaming^[120]. Soltanto di recente (a partire dal 2024) è stato introdotto l’obbligo, per alcune tipologie di infrastrutture, di assicurare la possibilità per gli utenti finali di offrire direttamente servizi di ricarica agli utenti finali, senza l’intermediazione di alcun MSP^[121].
152. Quale ulteriore elemento di segmentazione, per quanto riguarda l’attività di CPO per le infrastrutture di ricarica su suolo pubblico, lo svolgimento della stessa nelle aree di servizio autostradali individua un mercato distinto rispetto a quello in ambito urbano o extra-urbano non autostradale. Ciò in quanto, come già menzionato, le specifiche modalità di accesso all’attività di CPO in autostrada, intermediate dal ruolo dei concessionari autostradali, creano un contesto normativo e fattuale non assimilabile a quello dello svolgimento della medesima attività al di fuori delle aree di servizio autostradali. Nel caso di specie, per la posizione di mercato espressa dalle società del Gruppo Enel, sono state prese a riferimento solo le attività di installazione e gestione di infrastrutture di ricarica pubblica su sedime non autostradale.
153. A riguardo non appare condivisibile l’obiezione di Ewiva volta a sostenere la necessità di includere anche le infrastrutture di ricarica su sedime autostradale nel medesimo mercato rilevante del prodotto. La distinzione tra infrastrutture autostradali e non, infatti, diversamente da altre questioni relative alla definizione del mercato rilevante, è ampiamente accettata nella prassi nazionale, comunitaria e di altri Stati Membri. Infatti, oltre alle procedure di ingresso al mercato per gli operatori (che in linea generale restano differenti, diversamente da quanto affermato da Ewiva rispetto alle previsioni di alcuni bandi), anche le condizioni d’uso del servizio restano fondamentalmente e chiaramente distinte. Appare del resto particolarmente difficile immaginare che le infrastrutture ad alta potenza collocate al di fuori del sedime autostradale (quali, ad esempio, quelle di Ewiva) possano essere vincolate dalla eventuale presenza nelle vicinanze di infrastrutture di potenza analoga all’interno delle autostrade, in quanto risulta del tutto implausibile che gli utenti accedano all’autostrada al fine esclusivo di rifornirsi a infrastrutture di ricarica elettrica ipoteticamente concorrenti rispetto a quelle poste al di fuori del sedime.
154. Per quanto riguarda il mercato dei CPO, è stata poi, nei precedenti nazionali e europei, individuata un’ulteriore segmentazione dello stesso in base alla differente potenza che offrono le infrastrutture di ricarica, dalla quale dipende la diversa durata dei tempi di ricarica del veicolo e, conseguentemente, le modalità di fruizione del servizio (nonché, in taluni casi, la tipologia di veicolo ricaricabile). In particolare, come già ricostruito, quello delle infrastrutture con potenza pari o superiore ai 100 kW appare rappresentare un mercato distinto rispetto a quello della costruzione e gestione di infrastrutture di ricarica pubbliche di potenza inferiore a tale soglia. 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.
155. La Commissione aveva lasciato sospesa la questione se, tra le infrastrutture di ricarica su sedime non autostradale, quelle con potenza inferiore a 100 kW dovessero essere ulteriormente distinte tra “regular” e “fast” oppure costituire un unico mercato. L’Autorità, già in avvio, aveva provvisoriamente riunito tali infrastrutture in un unico mercato. Tale posizione può ritenersi confermata, in quanto non sono emersi nel corso dell’istruttoria elementi che abbiano avvalorato tale distinzione e, peraltro, nel corso dell’indagine si è appreso che la massima parte degli erogatori di potenza minore di 100 kW hanno potenza pari a 22 kW (che rappresenterebbe proprio il valore “di confine” tra le sotto-segmentazioni ipotizzate).
156. Per quel che concerne il mercato rilevante in analisi, da un punto di vista geografico, nei precedenti dell’Autorità (nonché, in via provvisoria, nel provvedimento di avvio del presente caso) esso è stato considerato nazionale, con elementi di competizione locale, mentre la Commissione, pur ipotizzando forti elementi di competizione locale con alcuni elementi di competizione di tipo nazionale, non aveva preso una posizione definitiva a riguardo. Altre autorità europee, come ad esempio quella tedesca, hanno invece chiaramente riconosciuto la dimensione locale delle attività di CPO.
157. Più nello specifico, sebbene le politiche commerciali dei CPO risultino allo stato omogenee su base nazionale, gli operatori ritengono che tale circostanza possa essere l’effetto provvisorio dell’embrionalità del mercato dei servizi di ricarica (e in generale del settore della mobilità elettrica), che renderebbe al momento non necessario ricorrere a politiche di pricing articolate localmente. Inoltre, tali decisioni potrebbero dipendere anche dalla stessa conformazione attuale degli operatori presenti e della struttura di mercato, in cui peraltro sono pochissimi i soggetti che detengono reti di infrastrutture di ricarica ben distribuite a livello nazionale e per i quali, quindi, un’articolazione delle politiche commerciali di tipo territoriale potrebbe essere più rilevante^[122].
158. In realtà, a una più attenta analisi della tipologia di servizio offerto dai CPO e dei vincoli concorrenziali dagli stessi esercitabili, non si può ignorare la dimensione locale di tale mercato. Non sarebbe, ad esempio, concepibile che infrastrutture collocate agli antipodi del Paese possano rappresentare un vincolo concorrenziale reciproco, non avendo alcun tipo di sostituibilità per gli utenti che le utilizzano, né può tale circostanza venire meno a causa della presenza di intermediari quali i MSP (che offrono, di fatto, servizi complementari a quelli della ricarica vera e propria, la quale peraltro potrebbe – e in taluni casi deve necessariamente – essere offerta anche direttamente dal CPO all’utente, in analogia con quanto avviene nel settore dei carburanti tradizionali). L’appetibilità dei servizi di un MSP per gli utenti, infatti, dipende dalle esigenze che gli stessi hanno in termini di collocazione geografica delle infrastrutture di ricarica, esigenze che hanno natura intrinsecamente locale.
159. Non appaiono condivisibili, in tal senso, le obiezioni delle Parti per cui l’adozione di una dimensione locale per i mercati CPO non sarebbe adeguatamente fondata. In primo luogo, si osserva che le stesse EX ed EXWI riconoscono che la domanda dei MSP sia sostanzialmente una domanda derivata da quella dei consumatori, la quale ha, ovviamente, caratteristiche intrinsecamente locali. Si osserva poi che non è condivisibile quanto affermato da tali società rispetto alle motivazioni che hanno spinto l’Autorità tedesca ad adottare una definizione del mercato locale per i CPO, che sarebbero legate a specificità della normativa tedesca, in quanto l’indagine settoriale del Bundeskartellamt è invece molto esplicita e netta nell’affermare che sono le modalità di utilizzo dei consumatori – collegate a dinamiche intrinsecamente locali, per quanto di estensione variabile anche in base alla tipologia di infrastruttura e ai tempi di ricarica – a conferire a tali mercati una dimensione locale^[123].
160. A riguardo si osserva che le ipotetiche differenze tra contesto italiano e tedesco non possono inficiare la constatazione della natura locale del servizio di ricarica, che evidentemente è valida per entrambi i Paesi. A ogni modo, l’Autorità ha effettuato una survey presso gli operatori italiani per ottenere da essi una valutazione della sostituibilità delle infrastrutture. Diversamente da quanto sostenuto da Ewiva, nessun CPO sentito in audizione (o che abbia risposto al questionario inviato dall’Autorità) ha negato la presenza di possibili dinamiche competitive locali ma, piuttosto, alcuni di essi hanno riconosciuto che non vi sono allo stato sufficienti motivazioni per articolare le politiche commerciali a livello locale.
161. Si rileva infine che, diversamente da quanto sostenuto da Ewiva, l’Autorità non deduce la dimensione locale dal mercato dalla possibilità che in futuro lo stesso possa evolvere verso politiche commerciali localmente differenziate, ma da caratteristiche intrinseche del servizio già presenti nel periodo oggetto di indagine. La mera osservazione di politiche commerciali uniformi da parte degli operatori, infatti, non dimostra che il mercato sia nazionale ma può semplicemente essere il risultato di strutture di mercato o dinamiche competitive simili – o non sufficientemente differenziate al punto da giustificare pricing articolati geograficamente – nelle diverse aree locali, tenuto conto anche della dimensione e dello stadio di sviluppo del mercato^[124]. In presenza di un servizio intrinsecamente locale (come il rifornimento di autoveicoli), per il quale non sussistono ostacoli a praticare politiche commerciali geograficamente differenziate, è corretto che le valutazioni concorrenziali siano effettuate tenuto conto dei vincoli di sostituibilità verosimilmente esistenti, sebbene tale aspetto non trovi necessariamente una manifestazione visibile nella forma di prezzi differenziati^[125].
162. Quanto alla determinazione, in dettaglio, di tale dimensione locale, si possono in primo luogo prendere in considerazione le caratteristiche dei servizi di ricarica e le corrispondenti modalità d’uso da parte degli utenti. Le ricariche a bassa potenza (fino a 99 kW e in massima parte di potenza pari a 22 kW) richiedono elevati tempi di ricarica e, conseguentemente, di attesa, stimabili nell’ordine di diverse ore. Pertanto, diversamente da quanto avviene con i distributori di carburante tradizionali, che l’utente potrebbe voler raggiungere appositamente per effettuare rifornimento o che potrebbero essere selezionati all’interno di un tragitto effettuato dall’automobilista, le infrastrutture di ricarica a bassa potenza dovrebbero essere collocate in prossimità di un punto che l’automobilista ritiene, per diverse ore, essere la propria destinazione. Tale prossimità dovrebbe essere tale da permettere di raggiungere poi il luogo di destinazione senza l’ausilio della vettura, lasciata presso lo stallo dell’infrastruttura di ricarica. Pertanto, le infrastrutture che possono essere considerate sostituibili da ciascun utente tendono a essere collocate a distanze tra loro molto brevi che, in base alle evidenze attualmente disponibili, potrebbero essere nell’ordine di centinaia di metri o di pochissimi chilometri.

Diversamente, le infrastrutture di ricarica a potenza maggiore, che permettono la ricarica in meno di un’ora e talvolta nel giro di 20 o 30 minuti, risultano necessarie per i rifornimenti che gli automobilisti effettuano “di passaggio”, ad esempio, nel corso di viaggi a lunga percorrenza e, pur non permettendo un rifornimento nel giro di pochi minuti come per i carburanti tradizionali, sono compatibili con una ricarica che avvenga con tempi di attesa minori, corrispondenti ad attività più brevi e casuali (quali una spesa, un pranzo o una semplice pausa ad hoc) e possono in linea di principio essere selezionate dagli utenti con maggiore libertà e risultare, pertanto, sostituibili tra loro a distanze maggiori.

163. Le conclusioni dell’autorità di concorrenza tedesca nella propria indagine conoscitiva sono coerenti con tali considerazioni, in quanto esse pervengono a una distanza spaziale compresa tra 1 e 4 km per le infrastrutture a bassa potenza e a una distanza definita meno nettamente ma comunque non superiore a 20 km per le infrastrutture di ricarica a potenza maggiore di tipo non autostradale.
164. Infine, le informazioni provenienti dall’indagine condotta presso i principali CPO italiani nell’ambito della presente istruttoria inducono a confermare tale impostazione. In particolare, come illustrato, gli operatori che hanno fornito una risposta sono stati ampiamente concordi nell’indicare una distanza chilometrica entro cui gli utenti percepiscono come sostituibili le infrastrutture di ricarica a bassa potenza come pari o inferiore a 1 km, indicando, al più, distanze di 2 km. Per quanto riguarda invece la sostituibilità per gli utenti per le infrastrutture a potenza maggiore, le indicazioni fornite dai CPO sono state di raggi nell’ordine di 5 km o, al più, 10 km. I raggi indicati potrebbero costituire pertanto riferimenti verosimili per l’ampiezza del mercato geografico locale per le attività di CPO relativa, rispettivamente, a infrastrutture a bassa e ad alta potenza in sedime non autostradale. In conclusione, pur avendo già l’Autorità preliminarmente in avvio quantificato la posizione delle Parti a livello nazionale, riscontrando i presupposti di una posizione dominante anche con tale perimetro, per quanto emerso in corso di istruttoria in ordine alla dimensione geografica del mercato essa deve essere più adeguatamente valutata a livello locale, ossia in considerazione dell’effettiva sostituibilità delle infrastrutture di ricarica per gli utenti finali. Tale impostazione conduce alla necessità di apprezzare le posizioni di mercato degli operatori nell’ambito di catchment areas tracciabili, in linea di principio, attorno a ciascuna infrastruttura o gruppo di infrastrutture (location). In particolare, se per le infrastrutture non autostradali di potenza bassa (fino a 99 kW) un raggio adeguato può essere pari a 1 km, o comunque limitato al più a pochi km (ad esempio, il limite massimo di 4 km adottato dal Bundeskartellamt nella propria indagine settoriale), per le infrastrutture non autostradali a potenza maggiore (pari o superiore a 100 kW) tale raggio secondo le informazioni emerse appare doversi tracciare nell’ordine dei 5 o 10 km.
165. Non risultano condivisibili, in tal senso, le censure avanzate dalle Parti, per le quali la survey condotta dall’Autorità sarebbe viziata in quanto sarebbe stata rivolta ai CPO, che non interagiscono direttamente con i consumatori e quindi non ne monitorano le abitudini. Sul punto si osserva come le abitudini e le preferenze degli automobilisti elettrici appaiano anzi tra i fattori più rilevanti per la scelta della tipologia e del posizionamento delle IdR, scelta effettuata appunto dai CPO^[126].

L’approccio seguito dall’Autorità nel delimitare il mercato geografico dei CPO appare del resto in linea con la prassi seguita da altre autorità di concorrenza, quali, lo stesso Bundeskartellamt. L’autorità tedesca si è infatti rivolta proprio ai CPO al fine di raccogliere elementi utili alla delimitazione geografica di tale mercato sia nel contesto dell’indagine di settore sia nel corso di un’istruttoria di concentrazione^[127].

167. Ancora, l’osservazione delle Parti per cui l’Autorità avrebbe attribuito raggi per la bassa potenza non coerenti con l’insieme delle potenze che rientrano in questa categoria risulta non dirimente. Da un lato, infatti, il mercato delle ricariche a bassa potenza comprende infrastrutture che, pur differenziandosi leggermente in potenza di ricarica, comportano modalità di utilizzo sostanzialmente confrontabili e dall’altro le infrastrutture da 22 kW rappresentano la gran parte delle infrastrutture a bassa potenza, al punto da costituire in qualche modo lo standard per questo segmento, come mostrato. Inoltre, pur a fronte di un quesito tarato sulla infrastruttura-tipo da 22 kW, si osserva che le risposte degli operatori intervistati si sono attestate quasi sempre intorno a raggi molto bassi, piuttosto vicini al valore minimo di 1 km suggerito dal Bundeskartellamt. Non vi sono elementi, quindi, per ritenere plausibile che le poche infrastrutture a bassa potenza – ma di potenza leggermente superiore a 22kW – possano risultare sostituibili entro raggi superiori ai 4 km. Infine, come si è mostrato, la posizione di mercato di EXWI nei mercati locali a bassa potenza varia ben poco al variare del raggio.
168. Non si può del resto condividere la censura di Ewiva per la quale l’Autorità avrebbe individuato le catchment areas per i mercati ad alta potenza utilizzando raggi pari a 5-10 km, inferiori a quelli individuati dall’Autorità tedesca nella propria indagine conoscitiva. A riguardo, infatti, si osserva che il raggio di 20 km citato da Ewiva viene in realtà citato dal Bundeskartellamt come un limite massimo per la sostituibilità tra infrastrutture e non come il valore più probabile o indicativo. Inoltre, i raggi utilizzati dall’Autorità, di 5 e 10 km, rispondono alle indicazioni fornite dalle risposte al questionario da essa sottoposto agli operatori italiani^[128].

Il mercato della fornitura di servizi di ricarica alla clientela finale (mercato dei MSP o EMP)

169. Come più volte menzionato, l’accesso dei detentori di veicoli elettrici alle colonnine di ricarica pubbliche è fino a oggi, di norma, intermediato da soggetti terzi (c.d. EMP o MSP, che rappresentano l’offerta in questo mercato), i quali offrono il servizio di ricarica agli utenti detentori di un veicolo elettrico (che rappresentano la domanda), unitamente ad altre funzionalità accessorie (es. modalità per il pagamento da remoto, fornitura di ausili per la localizzazione e la prenotazione dei punti di rifornimento, servizi di navigazione, possibilità di ricarica su reti di vari CPO ecc.).
170. Al mercato della fornitura dei servizi da parte dei MSP agli utenti finali per l’accesso ai CP pubblici nei precedenti dell’Autorità e della Commissione è stata attribuita una dimensione geografica nazionale, in considerazione tra l’altro del raggio di attività e delle politiche di prezzo degli operatori in esso attivi. Inoltre, elemento che si considera dirimente, le stesse caratteristiche dei servizi offerti specificamente dai MSP, in aggiunta ai servizi di ricarica da essi intermediati ma di fatto messi a disposizione dai CPO, consistono in funzionalità di tipo software che non hanno motivo di avere limitazioni o perimetrazioni di tipo locale. A ogni modo, anche laddove vi fossero alcuni MSP che focalizzano maggiormente la propria attività in specifiche aree locali, le condotte delle Parti, considerato il grado di operatività delle stesse, sono idonee ad avere effetti escludenti nell’intero territorio nazionale. Non risulta neppure opportuna, in tale mercato, un’ulteriore segmentazione dello stesso in termini di potenza delle infrastrutture di ricarica, in quanto – come testimonia anche la denuncia ricevuta – gli MSP forniscono un’offerta completa alla clientela, che contempla l’accesso all’insieme delle infrastrutture di ricarica disponibili in base agli accordi in essere con i vari CPO.
171. In avvio di procedimento l’Autorità si riservava di valutare se possano costituire mercati rilevanti distinti la fornitura di servizi di MSP a clienti finali privati individuali, da un lato, e a aziende/clienti business, dall’altro lato. In particolare, infatti, tale ultimo segmento appariva poter presentare alcune caratteristiche specifiche (ad esempio, richiedendo talvolta sia l’installazione di colonnine su suolo privato, locali o parcheggi aziendali, sia la fornitura di servizi di ricarica su suolo pubblico, nonché potendo essere caratterizzato da politiche tariffarie diverse da quelle applicate alla generale clientela consumer) che avrebbero potuto giustificare una sua distinta individuazione. Nei precedenti dell’Autorità (e della Commissione europea) fino a questo momento, a ogni modo, tale segmentazione non è stata delineata, anche data la natura complessivamente nascente del settore della mobilità elettrica e, dunque, la progressiva definizione dei ruoli ancora in corso. Le evidenze emerse in istruttoria non appaiono aver addotto elementi deponenti per uno sviluppo e diversificazione tale dell’offerta verso i clienti da dover indurre tale ulteriore segmentazione del mercato. Al contrario, la notevole somiglianza delle politiche commerciali adottate (tra cui, in primis, l’adozione delle medesime tariffe PPU, che rappresentano gran parte dei consumi del segmento business e la presenza, nelle residuali offerte di tipo flat, di modalità di pricing e tassi di saturazione confrontabili), militano nel senso di rendere poco rilevante tale distinzione. Si ritiene dunque di mantenere una definizione del mercato dei servizi di ricarica elettrica alla clientela unitaria.

5.2.2 La posizione dominante del gruppo Enel

172. Presupposto applicativo dell’articolo 102 TFUE è, come noto, la sussistenza di una posizione dominante in capo all’impresa che pone in essere le condotte ritenute abusive. In particolare, nei casi di margin squeeze, la dominanza va accertata sul mercato a monte, ovvero il mercato dell’input il cui prezzo di fornitura all’ingrosso ai concorrenti non integrati, nel rapporto con il prezzo praticato dall’impresa dominante al dettaglio sul collegato mercato a valle, appare idoneo a determinare il fenomeno di compressione dei margini in cui si sostanzia la condotta abusiva^[129]. Nel caso di specie, dunque, la dominanza va accertata nei mercati, di dimensione geografica locale, dell’installazione e gestione delle infrastrutture di ricarica elettrica (mercati dei CPO, a monte), mentre le condotte e i potenziali effetti abusivi escludenti si esplicano sul mercato della fornitura dei servizi di ricarica elettrica alla clientela (mercato dei MSP, a valle).
173. In tal senso, come mostrato, adottando qualsiasi raggio tra quelli presi in considerazione per delimitare le c.a.^[130] e con entrambi i dataset disponibili e, infine, tenendo anche in considerazione, per quanto possibile, il diverso livello di volumi erogati da ciascuna tipologia di impianto, vi sono numerose c.a., diffuse in tutto il territorio italiano, nelle quali EXWI ed Ewiva detengono una posizione dominante. In particolare, EXWI detiene una posizione dominante in oltre 5000 c.a. nel mercato dei CPO a bassa potenza, intesa come una quota di mercato pari ad almeno il 50% calcolata sia in termini di numero di punti di ricarica (o erogatori) afferenti al mercato rilevante che in termini di volumi erogati stimati (cfr. supra Tabella 5, Tabella 6 e Figure 4-7).

Similmente, per le infrastrutture ad alta potenza, per entrambi i raggi considerati e anche tenendo conto delle differenze medie di erogato tra livelli di potenza, EXWI ed Ewiva risultano detenere una quota di mercato stimata pari ad almeno il 50% in un numero cospicuo di c.a. (all’incirca 200, nelle varie conformazioni) anch’esse riguardanti l’intero territorio nazionale (cfr. supra Tabella 5, Tabella 6 e Figure 4-7). Tale numerosità si riduce ben poco anche laddove si considerino, sia per la bassa potenza che per l’alta potenza, unicamente le c.a. in cui il secondo operatore abbia una quota di mercato inferiore di almeno il 10% e perfino quelle in cui EXWI ed Ewiva risultano detenere il 100% della relativa quota di mercato^[131]. La tabella che segue (cfr. Tabella 9) riassume la posizione di EXWI ed Ewiva nelle catchment areas attorno ai propri gruppi di ricarica (o location) con il database MotusE.

 

Tabella 9 – Posizione di EXWI ed Ewiva nelle catchment areas attorno ai propri gruppi di ricarica (o location), database MotusE

Potenza                     Raggio Km             N. di c.a.		N. di c. a. con >50% di PDR	N. di c. a. con>50% di PDR e distanza > 10%	N. di c.a. con 100% dei PDR
Posizione in termini di numero di erogatori
Bassa                                      1	6985	5922	5900	4559
Bassa                                      4	6985	5261	5197	2150
Alta                                        5	277	209	208	157
Alta                                      10 Posizione in termini di volumi stimati	277	165	165	115
Bassa                                      1	6698	5907	5816	4294
Bassa                                      4	6895	5379	5297	2091
Alta                                        5	221	203	201	186
Alta                                      10	226	199	198	162

 

174. In merito alla stima delle posizioni di mercato in termini di volumi, le obiezioni di Ewiva riguardo alla precisione della stima non appaiono dirimenti, per le seguenti ragioni. In primo luogo, la circostanza che il numero di PdR/Idr possa variare su base mensile, quand’anche possa comportare una sottostima del volume mediamente erogato da un erogatore su base annua, non comporta alcuna sovra/sottostima della posizione di mercato dei vari operatori. Ciò in quanto l’approccio seguito dall’Autorità attribuisce il medesimo volume medio stimato, per ciascuna presa di 100, 150 o 300 kW, sia alla parte sia ai concorrenti e da ciò non può discendere, per definizione, nessuna sovra/sottostima della posizione di mercato di Ewiva come dei concorrenti^[132]. In merito all’utilizzo dei volumi medi stimati per le sole prese di potenza di 100, 150 o 300 kW, che, attribuendo volumi nulli a operatori con prese di (alta) potenza diversa potrebbero comportare una sovrastima della posizione di mercato di Ewiva, si rileva come tuttavia tali prese rappresentino oltre il 63% del totale erogatori in alta potenza e che, in ogni caso, tale analisi è stata svolta con le informazioni disponibili al solo scopo di complementare quella in termini di erogatori, che considera tutte le prese ad alta potenza di tutti gli operatori, e che in talune situazioni (raggio della catchment area pari a 5 km) evidenzia un numero di catchment area nelle quali Ewiva detiene una posizione dominante superiore a quello indicato dall’analisi in termini di volumi.
175. Pertanto, con ognuna delle possibili modalità di stima considerate per le quote di mercato delle Parti, la presenza di una posizione di preminenza così diffusa nell’intero territorio italiano, a partire dalla sommatoria di numerose c.a. in cui si riscontra una posizione dominante, rende EXWI ed Ewiva indubbiamente delle controparti indispensabili per i MSP che volessero operare, rispettivamente, nell’offerta di servizi di ricarica a bassa e alta potenza, o comunque sicuramente lo sarebbero per qualsiasi MSP con aspirazione nazionale o che non sia rivolto a servire solo una clientela estremamente locale. Tale presenza si riflette, peraltro, anche nelle quote significative detenute da EXWI ed Ewiva a livello nazionale nel periodo interessato dalle condotte oggetto d’istruttoria, già indicate nel provvedimento di avvio nella misura corrispondente, rispettivamente, a circa il 50% e a più del 40% del mercato, che consentirebbero, unitamente agli altri fattori successivamente specificati, di considerare il gruppo dominante nel mercato della gestione delle infrastrutture di ricarica elettrica (mercato dei CPO) anche laddove si mantenesse una prospettiva nazionale.
176. Anche lo stesso studio di settore commissionato dalla Commissione europea e citato dalle Parti a scopo difensivo^[133] (in quanto evidenzierebbe un calo della quota di mercato di EXWI nel tempo, a seguito dell’ingresso di nuovi player) testimonia in realtà, al momento delle condotte attenzionate dal presente procedimento, la posizione di assoluta preminenza del gruppo Enel anche adottando la prospettiva nazionale. In particolare, infatti, i dati presentati nello studio, relativi a ottobre 2022, momento ricadente all’interno del lasso temporale di contestazione delle condotte, attestano una quota di mercato complessiva del gruppo Enel a livello nazionale ancora pari a circa il 55% e lo stesso studio definisce “alto” a quel momento il livello di concentrazione del mercato dei CPO in Italia^[134].
177. Come menzionato, le Parti, e in particolare EX/EXWI, hanno mosso obiezioni relative all’impossibilità di accertare la posizione dominante con riferimento a un settore dinamico, in cui le quote di mercato degli operatori attivi sarebbero in profonda evoluzione e, dunque, non mostrerebbero la stabilità necessaria a connotare la posizione dominante stessa. Sul punto si osserva che, in primo luogo, è almeno in parte fisiologico che le quote non siano stabili in un mercato nascente e ciò non può tuttavia comportare l’assoluta impossibilità di individuare una posizione dominante e di vagliare le condotte di chi la detiene ai sensi dell’articolo 102 TFUE, mentre devono assumere rilievo le condizioni specifiche del mercato interessato. Con riferimento al caso di specie e in merito al mercato dei CPO in Italia, si osserva inoltre che, pur in un settore innovativo e con una presenza di altri operatori in crescita, la possibilità di identificare il gruppo Enel quale leader di mercato appare costante negli ultimi anni e, premesso che le condotte contestate si riferiscono a un periodo pregresso, anche alla data odierna il gruppo Enel appare a livello nazionale il primo operatore.
178. L’osservazione avanzata dalle Parti per cui in molte c.a. esse risulterebbero l’unico operatore attivo in molti mercati locali, nei quali non vi è domanda sufficiente per giustificare un’offerta a mercato dei servizi di ricarica per la mobilità elettrica non risulta conferente. In primo luogo, tale circostanza non contraddice la sussistenza di una posizione dominante e, inoltre, non è la posizione dominante in quanto tale a essere oggetto di contestazione ma il suo abuso. A ogni modo, ridurre il conteggio assoluto di c.a. concorrenzialmente critiche non sminuisce il peso delle Parti nell’ambito dei servizi a mercato e il ruolo delle stesse in qualità di controparte indispensabile per i MSP.Oltre che dalla considerazione delle sole quote di mercato, inoltre, la posizione del Gruppo Enel come leader di mercato nel settore della mobilità elettrica si può ricavare anche da altri fattori significativi. In particolare, lo stesso Gruppo attraverso Enel X Way Italia (e, in co-partecipazione con VW, anche attraverso la JV Ewiva) rappresenta senz’altro un soggetto che ha perseguito e sta perseguendo politiche di investimento massicce nel settore, oltre che partecipazione a bandi per finanziamenti pubblici per l’installazione di infrastrutture di ricarica anche a livello europeo (dunque, anche in una prospettiva dinamica, la posizione di mercato del gruppo appare destinata a restare significativa ed è rimasta preminente negli ultimi anni, pur a fronte del rafforzamento di altri operatori).
179. A ciò si aggiunge la forza economica e di brand che detiene in tutta la filiera elettrica, considerata la natura di incumbent storico ex monopolista del settore. Ad esempio, in particolare, quale soggetto distributore su circa l’85% del territorio nazionale, le società del Gruppo Enel potrebbero avere una posizione di vantaggio competitivo in relazione all’ottenimento degli allacci alla rete elettrica necessari e preliminari all’installazione di infrastrutture di ricarica sul territorio^[135], così come un possibile vantaggio competitivo derivante da rapporti consolidati con gli Enti Locali, spendibile nell’ambito dei procedimenti prodromici all’ottenimento delle necessarie autorizzazioni all’installazione di infrastrutture di ricarica su suolo pubblico, di cui non godono gli operatori di minori dimensioni. Tali elementi costituiscono possibili ulteriori barriere all’entrata nel mercato dei CPO per lo sviluppo di reti di ricarica alternative, oltre alla necessità di realizzare ingenti investimenti, soprattutto appunto da parte di operatori minori.
180. Si ritiene quindi per l’insieme di tali elementi di poter configurare in capo al Gruppo Enel (attraverso le società con cui lo stesso opera come CPO nel settore della mobilità elettrica in Italia) una posizione dominante su numerosi mercati locali a monte della installazione e gestione di infrastrutture di ricarica elettrica di varie potenze su sedime non autostradale in ambito nazionale, che corrispondono in ognuno dei segmenti di potenza a una porzione significativa del territorio italiano, consentendo di affermare che la dominanza emersa dall’analisi a livello locale risulterebbe sussistente anche laddove si adottasse una prospettiva nazionale.
181. Tali considerazioni, unitamente alla natura dell’input interessato (la rete delle colonnine di ricarica), che risulta non duplicabile a costi sostenibili per operatori di minori dimensioni che vogliano operare come MSP, fanno sì che EXWI ed Ewiva possano considerarsi come detentori di un input essenziale nei confronti degli stessi MSP e possano efficacemente sottoporre gli stessi a condotte abusive quali quella di compressione dei margini oggetto della presente istruttoria. Si consideri, infine, che la consapevolezza della criticità concorrenziale delle proprie condotte di prezzo, emersa in istruttoria, come illustrato nella parte fattuale (cfr. §3.4.4), testimonia anche la consapevolezza delle società del gruppo Enel della propria posizione di preminenza sul mercato, presupposto fondamentale per l’attenzione antitrust verso tali fattispecie, elemento che ulteriormente corrobora la sussistenza della posizione dominante quale presupposto per contestare un abuso quale quello oggetto del presente procedimento.

5.3 Le condotte delle società del gruppo Enel

5.3.1 La replicabilità delle offerte e il test del concorrente altrettanto efficiente

184. Secondo la prassi e la giurisprudenza eurounitaria e nazionale, si verifica una compressione dei margini quando la differenza tra i prezzi al dettaglio praticati da un’impresa dominante ai clienti finali e i prezzi all’ingrosso dalla stessa praticati ai concorrenti, affinché questi possano offrire servizi confrontabili, è negativa o non sufficiente a coprire i costi specifici che gli stessi concorrenti sostengono per erogare i servizi in questione nei mercati a valle^[136].
185. In particolare, “il margin squeeze è un illecito di prezzo che può essere commesso solo da un’impresa verticalmente integrata, ossia da un soggetto attivo in più stadi della filiera produttiva, che vende all’ingrosso l’input necessario per la produzione di un determinato bene/servizio finale, competendo poi nel relativo mercato al dettaglio. Si tratta di quei casi in cui il soggetto dominante è, allo stesso tempo, fornitore e concorrente delle altre imprese […]. L’abuso si verifica quando il differenziale di prezzo tra l’input intermedio […] e il bene/servizio finale […] è negativo o così ridotto da non mettere in condizione i concorrenti di poter competere”^[137].
186. La Corte di Giustizia ha altresì chiarito che la portata abusiva di tale condotta è riconducibile alla stessa esistenza di una compressione dei margini e che “non è affatto necessario accertare che il prezzo all’ingrosso […] o i prezzi al dettaglio […] ai clienti finali siano di per sé abusivi in considerazione del loro carattere, a seconda dei casi, eccessivo o predatorio”^[138]. In altri termini, nel caso del margin squeeze, la giurisprudenza eurounitaria ha riconosciuto che la condotta abusiva (e con essa la violazione antitrust) discende da una combinazione di riduzione del prezzo al dettaglio e/o eccessivo prezzo all’ingrosso in misura tale da rendere il margine potenziale lasciato ai concorrenti sul mercato insufficiente a coprire i costi specifici che essi devono sostenere per fornire beni o servizi ai clienti finali.
187. Inoltre, la preclusione anticoncorrenziale è di norma presente soltanto quando il comportamento in questione ha già ostacolato o è atto a ostacolare la concorrenza da parte dei concorrenti che sono considerati tanto efficienti quanto l’impresa dominante, sebbene in talune circostanze anche un comportamento escludente nei confronti di un concorrente meno efficiente possa determinare una preclusione anticoncorrenziale.
188. Il test del concorrente altrettanto efficiente (as efficient competitor test) è la metodologia adottata e riconosciuta nella prassi e giurisprudenza nazionale ed eurounitaria per valutare l’abusività di tali condotte. Si tratta, in particolare, di un esercizio teorico che consiste nel verificare se l’impresa dominante verticalmente integrata sia in grado di operare profittevolmente nel mercato a valle considerando, dal lato dei costi, il prezzo dell’input intermedio che essa stessa cede ai concorrenti nel mercato a valle e gli altri costi che sostiene per l’erogazione del prodotto/servizio e, dal lato dei ricavi, il prezzo del prodotto/servizio ceduto nel mercato a valle. Quando il margine tra livello wholesale e livello retail è negativo, l’effetto per la concorrenza è potenzialmente escludente poiché un concorrente altrettanto efficiente rispetto all’impresa dominante sarebbe costretto a vendere in perdita il prodotto/servizio nel mercato a valle per replicare il profilo di offerta dell’impresa dominante verticalmente integrata^[139].
189. La condotta di margin squeeze, quindi, rientra nel divieto di cui all’articolo 102 del TFUE nella misura in cui è idonea a compromettere la capacità competitiva di concorrenti altrettanto efficienti rispetto allo stesso operatore dominante. Tali condotte, in ultima analisi, consistono nel porre vincoli di efficienza ulteriori nell’erogazione del prodotto/servizio nel mercato a valle rispetto a quelli dell’impresa dominante, mediante l’artificioso innalzamento dei costi per l’acquisizione degli input intermedi per i concorrenti nel mercato a valle di un’impresa verticalmente integrata. Tali costi ulteriori non saranno sostenuti dall’impresa dominante verticalmente integrata in considerazione delle differenti condizioni economiche praticate alle proprie divisioni interne dall’impresa verticalmente integrata rispetto a quelle applicate ai concorrenti nel mercato a valle (discriminazione interno esterna) o perché all’interno del medesimo gruppo societario quelle stesse voci rappresentano in ultima analisi delle mere partite di giro contabili. In questo senso, tali condotte appaiono idonee a pregiudicare il livello concorrenziale nel mercato a valle facendo leva sulla posizione dominante nel mercato all’ingrosso^[140].
190. Il riferimento di costo per condurre il test del concorrente altrettanto efficiente è collegato al concetto di costi incrementali. Un concorrente altrettanto efficiente, che abbia i medesimi costi dell’impresa dominante (con la possibile eccezione del prezzo all’ingrosso dell’input intermedio), infatti, non sarà in grado di operare profittevolmente nel mercato a valle laddove il prezzo al dettaglio dei prodotti o servizi offerti nel mercato a valle risulti inferiore ai costi medi incrementali associati alla produzione di tali prodotti o servizi. La Commissione ha in particolare utilizzato, quale parametro per apprezzare i costi del concorrente altrettanto efficiente, il costo medio incrementale di lungo periodo dell’impresa dominante.
191. Per un singolo prodotto o servizio, tale parametro rappresenta la media di tutti i costi (fissi e variabili) che l’impresa sostiene per produrre quel particolare prodotto/servizio. Qualora una parte dei costi sia comune a più prodotti/servizi, il costo medio incrementale di lungo periodo per un singolo prodotto/servizio esprime la differenza tra i costi totali che l’impresa sostiene per l’intera sua produzione, incluso il singolo prodotto oggetto di analisi, e i costi totali che la stessa impresa sosterrebbe se la produzione di quest’ultimo fosse posta pari a zero, a parità dell’output di tutti gli altri prodotti. Esso, dunque, include, oltre ai costi fissi e variabili direttamente e interamente attribuibili alla produzione del prodotto/servizio in esame, anche l’eventuale incremento dei costi comuni riferibile a tale attività^[141].
192. Adottando un concetto di costo medio incrementale ancor più cautelativo e pro parte, è inoltre possibile calcolare i costi medi incrementali di breve periodo, che riguardano unicamente i costi variabili incrementali di breve periodo, ossia quei costi che sono più direttamente e immediatamente imputabili all’erogazione dello specifico prodotto o servizio a cui il prezzo si riferisce, senza includere gli altri costi incrementali connessi a tale erogazione (quali, ad esempio, costi commerciali o di assistenza)^[142].
193. Nel caso di specie, dal momento che EXW acquistava da EXWI l’energia per offrire i servizi di ricarica al medesimo prezzo all’ingrosso che tale società praticava a MSP terzi, il test del concorrente altrettanto efficiente consiste nel valutare se i prezzi praticati da EXW siano stati o no inferiori ai costi incrementali assunti come riferimento. Malgrado ciò, la condotta oggetto di valutazione resta a tutti gli effetti una ipotesi di compressione dei margini e non una condotta predatoria, in ragione dell’integrazione verticale di EXWI ed EXW (e, peraltro, del rapporto di controllo intercorrente direttamente tra tali società). La presenza di integrazione verticale fa sì che, diversamente da un caso di prezzi predatori, nel quale gli input vengono acquistati da fornitori terzi e pertanto una strategia predatoria implica perdite di breve periodo per l’impresa che la ponga in essere, nei casi di margin squeeze, appartenendo sia l’impresa a monte che quella a valle al medesimo gruppo, un livello del prezzo al dettaglio praticato agli utenti finali inferiore ai costi (ivi incluso il costo dell’input acquisito dall’impresa integrata a monte) – non determinerebbe necessariamente una perdita per il gruppo nel suo complesso, nemmeno nel breve periodo, ma potrebbe rappresentare unicamente una perdita di natura contabile per la società posta a valle della filiera, a vantaggio di quella posta a monte.
194. La giurisprudenza europea relativa a ipotesi di margin squeeze ha altresì riconosciuto, avallando la posizione adottata dalla Commissione europea, che non è in tali casi necessario dimostrare l’indispensabilità dell’input a monte per accertare la pratica abusiva^[143]. La Commissione europea e la Corte di Giustizia dell’Unione europea, pur concludendo che tale requisito non sia necessario, affermano che laddove sull’impresa dominante sia imposto a livello normativo un obbligo di fornitura, tale elemento già mostra una valutazione delle autorità pubbliche circa la necessità della risorsa anche a prescindere dai requisiti della sentenza Bronner.
195. Nel caso di specie si ritiene peraltro sussistente l’indispensabilità della rete di infrastrutture di ricarica gestite dalla società del gruppo Enel attive come CPO per l’operatività degli MSP nel mercato a valle, ancorché non necessaria per qualificare la fattispecie. Ciò è dimostrato sia dalla natura dell’input, imprescindibile per fornire il servizio di ricarica alla clientela finale e non duplicabile a costi sostenibili per operatori di minori dimensioni che vogliano operare come MSP, sia dai dati emersi in istruttoria relativi alla netta preponderanza delle infrastrutture di ricarica gestite dai CPO del gruppo a livello nazionale e nelle segmentazioni geografiche rilevanti prese in considerazione dal procedimento. A fortiori, seguendo la linea interpretativa tracciata dalla Commissione e dalla Corte di Giustizia poc’anzi richiamata, la configurabilità della pratica di margin squeeze nel caso di specie emerge anche dalla lettura del quadro normativo applicabile, laddove la disciplina settoriale, già a partire dalla Direttiva DAFI e ancora di più in chiave evolutiva mediante il Regolamento AFIR già in discussione al momento delle condotte attenzionate, appare indicare una chiara necessità per i CPO di consentire l’accesso alle infrastrutture di ricarica dagli stessi gestite, a condizioni eque e non discriminatorie né degli utenti né degli operatori attivi nel mercato a valle.

5.3.2 La replicabilità delle ricariche offerte da EXW

196. Ciò premesso circa l’inquadramento teorico della fattispecie e il test di prezzo necessario alla relativa valutazione, nel caso di specie, per quanto riguarda i servizi di ricarica offerti da EXW tramite colonnine a bassa potenza, utilizzando le infrastrutture di EXWI e di CPO terzi, dal confronto tra i ricavi dei servizi di ricarica e i costi dell’energia venduta, che rappresentano indubbiamente costi incrementali di breve periodo (peraltro coincidenti proprio con i costi sostenuti dai MSP terzi per ottenere da EXWI l’input oggetto dell’ipotizzata condotta di compressione dei margini), pur non essendo gli unici costi di tale tipologia per EXW e operatori analoghi, si riscontrano prezzi di vendita dell’energia per la ricarica inferiori ai costi medi di acquisto della stessa nel periodo compreso tra luglio 2022 e agosto 2023 (cfr. supra, Figura 11). Considerando unicamente la marginalità di EXW relativa alle ricariche effettuate tramite EXWI, questa torna ad assumere un valore positivo nel mese di agosto 2023.
197. Tale esito è peraltro corroborato dalla circostanza per cui, come riconosciuto dalla stessa società, nei mesi compresi tra ottobre 2022 e marzo 2023, EXW ha condotto una politica di pricing unitario esplicitamente inferiore al costo anche per le vendite PPU, per le quali la confrontabilità tra prezzo di vendita e costo di acquisto dell’energia venduta è immediatamente evidente ex-ante e non dipende in alcun modo dai comportamenti dei consumatori (cfr. supra Figure 8 e 11). In aggiunta a ciò, la non replicabilità delle offerte delle società del gruppo Enel da parte di MSP diversi da EXW riguarda anche le “altre tariffe”, quelle diverse da PPU (comprendenti, ad esempio, le tariffe di tipo flat) e, nel complesso, è rinvenibile per il totale delle offerte considerate nel loro complesso (cfr. supra, Figura 11).
198. Per quel che riguarda le tariffe “a pacchetto”, già in sede di avvio si era ipotizzata la non replicabilità delle stesse, in base non soltanto al numero di kWh massimi resi disponibili nei vari pacchetti ma anche considerando un tasso di utilizzo non pieno dei pacchetti da parte degli utenti. La non replicabilità di tali offerte, è stata poi confermata in istruttoria dalle informazioni relative all’effettivo utilizzo fornite dalla stessa EXW. Del resto, le analisi interne di marginalità fornite da Enel danno a loro volta atto della marginalità complessivamente negativa di entrambe le tariffe “flat”, tenuto conto del tasso di utilizzo effettivo da parte degli utenti, nel corso di gran parte del

2022 fino alla fine del periodo considerato da tali analisi (marzo 2023) (cfr. supra Figure 9 e 10). Infine, come detto, la non replicabilità di tali offerte si evince con chiarezza anche dal citato confronto tra ricavi e costi relativi alla voce “altre tariffe”, che riflette gli effettivi tassi di utilizzo di tali offerte da parte degli utenti riscontratisi ex-post nel periodo considerato^[144].

199. La condotta di prezzo di EXW relativamente alle ricariche a bassa potenza risulta del tutto analoga anche qualora si considerino ulteriori costi, di natura variabile, quali i costi per commissioni e per la gestione delle card degli utenti e le penalità dagli stessi corrisposte in caso di sforamento dei tempi consentiti per la sosta negli stalli delle stazioni di ricarica, anche laddove le poste legate a tali attività siano, coerentemente, tenute in considerazione anche dal lato dei ricavi (e vadano quindi ad accrescere il prezzo unitario complessivo rispetto al quale viene effettuato l’as efficient test). 200. Laddove, infine, si considerino pro quota anche ulteriori costi, quali i costi di customer operation relativi al mercato italiano, che, riguardando attività di contact center, fatturazione e credito sono comunque costi di natura incrementale, i ricavi medi delle ricariche di EXW a bassa potenza risultano inferiori ai relativi costi già nel mese di giugno 2022 e fino ad agosto 2023, l’ultima mensilità inclusa nell’orizzonte di osservazione (cfr. supra, Figura 13).
200. L’analisi di marginalità svolta con riferimento alle ricariche effettuate tramite infrastrutture ad alta potenza, come mostrato, indica risultati analoghi. Dal momento che, tuttavia, l’Autorità non ritiene sufficientemente provato il coinvolgimento della JV Ewiva nella condotta abusiva (cfr. infra), la condotta di margin squeeze viene contestata rispetto al solo input fornito dalla società EXWI, proveniente dalle infrastrutture a bassa potenza, che peraltro rappresentano la parte nettamente preponderante delle infrastrutture di ricarica esistenti sul territorio nazionale.
201. Peraltro, anche laddove non si effettui alcuna distinzione tra CPO e tipologia di ricarica, la marginalità di EXW risulta negativa nel periodo compreso tra luglio 2022 e agosto 2023 confrontando ricavi e costi dell’energia e ricavi e costi variabili e da giugno 2022 ad agosto 2023 tenendo in considerazione anche i costi di customer operation Si ricorda, infine, che il perimetro dei costi considerati come aventi natura incrementale risulta particolarmente favorevole alla Parte, riguardando unicamente le voci di costo che sono più strettamente collegate ai servizi oggetto della condotta.
202. Non si può condividere l’obiezione di EX ed EXWI riguardo alla circostanza che i risultati dell’analisi di replicabilità dovrebbero non tener conto dell’effetto delle vendite effettuate tramite vendite a pacchetto e limitarsi, pertanto, a confrontare i margini di EXW con riferimento alle tariffe PPU. Infatti, la forma di vendita in modalità “flat” è essa stessa, in sostanza, una modalità di vendita, che non può diventare un facile strumento elusivo dell’applicazione dell’articolo 102 TFUE in nome della imprevedibilità dei prezzi effettivi a essa associati. Nel caso di specie, le tariffe a pacchetto sono risultate ampiamente sottocosto e per molti mesi consecutivi, in un periodo nel quale il gruppo Enel aveva piena consapevolezza delle criticità antitrust delle proprie politiche di prezzo (consapevolezza che emerge sia dalla documentazione ispettiva sia dalla circostanza per cui il gruppo praticava contestualmente anche prezzi unitari esplicitamente sottocosto). Non ha, pertanto, alcun fondamento l’obiezione per cui la durata della condotta sarebbe da circoscrivere ai soli mesi in cui le tariffe PPU di tipo AC erano risultate inferiori al costo e non basarsi sull’analisi della marginalità effettiva.
203. In conclusione, la non replicabilità delle offerte di EXW rappresenta pertanto un elemento che comporta per un MSP terzo che volesse garantire agli utenti finali offerte competitive rispetto a quelle di EXW la necessità di operare in perdita (o, in alternativa, l’impossibilità di matchare le offerte del MSP del gruppo Enel), in coerenza con la fattispecie di compressione dei margini contestata alle Parti. La Tabella che segue (cfr. Tabella 10) contiene una sintesi dei risultati delle diverse versioni di test di replicabilità per un concorrente altrettanto efficiente rispetto a EXW condotte, indicando, in ciascun caso, il periodo minimo^[145] nel quale le offerte di EXW sono risultate nel complesso non replicabili. plesso non replicabili.

 

Tabella 10 – Sintesi risultati dei test di replicabilità

Test effettuato ricavi servizi di ricarica – costi energia non replicabilità: luglio 2022 – agosto 2023

 

ricavi servizi di ricarica – costi energia + ricavi gestione card e penalties – costi gestione card e penalties – costi commissioni non replicabilità: luglio 2022 –agosto 2023

 

ricavi servizi di ricarica – costi energia + ricavi gestione card e penalties – costi gestione card e penalties – costi commissioni – costi customer operation Italia non replicabilità: giugno 2022 – agosto 2023

 

 

5.3.3 Conclusioni sulla condotta di compressione dei margini

205. In conclusione, alla luce delle analisi istruttorie, le condotte poste in essere dalle società del gruppo Enel nel settore della mobilità elettrica si configurano come una violazione dell’articolo 102

TFUE nella forma di una compressione dei margini, a danno dei MSP concorrenti. In particolare, anche adottando i riferimenti di costo più favorevoli alle Parti ed escludendo, quindi, le quote di costo fisso che hanno probabilmente natura incrementale – e comunque anche limitandosi ai soli costi e ricavi dell’energia per le ricariche venduta – le offerte di EXW risultano non replicabili per un concorrente altrettanto efficiente alla luce del prezzo all’ingrosso praticato a EXW (e ai MSP terzi) da EXWI per il periodo compreso tra luglio 2022 e agosto 2023. In sei di tali mensilità, peraltro, il pricing adottato a valle da EXW risultava esplicitamente sottocosto, in quanto lo stesso prezzo unitario della ricarica PPU al dettaglio più comune risultava inferiore al corrispondente prezzo all’ingrosso praticato da EXWI.

A ogni modo, considerata la natura variabile delle poste relative alle card e alle commissioni e a quella comunque incrementale dei costi di customer operation, sostanzialmente di tipo incrementale e collegata al livello di operatività dell’impresa, il test più appropriato appare quello inclusivo di tali costi.

206. Tali condotte risultano pertanto idonee a comportare la penalizzazione della marginalità dei MSP indipendenti, inducendo gli stessi a operare in perdita con riferimento alle ricariche effettuate tramite i CPO del gruppo Enel (che, come argomentato, rappresentano indubbiamente controparti indispensabili per una ampia pletora di fornitori di servizi di tipo MSP e costitutive di una percentuale sostanziale delle ricariche che ciascun MSP realisticamente intermedia) e risultano pertanto idonee a comportare la marginalizzazione commerciale degli stessi o la possibile uscita dal mercato, con il risultato di beneficiare, invece, il MSP integrato.
207. Non è condivisibile, sul punto, l’osservazione di EXW ed EXWI per cui non vi sarebbe stata effettiva esclusione e il numero di MSP sarebbe al contrario aumentato nel corso del tempo negli ultimi anni e, in ultima analisi, vi sarebbe carenza assoluta di idoneità escludente della condotta contestata. Come già illustrato, infatti, per provare un abuso di natura escludente non è necessario che l’esclusione sia effettivamente avvenuta, né una vera e propria esclusione dei concorrenti costituisce un presupposto della condotta di compressione dei margini, mentre è sufficiente dimostrare la potenzialità lesiva della concorrenza della combinazione dei prezzi all’ingrosso e al dettaglio, inidonei a consentire – neppure a un concorrente altrettanto efficiente – di operare in modo redditizio sul mercato a valle, come sussistente nel caso di specie^[146]. La stessa Commissione, nella bozza di linee guida sull’applicazione dell’articolo 102 TFUE agli abusi escludenti, in corso di aggiornamento, afferma che “nei casi in cui dal test prezzo-costo emerge uno scarto negativo, la compressione dei margini presenta probabilità elevate di produrre effetti di esclusione della concorrenza e tali effetti possono essere presunti” e che “se l’impresa dominante dimostra che il comportamento non è in grado di produrre effetti di esclusione della concorrenza”^[147], la Commissione/l’Autorità di concorrenza valuterà tali prove.
208. Nel caso di specie, le società hanno addotto a riprova della inidoneità della condotta a produrre effetti escludenti la circostanza per cui non si sia verificata l’esclusione, ma il numero di MSP nel periodo delle condotte attenzionate sia addirittura aumentato. In realtà, la variazione del numero di MSP, specie in un mercato in fase embrionale, può dipendere da molteplici ragioni diverse dalla condotta, in primo luogo dai significativi e fisiologici tassi di sviluppo del mercato della mobilità elettrica. Né tale elemento dimostra inequivocabilmente che, in assenza dell’abuso contestato, gli

MSP non potessero aumentare ulteriormente o incrementare oltre la propria quota di mercato^[148]. La condotta delle società del gruppo Enel risulta in ultima analisi idonea, specie se mantenuta nel tempo, ad alterare la dinamica di sviluppo del mercato MSP e consolidare la posizione di forza in capo al gruppo anche a tale livello della filiera.

209. Da ultimo, anche le considerazioni relative all’indispensabilità della rete di infrastrutture di ricarica detenute dal gruppo ENEL per offrire il servizio di ricarica elettrica sul mercato a valle (mercato degli MSP), requisito non necessario per configurare in sé la pratica di margin squeeze, come già menzionato, possono tuttavia ulteriormente deporre nel senso di conferire alle condotte attenzionate potenzialità lesiva escludente necessaria ad accertare la sussistenza di un abuso di posizione dominante.
210. In conclusione, circa il tema degli effetti dell’abuso, le argomentazioni difensive relative al fatto che, nel concreto nel settore analizzato, le pratiche abusive ascritte alle Parti abbiano avuto impatti limitati sul mercato, anche per l’interruzione delle condotte da parte delle società dopo un lasso di tempo non pluriennale, saranno tenute in considerazione in sede di quantificazione della sanzione, ma risulta nel caso di specie ampiamente provata la potenzialità lesiva escludente delle condotte contestate, presupposto necessario, secondo consolidata giurisprudenza già richiamata, all’accertamento dell’abuso.
211. Non è rilevante neppure l’affermazione difensiva di EXWI, secondo cui la società nel proprio ruolo di CPO tratta allo stesso modo tutti i vari MSP con cui intrattiene rapporti contrattuali per l’accesso alla propria rete di ricarica, quindi sia la società MSP del gruppo sia i soggetti terzi. È vero infatti che i relativi contratti di interoperabilità possono differire per aspetti marginali pattuiti tra le controparti, ma non per gli aspetti fondamentali tra cui le relative condizioni economiche di accesso alla rete di infrastrutture di ricarica (ovvero i “prezzi all’ingrosso” o “prezzi roaming” per gli MSP). Se tuttavia, come anche attestano le evidenze raccolte per quel che riguarda EXWI e EXW, gli importi fatturati da una società all’altra costituiscono delle mere partite di giro infragruppo, tale circostanza non assume la valenza dirimente che vorrebbero le Parti nel confutare quanto loro contestato nella presente istruttoria. In altri termini, mentre gli altri operatori incorrono in perdite economiche effettive derivanti dalla pratica di compressione dei margini, per il gruppo Enel la marginalità negativa a valle della filiera generata dalla crescita dei prezzi all’ingrosso viene compensata dalle maggiori entrate a monte, costituendo appunto una partita di giro. Dunque, l’equivalenza delle condizioni economiche e contrattuali verso tutti gli MSP non costituisce elemento idoneo a negare la sussistenza della pratica abusiva di compressione dei margini contestata in questa sede.
212. La pratica di compressione dei margini rileva poi nel caso di specie in quanto, seppure relativa a un arco di tempo non pluriennale, la stessa è stata posta in essere in un mercato nascente e innovativo, in cui al contrario, in assenza dell’intervento dell’Autorità, le condotte anticompetitive contestate avrebbero potuto condurre a una forma di pre-emption sul mercato da parte del soggetto dominante, compromettendone le possibilità di un corretto sviluppo concorrenziale secondo principi di pluralismo e coesistenza di più operatori in grado di competere in modo effettivo, a tutto vantaggio dei consumatori finali. In questo senso rileva, altresì, che la condotta di compressione dei margini appare essersi interrotta successivamente all’avvio del procedimento da parte dell’Autorità, sebbene le decisioni di modifica del livello dei prezzi al dettaglio fossero antecedenti (ma intervenute a valle di specifiche doglianze da parte di soggetti MSP quali il segnalante).
213. Non si può neppure accogliere la giustificazione delle Parti per cui esse avrebbero da un lato ritenuto necessario, o comunque ottimale, aumentare il prezzo a livello CPO e dall’altro non aumentare di pari livello il prezzo praticato agli utenti, allo scopo di incentivare lo sviluppo della mobilità elettrica. A riguardo, infatti, si osserva in primo luogo che non è affatto scontato che la decisione di un automobilista di passare a una vettura elettrica, che rappresenta per l’utente un investimento di lungo termine e un durevole e difficilmente reversibile cambio di abitudini e modalità di trasporto, possa dipendere in misura cruciale da strategie di prezzo adottate dagli operatori in un determinato periodo. Lo stesso studio citato dalle Parti e incluso nel verbale di audizione finale, mostra che il confronto tra i costi di ricarica rappresenta soltanto la terza “variabile più rilevante” che potrebbe indurre gli utenti a passare alla mobilità elettrica^[149]. Va peraltro tenuto in considerazione che la fase di crescita dei prezzi dell’energia citata dalle Parti ha, come noto, interessato anche i prezzi dei carburanti tradizionali utilizzati per autotrazione, che rappresentano la principale alternativa alla mobilità elettrica. A fronte di ciò, appare difficile immaginare che le politiche di prezzo del solo MSP del gruppo Enel per un certo orizzonte temporale possano avere influito in modo determinante sulla transizione alla mobilità elettrica o, comunque, la sussistenza e la rilevanza di tale nesso causale appare ben lungi dall’essere stata dimostrata o quantificata dalle

Parti, come si converrebbe in una vera e propria giustificazione di efficienza^[150]. Peraltro, si osserva che, anche qualora le Parti avessero dimostrato che tali efficienze fossero state effettivamente conseguite in conseguenza delle proprie condotte, quod non, esse non hanno comunque dimostrato che le condotte osservate dall’Autorità rappresentavano la modalità meno restrittiva o più efficace per ottenerle^[151]

214. Particolarmente significativi infine nel senso della consapevolezza del gruppo circa la criticità antitrust della combinazione dei propri prezzi all’ingrosso e al dettaglio sono risultati alcuni documenti ispettivi^[152], come mostrato, che dunque rilevano nel valutare le condotte attenzionate dal presente procedimento le quali, comunque, emergono a livello analitico dall’analisi di redditività e replicabilità condotte. Le società interessate, consapevoli della potenziale portata anticoncorrenziale degli schemi di prezzo lato CPO e lato MSP, potrebbero in ultima analisi essersi assunte un rischio calcolato di incorrere in procedimenti antitrust e eventuali sanzioni a fronte della volontà di espandere maggiormente il proprio business nel segmento dell’offerta dei servizi di ricarica alla clientela (i.e. mercato dei MSP), a partire dalla possibilità di fare leva sulla posizione di contraente obbligato per i MSP nel mercato a monte (i.e. mercato dei CPO) data la preminenza della propria rete di infrastrutture di ricarica sul territorio nazionale.

5.3.4 Considerazioni valutative relative alla posizione di Ewiva

215. In applicazione dei principi in tema di imputabilità delle condotte anticoncorrenziali e alla luce dei risultati istruttori, si ritiene che l’abuso di posizione dominante nella forma di un margin squeeze illecito debba essere imputato solamente a Enel X Way S.r.l. (oggi Enel X S.r.l.) ed Enel X Way Italia S.r.l., quali società che direttamente hanno posto in essere il complesso delle condotte anticoncorrenziali in questa sede contestato. In particolare, non appare sufficientemente provato il coinvolgimento di Ewiva nella definizione di una strategia commerciale comune con le società Enel X Way S.r.l. e Enel X Way Italia S.r.l..

6. IL PREGIUDIZIO AL COMMERCIO INTRAEUROPEO

216. Le condotte contestate rientrano nell’ambito di applicazione della normativa europea in materia di concorrenza e, segnatamente, nell’ambito dell’articolo 102 del TFUE, relativo al divieto di abuso di una posizione dominante, essendo potenzialmente idonee a pregiudicare il commercio intraeuropeo. Secondo la Commissione Europea, il concetto di pregiudizio al commercio intraeuropeo deve essere interpretato tenendo conto dell’influenza, diretta o indiretta, reale o potenziale, sui flussi commerciali tra gli Stati membri. Secondo tali orientamenti, “gli accordi che si estendono a tutto il territorio di uno Stato membro hanno, per loro natura, l’effetto di consolidare la compartimentazione dei mercati a livello nazionale, ostacolando così l’integrazione economica voluta dal Trattato”^[153].
217. Al riguardo, vale considerare che le condotte abusive ipotizzate riguardano l’intero territorio nazionale, sia a livello di sommatoria dei mercati locali rilevanti lato CPO a monte, sia a livello di unico mercato nazionale rilevante lato MSP, a valle, e appaiono idonee a produrre effetti nei confronti di operatori sia italiani sia stranieri, attivi o interessati a entrare nei mercati della fornitura dei servizi di ricarica per veicoli elettrici in Italia.

7. GRAVITÀ E DURATA DELL’INFRAZIONE

218. Secondo la consolidata giurisprudenza eurounitaria e nazionale^[154], per valutare la gravità di un’infrazione si deve tenere conto di diversi fattori il cui carattere e la cui importanza variano a seconda del tipo di infrazione e delle circostanze particolari della stessa. Tra tali fattori rilevano principalmente la natura dei comportamenti contestati, il ruolo e la rappresentatività sul mercato delle imprese coinvolte, nonché il contesto nel quale sono le infrazioni sono state attuate.
219. La condotta contestata consiste in un abuso escludente, in particolare nella forma di una compressione dei margini di concorrenti altrettanto efficienti, i cui effetti potenziali investono la struttura del mercato, potendo ostacolare lo sviluppo e il permanere di una concorrenza effettiva nella fornitura di servizi di ricarica elettrica alla clientela finale detentrice di un’auto elettrica, anche da parte di soggetti non integrati a monte nella gestione di infrastrutture di ricarica, nonché potendo ostacolare la connessa innovazione nel settore dei servizi connessi alla mobilità elettrica. La notorietà e la rilevanza economica del gruppo Enel sono indiscusse, nel settore della mobilità sostenibile come in tutta la filiera elettrica, a partire dal ruolo di incumbent nazionale ex monopolista dell’intero settore, così come già ricostruito nella sezione relativa alla sussistenza della posizione dominante quale presupposto della contestazione delle condotte illecite.
220. Con riferimento all’intenzionalità o meno dell’infrazione alle norme a tutela della concorrenza, costante giurisprudenza ritiene non necessaria la consapevolezza da parte delle imprese di trasgredire a tali precetti, ritenendo sufficiente che esse non potessero ignorare lo scopo restrittivo delle loro condotte^[155]. Nel caso di specie si rileva che le società del gruppo Enel coinvolte nel procedimento dispongono delle conoscenze giuridiche ed economiche necessarie per valutare le conseguenze anticoncorrenziali del comportamento posto in essere e, di più, molto spesso hanno internamente avuto – come hanno mostrato le evidenze raccolte – la piena consapevolezza della criticità in senso antitrust delle proprie decisioni di pricing.
221. Peraltro, un ulteriore elemento da considerare riguarda l’esistenza di precedenti che abbiano chiarito lo scopo di applicazione dell’articolo 102 del TFUE e si rileva che nei precedenti nazionali e europei si è ormai in numerose occasioni concluso per l’applicazione di detto articolo in casi di margin squeeze^[156][157].
222. Il contesto di mercato nel quale si colloca la condotta contestata alle società del gruppo Enel attive nel settore della mobilità elettrica si caratterizza poi per la forte innovazione e la rapida evoluzione. Inoltre, i settori nei quali la condotta contestata è idonea a produrre effetti sono quelli dell’offerta dei servizi di ricarica e servizi connessi per la mobilità elettrica agli utenti finali, anche tramite apposite app. Si tratta di settori di significativa importanza, attuale e prospettica, destinati a crescere in futuro e sui quali anche si basano i piani di sviluppo “green” e digitale dell’economia dell’Unione Europea. Infine, la natura complessivamente nascente del mercato della mobilità elettrica, depone per considerare le condotte attenzionate come un tentativo di preemption, anche su tale segmento innovativo, da parte dell’operatore storico verticalmente integrato in tutta la filiera. In considerazione di quanto rilevato con riguardo alla natura della condotta, al ruolo e alla rappresentatività sul mercato delle Parti nonché al contesto di riferimento, si deve ritenere che la condotta contestata a Enel X Way (oggi Enel X) e Enel X Way Italia integri una violazione grave delle norme poste a tutela della concorrenza. Non sono condivisibili le argomentazioni di Parte volte a ricondurre la razionalità della condotta alla necessità di sostenere la domanda di tale settore, in quanto, come mostrato, appare che una finalità di tal sorta, anche laddove effettivamente alla base delle decisioni di prezzo, avrebbe potuto essere conseguita mediante finalità meno restrittive della concorrenza. Non appare, dunque, che tali argomentazioni possano condurre a derubricare la condotta contestata quale non grave.
223. In relazione alla durata dell’infrazione, si ritiene che essa sia intervenuta dal mese di giugno 2022 al mese di agosto 2023, periodo in cui le offerte di EXW risultavano non replicabili da un concorrente altrettanto efficiente quantomeno con riferimento ai servizi di ricarica a bassa potenza.

8. DETERMINAZIONE DELLA SANZIONE

226. L’articolo 15, comma 1-bis, della legge n. 287/1990 prevede che l’Autorità, nei casi di infrazioni gravi, tenuto conto della loro gravità e durata, disponga l’applicazione di una sanzione amministrativa pecuniaria, fino al dieci per cento del fatturato realizzato in ciascuna impresa o associazione d’impresa nell’ultimo esercizio chiuso anteriormente alla notificazione della diffida. 227. Al fine di quantificare la sanzione, occorre tenere presente quanto previsto dall’articolo 11 della legge n. 689/1981, come richiamato dall’articolo 31 della legge n. 287/1990, nonché i criteri interpretativi enucleati nelle Linee Guida sulla modalità di applicazione dei criteri di quantificazione delle sanzioni amministrative pecuniarie irrogate dall’Autorità in applicazione dell’articolo 15, comma 1 bis, della legge n. 287/90^[158] (“Linee Guida”).
227. Per quanto riguarda il fatturato rilevante ai fini della sanzione, le Linee Guida prevedono che le sanzioni “[…] debbano essere calcolate a partire dal valore delle vendite dei beni o servizi oggetto, direttamente o indirettamente, dell’infrazione, realizzate dall’impresa nel mercato/i rilevante/i nell’ultimo anno intero di partecipazione alla stessa infrazione (di seguito, valore delle vendite)” e che “Qualora il dato relativo al fatturato, riferito all’ultimo anno intero di partecipazione all’infrazione, non sia reso disponibile dall’impresa oppure non sia attendibile ovvero sufficientemente rappresentativo o, comunque, altrimenti non determinabile, l’Autorità prenderà in considerazione qualsiasi altra informazione che essa ritenga pertinente o appropriata” (punti 8 e 9).
228. Secondo le Linee Guida, l’importo di base della sanzione si ottiene applicando al valore delle vendite di beni o servizi interessate dall’infrazione una percentuale determinata in funzione del livello di gravità dell’infrazione e alla durata della partecipazione di ciascuna impresa all’infrazione stessa. In particolare, tale percentuale deve essere fissata a un livello che può raggiungere il 30% del valore delle vendite (punto 11)
229. Per ciò che concerne il valore delle vendite, si osserva che le condotte in esame riguardano una pratica di compressione dei margini che consiste nell’applicare un differenziale tra prezzo all’ingrosso dell’energia utilizzata per le ricariche elettriche presso le infrastrutture di ricarica e prezzi al dettaglio del servizio di ricarica agli utenti finali tale da determinare una perdita per un concorrente nel mercato a valle altrettanto efficiente. Pertanto, poiché le condotte hanno luogo nella determinazione delle condizioni di cessione all’ingrosso dell’energia utilizzata per le ricariche elettriche presso le infrastrutture di ricarica al fine di escludere o marginalizzare gli operatori MSP presenti nel mercato a valle, conformemente ai precedenti nazionali in tema di margin squeeze^[159] e accogliendo le argomentazioni di EX ed EXWI, il valore delle vendite da prendere in considerazione ai fini del calcolo della sanzione sarà riferito al mercato della fornitura dei servizi di ricarica agli utenti finali.
230. Per quel che riguarda il periodo preso a riferimento, essendo la condotta riferibile al periodo da giugno 2022 ad agosto 2023, essa riguarda in misura quasi simmetrica gli anni 2022 e 2023, senza che una di tali annualità risulti significativamente più rappresentativa dell’altra. La questione dell’anno di riferimento è particolarmente significativa nel caso di specie in cui, trattandosi di un mercato nascente, i fatturati variano in misura molto accentuata. Alla luce di queste considerazioni, allo scopo di conferire un peso adeguato a entrambe tali annualità, sarà utilizzato un valore delle vendite consistente nella media aritmetica dei valori delle vendite attribuibili agli anni 2022 e 2023.

Il valore così ottenuto risulta pari a [10-32 milioni] di Euro^[160].

232. Secondo le Linee Guida, la percentuale da applicarsi al valore delle vendite cui l’infrazione si riferisce sarà determinata in funzione del grado di gravità della violazione e non sarà superiore al 30% del valore delle vendite. Secondo la prassi dell’Autorità, conformemente all’orientamento eurounitario e nazionale, l’apprezzamento della gravità dell’infrazione è determinato da una pluralità di elementi di cui occorre tener conto, quali la natura delle condotte, l’importanza dell’impresa e il contesto nel quale il comportamento è stato posto in essere.
233. A questo proposito, si rileva che i comportamenti posti in essere da Enel X Way S.r.l. (oggi Enel X S.r.l.) e Enel X Way Italia S.r.l. integrano una fattispecie di abuso di natura escludente, così come stabilita dal diritto antitrust eurounitario e nazionale, suscettibili di ostacolare la concorrenza nel mercato a valle della fornitura dei servizi di ricarica agli utenti finali e idonei a precludere l’accesso al mercato a concorrenti altrettanto efficienti in una fase di sviluppo del mercato stesso, in violazione dell’articolo 102 TFUE. In considerazione di tali elementi, si ritiene che la condotta in esame integri una violazione grave del diritto della concorrenza.
234. Sulla base di quanto precede, si ritiene di individuare una percentuale del valore delle vendite in funzione della gravità dell’infrazione pari al 10% del valore delle vendite.
235. La durata dell’infrazione ha un impatto sulle conseguenze pregiudizievoli dell’infrazione e, dunque, risulta meritevole di valorizzazione nella determinazione dell’ammontare appropriato della sanzione secondo quanto indicato nelle Linee Guida, che prevedono che “per le frazioni di anno, la durata sarà calcolata in funzione dei mesi e dei giorni effettivi di partecipazione all’infrazione”. Come illustrato in precedenza, il periodo dell’infrazione è individuato nelle date comprese quantomeno tra i mesi di giugno 2022 e agosto 2023, (pari a 1 anno e 3 mesi).
236. Per tali motivi, l’importo base della sanzione – calcolato applicando al valore delle vendite la percentuale del 10% in funzione della gravità dell’infrazione e moltiplicando tale valore per la durata di 1 anno e 3 mesi – risulta pari a 2.305.102,35 Euro.
237. Il punto 19 delle Linee Guida prevede che l’importo di base della sanzione, determinato come descritto nei paragrafi che precedono, potrà essere incrementato per tener conto di specifiche circostanze che aggravano (circostanze aggravanti) o attenuano (circostanze attenuanti) la responsabilità dell’autore della violazione.
238. Con riferimento alle circostanze aggravanti e attenuanti, ai sensi dei punti da 19 a 24 delle Linee Guida, nel caso di specie, non si ritengono sussistenti circostanze aggravanti, né circostanze attenuanti nei confronti di Enel X S.r.l. e Enel X Way Italia S.r.l. Quanto all’asserita attuazione spontanea delle proposte di impegni da parte di tali società, si rileva che tale asserita attuazione è subentrata in un periodo in cui la condotta è stata ritenuta già interrotta ed è, comunque, stata modificata dopo un certo lasso di tempo. Parimenti, la richiesta di non irrogare alcuna sanzione o di limitarsi a una sanzione simbolica in considerazione dell’incentivazione della domanda tramite prezzi finali contenuti e del ruolo di Enel nell’essersi fatta carico di guidare l’infrastrutturazione di ricarica elettrica del Paese non può essere accolta, in quanto tali circostanze risultano evocate in modo generico e non adeguatamente documentate (come già argomentato, nel primo caso, in sede di valutazione delle condotte), a fronte di una condotta dalle riscontrate caratteristiche escludenti. Pertanto, l’importo della sanzione calcolato nelle modalità sopra indicate risulta pari a euro 2.305.102,35.
239. Il limite edittale del 10% del fatturato realizzato dall’entità economica a cui è imputata l’infrazione nell’ultimo esercizio chiuso anteriormente alla notificazione della diffida, previsto dall’articolo 15 della legge n. 287/1990, da calcolare a seguito della fusione per incorporazione come la somma dei fatturati conseguiti da Enel X S.r.l. e da Enel X Way S.r.l, nonché da Enel X Way Italia S.r.l., non è superato. Peraltro, il limite edittale non sarebbe superato neppure considerando i fatturati isolatamente. La società Enel X S.r.l., infatti, ha realizzato nel 2024 un fatturato pari a circa [100440] milioni di euro, mentre la società Enel X Way S.r.l. ha realizzato, nel medesimo anno, un fatturato pari a circa [44-100] milioni di euro e Enel X Way Italia S.r.l. ha realizzato nel 2024 un fatturato pari a circa [44-100] milioni di euro^[161].
240. Enel X Way Italia S.r.l., come già menzionato, è una società controllata al 100% da Enel X S.r.l. e pertanto appartiene alla stessa entità economica. Come prescritto dal punto 32 delle Linee Guida Sanzioni, le predette società sono chiamate a rispondere in solido della sanzione comminata.

Tutto ciò premesso e considerato:

DELIBERA

1. che le condotte poste in essere da Enel X Way S.r.l. (poi confluita in Enel X S.r.l.) ed Enel X Way Italia S.r.l., consistenti in una condotta di compressione dei margini, con possibili effetti escludenti degli operatori concorrenti nel mercato della fornitura dei servizi di ricarica agli utenti finali (MSP o EMP), costituiscono un abuso di posizione dominante in violazione dell’articolo 102 del TFUE;

 

1. che l’infrazione di cui al punto a) è imputabile a Enel X S.r.l. (in cui è confluita Enel X Way

S.r.l., a seguito di fusione per incorporazione dal 1° gennaio 2025) e a Enel X Way Italia S.r.l.;

 

1. che le citate società si astengano in futuro dal porre in essere comportamenti analoghi a quelli oggetto dell’infrazione accertata ai punti precedenti;

 

2. che, in ragione di quanto indicato in motivazione, venga applicata a Enel X S.r.l. e Enel X Way Italia S.r.l., in solido, la sanzione amministrativa pecuniaria di € 2.305.102,35 (duemilionitrecentocinquemilacentodue/35 Euro).

La sanzione amministrativa di cui alla precedente lettera d) deve essere pagata entro il termine di novanta giorni dalla notificazione del presente provvedimento, utilizzando l’allegato modello F24 con elementi identificativi, di cui al Decreto Legislativo n. 241/1997. Tale modello può essere presentato in formato cartaceo presso gli sportelli delle banche, di Poste Italiane S.p.A. e degli Agenti della Riscossione. In alternativa, il modello può essere presentato telematicamente, con addebito sul proprio conto corrente bancario o postale, attraverso i servizi di home-banking e CBI messi a disposizione dalle banche o da Poste Italiane S.p.A., ovvero utilizzando i servizi telematici dell’Agenzia delle Entrate, disponibili sul sito internet www.agenziaentrate.gov.it.

Ai sensi dell’articolo 37, comma 49, del decreto-legge n. 223/2006, i soggetti titolari di partita IVA, sono obbligati a presentare il modello F24 con modalità telematiche.

Decorso il predetto termine, per il periodo di ritardo inferiore a un semestre, devono essere corrisposti gli interessi di mora nella misura del tasso legale a decorrere dal giorno successivo alla scadenza del termine del pagamento e sino alla data del pagamento. In caso di ulteriore ritardo nell’adempimento, ai sensi dell’articolo 27, comma 6, della legge n. 689/1981, la somma dovuta per la sanzione irrogata è maggiorata di un decimo per ogni semestre a decorrere dal giorno successivo alla scadenza del termine del pagamento e sino a quello in cui il ruolo è trasmesso al concessionario per la riscossione; in tal caso la maggiorazione assorbe gli interessi di mora maturati nel medesimo periodo.

Degli avvenuti pagamenti deve essere data immediata comunicazione all’Autorità, attraverso l’invio di copia del modello attestante il versamento effettuato.

Ai sensi dell’articolo 26 della medesima legge, le imprese che si trovano in condizioni economiche disagiate possono richiedere il pagamento rateale della sanzione.

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 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, comma 2, del Decreto del Presidente della Repubblica 24 novembre 1971, n. 1199, entro il termine di centoventi giorni dalla data di notificazione del provvedimento stesso.

IL SEGRETARIO GENERALE Guido Stazi

IL PRESIDENTE Roberto Rustichelli

 

[1] In particolare, in precedenza il Gruppo Enel operava nel settore della mobilità elettrica attraverso due ulteriori distinte società: Enel X Mobility S.r.l. (“Enel X Mobility”) in qualità di gestore del punto di ricarica (c.d. Charging Point Operator – “CPO”) ed Enel X Italia S.p.A. (“Enel X Italia”) in qualità di fornitore di servizi di mobilità ai clienti finali (c.d. Mobility Service Provider – “MSP”). Risultano dalle visure camerali successivi conferimenti di rami d’azienda da parte di Enel X Mobility e Enel X Italia a favore di Enel X Way Italia e Enel X Way S.r.l., del 28 marzo 2022.

[2] Nella presente versione alcuni dati sono omessi, in quanto si sono ritenuti sussistenti elementi di riservatezza o di segretezza delle informazioni.

[3] Cfr. operazione di concentrazione C12404, decisa dall’Autorità con Provvedimento n. 29945 del 9 dicembre 2021.

[4] In via minoritaria, Route220 opera essa stessa come CPO, gestendo proprie infrastrutture di ricarica, e offre altresì ulteriori servizi c.d. di “CPMS” (Charge Point Management Services) a CPO che non abbiano sviluppato una propria piattaforma di gestione e controllo, che viene quindi fornita da Route220.

[5] Cfr. docc. da 1 a 7.

[6] Cfr. docc. 11, 113 e 313.

[7] Cfr. docc. 16, 116 e 219, verbali ispettivi.

[8] Cfr. doc. 323.

[9] Cfr. docc. 343 e 349.

[10] Cfr. docc. 352 e 353.

[11] Cfr. docc. 362, 363, 365 e 366.

[12] Cfr. docc. 369, 370 e 371.

[13] Cfr. docc. 16, 391, 393, 397, 400, 446, 447, 487, 489, 583 e relative risposte, docc. 319, 394, 396, 401, 408, 453, 454, 458 bis, 513, 517 e 599.

[14] Si tratta, oltre che delle società Route220, Be Charge e Be Power intervenienti nel presente procedimento, delle società

A2A S.p.A., Acea Energia S.p.A., Atlante S.r.l., Axpo Italia S.p.A., Duferco Energia S.p.A., Electrip Italy S.r.l., Enerhub

S.r.l., Gardauno S.p.A., Gasgas S.r.l., Hera Comm S.p.A., Ionity GmbH, Neogy S.r.l., Porsche Italia S.p.A., Repower S.p.A., Tesla Italy S.r.l., TheF Charging S.r.l. e Unicoenergia S.r.l. (cfr. docc. 382, 417, 426, 443, 444, 445, 448, 449, 481/500 e relativi riscontri ricevuti, docc. 390, 421, 428, 452, 455, 457, 458, 469, 502, 504/512, 514/516, 522).

[15] Cfr. docc. 442 e relativo riscontro, docc. 462 e 466.

[16] Cfr. doc. 450 e relativo riscontro, docc. 463, 478 e 479.

[17] Cfr. doc. 518 e relativa risposta, doc. 519.

[18] Cfr. docc. 579 e 580, e relative risposte, docc. 599 e 604.

[19] Cfr. verbali di audizione, docc. 361, 382, 391, 393, 417, 419, 423, 424, 425, 426 e 450.

[20] Cfr. docc. da 383/386.

[21] Cfr. docc. da 429/432 e da 470/473.

[22] Cfr. docc. 523/526.

[23] Cfr. docc. 541/545.

[24] Cfr. docc. 572/575, verbali di data room (in versione confidenziale e non confidenziale).

[25] Cfr. docc. 586, 587 e 589.

[26] Cfr. docc. 612/615.

[27] I nuovi prezzi erano indicati nella comunicazione commerciale di Enel X Way a quel momento reperibile come “promozionali” e validi fino al 1° agosto 2023.

[28] Le principali piattaforme a livello europeo, che consentano l’integrazione di reti di infrastrutture di ricarica su un piano sovra-nazionale, risultano essere Hubject e Gireve.

[29] 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, servizi di navigazione, ecc.

[30] Regolamento (UE) 2023/1804 del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 settembre 2023 sulla realizzazione di un’infrastruttura per i combustibili alternativi, e che abroga la direttiva 2014/94/UE.

[31] Cfr., ad esempio, ARERA, Documento per la consultazione 449/2022/R/EEL, “Iniziative regolatorie a supporto della progressiva decarbonizzazione dei consumi e per l’attuazione delle disposizioni contenute nel d.lgs. 210/21 e nel d.lgs.

[32] /21 in tema di mobilità elettrica – Ricognizione, quadro di riferimento e scenari”.

[33] Cfr. principalmente casi di concentrazione, a livello europeo (COMP/M.8870-E.ON/Innogy, decisione del 17 settembre

[34] ) e nazionale (C12224 – Dolomiti energia-Alperia/Alperia Smart Mobility e C12404 – Enel X-Volkswagen Finance Luxembourg/JVC, rispettivamente decisi con provvedimento di non avvio istruttoria del 5 giugno 2019 e provvedimento di autorizzazione del 9 dicembre 2021).

[35] La Commissione (nella M8870) ha lasciato aperta la definizione se, per quel che riguarda le infrastrutture di ricarica su sedime non autostradale, le infrastrutture di ricarica a potenza inferiore a 100 kW vadano ulteriormente distinte tra “regular” e “fast”, oppure se per tali due tipologie si possa considerare un mercato rilevante unitario. L’Autorità ha ritenuto di considerare in avvio il mercato delle infrastrutture c.d. “regular” e “fast” quale unitario, riservandosi un eventuale ulteriormente approfondimento sul punto in fase istruttoria. Si anticipa che le evidenze emerse, circa la netta preponderanza – in tale gruppo – di infrastrutture di ricarica a 22 kW, appaiono consentire di valutare, anche a esito dell’istruttoria, tale ulteriore segmentazione non necessaria.

[36] Non è apparso opportuno, nel caso di tale mercato, ulteriormente segmentare il medesimo dal punto di vista della potenza delle infrastrutture di ricarica, in quanto – come testimoniava anche la denuncia ricevuta – gli MSP forniscono un’offerta completa alla clientela, che contempla l’accesso all’insieme delle infrastrutture di ricarica disponibili in base agli accordi con i vari CPO Nei precedenti dell’Autorità (e della Commissione europea) rilevanti non era stata infine individuata alcuna distinzione, neanche quindi delineata in avvio, tra la fornitura di servizi di MSP a clienti finali privati individuali, da un lato, e a aziende/clienti business, dall’altro lato, in particolare considerando la natura complessivamente nascente del settore della mobilità elettrica e, dunque, la progressiva specificazione dei mercati ancora in corso. L’Autorità si riservava di eventualmente ulteriormente valutare tale aspetto in sede istruttoria. Si anticipa che le evidenze emerse non appaiono aver addotto elementi deponenti per una diversificazione dell’offerta verso i clienti tale da indurre tale ulteriore segmentazione del mercato dei MSP.

[37] Direttiva 2014/94/UE del Parlamento europeo e del Consiglio del 22 Ottobre 2014 (in GUUE 28.10.2014, L 307/1).

[38] 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”, in GU n. 10 del 13.1.2017.

[39] V. articolo 4, co. 10, della direttiva 2014/94/UE e articolo 4, comma 11, d.lgs. n. 257/2016.

[40] V. articolo 5, comma 3, del Regolamento AFIR, del 13 settembre 2023, “I prezzi praticati dai gestori dei punti di ricarica accessibili al pubblico sono ragionevoli, facilmente e chiaramente comparabili, trasparenti e non discriminatori. I gestori dei punti di ricarica accessibili al pubblico non operano discriminazioni, mediante i prezzi praticati, tra utenti finali e fornitori di servizi di mobilità né tra diversi fornitori di servizi di mobilità. Tuttavia, il livello dei prezzi può essere differenziato, ma solo se la differenziazione è proporzionata e oggettivamente giustificata”.

[41] Il servizio di ricarica elettrica non è un servizio soggetto alla potestà regolamentare, non rientrando, “al momento, tra i “servizi di pubblica utilità” di cui alla legge n. 481/1995” (ARERA, documento per la consultazione 449/2022/R/EEL, p. 38).

[42] Cfr. il considerando 30 della direttiva 2014/94/UE (secondo cui la creazione e il funzionamento dei punti di ricarica “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”), ripreso anche dal considerando 32 del Regolamento AFIR e ARERA, doc. 449/2022/R/EEL, cit., p. 39.

[43] V. articolo 23 del decreto legge 23 settembre 2022, n. 144, che modifica l’articolo 57, comma 12, del decreto legge 16 luglio 2020, n. 76.

[44] Cfr. inizialmente delibera ARG/elt 242/2010. L’assenza di componenti fisse o in quota potenza (€/punto/anno o c€/kW/anno) rende questa tariffa particolarmente favorevole per l’apertura lungo le strade di nuovi punti di ricarica in aree aperte al pubblico, poiché elimina il peso di costi fissi annuali in capo al gestore del servizio di ricarica. È tuttavia da considerare che, stante la necessità anche per questi utenti di contribuire alla copertura dei costi dei servizi di rete (trasporto e gestione del contatore) e degli oneri generali di sistema, a fronte dell’eliminazione delle quote fisse delle tariffe, le componenti variabili in funzione dell’energia prelevata (espresse in c€/kWh) mostrano valori maggiori di quelli applicabili a utenze con tariffa di tipo BT altri usi di pari potenza; questa struttura tariffaria risulta dunque vantaggiosa fino a quando il volume di energia prelevato rimane complessivamente contenuto (dalle informazioni acquisite nel corso del procedimento, la tariffa BTVE appare comunque generalmente richiesta dagli operatori e applicata in Italia alla maggior parte delle infrastrutture di ricarica rientranti nei requisiti richiesti per la relativa applicazione). ARERA ha mantenuto la tipologia contrattuale BTVE nella sua forma precedente fino a tutto il 2024 (cfr. delibera 616/2023/R/eel), anticipando (cfr. delibera 634/2023/R/eel) che con successivo provvedimento avrebbero potuto essere introdotti aggiornamenti nella definizione di tale tipologia contrattuale e nelle strutture tariffarie applicabili ai punti di prelievo che ad essa afferiscono, che potranno entrare in vigore gradualmente nel corso dell’anno 2025 e risultare pienamente attuativi dal 2026.

[45] In particolare, il pacchetto europeo c.d. “Fit-for-55%” presentato nel 2021 prevedeva, tra le altre cose, un obiettivo di

“zero emissioni” per i nuovi veicoli circolanti a partire dal 2035. Il PNIEC (“Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima”) per il 2030, nell’ultima edizione di giugno 2024, aggiorna il quadro delle misure nazionali per la mobilità sostenibile, che comprendono a titolo esemplificativo i c.d. “ecobonus” o incentivi per l’acquisto di veicoli elettrici, ibridi plug-in o a ridotte emissioni, così come misure per il potenziamento della rete di infrastrutture di ricarica (finanziate attraverso fondi di cui al Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza – c.d. PNRR).

[46] Dal 2022 si è assistito ad un generale calo delle immatricolazioni complessive di autovetture (1,3 milioni circa, in calo del 9,7% rispetto al 2021; nel 2023 e 2024 il numero di immatricolazioni si è attestato in risalita intorno a 1,6 milioni di veicoli in entrambe le annualità). A fronte del totale immatricolazioni 2024, le vetture full-electric (c.d. “BEV”) hanno registrato 65.626 nuove immatricolazioni (pari al 4,2% del totale, dato sostanzialmente stabile rispetto all’anno precedente) e le vetture ibride plug-in (“PHEV”) hanno visto 52.496 nuove immatricolazioni (pari al 3,4%, in calo rispetto all’anno precedente). Dati: UNRAE.

[47] Fonte: UNRAE, “Analisi del mercato autoveicoli in Italia”, 5 marzo 2025.

[48] È noto come l’esistenza stessa di una rete capillare rappresenti infatti uno dei principali driver della scelta del consumatore all’atto dell’acquisto di un veicolo elettrico, riducendo la c.d. range anxiety che costituisce uno degli ostacoli allo sviluppo del settore.

[49] La stazione di ricarica (“SdR”) può comprendere una o più infrastrutture di ricarica (“IdR”), le c.d. ‘colonnine’, che possono presentare, a loro volta, uno o più punti di ricarica (“PdR” o “CP” – Charging Points). Più stazioni di ricarica possono poi presentarsi nella stessa “location”. Nella terminologia adottata nel settore spesso si denomina “stazione” la singola colonnina e “location” il gruppo di colonnine.

[50] La differenza tra punti di ricarica installati e attivati discende dalle difficoltà che possono sorgere nel corso del processo di attivazione, soprattutto per quel che concerne la fase di allaccio alla rete da parte del distributore locale.

[51] Dati: Motus-E, “Le infrastrutture di ricarica a uso pubblico in Italia – Sesta Edizione”, marzo 2025.

[52] Se si considerano solo i punti attivi, quindi fruibili dall’utilizzatore finale, la quota di punti in AC a fine 2024 sale all’82% vs un 18% di punti in DC.

[53] Gli stessi operatori infrastrutturali possono essere interessati a una tipologia di infrastruttura piuttosto che all’altra. Ad esempio, A2A ha affermato in audizione che “per i centri urbani sia preferibile, per diversi motivi (tra cui il carico delle reti elettriche, i tempi di installazione, oltre che per le caratteristiche della tipologia di vetture attualmente maggiormente in voga ossia l’auto ibrida), un’infrastrutturazione a bassa potenza”, in coerenza con l’idea di “stazionamenti lunghi delle vetture elettriche dei centri urbani, sia in orari diurni che notturni (con riferimento, rispettivamente, alle zone lavorative e a quelle residenziali). Tale tipologia di impianti sarebbe poi affiancata […] da impianti ad alta potenza collocati lungo le vie di collegamento extra-urbane”, cfr. doc. n.426.

[54] Cfr. https://laboratorioref.it/infrastrutture-di-ricarica-per-i-bev-quali-sono-i-prossimi-passi/.

[55] Cfr. doc. 393.

[56] Cfr. M8870, cit.

[57] Cfr. docc. 419, 424, 426.

[58] Cfr. Sektoruntersuchung zur Bereitstellung und Vermarktung öffentlich zugänglicher Ladeinfrastruktur für Elektrofahrzeuge, disponibile online al seguente indirizzo dell’Autorità tedesca www.bundeskartellamt.de/SharedDocs/Publikation/DE/Sektoruntersuchungen/Sektoruntersuchung_Ladesaeulen_Abschlus sbericht.pdf?__blob=publicationFile&amp;v=3, cap. II, par.fi 2-a) e 2)-b).

[59] In particolare, per le infrastrutture da 22 kW si chiedeva di indicare se la distanza stimata fosse: a) inferiore a 1 km (indicando in caso una propria stima); b) pari a 1 km; c) pari a 2 km; d) pari a 3 km; e) pari a 4 km; f) pari a 5 km; 6) superiore a 5 km (indicando in caso una propria stima). Per le infrastrutture ad alta potenza, il rispondente era chiamato a selezionare una risposta tra le opzioni: a) inferiore a 5 km (indicando in caso una propria stima); b) pari a 10 km; c) pari a 20 km; d) pari a 30 km; e) pari a 40 km; f) pari a 50 km; g) superiore a 50 km; h) superiore a 60 km (indicando in caso una propria stima).

[60] Se alcuni operatori percepiscono tale livello come accessorio rispetto alle attività principali, altri non escludono la possibilità che, al contrario, esso, come avvenuto in altri settori, possa in futuro arrivare invece a rappresentare il livello con maggiore valore aggiunto e attirare in ipotesi anche un ingresso diretto dei gruppi tech (cfr., ad esempio, docc. 382, 418, 419, 423, 424, 425).

[61] Più di recente è invece partita l’iniziativa della Piattaforma Unica Nazionale (PUN), istituita presso il GSE, finalizzata a censire la posizione dei CPO nel mercato italiano, cfr. doc. 450.

[62] Per il periodo interessato dalle condotte contestate, infatti, non esisteva un database dei dati di erogato delle singole colonnine. L’unico dato che in qualche modo riguardava l’erogato complessivo è quello nella disponibilità di ARERA, che tuttavia comprende soltanto un sottoinsieme delle infrastrutture di ricarica (e, in particolare, quelle relative ai POD che utilizzano la tariffa c.d. BTVE), di cui non è noto (né facilmente determinabile) il peso rispetto al totale dei volumi. Un’altra criticità cruciale di tali dati è che, essendo essi riferiti ai POD, non sono attribuibili né alle singole infrastrutture di

[63] Cfr. docc. n. 394 e n. 396.

[64] Cfr. docc. n. 404 e n. 461.

[65] Cfr. doc. n. 501.

[66] I nuovi prezzi erano indicati nella comunicazione commerciale di Enel X Way a quel momento reperibile come “promozionali” e validi fino al 1° agosto 2023.

[67] Cfr. doc. n. 393. ⁶⁷ Cfr. doc. n. 319.

[68] Nel caso di tariffe flat proposte alle pubbliche amministrazioni, invece, il dato sul tasso di saturazione effettivo non è disponibile. Tali casi riguardano tuttavia unicamente 28 clienti in totale.

[69] Cfr. docc. nn. 408, 527 e 599.

[70] Le modifiche di prezzo al dettaglio e roaming intervenute a partire dal mese di agosto 2023 rendono infatti meno probabile che una condotta di compressione dei margini continui a sussistere anche dopo tale data.

[71] A titolo di esempio, si consideri che mentre i valori dei ricavi di EXW nel primo quadrimestre del periodo si attestano mediamente intorno ai [omissis], negli ultimi quattro mesi del periodo di osservazione essi si aggirano intorno a [omissis].

[72] Per commissioni si intendono gli importi dovuti per la gestione da parte di operatori terzi del processo di incasso dei servizi di ricarica erogati nei confronti dei clienti finali, inclusivi in particolare delle commissioni corrisposte ai circuiti di pagamento per le transazioni tramite carta di credito o debito.

[73] I costi di tipo customer operation includono i costi di contact center, fatturazione e credito e customer care.

[74] [omissis].

[75] Cfr. doc. 599.

[76] EXW ha inoltre dichiarato che [omissis].

[77] In particolare, [omissis].

[78] Del resto, a maggio 2022 le ricariche effettuate [omissis].

[79] Più in dettaglio, ciò può essere ottenuto moltiplicando l’importo mensile di ciascuna di queste voci per la percentuale di energia venduta con il CPO e la modalità tariffaria considerati rispetto al totale dell’energia venduta in quel mese.

[80] Le ricariche di tipo DC possono sia livelli di potenza inferiori a 100 kWh, definibili “bassa potenza”, sia livelli di potenza compresi tra 100 e 150 kWh, definibili “alta potenza”. La marginalità relativa a tali vendite è stata quindi accorpata, in diverse versioni dell’esercizio, sia alle vendite di “bassa potenza” e a quelle definibili ad “alta potenza”, con differenze minime e non sostanziali dei risultati osservati.

[81] Laddove si escludano i saldi relativi alle ricariche di tipo DC, tale marginalità risulta negativa già nel mese di ottobre 2022.

[82] Anche in tal caso la marginalità risulta negativa per le offerte PPU già nel mese di ottobre 2022, in linea con il livello fissato per la tariffa PPU di tipo AC, inferiore al prezzo wholesale di EXWI.

[83] Come già discusso, in analisi di marginalità interne provenienti da Enel (cfr. doc. n. 319) si rinvengono grafici che mostrano le marginalità per tipologia di tariffa per ciascun mese da gennaio 2022 a marzo 2023. Le informazioni presenti in tali grafici risultano coerenti con quelle risultanti da tali analisi. Da essi si desume una marginalità negativa per le tariffe

PPU a partire da ottobre 2022, una marginalità complessivamente negativa per la tariffa “Flat Small” a partire da settembre

[84] e una marginalità complessivamente negativa per la tariffa “Flat Large” a partire già da febbraio 2022. La stessa EXW, già in sede di audizione, ha riconosciuto che i propri prezzi sono risultati, per un certo periodo di tempo, inferiori ai costi di input, cfr. doc. n. 393.

[85] Pertanto, per le tariffe PPU, la marginalità di EXW risulta negativa da ottobre 2022 a marzo 2023 considerando solo le poste attribuibili alle ricariche effettuate tramite EXWI e considerando anche quelle effettuate tramite CPO terzi di tipo AC, mentre risulta negativa da novembre 2022 a marzo 2023 includendo anche le poste relative alle ricariche effettuate tramite CPO terzi di tipo DC; per le “altre tariffe”, tali marginalità risultano negative, in tutte e tre le accezioni, da giugno 2022 ad agosto 2023; per il complesso delle tariffe, la marginalità di EXW risulta negativa da luglio 2022 ad agosto 2023 considerando anche le poste relative alle ricariche effettuate con i CPO terzi (inclusi o meno quelli di tipo DC) e da luglio 2022 a luglio 2023 considerando unicamente quelle relative alle ricariche effettuate con EXWI.

[86] Cambio denominazione rispetto alla precedente denominazione “JuicePass”.

[87] “Il Gruppo Enel, allo scopo di consolidare la propria leadership nel settore della mobilità elettrica e di assicurare l’eccellenza operativa del servizio offerto ai clienti ha creato una nuova linea di business denominata Global e-Mobility. In tale contesto sono state anche costituite le società Enel X Way S.r.l., detenuta direttamente da Enel S.p.A., cui sono state trasferite le società del Gruppo che operano in tale settore, sia in Italia che all’estero, ed Enel X Way Italia S.r.l., detenuta appunto da Enel X Way, società dedicata allo sviluppo del servizio della mobilità elettrica sul territorio italiano. In particolare, Enel X Way Italia S.r.l. è stata costituita, con data di efficacia 1° aprile 2022, per effetto di due operazioni societarie contestuali di conferimento di rami di azienda. 

Il primo conferimento è stato effettuato da Enel X Mobility S.r.l., e ha riguardato i beni della divisione CPO (Charge Point Operator), afferente agli asset connessi alle attività di installazione, manutenzione e operations (control room e customer care) di infrastrutture di ricarica elettrica e dell’erogazione di servizi di ricarica a favore degli MSP (Mobility Service Provider). 

Il secondo conferimento è stato effettuato da Enel X Italia S.r.l. e i beni oggetto di conferimento sono rappresentati dalla divisione TSP (Technology Service Provider), afferente agli asset relativi allo sviluppo, produzione, (tramite terze parti) e vendita di infrastrutture di ricarica elettrica e software a esse correlati” (doc. 51, slide 2).

[88] Cfr. docc. 40, 50, 51, 55, 57. A livello di partite economiche, [omissis].

[89] In particolare, i rapporti contrattuali tra Enel X Mobility e Enel Energia (“EE”) per la fornitura di energia elettrica alle infrastrutture di ricarica non HPC sul territorio nazionale consistevano in un contratto fisico di fornitura di energia rinnovato annualmente e un connesso contratto finanziario quinquennale a prezzo fisso per il periodo 2023/2027, nella forma di un contratto alle differenze (c.d.“CFD”) a due vie rispetto a un valore del PUN (Prezzo Unico Nazionale dell’energia elettrica negoziata sul mercato spot) concordato tra le Parti che funge da strike price, almeno per una parte del fabbisogno energetico della società acquirente (cfr. docc. 16, 55, 57, 61, 71, 110). Dai documenti ispettivi risulta poi che[omissis].

[90] Cfr. tra gli altri docc. 47, 49, 52, 63 (a titolo esemplificativo, alla slide 72 del doc. 52, nella parte relativa alle attività di CPO e MSP si legge “Intercompany rev are isolate using Elisions”, enfasi aggiunta).

[91] Cfr. docc. 55, 116, 118, 120, 145.

[92] Cfr. docc. 124, 141, 142, 144.

[93] Cfr., tra gli altri, docc. 184, 185 e 203. In particolare, anche Ewiva ha sottoscritto con EE due contratti, uno relativo al vero e proprio approvvigionamento fisico di energia, di durata di un anno e che era in corso per il 2023 (c.d. “short term”) e uno di durata maggiore fino al 2027 (c.d. “mid term”) di copertura finanziaria rispetto alle fluttuazioni del prezzo dell’energia elettrica all’ingrosso (anche in questo caso trattasi di un contratto c.d. alle differenze – CFD – rispetto a un valore del PUN prefissato tra le Parti che funge da strike price), [omissis].

[94] Doc. 38.

[95] Cfr. doc. 55 (cfr. anche ulteriori docc. 41, 49, 52). Anche per quel che riguarda il segmento delle infrastrutture di ricarica ad alta potenza, in cui è attiva la JV Ewiva, alcuni documenti ispettivi hanno consentito di evincere informazioni relative alla consistenza della rete HPC di Ewiva sul territorio nazionale, anche in alcuni casi con dati comparativi relativi alla posizione di soggetti competitors attivi come CPO su tale segmento (cfr. docc. 120 e 124).

[96] Cfr. doc. 21.

[97] Cfr., ad esempio, doc. 105.

[98] Cfr. doc. 34.

[99] Un ulteriore scambio e-mail (doc. 22) attesta anche che, [omissis].

[100] Cfr. docc. 16, 393 e 587.

[101] A titolo esemplificativo, il totale di BEV circolanti in Italia a inizio 2024 era ancora di sole circa 220.000 auto.

[102] Cfr. H. Naseri, E. O. D. Waygood, Z. Patterson, B. Wang, Which variables influence electric vehicle adoption? (2024), Transportation e E. Purwanto, A. P. Irawan, The Willingness to Purchase Electric Vehicles: A Comprehensive Review, IOP Conf. Series: Earth and Environmental Science [2024].

[103] Cfr. “Orientamenti sulle priorità della Commissione nell’applicazione dell’articolo 82 del trattato CE al comportamento abusivo delle imprese dominanti volto all’esclusione dei concorrenti”.

[104] L’opportunità di definire la quota in termini di erogato risulterebbe confermata anche dalla prassi decisionale dell’AGCM nell’ambito della quale le quote di mercato non vengono sostanzialmente mai misurate solo sulla base della copertura territoriale (ad esempio, numero dei canali di distribuzione) bensì sempre sui volumi di servizi/prodotti venduti; ad esempio tale approccio viene seguito anche per il mercato dei carburanti tradizionali.

[105] Anche nel Report CRA della Commissione europea (Competition analysis of the electric vehicle recharging market across the EU27 + the UK) si evidenzierebbe il fatto che la quota di EXWI risulta in rapido calo a seguito dell’ingresso di nuovi player.

[106] In tal senso, le società del Gruppo Enel dichiarano di avere assunto un ruolo “quasi istituzionale”, nell’interesse dell’intero sistema.

[107] In altri termini, ad avviso delle società, in assenza degli investimenti di EXWI non vi sarebbe stata alcuna infrastruttura di ricarica in tali località.

[108] Cfr. par. 65, nota 3 degli Orientamenti.

[109] Cfr. docc. 116, 391 e 589.

[110] Cfr. docc. 133, 134, 139, 155.

[111] Peraltro nello studio della Commissione europea, menzionato dalla CRI e che attesterebbe la quota di mercato delle Parti a livello nazionale, la quota del 55% indicata è riferita a ottobre 2022 e ricomprende tutti i punti di ricarica astrattamente imputabili al Gruppo Enel, senza alcuna segmentazione tra alta e bassa potenza o autostradale e nonautostradale. Il dato sarebbe quindi privo di rilevanza al fine di stabilire una posizione dominante di Ewiva nel Mercato CPO HPC.

[112] Cfr. C12404 – Enel X-Volkswagen Finance Luxembourg/JVC, cit..

[113] Cfr. doc. 361.

[114] Route220 ha altresì fornito riscontro ad una specifica richiesta di informazioni formulata dall’Ufficio nell’ambito del procedimento, volta a ricostruire alcuni aspetti utili a meglio comprendere le dinamiche dei mercati interessati (in particolare relativamente alle abitudini di ricarica degli automobilisti elettrici, in termini di distanza che gli stessi sono disposti a percorrere per ricaricare la propria auto elettrica in caso di indisponibilità della propria stazione di ricarica abituale, per le varie tipologie di potenza) (cfr. docc. 497 e 505).

[115] Cfr. doc. 586.

[116] Cfr. docc. 382 e 417. A titolo esemplificativo, per quel che riguarda l’ampiezza geografica dell’attività del CPO, se la stessa debba essere considerata di dimensione locale o nazionale, i rappresentanti delle società hanno affermato che l’operatività di un’impresa dipende molto dalla sua natura e dalle sue caratteristiche, esistendo sia realtà maggiormente ancorate ad un unico contesto geografico, come le c.d. municipalizzate, che potrebbero decidere di essere presenti soltanto a livello locale per motivi legati alla loro operatività e al bacino servito, sia numerosi operatori CPO presenti nel mercato italiano su scala nazionale o almeno pluriregionale. Per quel che concerne la redditività esprimibile dai vari segmenti di attività, Be Charge ha affermato che i ricavi sono spostati più a livello di CPO, come appare coerente con le caratteristiche di tale mercato, soprattutto in termini di marginalità unitaria, che è un concetto molto diverso dal profitto o marginalità complessiva. Guardando questa seconda dimensione, invece, la società ha affermato che tutti i CPO sono oggi ancora in forte perdita, in quanto ancora non sono ripagati gli ingenti investimenti che hanno sostenuto e continuano a sostenere per l’installazione delle infrastrutture di ricarica. Auspicabilmente, secondo Be Charge, tale aspetto è destinato a mutare in un orizzonte di alcuni anni, in quanto si immagina che i veicoli elettrici ad esempio al 2035 potranno essere nell’ordine di milioni, e allora sia si genererà una marginalità più spostata sui servizi al cliente sia saranno via via ripagati gli investimenti in conto capitale sostenuti dalle imprese nella fase iniziale per lo sviluppo della rete di ricarica.

[117] Cfr. docc. 390, 421, 457, 511.

[118] Cfr. principalmente casi di concentrazione, a livello europeo (COMP/M.8870-E.ON/Innogy, decisione del 17 settembre

[119] ) e nazionale (C12224 – Dolomiti energia-Alperia/Alperia Smart Mobility e C12404 – Enel X-Volkswagen Finance Luxembourg/JVC, rispettivamente decisi con provvedimento di non avvio istruttoria del 5 giugno 2019 e provvedimento di autorizzazione del 9 dicembre 2021).

[120] Può anche accadere che il MSP abbia definito accordi di roaming con un altro MSP, che a sua volta ha concluso con il CPO un accordo di roaming (si tratta di un roaming di secondo livello, spesso adottato nell’ambito di rapporti tra MSP appartenenti a diversi Stati, al fine di offrire servizi di ricarica pan-europei o internazionali).

[121] Il segmento di operatività che potrebbe generarsi in conseguenza di tale previsione non riguarda, comunque, il periodo a cui le condotte contestate si riferiscono.

[122] La maggior parte dei CPO detiene reti di infrastrutture concentrate prevalentemente in specifiche aree del Paese.

[123] A riguardo cfr. sezione D, II, 2 dell’indagine del Bundeskartellamt già citata.

[124] Si sottolinea a riguardo che la quasi totalità dei CPO ha già, di fatto, un’operatività locale o comunque in massima parte concentrata in determinate aree geografiche e quindi, rispetto a tali operatori, ha poco senso parlare di politiche commerciali nazionali.

[125] In generale, se la presenza di prezzi differenziati può essere un chiaro indizio che si tratti di mercati diversi, non si può presumere che prezzi uguali dimostrino la presenza dello stesso mercato.

[126] La citata indagine di settore del Bundeskartellamt offre un chiaro esempio di ciò “circa il 94% dei CPO intervistati nell’indagine di settore ha dichiarato di considerare solo i punti di ricarica dei concorrenti fino a una distanza massima di 5 km nella valutazione di un’ubicazione per i normali punti di ricarica” (pag. 60-61). Oltre alle indicazioni sui raggi, i CPO italiani hanno espresso nelle audizioni interesse e attenzione ai comportamenti degli utenti finali, come ad esempio nella citata posizione di A2A (cfr. supra, nota n. 50).

[127] “Questi risultati dell’indagine di settore sono stati confermati anche nel contesto delle indagini sulla pratica. Nel sondaggio condotto dal Bundeskartellamt per l’indagine in questo procedimento di fusione, l’86% dei CPO intervistati ha dichiarato di aver tenuto conto dei punti di ricarica dei concorrenti fino a 4 km di distanza nella scelta dell’ubicazione.” (cfr. indagine conoscitiva del Bundeskartellamt, pag. 61).

[128] Proprio per tenere conto delle possibili differenze tra Italia e Germania, infatti, le indicazioni, per quanto orientative, provenienti dai CPO italiani risultano maggiormente applicabili di quelle provenienti dai CPO tedeschi.

[129] Secondo la giurisprudenza rilevante, infatti, sussiste una condotta di MS contraria all’articolo 102 TFUE qualora, unitamente ad altre condizioni, “un’impresa verticalmente integrata vende un prodotto o un servizio ai concorrenti su un mercato a monte in cui è dominante e compete con tali imprese su un mercato a valle per il quale il prodotto o il servizio è un input” (Consiglio di Stato, 15 maggio 2015, n. 247, caso A428 – Wind-Fastweb/Condotte Telecom Italia, par. 9.2; TAR Lazio, sez. I, 15 settembre 2021, n. 9803, caso A500 – Prezzi servizi aziendali, par. 11).

[130] Del resto, a causa della presenza diffusa delle infrastrutture di EXWI ed Ewiva nel territorio nazionale, non è scontato che la quota di mercato di tali società si riduca al crescere del raggio adottato.

[131] Considerata l’impossibilità di rappresentare puntualmente le quote di mercato di più operatori (e delle stesse Parti, se non sotto forma di statistiche riassuntive) in migliaia di c.a. non risulta, pertanto, condivisibile quanto affermato da Ewiva circa il fatto che l’Autorità avrebbe trascurato la posizione degli operatori concorrenti nel valutare la posizione dominante all’interno delle catchment areas.

[132] Il driver principale delle quote di mercato degli operatori rimane comunque il numero di erogatori di ciascun operatore, al quale, l’approccio seguito dall’Autorità attribuisce un peso differenziato in funzione della potenza (100, 150 o 300 kW) al solo fine di stima delle quote di mercato in termini di volumi.

[133] Cfr. European Commission: Directorate-General for Competition, CRA Charles Rivers Associate, Hensel-Roth, T.,

Latham, O., Glotzer, E. et al., Competition analysis of the electric vehicle recharging market across the EU27 + the UK – Market for the provision of publicly accessible recharging infrastructure and related services, Publications Office of the European Union, 2023, https://data.europa.eu/doi/10.2763/396082.

[134] Cfr. Table 9: “Overview of national concentration levels”, pp. 70 71 e Chapter 7.2 “In-depth market review for Italy”, da p. 132.

[135] Come già menzionato, nel corso dell’istruttoria si è appreso che esiste ancora un sensibile disallineamento tra infrastrutture di ricarica installate e infrastrutture effettivamente attive e utilizzabili dalla clientela (a titolo esemplificativo, al termine del 2023, le infrastrutture di ricarica installate erano 26.997, corrispondenti a quasi 50.678 punti di ricarica, di cui 41.587 già attivi). La differenza tra punti di ricarica installati e attivati discende dalle difficoltà che possono sorgere nel corso del processo di attivazione, soprattutto per quel che concerne la fase di allaccio alla rete da parte del distributore locale.

[136] Cfr. A500A – Vodafone/SMS informativi aziendali, provvedimento n. 26901 del 13 dicembre 2017, in Bollettino n. 50/20c17, e A428 – Wind-Fastweb/Condotte Telecom Italia, cit., confermato dalla sentenza del Consiglio di Stato del 15 maggio 2015 n. 2479; decisioni della Commissione europea del 15 ottobre 2014 nel caso COMP/39.523 – Slovak Telekom; del 4 luglio 2007 nel caso COMP/38.784 – Wanadoo Espana v. Telefonica, confermato dalla sentenza della Corte di Giustizia dell’Unine europea del 10 luglio 2014 causa C‑295/12 P. Si veda, inoltre, la decisione della Commissione nel caso COMP/C-1/37451, 37.578. 37.579 Deutsche Telekom confermato dalla sentenza della Corte di Giustizia del 14 ottobre 2010 nel caso C-280/08.

[137] Cfr. Consiglio di Stato, 15 maggio 2015, n. 2479, A428 – Wind-Fastweb/Condotte Telecom Italia.

[138] Cfr. sentenze della Corte di Giustizia dell’Unione europea TeliaSonera, cit., punto 34 e del 14 ottobre 2010 nel caso C280/08 – Deutsche Telekom, punti 167 e 183, e sentenza del Tribunale Telefónica, del 29 marzo 2012, Causa T-336/07.

[139] La giurisprudenza e prassi applicativa eurounitaria e nazionale hanno anche chiarito che la forma effettiva di integrazione dell’impresa integrata verticalmente (ad esempio, singola società integrata verticalmente, divisioni diverse, società distinte controllate dal medesimo gruppo, ecc.) non è rilevante ai fini della configurazione della fattispecie.

[140] Cfr., inter alia, A500A – Vodafone/SMS informativi aziendali, cit.

[141] Cfr. A428 – Wind-Fastweb/Condotte Telecom Italia provvedimento n. 24339 del 9 maggio 2013, in Bollettino n. 20/2013.

[142] Cfr. A500A Vodafone/SMS informativi aziendali, cit..

[143] Cfr. a titolo esemplificativo le già citate decisione della Commissione europea del 4 luglio 2007 nel caso COMP/38.784 – Wanadoo Espana v. Telefonica, confermato dalla sentenza della Corte di Giustizia del 10 luglio 2014 causa C‑295/12 P o più di recente caso COMP/39.523 – Slovak Telekom, sentenza della Corte di Giustizia dell’Unione europea del 25 marzo 2021 nella causa C-165/19 P. La Commissione europea, nella stessa prospettiva, nel 2023 ha modificato la propria Comunicazione sugli Orientamenti per l’applicazione dell’articolo 82 (oggi 102) del TFUE eliminando il margin squeeze dalla sezione sul rifiuto a contrarre e creando una sezione autonoma per tale fattispecie (cfr. “Comunicazione della Commissione – Orientamenti sulle priorità della Commissione nell’applicazione dell’articolo 82 del trattato CE al comportamento abusivo delle imprese dominanti volto all’esclusione dei concorrenti”, 2009/C 45/02, in corso di ulteriore aggiornamento).

[144] Il verificarsi di una condizione di non replicabilità anche ex-post per le offerte, come quelle flat, il cui prezzo effettivo dipende dal tasso di utilizzo, è particolarmente significativo se si considera la non occasionalità dell’eccedenza dei costi dell’input rispetto ai ricavi unitari, che si è anzi ripetuta per molti mesi consecutivi nel periodo oggetto di osservazione. Del resto, la stessa EXW ha affermato che il prezzo delle offerte flat mensili tiene conto del tasso di saturazione di ciascuna taglia da parte dei clienti (cfr. doc. n. 393, Allegato).

[145] Tali periodi corrispondono a un criterio valutativo cautelativamente favorevole alle Parti, in quanto si concentra la contestazione per le sole mensilità comprese tra maggio 2022 e agosto 2023 nel quale vi è abbondante disponibilità di evidenze e di dati disaggregati con cui valutare la sussistenza delle condotte. Non si può tuttavia escludere che le stesse possano avere avuto inizio antecedentemente ed essere cessate successivamente a questo orizzonte temporale.

[146] “Per accertare l’abusività della pratica del margin squeeze, il suo effetto anticoncorrenziale sul mercato deve sussistere, ma non deve essere necessariamente concreto, in quanto è sufficiente la dimostrazione di un effetto anticoncorrenziale potenziale idoneo a precludere l’accesso al mercato ai concorrenti di efficienza quantomeno pari all’impresa dominante”. Perciò “qualora un’impresa dominante ponga effettivamente in essere una pratica tariffaria che, determinando una compressione dei margini dei suoi concorrenti altrettanto efficienti, mira a estrometterli dal mercato interessato, la circostanza che il risultato perseguito, cioè l’esclusione dei suoi concorrenti, non venga, in concreto, raggiunto non può certo escludere la qualificazione di abuso ai sensi dell’articolo 102 TFUE” (Consiglio di Stato, 7 agosto 2023, n. 7608, A500B – Telecom Italia – SMS informativi aziendali).

[147] Cfr. bozza di nuove “Linee direttrici sull’applicazione dell’articolo 102 del trattato sul funzionamento dell’Unione europea al comportamento abusivo delle imprese dominanti volto all’esclusione della concorrenza”, 2023.

[148] Cfr. sentenza della Corte di Giustizia dell’Unione europea del 25 febbraio 2025 nella causa C-233/23 nel caso c.d. “Android Auto”, caso peraltro avviato dall’Autorità nel 2019 su segnalazione delle stesse società del gruppo Enel a quel momento attive nel settore della mobilità elettrica (sentenza della Corte di Giustizia dell’Unione europea nell’ambito di un rinvio pregiudiziale da parte del Consiglio di Stato italiano).

[149] La variabile principale menzionata nello studio è il costo relativo delle vetture elettriche.

[150] L’attribuzione della crescita del livello annuale delle immatricolazioni intervenuta nel 2023 alle politiche di prezzo di EXW (omettendo peraltro di considerare in questa sede il calo delle stesse intervenuto nel 2022, in vigenza delle medesime politiche tariffarie) è del tutto arbitraria e non dimostrata.

[151] Ad esempio, non appare condivisibile o comunque verificato quanto sostenuto dalle Parti circa la possibilità che, laddove si fosse perseguita una riduzione maggiormente generalizzata dei prezzi finali tramite contenimento dei prezzi all’ingrosso (anziché tramite la riduzione dei prezzi finali del solo MSP del gruppo Enel), si sarebbe verificato un possibile aumento dei margini dei MSP terzi. Come noto, i margini dei MSP sono molto ridotti ed essi sono portati, anche data la pressione dei MSP dei gruppi integrati tra cui quello del gruppo Enel, a praticare prezzi piuttosto competitivi dati i prezzi all’ingrosso, come osservato in altra sede dalle stesse Parti.

[152] Cfr., a titolo esemplificativo, docc. 21, 34, 105.

[153] Cfr. Comunicazione della Commissione 2004/C 101/07, “Linee direttrici sulla nozione di pregiudizio al commercio tra Stati membri di cui agli articoli 81 e 82 del Trattato”, in GUUE C 101/81 del 27 aprile 2004.

[154] Cfr., ex multis, Consiglio di Stato, sentenze nn. 896 del 9 febbraio 2011 e 5171 e 5172 del 16 settembre 2011, in relazione al caso I694 – Listino prezzi della pasta.

[155] Cfr., a titolo esemplificativo, Consiglio di Stato, 18 luglio 2014, n. 3849, in relazione al caso A422 – Sky Italia/Auditel.

[156] In merito ai casi dell’Autorità si vedano, ex multis: A428 – Wind-Fastweb/Condotte Telecom Italia, cit.; A357 -– Tele 2/Tim-Vodafone-Wind, provvedimento n. 17131 del 3 agosto 2007,in Bollettino n. 29/2007 e A500A – Vodafone sms informativi aziendali, cit. Per i casi della Commissione europea si vedano, a titolo esemplificativo: decisione del 4 luglio

[157] , COMP/38.784 – Wanadoo Espana v. Telefonica e decisione del 15 ottobre 2014 nel caso COMP/39.523 –Slovak Telekom.

[158] Cfr. Linee Guida sulla modalità di applicazione dei criteri di quantificazione delle sanzioni amministrative pecuniarie irrogate dall’Autorità in applicazione dell’articolo 15, comma 1-bis, della legge n. 287/1990, deliberate dall’Autorità il 25 febbraio 2025.

[159] Cfr. A428 – Wind-Fastweb/Condotte Telecom Italia, cit..

[160] Cfr. doc. 599.

[161] Cfr. docc. n. 599 e 617.