dall'elettrificazione passa da un milione 700 mila abitanti a centomila, che noi stimiamo essere i nomadi, i pastori delle montagne più lontane. Nel medesimo prospetto è indicato il numero di chilometri di linee elettriche realizzate in quegli anni.
Tra il 1963 e il 1996 l'ENEL ha realizzato investimenti per 277 mila miliardi, con un picco raggiunto nel 1991 con 11 mila 700 miliardi; dopo di che il livello è precipitato per quello che chiamiamo effetto Tangentopoli. Quest'ultimo, infatti, ha portato ad una riduzione del costo dei nostri investimenti pari a circa il 30 per cento, ma si tratta di una caduta di prezzo, non di quantità. Ovviamente Tangentopoli ha prodotto anche un rallentamento nell'approvazione degli investimenti per i cambiamenti legislativi introdotti, che hanno inciso sugli appalti. Ultimamente abbiamo anche registrato difficoltà nell'approvazione degli investimenti o nella loro realizzazione in conseguenza dell'opposizione a tutti i livelli, in particolare a quello locale, alla realizzazione degli impianti. Anzi, questa è la maggior difficoltà che incontriamo.
Nel 1996 si sono registrati investimenti per 7.347 miliardi, con una diminuzione dell'1,5 per cento rispetto al 1995 che non è conseguenza di tagli effettuati dall'anno 1996, dato che i nostri investimenti sono pianificati a lungo termine. Dunque, migliore utilizzo della leva prezzo da un lato, e ritardi nelle autorizzazioni, non dipendenti da noi, dall'altro.

Il documento Clà è il minimo che ci poteva capitare, quindi dobbiamo considerarlo un elemento di fatto delle nostre previsioni. A questo dobbiamo aggiungere la lettera che l'azionista ha inviato al consiglio di amministrazione, all'inizio della nostra attività, nel luglio 1996, nella quale si sottolinea che il nostro compito è valorizzare e privatizzare. Il nostro commento è che noi valorizziamo e prepariamo l'azienda, ma alla privatizzazione dovrà provvedere l'azionista che ha le azioni; è lui che dovrà venderle.
Abbiamo dunque provveduto a riorganizzare l'impresa che ci è stata consegnata. Questo è l'ENEL che il presidente Testa ed io abbiamo trovato nel luglio del 1996, cioè un'azienda unica completamente accorpata, con un numero incredibile di livelli gerarchici e di funzioni distribuiti sul territorio, in 8 aziende. Vi era una testa pesante e complessa articolata in 8 imprese, quasi onnicomprensive, sul territorio nazionale. In applicazione delle tre direttive di cui ho detto precedentemente, questa è la nuova organizzazione: a partire da settembre-ottobre dello scorso anno sono cominciati gli studi, le analisi, le riorganizzazioni; l'azienda che ora trovate, che tendenzialmente ha circa 90 mila dipendenti (i dirigenti sono passati da 1.350 a 1.090 a fine d'anno), è organizzata come una corporate relativamente sottile, ancora in fase di «smagrimento», con compiti di indirizzo e di controllo.
I tre pilastri dell'attività elettrica nazionale sono produzione, trasmissione e distribuzione, articolati rispettivamente in 19, 8 e 14 direzioni territoriali, e a fianco le 6 attività di servizio, scorporate dall'attività precedente. Prima la distribuzione del personale delle strutture era proporzionale alla struttura gerarchica, indipendentemente dalla necessità della stessa; nella riorganizzazione, queste attività sono state strutturate unitariamente, come aziende capaci di fornire un servizio alle tre divisioni operative, come se fossero aziende indipendenti che se ne servono in una logica di outsourcing. Questo per dare la possibilità anche a queste attività, che sono estremamente pesanti dal punto di vista sia degli investimenti sia del personale impegnato, dotate anche di strutture di elevata competenza tecnica, di servire in maniera economica l'impresa, o le tre divisioni, e anche di rivolgersi all'esterno offrendo i loro servizi.
In questo periodo abbiamo riassegnato 1.171 incarichi manageriali; ciò per dimostrarvi che non è stato un periodo di tranquillità interna nell'azienda. Ciò è avvenuto tutto sommato senza grandi scosse e senza problemi sindacali; non abbiamo avuto un'ora di sciopero per questo scopo. Gli scioperi, se sono avvenuti, sono stati causati dal documento Carpi, dallo «spezzatino» e da altre questioni, ma non abbiamo avuto problemi sindacali seri nella nostra ristrutturazione aziendale, effettuata in accordo con le organizzazioni sindacali.
Il nuovo assetto territoriale è stato realizzato con i criteri esposti: abbiamo praticamente chiuso gli 8 compartimenti e i 22 distretti e abbiamo creato 41 direzioni territoriali, sacrificando 2 livelli gerarchici e avvicinandoci al territorio. Ovviamente queste direzioni territoriali hanno poteri molto superiori: praticamente abbiamo trasferito a livello delle 41 direzioni i poteri che prima erano degli 8 compartimenti, con un accrescimento di responsabilità operativa a livello territoriale.
La struttura delle zone - circa 140 - non è stata toccata; è questa la struttura che interfaccia direttamente la clientela. Abbiamo toccato le funzioni di sostegno, di pianificazione e di amministrazione, non quelle operative dirette, che hanno impatto sulla fornitura di energie elettrica. I criteri in base ai quali sono state valutate le dimensioni delle direzioni e dello staff ad esse assegnato sono riportati nell'ultima riga del prospetto relativo alla riorganizzazione dell'assetto territoriale.
A questo punto, ci siamo domandati quale sarà lo scenario più probabile, sulla base di quanto abbiamo detto, nell'anno 2003: le nostre previsioni sono per una continua frenata dei consumi elettrici. Tale frenata è tipica non solo dell'Italia ma di tutti i paesi industrializzati, in questo momento. Si è concluso il processo di

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elettrificazione e quindi non beneficiamo più dell'incremento di fatturato derivante da un aumento consistente degli utenti; nel contempo, possiamo dire che per la prima volta le previsioni sono per un incremento dei consumi elettrici nel futuro inferiore all'incremento del PIL, mentre finora mediamente è stato superiore fino allo 0,8 per cento.
Il secondo scenario è quello conseguente alla liberalizzazione del mercato: abbiamo preso come ipotesi quella dell'applicazione della direttiva europea, vale a dire di una liberalizzazione del 30 per cento del mercato nel 2003. Come potete vedere nel relativo prospetto, la quota ENEL diminuisce dall'attuale 66 al 40 per cento; la quota dei cosiddetti autoproduttori (quelli privati) passa dal 16 al 20 per cento; quella delle municipalizzate scende dal 4 al 3 per cento, perché anche loro perdono proporzionalmente il 30 per cento di utenti eleggibili; le importazioni, che oggi sono pari al 14 per cento, passano al 7 per cento, in quanto scadono alcuni contratti take or pay, sottoscritti dall'Ente elettrico all'epoca della rinuncia al nucleare (l'Italia ha rinunciato a produrre l'energia nucleare ma l'importa dalla Francia; questa è la situazione). Ovviamente noi pensiamo che il restante 7 per cento vada sul mercato libero, cioè che qualche trader o qualche broker comperi energia a basso prezzo dalla Polonia, dalla Cecoslovacchia o dalla Francia e la immetta sul mercato dei consumatori eleggibili. A questo punto, quando diciamo che l'ENEL passa dal 66 al 40 per cento, la domanda che sorge è la seguente: che cosa facciamo degli impianti di produzione se all'Ente non è concesso di servire il mercato libero? Ovviamente all'ENEL non può, come società per azioni, essere direttamente concesso di servire il mercato libero, perché altrimenti avremmo un finanziamento da parte delle bollette, degli eventuali profitti dell'attività sul mercato libero, in concorrenza con dei privati che dovessero immettersi sul mercato; non vi sono segni, in questo momento, di privati che mettono mano al portafoglio per investire nel mercato, ma comunque, se lo facessero, avrebbero chiaramente uno svantaggio nei confronti di una società che realizza profitti in condizioni di monopolio sugli utenti vincolati e scarica una parte di tali profitti per crearsi una situazione di privilegio sul mercato libero. Questo può avvenire soltanto con una chiara distinzione, anche societaria, per continuare a servire questa parte di mercato che oggi noi serviamo.
Va inoltre ricordato che la capacità di produzione dei cosiddetti autoproduttori, nel periodo considerato, aumenta dai 3.500 megawatt circa di oggi agli 8.000 che sono stati approvati sulla base del provvedimento CIP n. 6 (recentemente fermato, ma 8.000 megawatt sono stati approvati e quindi entreranno in produzione). Si tratta di una produzione che viene venduta dai produttori privati nella sua totalità all'ENEL; il produttore privato vende la totalità della produzione che non utilizza per scopi interni e la vende senza riguardo alle necessità del mercato, che in un certo senso vengono trattate dall'ENEL, che deve fermare o attivare impianti a seconda dell'aumento o della diminuzione della richiesta sulla rete. Il privato rifornisce e basta. L'ENEL paga l'energia che compra dai privati, i quali possono quindi produrre in condizioni ottimali di efficienza (oltre 7.000 ore di funzionamento degli impianti, dedicando l'attenzione esclusivamente alla gestione dei costi) e ottengono per questo un prezzo sovvenzionato, che copre tutto il costo dell'impianto nei primi otto anni e sovvenziona la produzione per ulteriori quindici anni. È ovvio che nessuno dei cosiddetti imprenditori privati ha la tentazione di servire con questi impianti il mercato libero, nel quale deve contrattare prezzi e quantità volta per volta, quando può comodamente rifornire un cliente solvibile come l'ENEL, ottenendo oltre tutto, come compenso di questo rischio eccezionale, un prezzo assolutamente premiante. È questa una situazione che, per chi viene dai mercati competitivi, appare abbastanza stravagante: dove c'è più rischio dovrebbe esserci più profitto, invece abbiamo una situazione in cui, in assenza di rischio, ci sono profitti

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eccezionali. Non sta a noi giudicare queste situazioni, ma dobbiamo prendere atto che, parlando per esempio di caduta degli investimenti dell'ENEL, la produzione elettrica viene fatta dai produttori privati, indipendenti. I prossimi 5.000 megawatt immessi sul mercato sono forniti da produttori indipendenti e non dall'ENEL; non si può dunque chiedere all'Ente di continuare ad investire nello stesso modo, anche perché i consumi stanno diminuendo.
Scusate se mi sono dilungato, ma ritengo abbastanza importante che sia chiaro il quadro di riferimento in termini assolutamente obiettivi.
La considerazione finale è che se la nostra produzione e la nostra distribuzione devono passare dal 66 al 40 per cento, se il dovere degli amministratori è quello di valorizzare l'azienda e di mantenere il rapporto costi-ricavi ad un livello accettabile per l'azionista, bisogna ridurre le risorse in maniera proporzionale.

megawatt, pari a 12 centrali indirizzate prevalentemente al consumo, con l'eccezione di tre, anch'esse finanziate con il CIP n. 6, perché forniscono energia all'ENEL con sovvenzione statale.
L'ENEL apporterà 2.500 megawatt come l'ENI; non abbiamo ancora scelto gli impianti, anche se c'è un vincolo, cioè che la costituenda azienda sia specializzata nella produzione di energia a basso costo con cicli combinati a metano. Naturalmente la trasformazione costa ed il motivo per il quale l'ENI accetta la nostra proposta è che, in mancanza di un intervento professionale sulle sue centrali, sopporterà oneri sempre più rilevanti - perché il costo dell'energia elettrica è destinato ad aumentare nei prossimi anni - oppure dovrà realizzare investimenti cospicui, in proprio, per il rinnovamento degli impianti.
Dato che la produzione di energia elettrica non è il core business dell'ENI, l'Ente ha deciso di accettare la proposta e di rivolgersi al mercato, quello vero. L'intenzione nostra e dell'ENI è di quotare la società al più presto possibile sui mercati internazionali, possibilmente a New York, non in Italia; quindi, raccogliere il massimo possibile di cassa, rinnovare gli impianti, aumentare la capacità produttiva e, appena possibile, cioè alla liberalizzazione del mercato, rifornire il mercato libero a costi decrescenti per essere competitivi. In altri termini, essere il primo organismo che opera sul mercato libero.
Finché il mercato non verrà liberalizzato, le centrali dell'ENEL continueranno a rifornire noi, cioè l'ENEL comprerà l'energia da queste centrali e l'ENI utilizzerà l'energia che già oggi produce. Lo stesso vale per il calore, utilizzato dagli impianti dell'Enichem.
Questo è lo schema dell'accordo, che verrà discusso in termini di business plan dai due team nelle prossime settimane; per l'estate speriamo di avere il progetto societario completato, con l'indicazione degli impianti da apportare e con i valori in gioco, unitamente al progetto di quotazione in borsa e della raccolta sul mercato per il rinnovo degli impianti. Grazie.

Notizie di queste ore parlano di una presa di posizione del segretario della CGIL a sostegno del decreto Ronchi sulla valorizzazione dei rifiuti, che è una posizione per certi versi inedita, così come altre agenzie si riferiscono ad uno studio della Pirelli per la produzione di combustibile di scarto per le centrali italiane. Che elementi di conoscenza potete dare alla nostra Commissione per avere un quadro complessivo del mutare dei caratteri e del modo di intervento dell'Ente che rappresentate?
Entrando nel dettaglio di quanto tratteggiato, a quale modello di integrazione tra ENEL ed altri soggetti produttori nei settori innovativi, in regime di liberalizzazione, si pensa? Ciò in presenza del cambiamento del quadro complessivo degli incentivi e dei favori - utilizzo un termine che, in alcuni casi, vostri rappresentanti hanno usato - o dei privilegi forniti a singoli soggetti, i quali avevano le spalle coperte in ordine alla vendita dell'energia prodotta.
Infine, avete fatto riferimento alla joint venture ENEL-ENI: all'interno della integrazione e della compartecipazione, quale dimensione di impresa e quale massa critica immaginate sul mercato europeo liberalizzato nell'immediato futuro? Vi chiedo un giudizio politico oltre che industriale.

di fuori di quelli che l'ENEL trae dalla sua attività di monopolista elettrico.
Giustamente lei ha ricordato altre possibili operazioni del genere alle quali guardiamo con attenzione, come quelle da effettuare nel settore della termocombustione. Abbiamo individuato una dozzina di siti che hanno impianti dismessi o nei quali vi è possibilità di conversione oppure di allocare nuovi impianti da mettere al servizio della termodistruzione dei rifiuti, come previsto e reso obbligatorio dal decreto Ronchi.
Il vantaggio per le comunità sarebbe enorme, perché si tratta di siti infrastrutturati dal punto di vista industriale, della logistica e dell'allacciamento delle reti e normalmente si tratta di interventi che possono portare a miglioramenti ambientali, perché sostituiscono la vecchia potenza con sistemi di abbattimento molto sviluppati; l'interesse di ENEL è di perseguire una nuova attività che in Europa già svolgono tutte le maggiori compagnie elettriche.
Per quanto riguarda l'acqua, il discorso è più complicato, perché l'ENEL ha una competenza ed una capacità di gestione derivante dall'aver realizzato il settore idroelettrico del paese, che è uno dei più importanti del mondo. Se il settore elettrico è maturo, il comparto idroelettrico è ipermaturo, nel senso che si ritiene che nel nostro paese sia stato sfruttato potenziale idroelettrico per una percentuale superiore all'80 per cento; rimangono talune situazioni marginali e difficili da gestire per ragioni ambientali oltre che competitive perché legate agli usi industriali, agricoli, alla potabilità e via dicendo. Questa grande capacità ingegneristica e di gestione potrebbe essere utilmente riversata nel settore che si delinea con la riforma degli acquedotti pubblici e con la legge Merli. Il quadro d'insieme è stato prospettato ai ministeri competenti, con i quali si sono sviluppate collaborazioni ottime, dato che le nostre strutture tecniche hanno brillantemente risolto il problema della depurazione dell'area del Sarno - lungamente discusso in sede parlamentare negli anni scorsi -, dove una nostra società ha rivisto tutto il sistema, presentando il progetto al Ministero dell'ambiente che l'ha recepito.
Un'altra direzione di marcia - e concludo, lasciando poi la parola al dottor Tatò per quanto riguarda le questioni più tecniche che lei ha sollevato - concerne la dimensione internazionale della nostra attività, sulla quale spendo due rapidissime parole. Il mercato internazionale, soprattutto in America Latina ma anche in altre aree del mondo, è in crescita; non è vero, al contrario di quanto mi è capitato di leggere in qualche articolo di giornale o in qualche interrogazione, che noi abbiamo smantellato il dipartimento internazionale, che peraltro non c'era: c'era un ufficio internazionale che fatturava circa 20-30 miliardi all'anno per consulenze; non gestivamo nulla da nessuna parte. Si tratta quindi di una cifra assolutamente irrisoria - ve ne renderete conto - per un'azienda di queste dimensioni.
Per il momento abbiamo riaffidato la missione internazionale al grande settore dell'ingegneria dell'ENEL; stiamo ancora ragionando su come strutturare meglio questo settore e non è affatto escluso che arriveremo rapidamente alla costituzione di una società esplicitamente dedicata all'attività internazionale.
Abbiamo fortemente investito in risorse umane, tanto che abbiamo preso presso l'ENEL il precedente amministratore delegato della SAIPEM, un'azienda che ha l'80 per cento del suo fatturato all'estero, vale a dire l'ingegner Nanotti, e stiamo partecipando a tutte le gare cui è possibile partecipare in tutte le parti del mondo, con l'intenzione e la speranza di vincerle. Naturalmente non è semplice, anche perché, da qualche conto che abbiamo effettuato, emerge che il costo di un'ora di ingegneria dell'ENEL, per la struttura retributiva, supera le 100 mila lire, a fronte di un costo per ora di ingegneria della SAIPEM o della SNAM, per non parlare delle società di ingegneria che ormai si sono multinazionalizzate e che utilizzano ingegneri indiani o pakistani - che, vi assicuro, sono bravissimi - di 65-70 mila lire. Non si fa più nulla per

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accordi politici o perché ci chiamiamo ENEL; tutti i paesi indicono gare in cui vogliono prezzi bassi e risorse finanziarie, che noi non abbiamo a disposizione. È questa l'altra questione. Leggerete per esempio della partecipazione di EDF o di altre grandi compagnie in operazioni di privatizzazione nei paesi dell'est, in Argentina e così via; si tratta di operazioni che si aggirano intorno ai 1.500-2.000 miliardi e oltre, che non portano contenuto industriale, perché si acquisisce sostanzialmente un'attività già esistente, che si tratta al massimo di ristrutturare un po'; non portano lavoro italiano, perché i dipendenti sono tutti là (anzi normalmente chi si reca là deve poi ristrutturare e mandar via metà dei dipendenti per rendere il business un po' interessante), ma esigono da parte dell'ENEL esborsi nell'ordine di migliaia di miliardi di lire.
Il consiglio di amministrazione - il presidente e l'amministratore delegato - ritengono che, in una situazione per la quale l'ENEL ha un debito superiore al patrimonio netto (l'indebitamento totale raggiunge la cifra di 34 mila miliardi), come indebitamento totale, sarebbe onestamente una politica non coerente con la missione che ci è stata data e nemmeno utile per l'azienda procedere ad investimenti di migliaia di miliardi all'estero, aumentando fortemente l'indebitamento dell'Ente con una redditività molto lontana nel tempo.
È questo il motivo per cui non ci vedete presenti in questo vasto mercato delle privatizzazioni, mentre invece siamo presenti, con molto vigore e con molta forza, sperando di «andare in buca», come si dice, nel mercato dell'ingegneria e della costruzione di nuovi impianti, vale a dire dove c'è da portare lavoro e valore aggiunto tipici dell'ENEL.

delle dimensioni del cash flow dell'ENEL, che in Europa sarebbe la seconda, indipendentemente dal fatto di avere o meno un'azienda di produzione (sto parlando del complesso dell'azienda come ente di distribuzione) sarebbe una rinuncia ad una posizione di eccellenza a favore di non si sa bene cosa, probabilmente di interessi locali. Pur essendo disciplinato esecutore di quelle che saranno le decisioni dei nostri azionisti, il management dell'ENEL è abbastanza solidale nel dire che l'Ente dovrebbe rimanere così com'è. Questa è la massa critica. Così com'è non vuol dire che abbia tutta la produzione secondo il quadro evolutivo che abbiamo fatto vedere: stiamo parlando della distribuzione sul territorio nazionale, anche perché con la tariffa unica distribuzioni diverse ci sembrano abbastanza irrealistiche, desideri senza molto costrutto. Si tratta sicuramente di aziende con minori capacità di sviluppo rispetto ad un'azienda che ha 36 mila miliardi di fatturato.

societarizzazione delle singole parti dell'azienda in questa struttura a matrice. Ho il pallino delle attività di relazioni esterne: mi pare che siano scomparsi - è una cosa che dico fra parentesi - i rapporti istituzionali, per intenderci i rapporti con il territorio, che per una certa parte di tempo hanno creato quell'idoneo cuscinetto nelle attività dell'ENEL rispetto all'impatto sul territorio. In particolare sulla SIN, cioè la struttura di ingegneria, nutro qualche perplessità: infatti, da quanto ho letto e ho visto, mi sembra che il processo di riorganizzazione della SIN sia forse orientato più ad attribuire responsabilità e ruoli agli attuali dirigenti che non invece a creare una struttura nuova ed efficace per guadagnare posizioni di rilievo in un mercato che è fortemente competitivo. È una mia perplessità.
Mi chiedo se realmente il destino finale di questo processo sia di creare un organismo funzionale alla missione data: se la risposta è positiva, come mi auguro, sarà certamente necessario razionalizzare la riorganizzazione ricorrendo a suggerimenti e a direttive da parte di tutti coloro che possono apportare esperienze a questo processo. Chiedo in particolare quale sia il piano degli investimenti e la modifica delle procedure operative.
Infine, per quanto riguarda le problematiche ambientali, segnatamente il problema dell'inquinamento elettromagnetico, si è recentemente svolto un convegno del Codacons: cosa si sta facendo per riuscire prima di tutto ad avere certezze scientifiche su questo tipo di dati? Quali eventuali operazioni che possano evitare il problema dell'inquinamento elettromagnetico per il futuro avete in cantiere?
Per carità di patria tralascio un tema ripreso anche recentemente da un'interrogazione parlamentare del senatore Russo Spena. Credo che in futuro il top management, segnatamente il dottor Celli, dovrà prestare maggiore attenzione alle modalità di selezione e di reclutamento della classe dirigente dell'ENEL.

siamo in due, noi ed la Germania, ad avere una disciplina. L'ha approvata quattro anni dopo di noi ed è identica alla nostra, anzi in qualche punto è persino più debole. Quando il Parlamento, i ministeri, emaneranno un'altra norma noi l'adotteremo. Sul piano scientifico posso solo dirvi che esiste una grandissima incertezza sull'esistenza di possibili conseguenze dei campi elettromagnetici. Incertezza da parte di tutti, compresi quelli che sostengono l'esistenza di qualche conseguenza. Per esempio, in un recente rapporto, alcuni settori dell'Istituto superiore di sanità sostengono di non essere in grado di stabilire se vi sia una precisa relazione causa-effetto e se un'eventuale modifica della normativa sarebbe in grado di migliorare la situazione. Sarei lieto se la Commissione parlamentare ed i ministeri competenti approfondissero la questione, perché - ripeto - noi possiamo e dobbiamo solo rispettare la legge, compreso il piano di risanamento, dal momento che vi erano alcune situazioni in contrasto con la normativa del 1992. Sottolineo che solo noi e la Germania in Europa abbiamo una normativa sui campi elettromagnetici.

nella struttura commerciale della nostra società di ingegneria. Quest'ultima sta attualmente ristrutturandosi e la struttura organizzativa non è ancora definitiva; essa sta strutturandosi su due progetti particolari. Il primo progetto è quello relativo all'acqua, nazionale e internazionale, che fa perno sull'ISMES, noto istituto che si occupa di problemi idroelettrici; ha una struttura societaria che potrebbe essere completamente separata (ma non è stato ancora deciso, comunque). Il secondo è il progetto ingegneria con attività nazionali e internazionali, che è stato dotato di una sua direzione commerciale per interfacciare la clientela. Posso anche anticiparvi che in questo momento stiamo partecipando a tutte le gare di livello internazionale che vengono bandite.
Come diceva il presidente, si tratta di gare dalle quali è possibile far scaturire un'attività di carattere industriale che crei e sostenga l'occupazione della nostra struttura. Abbiamo affidato questa direzione ad una persona esperta di business internazionali, in quanto all'interno dell'ENEL di business internazionali non se ne erano mai fatti, dato che per ragioni di concessione l'azienda all'estero poteva svolgere solo attività di consulenza. Ciò fino al 16 dicembre, data in cui abbiamo modificato lo statuto e, quindi, attraverso una società separata, è stato possibile svolgere anche attività industriali.
Per quanto concerne i tempi dell'operazione ENEL-ENI, abbiamo previsto per l'estate - salvo inconvenienti - la definizione degli elementi del business plan; come conseguenza di questo si stabilirà la tempistica. L'ingresso in borsa dovrebbe coincidere più o meno con la liberalizzazione del mercato se possibile, perché è molto difficile la quotazione in borsa di un'azienda il cui fatturato è costituito dagli acquisti dei propri azionisti. Quindi la struttura, finché il mercato non sarà liberalizzato, sarà una struttura impropria. Dobbiamo ancora decidere se la società partirà prima o quando il mercato sarà liberalizzato, quando cioè vi sarà una decisione definitiva. Questo è ancora oggetto di discussione tra i soci.
Per l'ammissione in borsa delle aziende in Italia esistono regole e la Consob. La valutazione degli impianti spetterà ovviamente a un'autorità indipendente, non a noi, che verrà nominata di comune accordo.

questi giorni i criteri della privatizzazione? Si è partiti dall'ipotesi Carpi ma vi sono parecchie risoluzioni presentate in Parlamento, alcune delle quali non condividono affatto l'impostazione del piano Carpi. C'è il rischio - vorrei soltanto dei chiarimenti da parte della dirigenza - che questo primo accordo ENEL-ENI, al quale - si legge sulla stampa - pare sia già interessata la General Electric, possa essere l'embrione di una frammentazione dell'ENEL, per cui vi è la possibilità che l'ipotesi Carpi, che non condivido personalmente, possa realizzarsi.
Vorrei un chiarimento anche su un altro punto. Rispetto alle direttive europee sulla liberalizzazione del mercato, sappiamo che già oggi l'ENEL non controlla il 34 per cento del mercato, nel senso che il 34 per cento di mercato non dipende dall'ENEL. Ho visto nei prospetti illustrati che vi è una previsione pari al 30 per cento di mercato da liberalizzare: perciò mi piacerebbe capire se abbiate pensato alla possibilità dell'azionariato diffuso, che potrebbe essere un'ipotesi percorribile.
Terzo e ultimo argomento: la ristrutturazione. Proprio perché ci si appresta a privatizzare l'ENEL, mi piacerebbe sapere secondo quali criteri si sta ristrutturando un'azienda posto che ancora non si sa come diventerà e come verrà privatizzata. Sicuramente c'è da operare una separazione tra la gestione industriale e quella finanziaria. Diverso è quanto si sta facendo riguardo alla redistribuzione dell'azienda sul territorio. Ci sono degli esempi che fanno sorgere il sospetto che si perseguano direttive più politiche che non imprenditoriali. Mi riferisco al fatto che in Calabria non c'è più una direzione di promozione termoelettrica, mentre c'è sia a Brindisi, sia a Napoli, dove il termoelettrico non si fa. Mi riferisco per esempio al fatto che la direzione di produzione idroelettrica di Parma controlli gli impianti di Cagliari; non riesco a capire quale connessione ci possa essere tra Cagliari, che si trova in Sardegna, quindi in un'isola, e Parma; non riesco soprattutto a capire secondo quali principi - visto che il Parlamento ancora non si è pronunciato sul modo in cui l'azienda andrà privatizzata e quindi ristrutturata a seguito della privatizzazione - si sia pensato di ridisegnare l'Ente.

sviluppo. Direi che la diversificazione è una necessità economica.
Alcune osservazioni sugli investimenti che sono stati criticati, come a San Filippo del Mela piuttosto che in Calabria e così via: a San Filippo del Mela in questo momento stiamo lavorando, non è stato abbandonato; vi è un progetto di revamping che stiamo conducendo. Abbiamo in previsione un nuovo investimento in Sicilia, regione totalmente autosufficiente, che anzi esporta energia elettrica verso il continente. Non vedo quindi problemi.

proposito dell'azionariato e sul processo di privatizzazione...

comprensibile perché avendo l'Ente una vocazione termoelettrica fortissima ha investito nel settore molto di più di quanto abbiano fatto gli altri. Sono dati che posso mostrarvi in qualsiasi momento. Quindi, spazi di miglioramento di rendimento non ce ne sono moltissimi. Alcune centrali dell'ENEL sono nuovissime: il prossimo anno immetteremo sulla rete circa 40 miliardi di chilowattora, il 20 per cento dell'attuale produzione dell'Ente, provenienti da Brindisi e da Montalto di Castro, due impianti nuovi di zecca. Questo non significa che siano economici: infatti, i tempi di realizzazione, anche togliendo la questione nucleare, hanno comportato costi particolarmente alti.
Vi segnalo ora un elemento decisivo: la struttura tariffaria. Paradossalmente oggi l'ENEL non ha alcun interesse - questo non vuol dire che non lo faccia, lo fa lo stesso, come dimostra per esempio la vicenda Sardegna - a fare investimenti per migliorare i rendimenti e risparmiare combustibile. Infatti, il meccanismo della cassa conguagli e del sovrapprezzo termico è un meccanismo di rimborso a piè di lista; non sono favorevole a questa situazione, anche se mette al riparo l'ENEL da tante cose, e mi auguro che la struttura tariffaria futura cui l'autorità lavora sia invece fortemente stimolante nei confronti dell'efficienza complessiva del sistema ENEL. Naturalmente siamo consapevoli che non possiamo riversare i benefici solo sul mercato libero e che occorre fare questo ragionamento anche sul mercato obbligatorio. La Commissione e l'autorità si troveranno davanti a problemi molto grandi, come quello dei cosiddetti stranded investment; certamente il mercato elettrico non si riforma in ventiquattr'ore, sarà un processo da cui dobbiamo uscire gradualmente in un arco di tempo ragionevolmente lungo, perché si tratta di cambiare molte cose.
Per quanto riguarda Caorso, dovremmo procedere alla cosiddetta messa in custodia di tipo passivo sulla base delle indicazioni fornite dal Governo. Questa situazione è stata ottenuta in alcune centrali ma non a Caorso, per la presenza del combustibile all'interno della centrale. Raggiungere la situazione di sicurezza passiva significa poter portar via il combustibile da qualche parte: il combustibile mai usato può essere venduto; quello usato, irradiato, non può essere venduto. Si possono fare due cose, o riprocessarlo in un impianto di riprocessamento all'estero, come abbiamo fatto finora per certe quantità di combustibile, oppure stoccarlo a secco, come si dice, in un impianto che in Italia non c'è e che andrebbe costruito.
Qualsiasi discussione sul futuro di Caorso non ha soluzione - poi, potremo discutere dell'eventuale decommissioning incompleta della centrale -, né senso se non sciogliamo il nodo di dove mettere il combustibile ed il materiale derivante da un'eventuale attività, parziale o totale, di decommissioning. Oggi non esiste soluzione ed anche l'ipotesi di trasferire all'estero una certa quantità di combustibile è molto osteggiata (ci sono stati blocchi stradali, eccetera), per cui siamo in attesa di indicazioni sul da farsi. Ripeto, è fondamentale il problema dell'individuazione di un sito in Italia.

ovviamente offensivo di persone notoriamente dotate di fosforo e professionalità sperimentate - che non è la stessa cosa che far riferimento ad un azionista privato, il quale usa il proprio investimento in relazione ad una convenienza che si confronta sul libero mercato nazionale e internazionale. È una premessa che investe i massimi sistemi, ma che - a mio avviso - è molto importante proprio perché ci troviamo di fronte a due manager i quali hanno come azionista di riferimento totale lo Stato e, come attività, un'attività in concessione monopolistica che dà luogo a flussi assicurati, ma anche all'impegno a fornire il mercato, tutto quello restante delle imprese e della società civile, di energia elettrica.
Su quanto appena detto sarei molto contento se il dottor Tatò, anche per alcune recenti vicende di stampa, potesse esprimere il suo pensiero dal quale la Commissione poi potrà trarre qualche conclusione. Riteniamo infatti che il Parlamento abbia il dovere, attraverso la Commissione, di esprimere un indirizzo di politica industriale e di politica energetica, per cui un manager o dei manager di imprese, le quali svolgono pubblico servizio, devono sì rispondere al Governo, ma il Governo risponde al Parlamento, che ha una sovranità diretta per la proprietà e diretta per il pubblico servizio che viene svolto.
Veniamo ora al problema del memorandum di intesa del 5 maggio 1997 fra le due società ENEL-ENI, una a totale proprietà dello Stato, l'altra a grande maggioranza, per ora ancora, di proprietà dello Stato. Mi sembra di aver colto dai comunicati ufficiali che, dopo una fase esplorativa che dovrebbe durare tutto il 1997, si dovrebbe arrivare alla costituzione nel 1998 - prego il presidente e l'amministratore delegato di darmi conferma se è così - ad una società congiunta, alla quale cedere centrali attualmente di proprietà della società ENEL per la produzione di elettricità. Ripeto alcune domande che sono già state poste, mentre altre forse sono nuove.
Primo punto: come verrà finanziata la società congiunta? Secondo: come verrà gestita e da chi e come verrà controllata? Terzo: quali impianti verranno conferiti? Con quale procedura verranno posti sul mercato gli eventuali titoli azionari? Affinché questa risposta possa essere finalizzata in maniera più concreta, chiedo se non si ritenga che tale intento non costituisca un disegno per sottrarre al mercato aziende produttrici di energia elettrica da cedere a privati, per essere gestite in un regime che in realtà non è più di concorrenza. Mi domando altresì se, in conseguenza della costituzione di questa società congiunta, non si concretizzi in sostanza l'ampliamento dell'attuale regime di monopolio, in contrasto con la politica di liberalizzazione in corso e con le direttive europee. Su questo argomento ci è stato detto che in realtà si vuole costituire, tramite queste società, il mercato, anche perché nessuno - ed è stato ripetutamente sostenuto oggi, ma anche in altra sede dal dottor Tatò - in questo momento mostra di voler fare o di avere intenzione di fare investimenti nel campo della produzione dell'energia elettrica da immettere in un futuro mercato concorrenziale.
Chiedo inoltre se gli azionisti dell'ENEL, e in particolare il Tesoro, siano informati delle intenzioni e del programma di predisporre un sostanziale impedimento al libero mercato elettrico nazionale che deriverebbe proprio dalla costituzione di una società di questa consistenza e dimensioni. Ancora: se gli azionisti dell'ENI, e in particolare il Tesoro - ma mi sembra che questa domanda debba essere posta non all'ENEL ma all'ENI, e quindi la pongo solo come completamento - sono informati che si prepara un'ulteriore integrazione verticale del sistema gas considerato che la SNAM, società del gruppo ENI, viene ad essere fornitrice di una società, quale quella prevista, che sarà la proprietaria di impianti di generazione elettrica a ciclo combinato a gas.
Se l'ENEL vende i suoi migliori impianti - perché nel costituire questa società è inimmaginabile il conferimento degli impianti migliori - gli utenti del futuro

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mercato vincolato potrebbero sopportare costi più alti per la fornitura di energia elettrica, a meno che non si vada a dire al socio e poi al mercato che si sono conferite le centrali meno aggiornate. Il valore di mercato di ulteriori dismissioni, dopo questa che verrebbe fatta, non ridurrà il valore dell'ENEL e quindi la possibilità di mettere sul mercato i relativi titoli? L'iniziativa ENEL-ENI non precostituisce una struttura di impresa tale da condizionare oggettivamente il processo di recepimento delle direttive europee per l'elettricità, ciò prima ancora che le direttive europee siano oggetto di discussione per il recepimento adeguato al nostro ordinamento ed alle esigenze della nostra economia? In poche parole, se questo viene fatto prima che avvenga il recepimento, il futuro mercato sarà aperto e nel medesimo tempo chiuso, stabilendo un forte potere di interdizione nei confronti di altri soggetti. Da ultimo - e concludo, presidente - non si ritiene necessario, nel caso di dismissioni, ricorrere ad asta pubblica dal momento che si tratta di imprese, di centrali e attrezzature che sono di proprietà dello Stato?

necessariamente ottimali come distribuzione geografica. Noi pensiamo di trovare un compromesso utile, apportando degli impianti che possono produrre energia nelle regioni che altrimenti non sarebbero rifornite.

la vigilanza dell'authority, che deve vigilare affinché non vengano danneggiati gli utenti vincolati.
Quanto all'eventuale riduzione di valore dell'ENEL, direi il contrario, nel senso che se questa azienda funziona dovrebbe avere un suo valore; e noi di tale azienda abbiamo una parte di proprietà. Per la parte che non è di nostra proprietà abbiamo ricevuto cassa. Si può sempre discutere sull'adeguatezza dei valori, ovviamente, però direi che quello che si sta facendo sia per noi sia per l'ENI, che ha lo stesso problema, è trovare il prezzo giusto. Secondo noi il prezzo giusto, oltre alla stima del valore in occasione della messa in borsa, è il prezzo che il mercato è diposto a pagare per un certo progetto.
Quanto ad eventuali condizioni nel recepimento della direttiva, non riteniamo di metterla in pericolo, anzi aspettiamo che venga resa esecutiva per poter proseguire con questo progetto; in un certo senso esso è condizionato al fatto che si applichi la direttiva europea, perché in caso contrario il progetto non ha alcun senso e quindi non verrà neanche realizzato.

esistenti, per esempio a Brindisi, dove invece per moltissimi motivi abbiamo dovuto accettare l'ipotesi che una parte di quella centrale, costruita per funzionare a carbone, dotata di un nastro trasportatore del carbone, di desolforatori e di denitrificatori, venga fatta funzionare a metano. Il metano è competitivo con il carbone quando viene bruciato in impianti dedicati al metano, con rendimenti molto alti, ma bruciare il metano in una centrale a carbone equivale a mettere della benzina super in un motore diesel: rappresenta indubbiamente uno spreco. Tenete conto che un chilowattora prodotto con il metano in una centrale di quel tipo costa a noi, e quindi agli utenti, circa 35 lire in più rispetto all'equivalente di un chilowattora prodotto con il carbone.

È vero che esiste già una lettera di intenti dell'ENEL con la Enron, lettera di cui mi è stato parlato l'altro giorno a Londra, in forza della quale si creerebbe una società mista ENEL-Enron per cedere centrali nell'Italia del nord?
Esiste un accordo con la Deutsche Telekom per una società mista per la telefonia mobile e fissa?
È vero che vi sono trattative in corso con la società Debis, del gruppo Mercedes, per il settore informatico?

serie di poteri, tutti legittimi - per carità - distribuiti nel territorio nazionale.
Non mi sfugge il significato della risoluzione, nei confronti della quale sono molto rispettoso; ritengo però che la ristrutturazione effettuata, che non ha significato politico né istituzionale (fra l'altro la legge Bassanini delega le funzioni di programmazione e così via, non i criteri di organizzazione di un'azienda, che sono tutt'altra cosa), debba restare strettamente nelle facoltà e nei poteri del management. Ciò non significa che quella sia La Bibbia dell'organizzazione dell'ENEL: la osserviamo, le organizzazioni devono continuamente modificarsi e sistemarsi per essere pronte a rispondere. Non ne farei un articolo di fede, per capirci, però il giorno in cui qualcuno mi dimostrerà che, in forza della ristrutturazione che abbiamo fatto, è diminuita la qualità del servizio prestato ai nostri utenti, mi sembrerà una critica molto pertinente. Sulla questione se debba esserci un distretto, un dipartimento, una delegazione, un centro, ci assumiamo la responsabilità dell'impopolarità.
Vi assicuro che solo in questo modo possono essere effettuate le ristrutturazioni, altrimenti la quantità di richieste che noi potremmo ricevere - per motivi di prestigio, occupazionali, di ufficio, di appalto e così via - renderebbero assolutamente impossibile l'operazione. Mi scuso, quindi, se non potremo dare seguito alla risoluzione della Commissione, ma riteniamo si tratti di due sfere di competenza e di autonomia non comunicanti, nel caso specifico.

sarebbero pronti per questo processo). Poiché è noto che il nostro interesse come gruppo non è quello di andare su questa strada, sarei curioso di sapere, in questo processo di riorganizzazione e di dimagrimento, quale spazio verrà lasciato alle fonti rinnovabili.
Prendo atto - ma è questione che riguarda questa Commissione e questo Parlamento - della sua dichiarazione secondo la quale, dottor Testa, lei non può, con grande dispiacere, attuare la risoluzione, la direttiva, la decisione adottata da questo Parlamento. È un problema che riguarda il Parlamento, non riguarda lei; il Parlamento deve verificare se sia sovrano e dove si fermi la sua sovranità. Abbiamo capito che la sovranità si ferma ai cancelli di un'azienda di proprietà dello Stato.

con la cautela relativa al fatto che è in corso un arbitrato - e lei presidente conosce il diritto anglosassone e soprattutto gli anglosassoni, che sono molto puntigliosi e che danno valore persino alle cose dette oltre che a quelle scritte...

si capisce poco, non si riesce a vedere i conti e non si sa bene chi se ne occupi. Vi fornisco solo due dati: l'acquedotto pugliese deve all'ENEL 85 miliardi; quello siciliano ce ne deve 47. Aspettiamo di vedere le acque.

cultura ambientalista e senza nessuna polemica politica, che sia stato un gravissimo errore non aver fatto quell'investimento di 1.500 miliardi a Monfalcone, che ci avrebbe consentito di disporre di un'altra fonte di rifornimento di gas, come ha affermato recentemente Bernabè.
Sono queste le cose che ci penalizzano moltissimo. L'onorevole Rossi ha dichiarato il suo disaccordo con la termocombustione; sono a disposizione per discuterne e ragionarne. Oltre tutto, è legge dello Stato; non vogliamo bruciare i rifiuti, vogliamo bruciare il combustibile che si può ottenere dai rifiuti, risparmiando combustibile che altrimenti importiamo. Questa lezione l'ho imparata vent'anni fa, quando ho cominciato a muovere i primi passi in campo ecologico e non capisco quale obiezione, una forza che ha una matrice ambientale, possa avere all'utilizzo di un combustibile anziché al collocamento in discarica, perché non si può riciclare tutto dei rifiuti ma sono delle frazioni.
Quanto al problema della competizione, per fortuna - se così vogliamo dire, ma non so se sia una fortuna o una sfortuna - la competizione europea, per quanto riguarda l'energia elettrica, ha dei limiti sulle linee di trasmissione; ci sono delle autostrade, ma non vi si può far transitare tutto, per cui sicuramente una gran parte della produzione dovrà restare in Italia. Quanta parte avrà l'ENEL è legata ad un fattore che voi avete potuto vedere, vale a dire il numero drammatico rappresentato da utenti per gigawatt installato (era in uno dei prospetti che vi abbiamo illustrato); 250 l'ENEL a fronte di una media - non sto parlando dei migliori - degli impianti americani.
Abbiamo di fronte a noi una ristrutturazione tipo quella cui altre industrie hanno proceduto 10 o 15 anni fa (il settore automobilistico, quello informatico e così via); se la sappiamo affrontare, possiamo venirne fuori bene; se non l'affrontiamo, ne pagheremo il prezzo in termini di rischio molto forte.

operatori sul mercato libero. Il secondo è rappresentato dai processi di privatizzazione che stanno creando nuovi operatori nell'elettricità, i quali abbandonano gli schemi di comportamento tipici dei vecchi operatori di servizi di pubblica utilità (si tratta di operatori con caratteristiche imprenditoriali, molto orientati alla crescita e proiettati sull'estero).
Due fattori specifici riguardano l'industria del gas, ossia la forte innovazione tecnologica sviluppatasi soprattutto nel comparto delle turbine a gas, e la crescente difficoltà dell'industria nucleare in tutti i paesi OCSE, scaturente da problemi ambientali legati al trattamento del combustibile spento (ossia i residui radioattivi) e al decommitioning delle centrali, cioè all'eliminazione delle centrali fuori esercizio.
Questi fenomeni stanno ridisegnando l'assetto del comparto con un processo che ha tre caratteristiche: l'aumento del numero degli operatori; una maggiore proiezione internazionale, nel senso che gli operatori, abituati ad operare sul mercato interno protetto, ora diventano soggetti internazionali tesi a conquistare all'estero quote di mercato, favoriti dai processi di liberalizzazione ed infine, terza caratteristica, la ricerca da parte di molti operatori elettrici di alleanze nel gas per garantirsi sicurezza di forniture e competitività nei prezzi di approvvigionamento.
I processi di trasformazione che stanno investendo l'industria elettrica interessano pesantemente il settore del gas; cresce il consumo anche a seguito della liberalizzazione dell'utilizzo del gas negli impianti termoelettrici, perché come si sa per molto tempo una direttiva europea ha vietato l'uso del gas negli impianti di produzione elettrica (divieto recentemente abolito).
Inoltre, aumenta l'esigenza di diversificare le forniture per far crescere il grado di sicurezza del servizio; il gas non è disponibile in quantità rilevante in Europa continentale, ragion per cui quest'ultima è debitrice di gas nel confronti di due grandi fornitori come la Russia e l'Algeria. Per molti operatori elettrici, i quali hanno deciso di entrare nel settore del gas o di costituire alleanze, si è posto il problema di diversificare ulteriormente gli approvvigionamenti, aumentando il numero dei fornitori esterni, dagli attuali due a molti di più: è entrata stabilmente nel novero dei fornitori la Norvegia, mentre la Nigeria inizierà tra tre anni; alla stessa stregua si pongono Trinidad e Tobago i quali stanno sviluppando l'industria del GNL a favore del mercato dei paesi OCSE.
Da ultimo, aumenta il costo dei nuovi progetti infrastrutturali per la crescente distanza delle fonti di approvvigionamento dai mercati.
Il mercato deve conciliare due esigenze contraddittorie, da un lato il maggior costo e la maggior complessità dei progetti, dall'altro la competitività dei prezzi sul mercato finale. La risposta che il mercato sta dando alla conciliazione di queste esigenze è la crescente integrazione tra gli operatori elettrici e quelli del gas, che assume forme diverse. Direi che vi sono tre tipologie di integrazione tra le due industrie, seguite a livello internazionale. La prima è la diversificazione nel gas di industrie elettriche o viceversa: è il caso della ENRON, società americana nata come società del gas che all'inizio degli anni ottanta si è diversificata nell'elettricità, con rilevanti investimenti sviluppati in quasi tutto il mondo; un altro esempio è rappresentato dalla British Gas che verso la fine degli anni ottanta ha creato una propria entità, la British Gas Power Generation, che ha realizzato join venture in dieci paesi oltre ad iniziative di produzione di elettricità.
La seconda tipologia di accordi è quella delle alleanze strategiche fra imprese del gas e imprese elettriche: queste si sono sviluppate soprattutto in Europa, e l'esempio più importante è costituito dalla stipula di un accordo strategico tra ELF ed EDF (ELF è la società francese di petrolio e di gas, EDF è l'ENEL francese) per lo sviluppo congiunto della generazione a gas, che consente a EDF di avere un quadro di riferimento molto più preciso sulle prospettive dell'industria del gas. Un accordo analogo è stato sottoscritto in Spagna fra Repsol Gas Natural e Iberdrola, il secondo

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produttore elettrico spagnolo; un altro accordo di questo tipo è stato raggiunto in Norvegia tra Statoil e Norskhydro: non ho citato tutti gli accordi realizzati, ma questi sono i tre più importanti. In Europa si stanno diffondendo accordi strategici, che portano alla creazione di nuove strutture societarie, tra società del gas e società elettriche.
Vi è una terza tipologia di accordi, che è invece un approccio caso per caso, con specifiche alleanze per diversi paesi. Molti Stati, in seguito all'apertura del mercato elettrico, hanno deciso di sviluppare le nuove centrali con tender internazionali; in sostanza, la nuova generazione viene «messa a gara»: viene pubblicato un bando pubblico, aperto a livello internazionale, cui tutti possono partecipare; normalmente partecipano consorzi che raggruppano società del gas e società elettriche in modo da fornire un servizio congiunto, ma ovviamente si aggiudica la gara chi offre il prezzo del chilowattora inferiore. Esempi recenti si sono avuti in Turchia, paese che usa questo sistema per la nuova generazione di elettricità; la Tunisia sta facendo allo stesso modo. Si realizzano alleanze occasionali fra operatori elettrici e operatori del gas, che hanno come finalità specifica la realizzazione di una centrale con la fornitura del gas in un determinato sito.
L'ENI è da tempo alla ricerca di un alleato strategico, proprio perché intende operare a livello internazionale nei progetti gas ed elettricità, che ormai sono l'esempio più dinamico di sviluppo del business. Come dicevo prima, sia lo sviluppo tecnologico (e quindi la diffusione e il miglioramento tecnologico nelle centrali a ciclo combinato), sia le nuove modalità con cui vengono svolte le gare per la fornitura di energia elettrica, favoriscono questi accordi e noi da tempo abbiamo cercato delle alleanze strategiche. Finora, salvo l'accordo con l'ENEL, di cui dirò più avanti, non abbiamo sviluppato alleanze strategiche con nessuno, anche se abbiamo avuto occasionalmente rapporti con una pluralità di operatori. Abbiamo partecipato a gare in Turchia e in Tunisia, ci siamo alleati di volta in volta con varie società elettriche, abbiamo avuto contatti con diverse imprese europee ed internazionali per un accordo strategico di lungo periodo, al di là delle occasioni specifiche di gare per singole centrali elettriche; non abbiamo però trovato finora un partner che rispondesse interamente ai requisiti che noi desideriamo, vale a dire dimostrata efficienza come operatore elettrico, dimensioni idonee ad operare a livello internazionale e competitività sul piano dei costi.
È questo il quadro di riferimento di natura strategica che sottende tutto il processo in corso in questo momento.
Un problema più specifico riguarda la situazione impiantistica dell'ENI in Italia: l'Ente possiede nel nostro paese un sistema di produzione di energia elettrica che ha bisogno di forti interventi di ristrutturazione. Abbiamo 21 centrali termoelettriche, per un totale di 2.300 megawatt di potenza installata; queste centrali sono asservite per 1.200 megawatt alle esigenze della nostra industria chimica (Enichem), per 1.000 megawatt a quelle della raffinazione e per un centinaio di megawatt circa a quelle del trasporto di gas. Sono localizzate in larga misura al nord, nei grandi impianti petrolchimici e di raffinazione, ma ci sono centrali anche al sud e nelle isole.
Si tratta di centrali relativamente vecchie: la maggior parte sono state costruite negli anni cinquanta e sessanta; le caldaie hanno mediamente dai 25 ai 30 anni e richiedono di essere progressivamente sostituite, non solo per l'età, ma soprattutto perché hanno dei rendimenti - come vedremo - molto bassi e dei costi molto elevati. Sono tutte centrali termoelettriche: l'ENI non beneficia delle rendite idroelettriche, lasciate ai produttori - in particolare a quelli chimici - all'epoca della nazionalizzazione dell'industria elettrica e che oggi sono tutte in capo alla Montedison, anche se la maggior parte degli impianti chimici della Montedison è all'interno del nostro sistema.
Il nostro sistema di produzione elettrico è sostanzialmente bilanciato;

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produciamo 11 terawattora e ne acquistiamo 4; consumiamo circa 12 di questi 15 terawattora, 8 nei nostri impianti e 3 in impianti che abbiamo ceduto a terzi o che fanno parte di joint venture con terzi, e poi cediamo alla rete 3,5 terawattora. Praticamente, vi è un bilanciamento - ripeto - tra quanto cediamo e quanto acquistiamo dalla rete.
Abbiamo previsto interventi per rinnovare il rilevante parco impiantistico di cui disponiamo e per ridurre i costi del nostro sistema produttivo, adottando le più efficienti e moderne tecnologie a ciclo combinato. Voi sapete che l'ultima generazione di turbine a gas e quindi di impianti a ciclo combinato hanno dei rendimenti intorno al 60 per cento, vale a dire molto elevati. Abbiamo predisposto un piano che, giusto per darvi alcuni dati di raffronto, dovrebbe portare l'efficienza delle nostre caldaie, che attualmente è addirittura inferiore al 40 per cento, a circa il 56 per cento, con investimenti unitari che, nel caso di caldaia ad olio di tipo tradizionale e anche avanzato, sono di circa 2 miliardi a megawatt, mentre invece nei nuovi cicli combinati sono di circa 900 milioni a megawatt, con costi di produzione che, nelle centrali ad olio tradizionali, sono di circa 92 lire a chilowattora e che, con i nuovi processi, dovrebbero scendere a 65 lire.
Il rinnovo di questo parco impiantistico comporterebbe per noi investimenti per circa 2.500 miliardi e ci procurerebbe notevoli benefici in termini di costo, assorbendo però una notevole quantità di capitale investito, con dei rendimenti relativamente bassi. Dal punto di vista aziendale, quindi, ci si pone il problema di destinare ingentissime risorse finanziarie ad un'attività che ha rendimenti relativamente bassi, anche se con un vantaggio notevole in termini di riduzione dei costi di produzione. Sottrarremmo però risorse alle nostre attività principali, quella di esplorazione e di produzione di petrolio e di gas, che hanno evidentemente ritorni più elevati, ed avremmo inoltre problemi di gestione del sistema elettrico, che richiede competenze specifiche che noi non abbiamo, non essendo l'ENI un operatore elettrico. Per questo motivo abbiamo deciso di accelerare la ricerca di un partner; ci ha spinti l'esigenza di rinnovare completamente il nostro parco impiantistico e di collaborare con un operatore che sappia gestire con efficienza i sistemi elettrici.
Ricapitolando quanto detto finora, direi che due sono le motivazioni principali: la prima è lo sviluppo internazionale di questa attività, che vede una crescente concentrazione fra operatori del gas e operatori elettrici. La seconda è la necessità di procedere al rinnovo impiantistico del nostro sistema con grandi investimenti e un forte assorbimento di risorse finanziarie da destinare utilmente a scopi più consoni con la nostra vocazione petrolifera e gassifera.
Nella ricerca di un partner si incontrano difficoltà; abbiamo iniziato cercando alleanze e accordi strategici con operatori dell'impiantistica, per ottenere vantaggi in termini di costi e di efficienza, il che però comportava problemi di esercizio degli impianti stessi. In generale abbiamo ritenuto che un legame troppo stretto con gli impiantisti determinasse contrasti di interesse nel lungo periodo. Volevamo un operatore elettrico e perciò ci siamo rivolti a partner europei, i quali, come ho detto prima, sono fortemente impegnati a livello nazionale, cioè ogni paese cerca di creare dei national champion, ossia degli operatori leader sul piano nazionale che abbiano capacità e forza di muoversi a livello internazionale. In Francia l'accordo ELF & ELF è stato fortemente voluto dal governo francese, lo stesso sta facendo la Spagna ed altri governi europei. Da parte dei partner europei abbiamo riscontrato una scarsa disponibilità, perché si è preferito saldare alleanze all'interno dello Stato in vista di proiezioni esterne.
Abbiamo discusso con taluni privati italiani, ma le dimensioni non erano adeguate né al nostro fabbisogno di investimento, che è rilevantissimo, né alla capacità di gestire un parco impiantistico così complesso. È stato difficile trovare un'alternativa all'ENEL che, peraltro, ha estese e riconosciute competenze nel campo della gestione elettrica; pur avendo esigenze di

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ottimizzazione di impianti in siti e in aree contigue, l'ENEL ha dichiarato la propria intenzione di rilanciare l'attività in termini di efficienza, di competitività e di costi e di proiezione internazionale.
Ritengo valga la pena citare un esempio circa l'ottimizzazione congiunta di un sito, quello di Porto Marghera, dove sia noi, sia l'ENEL abbiamo una centrale. Abbiamo un progetto per una nuova centrale, che sostituisca quella vecchia da 170 megawatt che ha un rendimento del 52 per cento ed un costo di 900 milioni per megawatt installato. L'ENEL ha un gruppo esistente di 160 megawatt, che ha rendimenti del 39 per cento e che deve essere ristrutturato. Un progetto ottimizzato congiunto prevede la costituzione di una centrale di 430 megawatt con un rendimento del 57 per cento e un costo di poco più di 600 milioni a megawatt installato: l'ottimizzazione congiunta di un sistema impiantistico consente di ridurre fortemente le spese di investimento e di migliorare notevolmente l'efficienza. Dal punto di vista dell'economia del paese ha senso la ricerca di queste ottimizzazioni impiantistiche perché comportano non solo benefici per il consumatore finale, che pagherà di meno l'energia elettrica, ma anche per i due soci che spendono meno nella realizzazione delle centrali.
Questo tipo di considerazione ha permesso a noi di arrivare alla determinazione di studiare congiuntamente una forma di accordo che consentisse la realizzazione di una società congiunta; non credo di dovermi soffermare sull'accordo perché l'ENEL ne avrà parlato diffusamente. Prima di concludere, però, vorrei sottolineare due elementi che secondo noi costituiscono le caratteristiche essenziali della società.
La società deve essere fortemente orientata all'efficienza e alla minimizzazione dei costi, perché l'obiettivo primario è la fornitura di energia elettrica a costi competitivi. Devo dire che abbiamo dovuto chiudere degli stabilimenti nel passato, eliminando attività industriali, perché l'energia elettrica veniva prodotta a costi fuori mercato. In Germania, in Inghilterra e in Francia vi sono dei competitori che hanno energia elettrica a costi fortemente più bassi dei nostri; ritengo che l'eliminazione di uno stabilimento e l'uscita da un'attività perché non si è fatto tutto il necessario per rendere l'energia elettrica competitiva, in termini di costi, con il prezzo pagato dai nostri competitors a livello europeo, è ingiusta nei confronti di chi subisce le conseguenze della crisi aziendale per carenza di competitività e rappresenta un'inefficienza per il paese che vede distruggere riserve industriali da valorizzare.
Tra l'altro, purtroppo, questo si è verificato nelle aree più deboli del paese, tant'è che si sono avute penalizzazioni enormi in Calabria, in Sardegna e in zone dove si sarebbe potuto operare in modo tale da fornire elettricità a costi più competitivi. Non so cosa abbia detto Tatò, ma credo che per il rilancio della competitività del paese uno degli elementi fondamentali sia rappresentato proprio dalla disponibilità di energia elettrica a basso costo.
Una società orientata all'efficienza, dunque; un management tra i due soci che gestisca la società in maniera efficiente; rapporti con i partner a condizioni di mercato e forte proiezione internazionale. Dobbiamo confrontarci a livello internazionale con opportunità straordinarie: ci sono grandi progetti che stanno partendo, che vedono l'integrazione tra gas ed elettricità, che possono dare un notevole contributo al rilancio di interi settori industriali, come il termo-elettrico-meccanico che in Italia purtroppo ha subìto le vicissitudini a tutti note.
Il mondo si sta sviluppando dinamicamente e un soggetto italiano capace di recepire questa sfida di sviluppo a livello internazionale e di tradurla in nuove opportunità di lavoro e occupazione, penso sia di grande beneficio per il paese.
Naturalmente l'intervento di rinnovo impiantistico di questa società, con le dimensioni previste, ha effetti rilevanti anche sul sistema industriale interno. Nel business plan si prevedono circa 5.000 miliardi di investimenti che andranno, in larga misura, a vantaggio dell'industria termoelettrica nazionale e dei due grandi

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operatori, localizzati rispettivamente a Firenze e a Genova, vista la necessità di un rilancio delle commesse.
Vantaggi dovrebbero scaturire anche sul piano ambientale: abbiamo stimato che al termine del ciclo di ristrutturazione del sistema impiantistico si abbatteranno le emissioni di 20 milioni di tonnellate di CO2. Quindi, si tratta di una, per quanto modesta, significativa riduzione a livello mondiale dell'effetto serra, oltre ad un beneficio per la bilancia dei pagamenti: l'aumento dell'efficienza dei rendimenti determina infatti una riduzione dei fabbisogni complessivi di idrocarburi, a parità di consumi di elettricità.
In definitiva questa intesa è finalizzata non solo a migliorare per noi le condizioni di costo, ma soprattutto a dotare il paese di un nuovo soggetto imprenditoriale, in grado di competere a livello internazionale, di ridurre i costi dell'energia (non solo per noi ma anche per tutti gli altri che vorranno utilizzare le strutture produttive di questa società) e di rilanciare l'occupazione e la produzione in settori particolarmente rilevanti per l'industria nazionale.
Ringrazio i commissari per l'attenzione.