Guida Turchia

RELAZIONI ISTITUZIONALI E INTERNAZIONALI
Turchia
I mercati energetici dell’est Europa:
opportunità per le imprese italiane
nel settore elettrico e del gas
Turchia
I mercati energetici dell’est Europa:
opportunità per le imprese italiane
nel settore elettrico e del gas
Indice
Indice . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . i
Lista delle figure . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ii
Lista delle tabelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ii
1. Introduzione . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 01
2. Struttura di governo e organizzazione dello stato . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 02
3. Scenario economico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 02
3.1. Gli scambi con l’estero . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 04
4. Politica energetica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 05
5. Il settore elettrico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.1. Contesto regolatorio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.2. La domanda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.3. L’offerta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.4. La trasmissione e il bilanciamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.5. La distribuzione e la vendita . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.6. L’apertura alla concorrenza . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.7. Futuri scenari di sviluppo del mercato (privatizzazioni ed investimenti) . . . . . . . . . . . . . . . . . .
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6. Il mercato del gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
6.1. Contesto regolatorio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
6.2. La domanda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
6.3. L’offerta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
6.4. Il trasporto e lo stoccaggio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
6.5. La distribuzione e la vendita . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
6.6. L’apertura alla concorrenza . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
6.7. Futuri scenari di sviluppo del mercato (privatizzazioni ed investimenti) . . . . . . . . . . . . . . . .
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7. Il rispetto degli obblighi di emissione . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
8. Finanziamenti per il settore dell’energia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
8.1. Finanziamenti internazionali . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
8.2. Strumenti finanziari ed assicurativi del Governo italiano . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33
8.3. La finanza di progetto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
8.4. Servizi e prodotti per le imprese all’estero del Gruppo UniCredit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44
9. Opportunità per le imprese italiane . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47
10. Istituzioni di riferimento e indirizzi utili . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49
11. Glossario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50
12. Unità di misura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51
Appendice A.
Schede di privatizzazione di TEDAS, Kemerköy e Yeniköy (www.oib.gov.tr) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52
i
Lista delle figure
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
5.1
5.2
5.3
5.4
5.5
5.6
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8.3
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8.8
8.9
Tasso di crescita reale e inflazione . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 03
Composizione del PIL per settore . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 03
Andamento mensile di importazioni, esportazioni e saldo della bilancia commerciale . . . . . . . . . 04
Composizione di esportazioni e importazioni della Turchia (2004) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 04
Esportazioni e importazioni per paese (2004) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 04
Evoluzione strutturale del mercato elettrico turco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 05
Evoluzione dei consumi di elettricità (TWh) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 08
Consumo di elettricità per settore (2004) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 08
Capacità di generazione per produttore (2004, %) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 09
Evoluzione della capacità di generazione (MW) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
Produzione per combustibile . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
Evoluzione di domanda e offerta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
Evoluzione delle linee di trasmissione (km) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
Evoluzione della domanda: 2005-2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
Evoluzione della domanda: composizione in percentuale . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
Tariffe applicate da BOTAS ai distributori . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28
Polizza Individuale di Sace S.p.A, . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
Polizza Investimenti di Sace S.p.A, . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
Polizza Lavori di Sace S.p.A. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38
Polizza Fidejussione di Sace S.p.A . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38
Polizza credito acquirente Sace S.p.A . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
Conferme Credito Documentario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
Architettura del Project Finance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
Gli elementi del Project Finance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42
La struttura finanziaria del Project Finance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
Lista delle tabelle
Tabella
Tabella
Tabella
Tabella
Tabella
Tabella
Tabella
Tabella
Tabella
Tabella
Tabella
Tabella
Tabella
Tabella
Tabella
ii
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5.1
5.2
5.3
5.4
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9.1
Principali indicatori macroeconomici . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 03
Evoluzione della domanda 2005-2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 09
Interconnessioni del sistema turco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
Progetti per nuove interconnessioni . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
Tariffe per l’uso del sistema e le operazioni di sistema praticate da TEIAS . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
Tariffe praticate da TEDAS per le principali categorie di utenza . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
Tariffe praticate da TETAS ai distributori (2005) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
Progetti BOT attualmente operativi . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
Società elettriche inserite nel programma di privatizzazione . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
Contratti di importazione . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
Cessione dei contratti di importazione . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
Rete di trasmissione nazionale . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
Linee in costruzione . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
Tariffe di Bursagaz per i clienti residenziali, agosto 2005* . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
Principali imprese operanti nella fornitura di servizi e apparecchiature al settore elettrico . . . . . . 47
1. Introduzione
Il processo di liberalizzazione del settore dell’energia è cominciato nel 2001 con l’emanazione della
Legge sul Mercato Elettrico e della Legge sul Mercato del Gas. Da allora il processo di apertura del
mercato è proseguito molto lentamente e in diversa misura per i due settori, con il settore gas ancora
controllato quasi interamente dal monopolista pubblico.
La maggiore velocità registrata nel processo di liberalizzazione del settore elettrico è principalmente
dovuta al rapido incremento della domanda e alla contemporanea incapacità del settore pubblico di
garantire adeguati investimenti in espansione della capacità di generazione per far fronte alla domanda
crescente.
La Turchia ha sperimentato nel tempo diversi modelli (BOT e BOO i più noti)1, tutti fondamentalmente
riconducibili a contratti di lungo periodo fra il produttore privato e l’acquirente pubblico, garantiti dal
Tesoro, in cui l’elettricità veniva acquistata ad un prezzo elevato, soprattutto nei primi anni di esercizio
dell’impianto, per garantire all’investitore privato il recupero del proprio investimento in tempi rapidi.
Il risultato dell’uso di tali modelli non è stato, tuttavia, quello sperato e la necessità di attrarre capitali
privati è una delle grandi sfide che il settore elettrico si troverà ad affrontare nei prossimi anni.
Una sfida analoga attende il settore del gas. La liberalizzazione del settore è ancora in fase iniziale e
il monopolista pubblico BOTAS mantiene saldamente il controllo della filiera. Un passo in avanti verso
la liberalizzazione è stato fatto nel giugno di quest’anno con l’approvazione degli emendamenti alla
Legge sul Mercato del Gas che impongono alle società di distribuzione un limite alle zone che possono
servire e a BOTAS il divieto di stipulare nuovi contratti di importazione e la cessione di parte di quelli
esistenti.
Il panorama attuale mostra che la strada verso la completa liberalizzazione del settore dell’energia è
ancora lunga, anche se un’accelerazione nell’immediato futuro sarà inevitabile a causa delle scadenze
istituzionali che attendono il paese. Nel 2004 la Turchia ha ottenuto lo status di paese candidato
all’adesione all’Unione Europea e la necessità che il Paese ha di adeguare la propria regolamentazione
a quanto previsto dalle Direttive comunitarie, porterà nel prossimo futuro a diverse modifiche delle
struttura del settore energetico che possono presentare opportunità interessanti per i paesi europei.
01
1. BOT è l’acronimo di Build-Operate-Transfer e BOO di Build-Own-Operate, Tratteremo questo argomento nel paragrafo 5.7.
2. Struttura di governo e organizzazione dello stato
Superficie
Capitale
Principali città
Popolazione
Tasso di crescita della popolazione
Lingua ufficiale
Altre lingue
Moneta
Forma di governo
814.578 km2
Ankara (3.582.000 ab., 2003)
Istanbul, Ankara,Izmir, Adana, Antalya, Bursa
69.66 milioni (2005, stima)
1.09% (2005, stima)
Turco
Curdo, arabo
Lira turca
Repubblica parlamentare
3. Scenario economico
PIL
Variazione reale del PIL
Composizione del PIL
PIL pro capite
Disoccupazione
Inflazione (valore medio annuo)
Tasso di cambio/€ (valore medio annuo)
Tasso di riferimento (valore medio annuo)
Tasso di interesse interbancario
(valore medio annuo)
Debito pubblico/PIL
IDE/PIL
Bilancia commerciale
Produzione industriale
Esportazioni
Importazioni
Principali settori esportatori
Principali settori importatori
Principali paesi fornitori
Principali paesi clienti
Debito estero
430,5 mld YTL (2004), 506,2 mld YTL ( 2005, stima)
8,9% (2004), 5,1% (2005, stima)
Agricoltura 11,5%; Industria 23,5%; Servizi 65% (2004)
3900 € (2005, stima)
10,5% (2004), 10% (2005, stima)
10,6% (2004), 8,7% (2005, stima)
1,7765 (2004), 1,7000 (2005, stima)
24,5%(2004), 16,00% (2005, stima)
24,4% (2004), 15,95% (2005, stima)
77,1% (2004), 71,3% (2005, stima)
0,5% (2004), 1,2% (2005, stima)
-23,83 mld $ (2004)
9.8% (2004)
50.7 mld € (2004)
78 mld € (2004)
Tessili e abbigliamento, veicoli a motore, macchinari,
macchinari e forniture industriali
Macchinari, macchinari e forniture industriali, prodotti
in metallo
Germania, Russia, Italia, Francia
Germania, Gran Bretagna, Stati Uniti, Italia
161,52 mld $ (2004)
La crescita del mercato turco nell’ultimo decennio ha mostrato un andamento molto irregolare, che
riflette la fase di transizione attraversata dal paese, la cui economia è passata dalla predominanza del
settore agricolo a quella del settore industriale.
Le politiche economiche della metà degli anni Ottanta, che hanno creato le condizioni per lo sviluppo
delle infrastrutture necessarie alla modernizzazione del paese e, più recentemente, gli accordi col
Fondo Monetario Internazionale (FMI) che hanno imposto alla Turchia un rigoroso controllo dei conti
pubblici dopo la crisi del 2001, hanno portato a parametri macro-economici generalmente in linea e in
alcuni casi migliori (come nel caso dell’inflazione) di quelli previsti dal FMI.
02
Figura 3.1
Tasso di crescita reale e inflazione
Fonte: Turkish Institute of Statistics, 2005
Nel maggio 2005 la Turchia ha negoziato col FMI un nuovo programma triennale stand by per un
ammontare di 10 miliardi di dollari il cui esborso effettivo è condizionato al completamento di riforme
nel settore amministrativo e sociale.
Negli ultimi quattro anni lo sviluppo economico ha portato ad una progressiva modifica della struttura
produttiva del paese. L’analisi della composizione del PIL mostra, infatti, una perdita progressiva di
peso dei settori agricolo e industriale a favore dei servizi, che generano ormai il 65% del PIL turco.
Figura 3.2 Composizione del PIL per settore
Fonte: ICE, Giugno 2005
Le previsioni di crescita per l’anno in corso indicano un rallentamento della crescita (+6%) rispetto ai
valori osservati lo scorso anno (+8,1%). Un rallentamento è previsto anche per i prossimi due anni,
anche se si prevede che il tasso di crescita del PIL rimanga saldamente sopra il 5%, come mostrato
nella Tabella 3.1.
Tabella 3.1
Principali indicatori macroeconomici
2003
2004
2005f
2006f
2007f
Crescita PIL (%)
5,8
8,9
5,1
4,7
5,3
Inflazione (%)
25,3
10,6
8,0
6,9
4,8
Disoccupazione (%)
10,5
10,3
9,5
9,0
8,5
Tasso di cambio / €
1,6936
1,7765
1,7000
1,7521
1,8201
Tasso di interesse di riferimento
45,9
24,5
16,00
13,3
12,22
Tasso di interesse interbancario
43,8
24,4
15,95
13,60
12,05
Investimenti esteri diretti/PIL
0,0
0,5
1,2
1,6
2,0
Debito pubblico/PIL
82,7
77,1
71,3
67,5
62,0
Fonte: Unicredit, 2005
03
3.1. Gli scambi con l’estero
Gli scambi con l’estero hanno un ruolo di primo piano fra i fattori di crescita dell’economia turca. Il settore
produttivo turco, infatti, esporta beni per la cui produzione sono necessari beni intermedi di importazione.
Nel 2004 le esportazioni sono aumentate del 32,8% rispetto all’anno precedente e le importazioni del
40,12%, con una variazione totale dell’interscambio con l’estero del 37% e un peggiormento del saldo
della bilancia commerciale.
Figura 3.3 Andamento mensile di importazioni, esportazioni e saldo della bilancia commerciale
Fonte: Unicredit, 2005
L’analisi settoriale mostra che le esportazioni turche sono composte principalmente da tessile e
abbigliamento, seguito da veicoli a motore, macchinari e materiale e fornitura industriali; le importazioni
sono invece dominate dai macchinari, seguiti da materiali e forniture industriali, prodotti in metallo e
minerali e petrolio.
Figura 3.4
Composizione di esportazioni e importazioni della Turchia (2004)
Fonte: nostri calcoli su dati ICE, giugno 2005.
Sotto il profilo geografico, l’interscambio con l’estero mostra un panorama piuttosto variegato. Nel 2004
i principali partner commerciali della Turchia sono stati Germania, Italia e Russia. Le esportazioni della
Turchia si sono indirizzate principalmente verso Germania, Gran Bretagna, Stati Uniti e Italia mentre le
importazioni provengono principalmente da Germania, Russia, Italia e Francia.
Figura 3.5
Esportazioni e importazioni per paese (2004)
Fonte: ICE, giugno 2005
04
4. Politica energetica
Ministero responsabile del settore energetico
Autorità di Regolazione
Riserve petrolifere accertate
Produzione petrolifera
Consumi petroliferi
Importazioni nette di petrolio
Capacità di raffinazione
Riserve di gas naturale
Produzione di gas naturale
Consumo di gas naturale
Importazioni nette di gas naturale
Produzione di carbone
Consumo di carbone
Importazioni nette di carbone
Riserve stimate
Capacità di generazione
Produzione elettrica netta
Consumo di elettricità
Operatori principali del mercato
Ministero dell’Energia e delle Risorse Minerarie (MENR)
EPDK
300 milioni di barili
30.000 barili/giorno (2004)
32 mln t (2005, stima)
603.080 barili/giorno (2004)
802.275 bbl/giorno (2005, stima)
8.5 mld m3 (2004)
0.37 mld m3/anno (2004)
Circa 22 mld m3/anno (2004)
Circa 21,7 mld m3/anno (2004)
53,1 mln t (2003)
71 mln t (2003)
17,9 mln t (2003)
4,6 mld t (2003)
39.000 MW (2005, stima)
150 TWh (2004)
116.6 TWh (2004)
Gas: BOTAS; Elettricità: EÜAS, generazione; TEIAS,
trasmissione; e TETAS, vendita all’ingrosso
5. Il settore elettrico
Il processo di liberalizzazione del mercato dell’energia comincia formalmente nel 2001 con
l’approvazione da parte del Parlamento turco della Legge sul Mercato Elettrico (“Electricity Law”).
La Legge sul Mercato Elettrico ha avviato un piano di riforma strutturale che ha
portato alla riorganizzazione di TEAS, l’ex monopolista pubblico, in tre società
EÜAS (generazione), TEIAS (trasmissione) e TETAS (vendita all’ingrosso) ed ha
istituito un regolatore indipendente (Enerji Piyasasi Düzenleme Kurumu - EPDK).
Figura 5.1
Evoluzione strutturale del mercato elettrico turco
05
Box 5.1
Enerji Piyasasi Düzenleme Kurumu – EPDK
EPDK è l’autorità di regolazione turca del settore dell’energia, costituita nel 2001 e operativa dallo
stesso anno. Inizialmente il consiglio direttivo era costituito di 7 membri, inclusi Presidente e
Vice-Presidente nominati dal consiglio dei ministri per un periodo di 6 anni, rinnovabili alla scadenza.
Con la Legge sul Mercato Petrolifero il numero di membri del direttivo è salito a 9.
EPDK dispone attualmente di uno staff di 270 persone organizzato in 4 grandi unità: implementazione
della regolamentazione del mercato; consulenza; attività di supporto, relazioni esterne.
Il Regolatore gode di una propria autonomia finanziaria e dispone di entrate proprie che derivano
dallo svolgimento dell’attività regolatoria.
5.1. Contesto regolatorio
La regolamentazione del mercato dell’energia è definita da una legislazione primaria, di competenza
del Parlamento, che definisce la struttura generale del settore e i principi guida della regolamentazione,
e da una legislazione secondaria, di competenza di EPDK, che regolamenta gli aspetti connessi
all’implementazione di quanto previsto nella legislazione primaria.2
La struttura attuale del mercato elettrico è basata su contratti bilaterali ai quali si affianca un meccanismo
centralizzato per la gestione degli sbilanciamenti fra immissioni effettive di chi vende elettricità e
prelievi effettivi di chi compra elettricità, controllato dalla società di trasmissione.3
Nell’ambito del settore elettrico, EPDK ha definito diverse attività:
■ Generazione;
■ Trasmissione;
■ Distribuzione;
■ Vendita all’ingrosso;
■ Vendita al cliente finale;
■ Servizi per la vendita cliente finale;
■ Import ed export.
Generazione, distribuzione, vendita all’ingrosso e vendita ai clienti finali sono aperte alla concorrenza,
così come i servizi per la vendita al cliente finale, import e export.4 È invece in mano pubblica la
trasmissione (TEIAS).5
Ciascuna attività di mercato può essere svolte previa concessione di una licenza da parte di EPDK.6 La
licenza è concessa per un periodo massimo di 49 anni, allo scadere del quale può essere rinnovata.
Per le attività di generazione, trasmissione e distribuzione la licenza non può essere concessa per un
periodo inferiore a dieci anni.
06
2. Fanno parte della legislazione primaria la Legge sul Mercato Elettrico e la Legge sul Mercato del Gas; fanno invece parte della legislazione secondaria tutte le
“delibere” del regolatore necessarie all’implementazione di quanto previsto nella legislazione primaria.
3. L’attività di bilanciamento è indispensabile per garantire il corretto funzionamento del sistema.
4. Si veda EPDK (EPDK), Electricity Market Licensing Regulation, http://www.epdk.org.tr
5. Al momento per TEIAS non è prevista la privatizzazione.
6. L’operatore deve detenere una licenza per ciascun impianto in cui l’attività è svolta. Nel caso in cui lo stesso operatore svolga più di una attività, deve essere in
possesso di una licenza per ciascuna attività svolta.
Box 5.2
Concessione della licenza per lo svolgimento delle attività del settore elettrico
Per ottenere una licenza occorre presentare una domanda a EPDK che avvia il processo di valutazione
dei requisiti tecnico-economici dell’impresa.
Il processo di valutazione inizia solo dopo che il richiedente ha versato l’1% dell’importo annuale
dovuto per la concessione e non deve, di norma, superare i 60 giorni.7
I risultati del processo di valutazione devono essere presentati all’Energy Market Regulatory Board,
interno ad EPDK, per la decisione finale. In caso di accettazione, il richiedente, entro 95 giorni,
deve:
(i) modificare il proprio statuto secondo le indicazioni del Board (se necessario);
(ii) sottoporre a EPDK gli eventuali accordi per attività di import ed export sottoscritti sulla base di
quanto disposto dalla regolazione specifica;
(iii) dimostrare di aver pagato per intero l’importo annuale per la concessione della licenza.
In caso di rifiuto, questo deve essere notificato per iscritto al richiedente assieme alle motivazioni
entro 5 giorni lavorativi dalla data della decisione.
Le licenze concesse fino ad ora per la produzione (441 fino al 13 aprile 2005, di cui 257 a produttori,
153 ad autoproduttori e 31 a gruppi di autoproduttori) hanno una durata massima di 40 anni. La licenza
concessa a TEIAS per la trasmissione ha durata 49 anni a partire dal 13 marzo 2003. Al momento,
l’unica licenza di durata inferiore ai 10 anni è quella di TETAS, la società di vendita all’ingrosso di
proprietà pubblica, la cui licenza ha una durata di 7 anni a partire dal 13 marzo 2003.
Anche le imprese estere possono chiedere la concessione di una licenza. Requisito essenziale è che
le società siano costituite come società per azioni (anonim sirket) o come società a responsabilità
limitata (limited sirket) secondo la legge turca.8 Al momento non è prevista la possibilità di operare come
filiale di un’impresa estera.
Per aumentare il grado di concorrenza e di trasparenza del mercato, la legge stabilisce dei vincoli alle
attività che una società può svolgere simultaneamente (ad esempio, i produttori possono acquisire
partecipazioni nelle società di distribuzione ma senza averne il controllo). La regolamentazione stabilisce
inoltre che nessun produttore privato può avere una quota di capacità superiore al 20% della capacità
complessivamente installata nel paese.
Box 5.3
Obblighi contabili delle imprese elettriche
Oltre a obblighi di unbundling e limiti alla capacità, la legge impone alle imprese obblighi contabili.
Le imprese che operano in più attività hanno un obbligo di separazione contabile a livello di attività,
di impianto e di utenza. In altre parole, chi esercita una o più attività deve tenere una contabilità
separata per:
■ Ciascuna attività svolta;
■ Ciascun impianto in cui è svolta l’attività (ad esempio, un produttore con due impianti di generazione
deve tenere una contabilità separata per ciascun impianto; un distributore con due aree di
distribuzione deve tenere una contabilità separata per ciascuna area);
■ Tipo di utenza (cioè deve essere data evidenza contabile sia per le transazioni con clienti
vincolati, cioè con clienti il cui consumo è inferiore a 7.8 GWh/anno e che devono acquistare
l’elettricità dal distributore locale a prezzo regolamentato, che per transazioni con clienti idonei, con
clienti, cioè, il cui consumo supera i 7.8 GWh/anno e che possono quindi scegliere liberamente il
proprio fornitore e acquistare elettricità al prezzo concordato);9
■ Altre attività non di mercato (vale a dire per attività non appartenenti al mercato elettrico).
7. Tale periodo, se necessario, può essere esteso a 180 giorni e in tal caso l’estensione deve essere notificata al richiedente.
8. Per costituire una società per azioni sono necessari almeno 5 soci fondatori e un capitale versato pari al 25% del capitale
sottoscritto (con un limite di 50.000 $ per gli investitori stranieri); per costituire una società a responsabilità limitata sono necessari almeno 2 soci fondatori. Ciascun investitore estero deve pagare un minimo di 50.000 $. Ulteriori dettagli si possono trovare all’indirizzo http://www.turkishembassy.org/businesseconomy/investing.htm
9. La soglia di idoneità è stata fissata a 7.8 GWh/anno fino al 2009. In linea di principio, tuttavia, il regolatore è libero di farla variare di anno in anno. Successivamente al
2009 la soglia di idoneità dovrebbe abbassarsi progressivamente fino all’apertura completa del mercato nel 2011.
07
5.2. La domanda
La domanda di elettricità di un sistema tiene in considerazione non solo i consumi degli utenti finali ma anche
le perdite di rete, cioè le perdite di elettricità che si hanno durante la trasmissione sulla rete di trasporto
e sulla rete di distribuzione. In Turchia le perdite di rete sono generalmente elevate (soprattutto sulla rete di
distribuzione, dove in alcune aree possono raggiungere il 30% dell’elettricità immessa in rete) e quindi il
fabbisogno complessivo del sistema è in generale sensibilmente più elevato dei consumi degli utenti finali.
Se analizziamo l’evoluzione dei consumi, si osserva che nelle ultime decadi il tasso di crescita medio annuo
dei consumi di elettricità in Turchia è stato uno dei più alti al mondo e sono previsti tassi sostenuti di crescita
(attorno al 7.8%) anche per i prossimi anni.10
Se concentriamo l’analisi sugli ultimi 5 anni, l’evoluzione dei consumi mostra, a partire dal 2002, una
riduzione del tasso di crescita rispetto a quanto osservato in precedenza.
Figura 5.2
Evoluzione dei consumi di elettricità (TWh)
Fonte: nostri calcoli su dati del Turkish Statistical Institute
La Turchia è un tuttavia paese in fase di sviluppo, con una popolazione giovane e prevalentemente
concentrata nei centri urbani11 e le stime disponibili indicano una ripresa del tasso di crescita dei
consumi elettrici fin dai prossimi anni.
Nel 2004 i consumi complessivi di energia sono stati pari a 116.6 TWh, di cui circa il 42% effettuati da
settore industriale e autoproduttori. La ripartizione dei consumi 2004 per settore è riportata nella Figura 5.3.
Figura 5.3
Consumo di elettricità per settore (2004)
45
40
35
30
%
25
20
15
10
5
0
Imprese
pubbliche
Industrie
+ autoproduttori
Servizi
Civile
Irrigazione
Costruzioni
Illuminazioni
pubbliche
Altro+vendite
dirette EUAS
Fonte: Turkish Institute of Statistics, March 2005
08
10. Questa tendenza sembrava essersi arrestata in seguito alla crisi economica che ha colpito il paese negli anni 2000-2001, e che ha determinato una riduzione dei
consumi di energia e un peggioramento delle condizioni finanziarie delle imprese di stato sul mercato. La fase acuta della crisi sembra essere stata superata e i dati
disponibili indicano una netta ripresa dell’economia e dei consumi energetici.
11. La domanda di elettricità è concentrata nella zona nord-ovest del paese, dove si trovano, fra gli altri, i grandi distretti industriali di Bursa e Izmir.
Il Ministero dell’Energia e le Risorse Naturali turco (MENR) ha recentemente elaborato previsioni di
crescita della domanda di elettricità (cioè dei consumi al lordo delle perdite di rete) in tre scenari alternativi:
uno scenario di base che riflette le ipotesi di crescita economica considerate più probabili; uno scenario
“pessimista” di bassa crescita (cioè con ipotesi di bassa crescita economica); e uno scenario “ottimista”
che ipotizza una crescita economica sostenuta.
Secondo le previsioni effettuate, la domanda di elettricità è destinata a passare dai circa 163 TWh previsti
per il 2005 ai 499 del 2020.
Tabella 5.1
Evoluzione della domanda 2005-2020
Anno
Scenario base (TWh)
Bassa crescita (TWh)
Alta crescita (TWh)
2005
163
159
168
2010
242
217
246
2020
499
407
571
Fonte: MENR (2004)
5.3. L’offerta
5.3.1. Capacità installata
I primi dati a disposizione per il 2004 indicano una capacità installata di circa 37.000 MW, che si
prevede aumenteranno a oltre 38.000 MW nel corso del 2005.
Il parco generazione è costituito prevalentemente da impianti termici. Gli impianti alimentati da fonti
rinnovabili (eolico, solare, etc.) sono ancora molto limitati, anche se la Turchia presenta un buon potenziale
soprattutto per la produzione da impianti eolici.
La capacità di generazione è ancora saldamente in mano pubblica; lo Stato, infatti, in modo diretto o
indiretto, concentra nelle proprie mani oltre il 50% della capacità di generazione, come evidenziato nella
Figura 5.4
Figura 5.4
Capacità di generazione per produttore (2004, %)
48.8
50.0
45.0
40.0
35.0
30.0
25.0
16.6
20.0
12.0
15.0
6.4
5.8
10.0
1.8
4.6
2.1
2
5.0
0.0
EUAS
Affiliate EUAS
TOR
Mobile
Autoproduttori
BOO
BOT
Prod. Indip.
Impianti da
(IPP)
privatizzazione
Fonte: EPDK, 2005
Dopo la crisi che ha colpito l’economia turca nel 2001 e ha ridotto la domanda di energia fino a creare
un surplus di capacità di generazione, negli ultimi anni si è evidenziata una ripresa dell’economia
nel suo complesso che ha portato il Governo turco a prevedere per i prossimi anni la necessità di
costruzione di nuova capacità.12
09
12. Alcune stime indicano un bisogno complessivo di nuova capacità al 2020 pari a 54.000 MW.
L’evoluzione prevista della capacità di generazione è rappresentata nella Figura 5.5
Figura 5.5
Evoluzione della capacità di generazione (MW)
Fonte: TEIAS
Attualmente sono in fase di costruzione ulteriori 13.000 MW e sono stati individuati grandi potenziali
per la costruzione di impianti eolici (costa occidentale e sud-est dell’Anatolia), geotermici e solari. Nel
Marzo 2004, inoltre, la Banca Mondiale ha concesso alla Turchia un prestito di 200 mln $ per incoraggiare
la produzione di elettricità da fonti rinnovabili.13
5.3.2. Produzione
La produzione di elettricità nel 2004 è stata pari a circa 150 TWh. Nell’ultimo trimestre del 2004 si
è osservato un incremento della produzione pari al 5.2% rispetto all’ultimo trimestre del 2003, che ha
portato la produzione annuale da 140.3 TWh del 2003 a 149.6 TWh del 2004, con un incremento annuo
del 6.6%.
Circa il 69% della produzione proviene da impianti termici, come riportato in dettaglio nella Figura 5.6.
Figura 5.6
Produzione per combustibile
Source: Turkish Institute of Statistics, March 2005
Il principale produttore è EÜAS che, con le affiliate, genera oltre il 40% dell’elettricità prodotta annualmente.
Produttori privati indipendenti (IPP), autoproduttori e privati che operano nel settore della produzione
tramite BOO, BOT e TOOR producono il restante 60%.14
10
13. Per maggiori dettagli sul progetto si veda il paragrafo 8.1.
14. I contratti BOO (Build-Operate-Own), BOT (Build-Operate-Transfer) e TOOR (Transfer of Operating Rights) sono stati tradizionalmente utilizzati dal governo turco
per stimolare il finanziamento da privati.
Confrontando l’evoluzione della domanda nello scenario base e dell’offerta si osserva che la capacità
esistente e quella che si prevede entrerà in esercizio sarà sufficiente a soddisfare la domanda nei
prossimi due anni. A partire dal 2008 si prevede una scarsità di offerta, che potrebbe aggravarsi nel
tempo se nuovi investimenti in capacità non saranno effettuati in tempi brevi.
Figura 5.7
Evoluzione di domanda e offerta
300.0
200.0
100.0
0.0
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Domanda (TWh)
163.0
176.0
191.0
206.0
224.0
242.0
Offerta (TWh)
183.0
186.0
192.0
193.0
197.0
197.0
Fonte: TEIAS per l’offerta e MENR per la domanda
Box 5.4
Elektrik Üretim Anonim Sirkety (EÜAS)
EÜAS nasce nel 2001 dalla ristrutturazione di TEAS in tre società: EÜAS, che svolge attività di
generazione; TEIAS, che svolge l’attività di trasporto; e TETAS, che svolge attività di trading.
EÜAS gestisce direttamente circa il 49% della capacità di generazione e circa il 6% tramite le sue
affiliate e quindi controlla oltre il 50% di tutta la capacità installata in Turchia. La società attualmente
dispone direttamente di 9.114 MW di capacità termica e 10.997 MW di capacità idroelettrica, oltre a
3.284 MW termici gestiti indirettamente tramite sussidiarie, per un totale di 23.395 MW. Il numero
totale di dipendenti è di 14.037.
Nel periodo gennaio-settembre 2004 ha prodotto 47.8 TWh, di cui 15,3 TWh da impianti termici e 32,5
TWh da impianti idroelettrici, pari al 42.8% della produzione totale turca nel periodo.
Gli impianti principali attualmente gestiti da EÜAS sono Afsin-Elbistan-A (termico, 1355 MW), Bursa
(ciclo combinato a gas, 1432 MW), Ambarlı (ciclo combinato a gas,1351 MW), Atatürk (idrico, 2405
MW), Karakaya (idrico, 1800 MW) e Keban (idrico, 1330 MW).
5.3.3. Import ed export
Sebbene il rallentamento dell’attività economica a seguito della crisi del 2001 sia stato superiore al previsto
e i dati attualmente disponibili suggeriscano che la capacità attualmente installata possa essere sufficiente
a soddisfare la domanda fino al 2007 (si veda la Figura 5.7), le previsioni dei tassi di crescita della domanda
elettrica al 2010 hanno indotto il governo a cercare oltre confine nuove fonti di approvvigionamento.
La Turchia ha attualmente interconnessioni con Bulgaria,15 Georgia, Armenia, Azerbaijan, Iran, Iraq e
Siria. Nuove interconnessioni con Grecia e Siria sono ancora in fase di studio.16
La maggior parte delle importazioni proviene da Bulgaria (3,775.5 GWh), dalla Georgia (523 GWh), dal
Turkmenistan (300 GWh) e dall’’Iran (281 GWh). Nel Febbraio 2004, tuttavia, la Turchia ha annunciato che
avrebbe terminato le importazioni dalla Bulgaria in risposta al mancato rispetto da parte della Bulgaria di accordi
contrattuali che prevedevano l’assegnazione a contractor turchi di progetti per la costruzione di autostrade e dighe.
Recentemente la Turchia ha firmato una lettera di intenti con i paesi appartenenti alla Black Sea
Economic Cooperation (BSEC) per la creazione di una rete regionale e un accordo con la Russia per
l’importazione di elettricità russa tramite la Georgia.17
15. Esistono due linee di interconnessione a 380 kV fra Turchia e Bulgaria ma al momento sono usate esclusivamente per pocket operations.
16. Per una descrizione delle interconnessioni con l’estero si rinvia al paragrafo sulla rete di trasmissione.
17. I paesi membri del Black Sea Economic Cooperation, oltre alla Turchia, sono Albania, Armenia, Azerbaijan, Bulgaria, Georgia, Grecia, Moldavia, Romania, Russia e Ucraina.
11
5.3.3.1. Interconnessioni
Il problema principale del sistema di interconnessione turco è la sincronizzazione con i sistemi
circostanti. Mentre il sistema risulta sincronizzato con i paesi verso i quali esporta (Irak e Azerbaijan),
l’interconnessione con i paesi dai quali importa avviene tramite reti locali sincronizzate con i sistemi dei
paesi esportatori ma isolate dal sistema turco.18
Tabella 5.2
Interconnessioni del sistema turco
Interconnessione
Paese
voltaggio
(kV)
Lunghezza
(km)
Capacità di
trasmissione
(MW)
Babaeski-Dimodichev
Bulgaria
400
136
500
Hopa-Batum
Georgia
220
28
300
La capacità è limitata dal
sistema di trasmissione
regionale e dai trasformatori
200/154 kV e 154/132 kV
Kars-Leninakan (Gumri)
Armenia
220
78,4
300
La capacità è limitata dal
sistema di trasmissione
regionale e dai trasformatori
200/154 kV e 154/132 kV
Iraq
400
16
500
È stata pianificata l'estensione
della linea a Kesek
Aralik-Sederek
Azerbaijan
34,5
n.a
10
Igdir-Babek
Azerbaijan
154
87,3
100
La capacità è limitata dal
sistema di trasmissione
regionale e dai trasformatori
200/154 kV e 154/132 kV
Cag-Cag-Kamisli
Syria
66
n.a
40
Capacità limitata dalla capacità
dei trasformatori e da vincoli
della rete regionale
Dogubetazit-Bazargan
Iran
154
73
100
La capacità è limitata dal
sistema di trasmissione
regionale e dai trasformatori
200/154 kV e 154/132 kV
PS3-Zakho
TOTALE
Note
1850
Fonte: Elaborazioni NERA
Al fine di rendere le importazioni meno onerose e più efficienti, la Turchia sta conducendo diversi studi
per sincronizzare il proprio sistema con quello degli altri paesi. Recentemente ha chiesto di aderire alla
Union for the Coordination of Transmission of Electricity (UCTE) e di interconnettere il proprio sistema
all’area UCTE tramite la Grecia e la Bulgaria.19
I progetti attualmente in corso prevedono il potenziamento della capacità di interconnessione per un
totale di 3.950 MW; i progetti principali sono la linea Philippi-Babaeski per l’interconnessione con la
Grecia (doppia a 400 kV in corrente alternata della lunghezza di 208 km. la cui entrata in funzione è
prevista per il 2006)20 e la linea la linea Birecik-Aleppo per l’interconnessione con la Siria (singola a 400
kV con capacità 1000MW).21
Tabella 5.3
Progetti per nuove interconnessioni
Interconcessione
Paese
Voltaggio (kV)
Capacità di
trasmissione (MW)
Hamitabat-Maritsa
Babaeski-Philippi
Baskale-Khoy
Cizre-Kesek
Birecik-Aleppo
Kars-Akhaltsikhe
TOTALE
Bulgaria
Greece
Iran
Iraq
Syria
Georgia
400
400
400
400
400
400
750
750
600
500
750
600
3950
Fonte: Elaborazioni NERA
12
18. Ad esempio, le importazioni dalla Bulgaria sono possibili solo se si disconnette la parte di rete interessata dal resto del sistema.
19. La sincronizzazione consentirebbe alla Turchia di scambiare elettricità con tutti i paesi UCTE, con notevoli vantaggi sotto il profilo della diversificazione delle fonti e
dei costi, ed aprirebbe ai paesi europei il mercato turco dei clienti idonei. Alcuni studi preliminari, condotti con la metodologia UCTE, sono in fase di finalizzazione e
si prevede che la sincronizzazione possa essere effettuata nei prossimi anni.
20. UCTE prevede che entro il 2010 la capacità di interconnessione fra Turchia e il blocco di paesi costituito da Grecia, Serbia e Montenegro e Macedonia aumenterà di
500 MW (UCTE, UCTE System Adequacy Forecast, 2005-2015, January 2005).
21. Il tratto turco è stato completato nel 1997. Mancano informazioni sulla realizzazione del tratto siriano. Risulta quindi impossibile fare previsioni su quando la linea sarà attivata.
5.4. La trasmissione e il bilanciamento
La trasmissione di elettricità è operata da TEIAS, che non può svolgere altre attività di mercato, sulla
base di una licenza rilasciata da EPDK, che ha predisposto anche principi e procedure per la
definizione e l’applicazione degli standard operativi del sistema.22
L’accesso alla rete di trasporto è regolamentato e TEIAS deve consentire l’accesso su base non
discriminatoria a chi ne faccia richiesta.
Nel caso di produttori, autoproduttori e gruppi di autoproduttori, nell’ambito del processo di valutazione
della richiesta per l’ottenimento della licenza, il regolatore chiede a TEIAS di rendere, entro 45 giorni,
un parere motivato sulla possibilità tecnica di effettuare la connessione e sull’impatto che questa avrà
sull’intero sistema.
Negli altri casi la richiesta di connessione va inoltrata direttamente a TEIAS, che deve dare risposta
scritta entro 45 giorni dalla data della richiesta.
Nel caso in cui la richiesta di connessione comporti nuovi investimenti per l’espansione della rete o il
suo potenziamento, e TEIAS non disponga dei fondi necessari, l’investimento può essere fatto da
privati sulla base delle indicazioni tecniche di TEIAS oppure finanziando l’investimento a condizioni
concordate con TEIAS. In tal caso il costo totale dell’investimento è dedotto dai costi che l’utente deve
sostenere per l’uso del sistema.
Se la richiesta di connessione non è accettata per un determinato punto di connessione, TEIAS può
proporre un punto alternativo; nel caso in cui non vi siano punti disponibili oppure il punto proposto da
TEIAS sia rifiutato, i privati possono chiedere il permesso di costruire una linea diretta fra impianto e
utilizzatore. Gli impianti alimentati con risorse nazionali e a fonti rinnovabili hanno priorità nella
connessione.
L’attività di bilanciamento ha due aspetti, il bilanciamento fisico, che permette il corretto funzionamento del
sistema, e il bilanciamento commerciale, che regola le partite finanziarie connesse al disequilibrio fra
immissioni “dichiarate” all’operatore di sistema (TEIAS) ed immissioni effettive e fra prelievi dichiarati e
prelievi effettivi.
TEIAS gestisce in tempo reale il bilanciamento fisico attraverso il National Load Dispatch Center. Le
procedure per il bilanciamento commerciale del sistema sono contenute nel Codice di Bilanciamento,
approvato dal Regolatore nel novembre 2004.
Box 5.5
Türkye Elektik Iletim Anonim Sirketi (TEIAS)
TEIAS nasce nel 2001 dalla ristrutturazione del monopolista integrato TEAS e svolge l’attività di
trasporto dell’energia elettrica. TEIAS ha il compito di gestire ed operare la rete di trasmissione
nazionale ad alta tensione e di garantire la trasmissione di elettricità in condizioni di sicurezza ed
efficienza.
Le condizioni della rete di trasmissione e le frequenti congestioni hanno indotto TEIAS a varare un
piano di investimento per i prossimi 5 anni che prevede investimenti complessivi per circa 1 mld $
in potenziamenti e sviluppo sia delle rete interna che delle interconnessioni.
Attualmente TEIAS gestisce circa 14.000 km di linee a 400 kV, 85 km a 220 kV, 31.400 km a 154
kV e 719 km a 66 kV. Lo sviluppo nel tempo delle linee gestite dal monopolista pubblico (dapprima
TEK, poi TEAS e a seguire TEIAS) è riportato in Figura 5.8
Figura 5.8
Evoluzione delle linee di trasmissione (km)
Fonte: TEIAS
Nota: la diminuzione delle linee a 66 kV è dovuta alla decisione di operare parte delle linee a 33 kV
22. La Electricity Market Grid Regulation predisposta dal regolatore turco è l’equivalente del Codice di Rete in vigore in diversi paesi europei; il Codice di Rete è normalmente
predisposto dal gestore della rete per definire criteri e condizioni per l’uso del sistema di trasmissione.
13
5.4.1. L’infrastruttura
La rete di trasmissione turca presenta un elevato grado di obsolescenza ed è stata spesso indicata fra
le principali cause di inefficienza del sistema elettrico, i cui parametri tecnici principali possono essere
riassunti nel modo seguente:
■ Frequenza compresa fra 49,8 Hz e 50,2 Hz (in caso di eventi eccezionali il sistema può scendere a
47 Hz o salire a 52 Hz);
■ Voltaggio della rete:
- 380 kV, operato in condizioni normali fra 340 e 420 kV;
- 154 kV, operato in condizioni normali fra 140 e 170 kV;
- 66 kV, operato in condizioni normali in un intervallo pari a ± 10%
■ 450 kV limite massimo di voltaggio oltre il quale scatta il sistema di protezione del sistema.23
La rete di trasmissione turca include attualmente oltre 14.000 km. di linee a 380 kV e 28.000 km. di
linee a 154 kV, che si connettono alla rete di distribuzione.
Vincoli severi alla trasmissione di energia dalle aree di produzione (concentrate prevalentemente
nell’area est del paese, dove è concentrata la maggioranza delle risorse idriche) alle aree in cui è
concentrata la domanda (la zona nord-ovest del paese) sono imposti al sistema dalle condizioni delle
linee, che tendono a danneggiarsi facilmente a causa del surriscaldamento quando sono vicine alla
capacità massima, delle frequenti congestioni e delle perdite di rete che portano a interruzioni frequenti
e a grosse fluttuazioni nella frequenza del sistema.
Sebbene la Turchia stia facendo grossi sforzi per migliorare lo stato delle infrastrutture e per uniformare i
propri standard a quelli fissati dall’UCTE in modo da migliorare anche l’interconnessione con i paesi
circostanti (principalmente la Grecia), lo stato della rete è annoverato fra i principali responsabili dei
problemi delle industrie energy intensive, che spesso non ricevono elettricità di qualità adeguata ai
propri processi industriali.
All’obsolescenza delle linee di trasmissione va aggiunta la distanza fra aree di produzione e aree di
consumo, che aumenta la probabilità di perdite lungo la linea. La situazione è parzialmente migliorata
negli ultimi anni grazie alla localizzazione di nuovi impianti di generazione termoelettrica nella zona
di maggior domanda, ma resta aperto il problema della sostituzione delle linee obsolete. Il governo
turco ha riconosciuto la necessità di nuovi investimenti nella rete di trasmissione e sono allo studio
programmi per attrarre investimenti dal settore privato.
5.4.2. Le tariffe
La tariffa finale pagata dall’utente per il trasporto dell’elettricità sulla rete di trasmissione è data dalla
somma di tre componenti:
■ per l’uso del sistema (per la copertura dei costi di costruzione, esercizio e manutenzione della rete
di trasmissione);
■ per le operazioni del sistema (per la copertura dei costi di dispacciamento, bilanciamento e dei
servizi ancillari);
■ di allacciamento (per la copertura dei costi per la connessione dei nuovi utenti al sistema).
La tariffa per l’uso del sistema è differenziata fra produttori di elettricità connessi al sistema e utilizzatori
che prelevano dal sistema e varia a seconda delle zone (la rete di trasmissione è segmentata in 22
zone), mentre la tariffa per le operazioni di sistema è uguale sia per categoria di utenza che per zona.
Le tariffe per l’allacciamento variano invece secondo il tipo di allacciamento richiesto.
Il valore delle tariffe per l’uso del sistema e per le operazioni di sistema attualmente praticate da TEIAS
è riportato nella Tabella 5.4
14
23. Ulteriori specifiche tecniche sono riportate in http://www.epdk.org.tr/english/regulations/electricity.htm
Tabella 5.4
Tariffe per l’uso del sistema e le operazioni di sistema praticate da TEIAS
GENERAZIONE
CONSUMO
Regione
Tariffa per l'uso del
sistema (TL/MW-Anno)
Tariffa per le operazioni
di sistema (TL/MW-Anno)
Tariffa per l'uso del
sistema (TL/MW-Anno)
Tariffa per le operazioni
di sistema (TL/MW-Anno)
1
15.871.143.132
241.609.669
5.605.472.051
241.609.669
2
10.071.113.561
241.609.669
12.824.017.950
241.609.669
3
7.086.547.456
241.609.669
14.609.976.759
241.609.669
4
1.528.883.220
241.609.669
19.123.203.740
241.609.669
5
10.989.430.355
241.609.669
8.407.043.366
241.609.669
6
18.669.581.726
241.609.669
1.776.467.800
241.609.669
7
72.803.963
241.609.669
25.457.799.669
241.609.669
8
1.809.231.527
241.609.669
16.882.495.546
241.609.669
9
5.048.284.262
241.609.669
14.669.096.971
241.609.669
10
72.803.963
241.609.669
17.671.726.031
241.609.669
11
4.787.302.931
241.609.669
12.040.890.579
241.609.669
12
6.626.677.046
241.609.669
18.607.643.265
241.609.669
13
10.239.912.769
241.609.669
13.584.258.331
241.609.669
14
72.803.963
241.609.669
37.210.144.369
241.609.669
15
72.803.963
241.609.669
26.298.452.809
241.609.669
16
10.190.357.909
241.609.669
13.773.051.805
241.609.669
17
9.096.682.137
241.609.669
13.026.443.305
241.609.669
18
72.803.963
241.609.669
25.723.664.038
241.609.669
19
72.803.963
241.609.669
16.280.501.767
241.609.669
20
72.803.963
241.609.669
22.119.832.345
241.609.669
21
6.237.783.172
241.609.669
15.496.416.439
241.609.669
22
6.410.542.135
241.609.669
10.195.690.630
241.609.669
Fonte: TEDAS
Per gli autoproduttori che desiderano vendere l’elettricità prodotta in eccesso rispetto al proprio
autoconsumo le tariffe di trasporto hanno una struttura diversa e sono pari al 3% per una distanza
fino a 100 km e all’1,5% ogni ulteriori 100 km fino ad un massimo del 10.5%. Nel caso l’impianto
dell’autoproduttore sia localizzato sulla rete di distribuzione, la tariffa è costante e pari al 6.5%.
15
5.5. La distribuzione e la vendita
La riforma del settore prevede che ai fini della distribuzione di elettricità il territorio sia articolato in 21
zone. Ci sono 9 distributori inclusa TEDAS, il distributore in mano pubblica che controlla la quasi
totalità della distribuzione. Per svolgere l’attività di distribuzione occorre essere in possesso di una
licenza concessa da EPDK.
La licenza di distribuzione contiene le zone in cui l’impresa può operare, all’interno delle quali ha
l’obbligo di fornitore di ultima istanza.24 Le società di distribuzione possono svolgere anche l’attività di
vendita, che però è oggetto di una licenza separata, e di generazione (anche questa oggetto di una
licenza separata) ma limitatamente a una frazione dell’elettricità distribuita nella propria zona.25
L’accesso alla rete di distribuzione è regolamentato sulla base di direttive emanate da EPDK.
Similmente a quanto accade per il trasporto, l’accesso alla rete deve essere consentito senza
discriminazione a tutti gli utenti che ne facciano richiesta purché in possesso dei necessari requisiti
tecnici.
Per svolgere l’attività di vendita ai clienti finali occorre essere in possesso di una licenza, che è
concessa da EPDK sentito il parere tecnico della società di distribuzione principale dell’area in cui si
intende svolgere l’attività. Fino ad ora le licenze di vendita sono state concesse alle società che
operano anche nella distribuzione.
Le società che operano nella vendita all’ingrosso non possono detenere una quota di mercato superiore
al 10% dell’elettricità venduta sul mercato all’ingrosso nell’anno antecedente quello di riferimento.26
Box 5.6
Türkye Elektik Dagitim Anonim Sirketi (TEDAS)
TEDAS distribuisce la maggior parte dell’energia complessivamente distribuita sul territorio turco e
la quasi totalità dell’energia prodotta da EÜAS.
I maggiori problemi che TEDAS deve attualmente affrontare, oltre ai problemi tecnici causati
dall’elevato grado di obsolescenza della rete, sono legati all’elevata percentuale di furti di elettricità
dalla rete e alla difficoltà di ottenere dai propri utenti il pagamento per le prestazioni erogate. Si
calcola che l’esposizione di TEDAS nei confronti del settore pubblico e del settore privato ammonti
ad alcune centinaia di milioni di dollari.
5.5.1. L’infrastruttura
La rete di distribuzione è formata da oltre 650,000 km. di linee a media-bassa tensione,27
che soffrono degli stessi problemi già identificati per la rete di trasmissione (obsolescenza, congestioni
e perdite).
Le perdite di rete variano grandemente da regione a regione e sono dovute principalmente all’obsolescenza
delle linee, che tendono a danneggiarsi quando avvengono trasferimenti di flussi consistenti. TEDAS0
distribuisce oltre 80 miliardi di kWh, il 21.6% dei quali si disperde sotto forma di perdite. L’area in cui le
perdite sono maggiori è l’Anatolia, dove variano fra il 32% (zona orientale) e il 48.6% (zona sud-est).
La percentuale scende a 20.6% nell’area che si affaccia sul mediterraneo e al 19.4% nella regione di
Marmara.
16
24. In altre parole ha l’obbligo di fornire elettricità ai clienti che per ragioni indipendenti da loro rimangono senza fornitore (ad esempio se il fornitore col quale è in essere il
contratto di fornitura fallisce, perde la licenza, etc.).
25. Le società di distribuzione possono produrre una quantità massima pari al 20% del consumo della propria zona di distribuzione così come registrato nell’anno precedente.
26. La licenza per la vendita all’ingrosso è concessa da EPDK ed è distinta da quella per la vendita ai clienti finali.
27. Si tratta di linee a 34.5 kV, 15 kV, 10.5 kV, 6.3 kV e 0.4 kV.
5.5.2. Le tariffe
Le tariffe di distribuzione variano per area geografica (alle province considerate sottosviluppate si
applica uno sconto sul valore della tariffa) e categoria di utenza:
■ Residenziale;
■ Industria (ulteriormente differenziate fra tariffe a componente unica e tariffe a doppia componente);
■ Metallurgia;
■ Settore idrico;
■ Edifici commerciali (inclusa pubblica amministrazione);
■ Enti religiosi;
■ Illuminazione pubblica;
■ Agricoltura.
La struttura della tariffa di distribuzione prevede componenti a copertura dei costi di capacità e
componenti variabili che dipendono dal voltaggio e dall’ora del giorno in cui il consumo è effettuato
(nelle ore di picco, dalle 17 alle 22, la tariffa è circa il triplo di quella praticata nelle ore di basso
consumo, dalle 22 alle 6 del giorno successivo).
Le tariffe praticate alle organizzazioni governative e al settore agricolo sono leggermente più basse di
quelle praticate al settore residenziale e in linea con quelle praticate agli utenti industriali.
Nella fissazione del livello delle tariffe, il principio fondamentale utilizzato è la copertura dei costi
operativi; questi ultimi includono i costi di acquisto dell’energia, i costi di combustibile, materiale,
personale, diritti per l’uso dell’acqua e i costi di manutenzione.
Le tariffe attualmente praticate da TEDAS sono riportate nella Tabella 5.5.
Tabella 5.5
Tariffe praticate da TEDAS per le principali categorie di utenza
Categoria di utenza
A) TARIFFE A DUE COMPONENTI
Utenti Industriali
Province in via
di sviluppo
Altre province
Induzioni e forni ad arco
Fornitura di acqua alle città
Province in via
di sviluppo
Altre province
Impianti di trattamento
Province in via
di sviluppo
Altre province
B) TARIFFE A COMPONENTE SINGOLA
Utenti industriali
Province in via
di sviluppo
Altre province
Fornitura di acqua alle città
Province in via
di sviluppo
Altre province
Impianti di trattamento
Province in via
di sviluppo
Altre province
Utenti commerciali e
Pubblica Amministrazione
Utenti residenziali
Province in via
di sviluppo
Altre province
Ospedali, centri sportivi, etc.
Energia
Attiva
(TL/kWh)
Tariffa ore di picco
(TL/kWh)
17/22
22/06
06/17
Capacità
(TL/kW)
Supero
Energia
capacità
Reattiva
(TL/kW) (TL/kVARh)
96.140
147.260
56.380
91.340 5.843.450 8.765.175
48.070
102.650
94.290
101.200
163.310
142.650
155.000
56.380
56.380
59.350
97.520 6.250.050 9.375.075
89.590 4.507.750 6.761.625
96.150 4.806.000 7.209.000
51.325
47.145
50.600
108.050
96.140
171.900
147.260
59.350
56.380
102.650 5.381.000 8.071.500
91.340 5.843.450 8.765.175
54.025
48.070
102.650
163.310
56.380
97.520 6.250.050 9.375.075
51.325
112.240
184.040
58.240
106.640
56.120
119.800
115.250
202.740
186.550
58.240
61.300
113.810
109.500
59.900
57.625
123.300
112.240
206.450
184.040
61.300
58.240
117.150
106.640
61.650
56.120
119.800
151.950
202.740
277.250
58.240
61.300
113.810
144.350
59.900
75.975
119.500
181.550
61.300
107.550
---
127.800
119.500
201.350
181.550
61.300
61.300
115.000
107.550
--59.750
Fonte: TEDAS
L’attività di vendita è attualmente svolta da:
■ TETAS per i clienti connessi direttamente alla rete di trasmissione e i distributori;
■ dai distributori per i clienti del mercato vincolato e i clienti idonei connessi alle reti di distribuzione.
Per i distributori, la remunerazione dell’attività di vendita è inclusa nella tariffa praticata agli utenti
finali. Le tariffe praticate da TETAS ai clienti connessi al sistema di trasmissione e ai distributori sono
riportate nella Tabella 5.6
17
Tabella 5.6
Tariffe praticate da TETAS ai distributori (2005)
Energia attiva (000TL/kWh)
TEDAS
Energia reattiva (000TL/kVARh)
8,27
4,14
10,41
5,21
9,06
4,53
10,07
5,04
KARAELMAS E.D.A.S
8,63
4,32
MERAM E.D.A.S
9,91
4,96
SAKARYA E.D.A.S (SEDAS)
8,17
4,08
BASKENT E.D.A.S
9,59
4,8
TRAKYA E.D.A.S
BOGAZIÇI E.D.A.S (BEDAS)
KÖRFEZ E.D.A.S
Fonte: TEDAS
Il principale problema delle attuali tariffe è l’esistenza di sussidi incrociati fra le diverse categorie di utenza.
L’esame delle tariffe di TEDAS mostra che le tariffe per il settore industriale hanno livelli comparabili
a quelle del settore residenziale. La fornitura ai clienti industriali è sicuramente meno costosa di quella
ai clienti residenziali o al settore agricolo e quindi l’applicazione di tariffe di livello comparabile alle diverse
categorie è un indicatore piuttosto evidente della presenza di sussidi incrociati (in altre parole gli utenti
industriali “sussidiano” in parte i consumi degli utenti residenziali).
Tale situazione ha portato a vigorose proteste da parte del settore industriale, per il quale un costo
dell’energia elevato comporta maggiori costi e minore competitività sui mercati. D’altra parte, occorre
riconoscere che vasti strati della popolazione turca vivono in condizioni economiche disagiate e non
sarebbero in grado di sostenere tariffe più elevate. Perciò se da un lato è inevitabile che principi di
aderenza ai costi porteranno nel futuro a tariffe più elevate per il settore residenziale dall’altro è
altrettanto inevitabile che il riequilibrio di tale situazione debba avvenire gradualmente.
5.6. L’apertura alla concorrenza
Il grado di apertura alla concorrenza è ancora piuttosto limitato e le imprese pubbliche hanno ancora
un ruolo preponderante in molte attività della filiera.
Il grado di apertura del mercato elettrico, ossia il volume di elettricità consumato dai clienti che possono
scegliere liberamente il proprio fornitore, è circa il 30% del consumo totale e non si prevedono grosse
variazioni fino al 2009, quando verosimilmente la soglia di idoneità sarà abbassata.28
Agli ostacoli alla concorrenza, dovuti alla struttura di mercato e alla fase di transizione in corso, si
aggiungono quelli legati alle barriere di tipo commerciale.
Le imprese pubbliche turche, incluse quelle operanti nel settore dell’energia, bandiscono gare periodiche per
contratti di fornitura. Nel 2003 la Turchia ha riformato le procedure per l’approvvigionamento del settore pubblico:
■ ha costituito un comitato indipendente per il controllo delle gare pubbliche;
■ ha reso più trasparenti le procedure e ha abbassato l’offerta minima per le società estere che
partecipano alla gara;
■ ha previsto una preferenza per le offerte di società turche fino al 15%, che non è applicabile qualora
le società turche partecipino in joint venture con imprese estere;
■ ha esteso la definizione di impresa nazionale a tutte le società incorporate secondo la legge turca,29
incluse quelle costituite da società estere.
Tuttavia, sebbene siano previste procedure concorrenziali per lo svolgimento di gare, spesso le
società devono affrontare lunghe e complicate trafile per la partecipazione e per la negoziazione.
La Turchia ha inoltre manifestato nel passato problemi di consistenza nell’azione degli organismi
pubblici, come dimostra il caso dei progetti BOT e TOOR, dei quali parleremo più diffusamente nel
prossimo paragrafo, per la costruzione di nuova capacità:
■ nel 2001 il Governo ha cancellato 46 progetti Build-Operate-Transfer e Transfer-Of-Operating-Right
per la costruzioni di nuovi impianti;
■ nel 2002 la corte costituzionale turca ha stabilito che il governo deve onorare i contratti oppure
compensare le controparti;
■ ad oggi il governo non ha ancora cominciato i negoziati con le società coinvolte, una delle quali ha
chiesto un arbitrato internazionale.
18
28. Ricordiamo che la soglia di idoneità è pari a 7.8 GWh/anno.
29. Sulla costituzione delle società si veda la nota 8.
Nel 2002 il Governo ha inoltre disposto che le società che partecipanti a impianti costruiti con progetti
BOT già operativi richiedessero nuove licenze a EPDK e ha esercitato pressioni indirette affinché le
società riducessero il prezzo dell’energia originariamente previsto dai contratti.
5.7. Futuri scenari di sviluppo del mercato
(privatizzazioni ed investimenti)
Uno dei problemi principali della Turchia è quello di attrarre gli investimenti privati per poter far fronte
alle esigenze di sviluppo futuro senza gravare eccessivamente sui conti pubblici. Per attrarre capitali
privati per la costruzione di nuova capacità, il governo turco ha tradizionalmente usato quattro modelli:
1. BOT (Build-Operate-Transfer)
L’impresa costruisce e opera l’impianto a fronte della garanzia del governo di acquistare per un certo
periodo l’elettricità prodotta a un prezzo tale da assicurare la copertura di parte dei costi (operativi
e servizio del debito) e a garantire un certo rendimento sul capitale investito. Alla fine di tale
periodo l’impianto è trasferito al governo senza costi ulteriori.
2. BOO (Build-Operate-Own)
Utilizzato per la costruzione di impianti termici, prevede che il Ministero dell’energia e delle risorse
naturali decida quali impianti costruire e EUAS decida quale percentuale di elettricità prodotta
debba essere acquistata. Il prezzo è determinato contrattualmente, come nel caso dei BOT, ma è
generalmente inferiore a quello previsto da questo schema.
3. Autoproduttori
Possono diventare autoproduttori imprese industriali, ospedali e città satelliti aventi più di 5000
abitanti. Gli autoproduttori possono costruire impianti per la produzione di elettricità per uso proprio.
Se l’impianto è stato costruito da un gruppo di autoproduttori, l’elettricità prodotta può essere
distribuita a tutti i componenti del gruppo.
4. Modello TOOR (Transfer-Of-Operating-Rights)
Il Governo cede ai privati il diritto di gestire e operare l’impianto per un periodo determinato di tempo
a fronte del pagamento di un corrispettivo. Alla fine del periodo, l’impianto è nuovamente trasferito
al governo senza costi.
I progetti BOT attualmente operativi relativi ad impianti di potenza superiore a 50 MW sono elencati
nella Tabella 5.7.
Tabella 5.7
Progetti BOT attualmente operativi
Regione
Capacità (MW)
Tecnologia dell'impianto
Gebze Dilovasi
253, 4
Gas naturale
Marmara Ereglisi
478
Gas naturale
Marmara Ereglisi
478
Gas naturale
Esenyurt
180
Gas naturale
Birecik
672
Idroelettrico
84
Idroelettrico
Camlica
TOTALE
2145, 4
Fonte: HC, Black Sea Regional Energy Centre
Sebbene questi modelli offrissero prospettive interessanti per gli investitori, non è possibile dare un
giudizio pieno sulla loro validità a causa delle vicissitudini descritte nel paragrafo precedente.
È attualmente in corso una disputa fra Ministero dell’Energia e Ministero del Tesoro sul destino ultimo
di tali progetti. Da un lato il Ministero dell’Energia, preoccupato dai rischi di black out che fronteggia
la Turchia e che richiedono la disponibilità di nuova capacità in tempi brevi, ha lanciato gare per
19
l’assegnazione di progetti BOT e TOR con la garanzia del Ministero del Tesoro; dall’altro il Ministero del
Tesoro non ha flessibilità di bilancio sufficiente a fornire tali garanzie e, sulla base degli accordi col
Fondo Monetario Internazionale, non può fornire garanzie se non ha stanziato fondi sufficienti. Come
conseguenza, il Ministero del Tesoro ha confermato che fornirà la propria garanzia esclusivamente ai
progetti che erano stati contrattati entro il 2000 (per un ammontare totale di circa 1.400 MW).
A complicare ulteriormente la situazione concorre l’Amministrazione Turca per le Privatizzazioni (OIB)
che ha il compito di privatizzare le società pubbliche dell’energia e sovrappone parte delle proprie
competenze a quelle del Ministero dell’Energia.
La Turchia aveva pianificato di privatizzare gli impianti termici di EÜAS, la cui capacità ammonta a circa
8000 MW, fra 2003 e 2004. Il processo di privatizzazione ha però subito un rallentamento e non sono
stati compiuti passi significativi. Allo stato attuale, per gli impianti per i quali è prevista la privatizzazione
(KEMERKOY e YENIKOY) sta continuando il processo preparatorio ma la vendita non è ancora stata
finalizzata.
Lo stesso rallentamento è stato osservato nella privatizzazione delle imprese pubbliche in altre attività
della filiera. Nel 2004 è proseguita la fase preparatoria per la cessione di parte della rete di TEDAS (tramite trasferimento di azioni oppure tramite TOOR). Il 2 aprile 2004 la stessa TEDAS è stata inserita nel
programma di privatizzazione.
Tabella 5.8
Società elettriche inserite nel programma di privatizzazione
Turkish Electricity Distribution Inc
Yeniköy Electricity generation and Trade Inc
Kemerköy Electricity generation Inc
1
Çatalagzı (Generazione, Lignite)*
16
Suatugurlu (Generazione, idroelettrico)*
2
Orhaneli (Generazione, Lignite)*
17
Kılıçkaya (Generazione, idroelettrico)*
3
Seyitömer (Generazione, Lignite)*
18
Çamlıgöze (Generazione, idroelettrico)*
4
Ambarlı (Generazione, Lignite)*
19
Ataköy (Generazione, idroelettrico)*
5
Ambarlı Fueloil (Generazione,
Lignite e olio combustibile)*
20
Köklüce (Generazione, idroelettrico)**
6
Hopa (Generazione, Lignite)*
21
Almus (Generazione, idroelettrico)
7
Aliaga K.Ç.G.T. (Generazione, Lignite)*
22
Sarıyar (Generazione, idroelettrico)*
8
Bursa(Generazione, Lignite e gas)*
23
Oymapınar Dam (Generazione, idroelettrico)**
9
Jeotermal (Generazione, Lignite)*
24
Gökçeada (Generazione, idroelettrico)*
10
Altınkaya (Generazione, idroelettrico)*
25
Yenice Hydroelectric Generation Plant*
11
Hirfanlı (Generazione, idroelettrico)*
26
Beyköy (Generazione, idroelettrico)*
12
Kesikköprü (Generazione, idroelettrico)*
27
Impianti ad acqua fluente*
13
Derbent (Generazione, idroelettrico)*
28
TEDAS****
14
Kapulukaya (Generazione, idroelettrico)*
15
Hasanugurlu (Generazione, idroelettrico)*
*
**
***
****
Inserito
Inserito
Inserito
Inserito
nel
nel
nel
nel
portafoglio
portafoglio
portafoglio
portafoglio
Fonte: OIB, 2005
20
il 30 Maggio 2003
il 3 Settembre 2003 e trasferito a Eti Aliminium
e nel programma il 13 Agosto 2003
e nel programma il 2 Aprile 2004
6. Il mercato del gas
6.1. Contesto regolatorio
Sebbene la Legge sul Mercato del Gas sia stata emanata nello stesso anno di quella sul mercato elettrico
(2001), la regolamentazione del settore del gas è in una fase meno avanzata di quella del settore elettrico.
Il settore del gas si caratterizza per la presenza dominante di una impresa di stato, BOTAS, che
possiede i gasdotti, i terminali GNL e importa gas in regime di monopolio, controllando in tal modo il
98% dell’offerta.30
L’organizzazione attuale del mercato è basata sulla contrattazione bilaterale fra gli operatori delle diverse
fasi della filiera e fra lato domanda e lato offerta.
La domanda è segmentata in mercato libero (clienti con consumi superiori a 1 milione di metri cubi l’anno,
generatori e co-generatori) e mercato vincolato. I clienti del mercato libero possono scegliere liberamente il
proprio fornitore.
La liberalizzazione dell’offerta ha segnato un altro passo avanti con gli emendamenti alla Legge introdotti
nel giugno 2005, che prevedono la cessione, in più fasi, dei contratti di importazione ad operatori privati.
A questi si aggiunge la separazione societaria di BOTAS in tre società (trasporto, stoccaggio e trading)
a partire dal 2009. Entro due anni dalla separazione societaria, le società di stoccaggio e trading
dovranno essere privatizzate. Fino al 2009, BOTAS ha l’obbligo di predisporre una contabilità separata
per ciascuna attività svolta (separazione contabile). Al momento non è stato ceduto alcun contratto di
importazione ma, in seguito alle pressioni di EPDK, BOTAS ha recentemente pubblicato un avviso di
gara per la cessione di alcuni di questi.31
Le
■
■
■
■
■
■
■
attività del settore gas individuate dalla Legge sul Mercato del Gas sono:
Importazione;
Produzione;
Trasmissione;
Stoccaggio;
Vendita all’ingrosso;
Export;
Distribuzione.
Sebbene al momento un certo grado di integrazione verticale sia concesso, per favorire la concorrenza il
regolatore ha:
■ limitato al 20% del consumo dell’anno, al netto di autoconsumi e perdite, la quota di mercato che
ciascuna società può detenere;32
■ limitato le partecipazioni in altre attività che una società può detenere;
■ limitato l’ammontare della partecipazione a una quota che non sia di controllo.
La legge tuttavia preserva le partecipazioni esistenti di BOTAS.
I privati possono svolgere qualsiasi attività previa concessione di una licenza da parte del regolatore.
Unica eccezione sono le attività di produzione ed esportazione, per le quali la licenza è concessa dal
Ministero dell’Energia e delle Risorse Naturali. EPDK ha concesso fino ad ora 72 licenze, 22 delle quali
a privati operanti nella distribuzione di gas nelle città.
La licenza è concessa per un minimo di 10 anni e per un massimo di 30 anni. La procedura per la
concessione della licenza è simile a quella già descritta in precedenza per il mercato elettrico.
Nell’ambito del processo di valutazione per la concessione della licenza, EPDK considera la rispondenza
ai seguenti criteri:
■
■
■
■
coerenza con gli obiettivi generali fissati dalla Legge sul Mercato del Gas;
sviluppo della concorrenza e del mercato e protezione dei diritti dei consumatori;
condizioni finanziarie della società e capacità di finanziarsi;
esperienza e qualità dei servizi forniti dall’impresa sul mercato nazionale e internazionale.
30. Intervento di Yusuf Günay (presidente di EPDK) nel meeting del Licencing/Competition Group di ERRA (Energy Regulators Regional Association).
31. Si veda il paragrafo 6.3, la sezione dedicata alle importazioni.
32. Ciascuna società può detenere partecipazioni in una sola società che svolga attività diverse dalla propria. Ad esempio, una società di produzione può detenere partecipazioni
in una sola società di distribuzione.
21
Le società estere che desiderano operare nel settore del gas devono essere costituite secondo la legge
commerciale turca. Non è possibile operare come filiali di società estere.
6.2. La domanda
Nel 2004 la Turchia ha consumato circa 22 Bcm (Billion Cubic Metres, miliardi di m3) di gas naturale e
si prevede per il futuro una forte crescita della domanda di gas che potrebbe raggiungere i 50.6 bcm
nel 2020.
La generazione elettrica ha costituito il 64.5% delle domanda primaria di gas, seguita dal settore
residenziale, 3.9 bcm (18%), e dall’industria 3 bcm (14.4%). Negli ultimi anni l’uso del gas è stato
fortemente incoraggiato dal governo per limitare le emissioni inquinanti e in diversi settori di utilizzo,
principalmente nella generazione elettrica, ha sostituito il carbone.
L’uso del gas come combustibile è destinato ad aumentare nel tempo e le previsioni indicano, entro il
2020, un raddoppio della domanda rispetto ai livelli attuali, come mostrato nella Figura 6.1.
Figura 6.1
Evoluzione della domanda: 2005-2020
Fonte: BOTAS, 2004.
Figura 6.2
Evoluzione della domanda: composizione in percentuale
Fonte: BOTAS, 2004.
Attualmente il gas è intensamente impiegato nella generazione elettrica e nella cogenerazione che ha
ricevuto negli ultimi anni un forte sostegno da parte del governo, soprattutto per via del crescente
fabbisogno energetico.
Nel 1994 erano in funzione solamente 4 impianti in cogenerazione, con una capacità totale pari a soli 30MW.
Da allora sono stati offerti diversi incentivi per rendere vantaggiosi gli investimenti in cogenerazione e stime
recenti indicano che nell’anno in corso la cogenerazione dovrebbe costituire circa il 20% della capacità
complessiva di generazione stimata.
22
6.3. L’offerta
6.3.1. Produzione
La Turchia dispone di limitate riserve di gas e la produzione nazionale copre una percentuale esigua
della domanda. Le riserve attuali di gas ammontano a circa 8.5 bcm e la produzione è di circa 370
mcm/anno, per la maggior parte coperti da TPAO, la società petrolifera pubblica.
Vi sono 11 giacimenti di gas, 8 dei quali gestiti da TPAO.33 Fino allo scorso anno erano in produzione i
giacimenti di Kuzey Marmara e Degirmenköy (gestiti da TPAO) che si sono esauriti nel corso del 2004.
TPAO ha in corso un progetto per la trasformazione dei due giacimenti in stoccaggio minerario.34 Il progetto
è finanziato dalla European Investment Bank, che nel 2002 ha concesso un prestito di $79 milioni
a TPAO, per consentire la conversione dei giacimenti a stoccaggio e creare in tal modo il principale
stoccaggio della Turchia.
Box 6.1
Türkiye Petrolleri Anonim Ortakligi (TPAO)
TPAO è la società pubblica fondata nel 1954 col compito di svolgere attività di esplorazione, perforazione,
produzione, raffinazione, trasporto e fornitura di petrolio, gas e prodotti petroliferi.
Durante la riorganizzazione del settore petrolifero, TPAO ha continuato a svolgere le attività di esplorazione
e produzione e ha delegato le attività a valle a 4 sussidiarie: BOTAS (trasporto via terra); DITAS (trasporto
via mare); TÜPRAS (raffinazione) e POAS (commercializzazione). Il processo di privatizzazione e la
riforma del settore gas hanno portato dapprima al trasferimento di BOTAS , DITAS e TÜPRAS
all’Amministrazione Pubblica per le Privatizzazioni e successivamente alla separazione di BOTAS da
TPAO e alla sua costituzione come impresa indipendente.
Attualmente TPAO è impegnata nelle attività di esplorazione e produzione di petrolio, prodotti petroliferi e
gas. La sua attività di esplorazione ha portato alla scoperta in Turchia di 61 giacimenti petroliferi e 11
giacimenti di gas naturale e alla produzione di 54,3 milioni di tonnellate di petrolio.
6.3.2. Import
Le importazioni sono la principale fonte di approvvigionamento di gas della Turchia,35 che ha stipulato
contratti per complessivi 67.8 bcm a regime (si veda la Tabella 6.1).
Tabella 6.1
Contratti di importazione
Contratto
Società
Quantità
(Plateau)
bcm/anno
Data stipula
Data
di inizio
Plateau
(anni)
Durata
Status
Federazione Russa (Ovest) Soyuzgazexport
6
14-02-1986
1987
1993
25
Operativo
Algeria (GNL)
Sonatrach
4
14-04-1988
1994
1999
20
Operativo
Nigeria (GNL)
NLGN
1,2
9-11-1995
1999
2001
22
Operativo
Iran
NIGC
10
8-08-1996
dic-01
2007
25
Operativo
Federazione Russa
(Blue Stream)
Gazexport
16
15-12-1997
dic-02
2008-2010?
25
Operativo
Russia (Ovest)
Turusgaz
8
18-02-1998
1998
2002-2003?
23
Operativo
Turkmenistan
Azerbaijan
-
16
21-05-1999
2005
2020?
30
?
SOCAR
6,6
12-03-2001
2005
2008?
15
2007
Fonte: BOTAS, World Gas Intelligence
I contratti di importazione sono di proprietà di BOTAS. La riforma del mercato del gas prevede che
BOTAS ceda progressivamente i contratti a imprese che abbiano ottenuto la licenza di importazione,
fino a ridurre la propria quota di import al 20% entro il 2009.
33. I giacimenti sono Hamitabat, Umurca, Karacaoglan, Karacali, Silivri, Camurlu, Ardic, Kumrular, Havrabolu-Gelindere, Tekirdag-Sig e Derin-Barbes. Tutti i giacimenti
sono localizzati in Tracia ad eccezione del giacimento di Camurlu, che si trova in nel sud-est della Turchia. TPAO gestisce i giacimenti di Hamitabat, Umurca,
Karacaoglan, Karacali, Degirmenköy, Kuzey Marmara e Silivri, Camurlu,Ardic.
34. La capacità di stoccaggio prevista è 1.6 bcm.
35. Le importazioni di gas naturale sono cominciate nel 1987. Tra il 1987 ed il 1994, l’ex Unione Sovietica è stata per la Turchia l’unico fornitore estero di gas naturale.
Nel 1994, dopo la realizzazione del terminale GNL di Marmara, la Turchia ha avviato importazioni dall’Algeria che è diventato il secondo fornitore di gas del paese.
23
Box 6.2
BOTAS
BOTAS è stata creata nel 1974 come sussidiaria di TPAO per il trasporto del petrolio iracheno fino al Golfo
di Iskenderun. Dal 1987 è cominciata anche l’attività di trasporto del gas. I diritti di monopolio di BOTAS su
importazione, distribuzione, vendita e fissazione del prezzo per l’uso del gas naturale, garantiti alla società
in quanto monopolista pubblico, sono stati aboliti dalla Legge sul Settore del Gas del 2001, che ha dato il
via alla liberalizzazione del mercato.
La Legge prevede che BOTAS ceda progressivamente i propri contratti di importazione a nuovi operatori
fino a scendere a una quota del 20% delle importazioni entro il 2009 e che ogni anno metta all’asta il 10%
dei propri diritti di acquisto.
Nel 2004 BOTAS ha fornito gas ai consumatori turchi per circa 22 Bcm, quasi interamente provenienti
da importazioni. Dopo il 2009, le attività attualmente svolte da BOTAS (trasmissione, stoccaggio e vendita
all’ingrosso) saranno separate e daranno vita a tre società autonome.
L’obbligo di cessione è pari al 10% del volume complessivamente importato ogni anno ed è in vigore a
partire dal 2002, ma fino ad ora non è stato rispettato. Nel 2004 EPDK ha minacciato di sanzionare BOTAS
se questa non avesse adempiuto i propri obblighi; a seguito di tali pressioni, BOTAS ha recentemente
pubblicato un invito a presentare offerte per la cessione di alcuni contratti. I contratti in via di cessione sono
riportati in Tabella 6.2
Tabella 6.2
Cessione dei contratti di importazione
Contratto
Contraenti
Provenienza/
Punto di consegna
Fed. Russa/
Samsun coast e Durusu
Met. S. (Turchia)
Quantità
annua
3 Bcm come definiti
da contratto (*)
Scadenza del
contratto
01.01.2026
Numero totale
di lotti
12
1 Contratto di acquisto e
vendita del gas naturale
del 15.12.1997
Venditore:
Gazexport
Acquirente:
BOTAS
2 Contratto di acquisto e
vendita del gas naturale
del 18.02.1998
Venditore:
Gazexport
Acquirente:
BOTAS
Fed. Russa /
4 Bcm come definiti
Frontiera Turchia-Bulgaria e
da contratto (*)
Malkoçlar Met. S. (Turchia)
01.01.2022
16
3 Contratto di acquisto e
vendita del gas naturale
del 14.02.1986
Venditore r:
Gazexport
Acquirente:
BOTAS
Fed. Russa /
3 Bcm come definiti
Frontiera Turchia-Bulgaria e
da contratto (*)
Malkoçlar Met. S. (Turchia)
01.01.2012
12
4 Contratto di acquisto e
vendita del gas naturale
del 08.08.1996
Venditore r:
NIGC
Acquirente:
BOTAS
Iran/
Frontiera Turchia-Iran e
Bazargan Met. S. (Iran)
3,66 Bcm come
definiti da contratto
(*)
30.07.2026
14
5 Contratto di acquisto e
vendita di GNL
del 09.11.1995
Venditore:
NLNG
Acquirente:
BOTAS
Nigeria/
Terminale di
rigassificazione
di Marmara Eregilisi
01.10.2021
2
17,86 milioni
MMBtu (**)
6 Contratto di acquisto e
vendita di GNL
del 14.04.1988
Venditore:
Sonatrach
Acquirente:
BOTAS
Terminale di
rigassificazione
di Marmara Eregilisi
01.10.2014
8
18 mld
Thermy.
TOTALE
64
Fonte: BOTAS 36
(*) ogni contratto definisce i parametri fisici del gas che deve essere consegnato.
(**) MMBtu = milioni di British Thermal Unit (unità di misura termica).
I contratti saranno ceduti a imprese che siano in possesso di una licenza di importazione. L’impresa deve
ottenere una licenza per ciascun contratto di importazione sottoscritto.
24
36. Il testo del bando si può trovare sul sito web di BOTA_: http://www.botas.gov.tr/eng/index.asp
Box 6.3
Licenze per l'importazione di gas37
Per ottenere la licenza, un’impresa deve essere in possesso dei seguenti requisiti:
■ Idoneità tecnica ed economica per l’importazione;
■ Avere a disposizioni informazioni adeguate e garanzie sul gas importato:
■ Provenienza;
■ Riserve;
■ Impianti per l’estrazione;
■ Sistema di trasporto;
■ Disponibilità sul territorio turco per almeno 5 anni di capacità di stoccaggio pari al 10% delle
importazioni annue;
■ Capacità di contribuire allo sviluppo e al miglioramento delle condizioni di sicurezza del
sistema di trasporto turco e al finanziamento degli investimenti della società di trasporto per
l’espansione dei gasdotti.
L’importatore è inoltre tenuto a fornire a EPDK informazioni su:
■ Termini del contratto;
■ Durata;
■ Flusso annuo e stagionale;
■ Eventuali variazioni dei flussi e delle obbligazioni contrattuali.
Al momento sono state assegnate 9 licenze di importazione. Attualmente, tuttavia, il mercato delle
importazioni è saturo, nel senso che i volumi importati con i contratti in essere coprono completamente il fabbisogno e non si esclude possano causare un eccesso di offerta nei prossimi anni a causa dell’elevata componente take-or-pay.38
Nel seguito sono riportati i dettagli principali dei contratti con Russia, Algeria, Nigeria, Iran,
Turkmenistan e Azerbaijan.
6.3.2.1. Contratti con la Russia
Nel 1986, BOTAS ha siglato un contratto con Soyuzgasexport (Gazprom) per l’acquisto di gas naturale
dai giacimenti russi per un periodo di 25 anni a partire dal 1987.39 Un secondo contratto è stato firmato
nel 1998 con Turusgaz, una joint-venture da BOTAS (35%), Gazprom (45%) ed un’altra società turca,
Gama A.S. (20%), per l’importazione (a regime) di 8 Bcm/anno. Il contratto ha una durata di 23 anni.
Il gas di entrambi i contratti è trasportato attraverso il gasdotto che collega la Russia alla Turchia
attraversando Ucraina, Romania e Bulgaria.40 Il gasdotto raggiunge le città di Ankara ed Hamitabat,
dove fornisce gas ad una centrale elettrica a ciclo combinato. Ulteriori estensioni sono state ultimate
successivamente all’entrata in esercizio del gasdotto: nel 1996 è stata ultimata una estensione di 209
Km verso Ovest (linea “Izmit-Karadeniz-Eresli”) e, in seguito, il collegamento fra Bursa e la città di Çan
(208 Km); nel 2000 è stato completato il collegamento fra Çan e la città portuale di Çanakkale (107 km).
L’accordo siglato nel 1997 con Gazexport per l’esportazione in Turchia di gas dal Mar Nero attraverso
il gasdotto Blue Stream prevede l’esportazione a regime di una quantità pari a 16 Bcm/anno e una durata
del contratto pari a 25 anni. L’accordo originario prevedeva l’entrata in esercizio del gasdotto nel 2001
e il raggiungimento del volume a regime nel 2008. La costruzione di Blue Stream è stata ultimata nel
2002 e questo ha causato notevoli ritardi nell’applicazione del contratto.41
Recentemente i volumi ed i prezzi del gas russo sono stati rinegoziati a causa della domanda turca,
risultata inferiore alle aspettative.
37. Fino ad ora EPDK ha assegnato oltre 70 licenze per lo svolgimento di attività nel settore gas.
38. La clausola take-or-pay implica che l’impresa importatrice debba pagare un determinato volume di gas indipendentemente dall’uso effettivo. La quantità take-or-pay
è solitamente determinata come percentuale del volume complessivo del contratto.
39. Secondo BOTAS, il prezzo del gas russo è inferiore a quello degli altri paesi europei. In base all’accordo, il 70% dell’ammontare pagato deve essere utilizzato dalla
Russia per l’acquisto di beni in Turchia.
40. Il punto di entrata è nei pressi della città di Malkoclar.
41. Il gasdotto per l’importazione in Turchia di gas dal Mar Nero è costituito da 3 sezioni. La prima sezione, di circa 370 km., è in territorio russo ed è finanziata,
realizzata e gestita da Gazprom. La seconda sezione è il gasdotto off-shore Blue Stream che collega Dzhubga, in Russia, a Samsun, città portuale in Turchia; il
gasdotto è stato realizzato dalla SAIPEM (gruppo ENI) ed è gestito dalla Blue Stream Pipeline Company BV, costituita in modo paritetico da ENI e Gazprom. La terza
sezione è in territorio turco (da Samsun ad Ankara) ed è finanziata, realizzata e gestita da BOTAS.
25
6.3.2.2. Contratti con Algeria e Nigeria
È stato siglato con Sonatrach nel 1988 un accordo ventennale per 2 bcm l’anno di gas naturale liquido
(GNL). Le forniture sono cominciate nel 1994, in seguito all’entrata in servizio del terminale GNL presso
Marmara Ereglesi, vicino Istanbul.42 Nel 1995 è stato siglato un ulteriore accordo che prevede
l’importazione di 2 Bcm/anno di GNL aggiuntivi rispetto a quelli contrattati nel 1988.
BOTAS ha siglato nel 1995 un contratto con la Nigeria (NLGN) per l’importazione di 1.2 Bcm/anno di
GNL. Il contratto ha una durata di 22 anni e il gas importato è rigassificato nel terminale di Marmara
Ereglesi.43
6.3.2.3. Contratti con l’Iran
Il contratto sottoscritto nel 1996 fra Turchia e Iran prevede l’importazione a regime di 10 Bcm/anno.
L’importazione è effettuata tramite il gasdotto dell’est Anatolia, che collega Dogubayazit, al confine tra
Turchia ed Iran, e Ankara/Seydisehir (Konya), entrato in servizio nel dicembre 2001 dopo alcuni ritardi.
Nella prima metà del 2002 il flusso di importazioni è stato interrotto a seguito della crisi economica turca
che ha ridotto drasticamente la domanda di gas. Le importazioni sono riprese nell’ottobre 2002 dopo la
revisione del contratto, che ha concesso alla Turchia maggiore flessibilità nei prelievi.
Infine il governo turco ha raggiunto un accordo per estendere il gasdotto dell’est Anatolia fino in Grecia.
6.3.2.4. Contratti con Turkmenistan e Azerbaijan
Nel 1998 la Turchia ha siglato col Turkmenistan un accordo (ratificato nel 1999) per l’importazione
annuale di 30 Bcm, di cui 16 Bcm destinati al mercato turco e i rimanenti 14 Bcm al mercato europeo.
L’accordo prevedeva la costruzione di un gasdotto per il collegamento (Trans-Caspian Gas Pipeline).
Il gasdotto (circa 1.700 km.) dovrebbe avere origine in Turkmenistan e, attraverso Mar Caspio,
Azerbaijan e Georgia, raggiungere Erzurum in Turchia. L’accordo originario prevedeva che Georgia e
Azerbaijan avrebbero raccolto semplicemente diritti di transito ma nel 2000, in seguito alla scoperta del
giacimento di Saha Deniz, vicino a Baku, l’Azerbaijan ha chiesto di poter disporre di almeno il 50% della
capacità del gasdotto.
A seguito del rifiuto del Turkmenistan, l’Azerbaijan ha siglato un accordo separato con la Turchia per
l’esportazione di gas azero verso la Turchia a partire dal 2005 (6.6 Bcm/anno a pieno regime) e la
costruzione di un gasdotto con capacità 7.2 Bcm per il collegamento fra Baku e Erzurum e l’immissione
nel gasdotto dell’est Anatolia.44 Questo progetto ha di fatto bloccato al momento il Trans-Caspian Gas
Pipeline.
6.4. Il trasporto e lo stoccaggio
Il trasporto è operato da BOTAS. La legge non prevede che il trasporto sia svolto in regime di
monopolio e l’attività di trasporto è aperta ai privati, che possono realizzare e gestire proprie reti.
BOTAS resta in ogni caso l’impresa di trasporto principale, col compito di gestire e operare la rete di
trasmissione nazionale e di garantire il buon funzionamento del sistema.
L’attività di trasporto può essere svolta previa concessione di una licenza da parte di EPDK. La licenza
prevede che il trasportatore:
■ Connetta l’utente che ne faccia richiesta entro un periodo massimo di 12 mesi; l’eventuale rifiuto
della connessione deve essere segnalato al regolatore e adeguatamente motivato; se il regolatore
ritiene che sia stato violato il principio di non discriminazione può imporre al trasportatore di
connettere l’utente al quale era stata rifiutata la connessione;
■ Fornisca alle società che operano reti interconnesse con la rete di sua proprietà tutte le informazioni
tecniche che consentano l’esercizio coordinato della rete e la sicurezza del sistema;
■ Trasportino il gas nella rete di proprietà nel modo più sicuro ed efficace, fornendo tutti i servizi
necessari a tal fine (principalmente gestione del linepack, modulazione e bilanciamento);
■ Possa sottoscrivere contratti di trasporto con importatori, esportatori, produttori e grossisti;
■ Possa sottoscrivere contratti di consegna con clienti idonei, società di generazione elettrica, società di
stoccaggio e altre società di trasporto;45
26
42. Il terminale ha una capacità di stoccaggio di 255.000 metri cubi di gas in forma liquida ed una capacità oraria economica di erogazione pari a 439.000 metri cubi di
gas. La capacità oraria di erogazione di punta è pari a 695,000 metri cubi.
43. A seguito delle importazioni dalla Nigeria il terminale GNL di Marmara ha raggiunto i 5,2 Bcm di gas trattato annualmente.
44. L’accordo commerciale tra BOTAS e SOCAR è stato firmato nel marzo 2001. Il progetto di costruzione del gasdotto sarà realizzato con la collaborazione di BP e Statoil
e costerà complessivamente $3 miliardi. Stando a fonti BP i lavori dovrebbero incominciare quest’anno.
45. I contratti di consegna del gas sono relativi alle condizioni di consegna del gas e non alla sua vendita effettiva.
A tutt’oggi, per il trasporto di gas naturale è stata concessa una sola licenza (BOTAS); 10 licenze sono
invece state concesse per il trasporto del GNL.
6.4.1. L’infrastruttura
Ci sono attualmente oltre 4000 km di rete di trasporto ad alta pressione e altri 1.338 km sono in fase di
realizzazione, come riportato in dettaglio nelle tabelle seguenti:
Tabella 6.3
Rete di trasmissione nazionale
Gasdotto
Diametro
Federazione Russa - Turchia (Main Line)
24"-36"
Lunghezza
(Km)
842
Entrata
in servizio
1987
Pazarcik-Karadeniz Eregli
16"-24"
209
1996
Bursa-Çan
8"-24"
208
1996
Çan-Çanakkale
12"
107
2000
Dogubayazit - Erzurum
48"
291
2001
Erzurum - Imranli
48"
307
2001
Imranly-Kayseri
48"
256
2001
Kayseri-Ankara
48"
320
2001
40"-16"
317
2001
Kayseri-Konya-Seydisehir
Karacabey-Izmir
36"
241
2002
Samsun-Ankara
48"
501
2003
Malkoçla-Kirklareli
36"
36
1998
Önerler_Esenyurt
36"
77
1998
Hersek-Yumurtatepe
24"
48
1998
Kirklareli-Önerler
36"
99
2000
Yapracik-Mihalliççik
40"
61
2001
Eskisehir-Mihalliççik
40"
76
2002
Bozüyük-Adapazari fase 1
36"
63
2002
Bozüyük-Adapazari fase 2
36"
63
2002
Bozüyük-Eskisehir
40"
75
2002
Seçköy-Karacabey
36"
75
2003
TOTALE
4272
Fonte: BOTAS, 2005
Tabella 6.4
Linee in costruzione
Gasdotto
Diametro
Lunghezza (Km)
24"-40"
195
Malatya - G. Antep
16"-24"-40"
240
G.Antep-Adana-Mersin
16"-24"-40"
280
Konya-Isparta
16"-40"
257
Isparta-Nazilli
16"-24"-40"
366
Sivas-Malatya
TOTALE
1338
Fonte: BOTAS, 2005
BOTAS ha inoltre pianificato diversi investimenti per il potenziamento delle stazioni di compressione e
di misura per migliorare la funzionalità della rete e riconsegnare agli utenti del sistema di trasporto gas
alle condizioni richieste di volume e pressione.46
Nel 2004 BOTAS ha trasportato sulla propria rete circa 22 Bcm di gas naturale. I dati riferiti ai mesi
di gennaio e febbraio dell’anno in corso riportano un volume trasportato pari a circa 5.2 Bcm (2.7 in
gennaio e 2.5 in febbraio).
46. La legge del 2001 sul Mercato del Gas prevede che gli investimenti in espansione della rete siano approvati dal regolatore. Ulteriori dettagli possono essere trovati
sul sito web di BOTAS, www.botas,gov.tr.
27
La capacità di stoccaggio della Turchia è alquanto limitata. Nel corso del 2004 si sono esauriti i giacimenti
di Kuzey Marmara e Degirmenköy che saranno trasformati in stoccaggi sotterranei con una capacità di
circa 2 Bcm. Si prevede che i due nuovi stoccaggi diventino operativi entro il 2005. BOTAS ha inoltre allo
studio il “Salt Lake Natural Gas Underground Storage Project” per l’uso dei duomi salini del Salt Lake con
una capacità di stoccaggio di 1 Bcm.47
L’accesso allo stoccaggio è fondamentale per importatori e grossisti per far fronte alle fluttuazioni stagionali
dei profili di prelievo dei propri clienti e far fronte agli obblighi di legge che impongono agli importatori di
avere accesso a una capacità di stoccaggio pari al 10% della quantità importata annualmente e ai
grossisti di avere accesso a una capacità di stoccaggio “adeguata”.48
Un dibattito è in corso sulla capacità di stoccaggio concessa agli importatori, che si ritiene eccessiva
rispetto alle reali esigenze di gestione delle fluttuazioni stagionali di molti operatori.
Al momento i servizi di stoccaggio sono forniti esclusivamente da BOTAS ma nuove licenze sono state
concesse recentemente dal regolatore.
6.4.2. Le tariffe
Le tariffe per l’accesso e l’uso del sistema di trasporto sono determinate dalla società di trasporto e
sottoposte a EPDK per l’approvazione.
BOTAS pubblica le tariffe praticate ai distributori al netto dell’IVA ma includendo un’addizionale sul
consumo, che è applicata al momento della fatturazione. Dal febbraio 2004 le tariffe sono differenziate
per categoria di consumo finale (residenziale e industriale) mentre è unica l’addizionale sul consumo.
L’andamento delle tariffe dal febbraio 2004 all’aprile 2005 è riportato nella Figura 6.3.
Figura 6.3
Tariffe applicate da BOTAS ai distributori
320.000
300.000
280.000
260.000
240.000
220.000
200.000
feb-04
mar-04 apr-04 mag-04 giu-04 lug-04
ago-04 set-04
Tariffa utenti residenziali (TL/Sm3)
ott-04
nov-04 dic-04 gen-05 feb-05
mar-05 apr-05
Tariffa utenti industriali (TL/Sm3)
Fonte: BOTAS
Le tariffe di stoccaggio non sono regolamentate e sono determinate su base contrattuale.
6.5. La distribuzione e la vendita
La distribuzione del gas può essere svolta da qualsiasi società previo ottenimento
di una licenza di distribuzione da parte di EPDK.
La licenza è concessa su base locale tramite gara per un massimo di 30 anni e può essere rinnovata.
Il rinnovo dipende dalla qualità del servizio offerto dal distributore. Nel caso in cui la licenza non sia
rinnovata viene bandita una nuova gara e il prezzo pagato dal vincitore è versato al distributore uscente.
In seguito agli emendamenti alla Legge sul Mercato del Gas del giugno 2005, ogni società non può
detenere licenze per più di due città.
La distribuzione agli utenti finali è effettuata dalla società di distribuzione locale di proprietà della
municipalità. La legge di liberalizzazione del mercato prevede la progressiva privatizzazione dei distributori
e che i proventi siano utilizzati per il rimborso dei prestiti garantiti dal Tesoro. Le imprese di distribuzione
sono tenute ad offrire una partecipazione del 10% alla municipalità senza chiedere alcun contributo di
capitali. Un ulteriore 10% può essere offerto a fronte del versamento del capitale equivalente ma solo
se il debito nei confronti del Tesoro è stato ripagato.
28
47. Per ulteriori dettagli si veda il sito web di BOTAS, www.botas,gov.tr.
48. La normativa non specifica cosa intenda per “adeguata”.
Fino ad ora sono state concesse 22 licenze a privati per la distribuzione locale di gas e due società
sono state privatizzate. Gli inviti per partecipare alle gare di assegnazione delle licenze sono pubblicati
da EPDK sul suo sito web.
La vendita di gas ai clienti finali è fatta dalle società di distribuzione locale. Per svolgere l’attività di
vendita all’ingrosso occorre essere in possesso di una licenza di vendita concessa da EPDK. Per le
società in possesso di una licenza di importazione non è necessario ottenere anche una licenza di
vendita all’ingrosso per poter vendere il gas ai clienti idonei e ai distributori.
Per ottenere la licenza è necessario che la società fornisca informazioni adeguate sulle proprie fonti di
approvvigionamento e sulla propria capacità di trasporto e dimostri di avere una sufficiente capacità
tecnica ed economica e una adeguata capacità di stoccaggio per svolgere l’attività in condizioni di
sicurezza per il sistema.
6.5.1. Le tariffe
Come per il trasporto, le tariffe di distribuzione sono fissate dalle imprese sulla base delle indicazioni
generali fornite da EPDK e poi sottoposte a questa per l’approvazione.
Le tariffe di distribuzione sono generalmente pubblicate sul sito web della società e sono differenziate
fra utenze residenziali (in pratica il mercato vincolato, per le quali la tariffa praticata dal distributore
remunera anche l’attività di vendita) e utenze industriali (che includono i clienti idonei che possono
contrattare col distributore esclusivamente il servizio di distribuzione).
La tariffa di distribuzione per le utenze residenziali include in generale diverse componenti fisse
(canone fisso, contatore, interruzioni, installazione del contatore e un deposito cauzionale) e una
componente variabile che dipende dal consumo. La somma di queste componenti serve a remunerare
il costo del gas e del trasporto (versato a BOTAS) e i servizi forniti dal distributore (distribuzione e, nel
caso di clienti vincolati, vendita).
A titolo di esempio riportiamo le tariffe di distribuzione praticate da Bursagaz ai clienti residenziali
nell’agosto 2005.
Tabella 6.5
Tariffe di Bursagaz per i clienti residenziali, agosto 2005*
Canone
150 $
Spese amministrative (G-4)
40 $
Interruzioni
11,000,000 TL
Installazione/rimozione
11,000,000 TL
Deposito cauzionale
Combi boiler
162,000,000 TL
Forni a gas - Flash heater
137,000,000 TL
Combi boiler
135,000,000 TL
Forni a gas
110,000,000 TL
Flash heater
27,000,000 TL
Costo del gas naturale
352,099 TL/m3
33,092.01 TL/kWH
* IVA non inclusa nel prezzo
Fonte: http://www.bursa-gaz.com.tr/bg/konut_fiyat.php
Il Regolatore stabilisce, inoltre, i principi generali per la fissazione dei prezzi del gas sul mercato
all’ingrosso (nell’ambito di tali principi, il prezzo del gas può essere contrattato liberamente) e le tariffe
per la vendita ai clienti finali del mercato vincolato.
Le tariffe per la vendita al mercato vincolato sono determinate fissando un margine sui costi operativi
che tenga adeguatamente conto dell’inflazione e di un’adeguata remunerazione del capitale investito e
sono una componente della tariffa di distribuzione. Al momento le tariffe di distribuzione non danno
evidenza esplicita di quanto tale componente incida sulla tariffa complessiva.
29
6.6. L’apertura alla concorrenza
La soglia di idoneità alquanto ridotta fa si che il grado di apertura del mercato sia molto ampio (attualmente
è pari all’80%). Tuttavia occorre notare come il settore del gas sia ancora fortemente dominato dalla
presenza pubblica in ciascuna fase della filiera.
Le attività sono aperte alla partecipazione delle imprese straniere, che possono operare purché
costituiscano una società per azioni o a responsabilità limitata secondo la legge commerciale turca.
Gli ostacoli alla piena partecipazione delle imprese straniere sono simili a quelli già osservati per il
settore elettrico, l’eccessiva lunghezza delle procedure amministrative e il grado di dettaglio delle
informazioni richieste dalle autorità turche.
6.7. Futuri scenari di sviluppo del mercato
(privatizzazioni ed investimenti)
Sebbene a rilento, procede il programma di privatizzazione delle società di distribuzione locale. Nel primo
trimestre del 2004 è stata finalizzata le privatizzazione tramite block sale di Esgaz (acquistata da Kolin
Ins.Tur.San.A.S. per 43 mln$) e Bursagaz (acquistata da Çalik Enerji San. per 120 mln$). Il governo turco
ha più volte annunciato l’intenzione di intensificare il processo ma al momento non sono state fornite
informazioni di dettaglio.
BOTAS ha in corso diversi investimenti per quanto riguarda l’espansione della rete di trasmissione e di
distribuzione, il potenziamento del terminale di rigassificazione del GNL di Marmara Ereglesi e ha allo studio
diversi progetti, in varia fase di attuazione, per la costruzione di nuovi gasdotti di importazione/esportazione
e di stoccaggi:
■ Gasdotto Turchia-Grecia (completata la fase antecedente lo studio di fattibilità; approvata la richiesta
di fondi europei per lo studio di fattibilità nell’ambito del programma TEN; DEPA e Edison Gas hanno
lanciato dei tender per lo studio di fattibilità);
■ Gasdotto Turkmenistan-Turchia-Europa (la Turchia ha rispettato i propri impegni, il progetto è attualmente
bloccato a causa di problemi nello sviluppo del collegamento fra Turkmenistan e Georgia);
■ Gasdotto Azerbaijan-Turchia (completati studi fattibilità; sono stati lanciati i tender per la realizzazione
del gasdotto);
■ Gasdotto Iraq-Turchia (in fase di completamento l’accordo-quadro e la costituzione del consorzio di
imprese; la realizzazione del progetto dipende fortemente dalla situazione irachena);
■ Gasdotto Egitto-Turchia (firmato un accordo quadro fra Turchia ed Egitto nel marzo 2004; progetto
ancora in fase di studio);
■ Gasdotto Turchia-Bulgaria-Romania-Ungheria-Austria - progetto Nabucco - (in collaborazione con
OMV Erdgas –Austria-, MOL –Ungheria-, Transgaz – Romania e Bulgargaz – Bulgaria; Nel 2003 la
Commissione Europea, tramite il programma TEN, ha concesso finanziamenti che coprono la metà dei
costi stimati per la realizzazione dello studio di fattibilità; sono stati completati lo studio di mercato e il
business model ed è cominciato lo studio di fattibilità tecnica; nel giugno 2004 è stata costituita la
Nabucco Company Pipeline Study GmBH per valutare opzioni di project finance; nell’ambito diel
progetto, ciascun paese deve provvedere allo studio di fattibilità per quanto riguarda il suo territorio; la
Turchia ha chiuso la gara e assegnato il contratto nel luglio 2004);
■ Gasdotto Eastern Black Sea (avviati gli studi geologici e per l’individuazione del percorso);
■ Gasdotto Western Black Sea (allo studio);
■ Progetto per l’uso dei duomi salini di Salt Lake per lo stoccaggio (allo studio).
30
7. Il rispetto degli obblighi di emissione
Le emissioni in aria è uno dei problemi principali della Turchia. La Turchia non ha obiettivi specifici
di emissione ma la richiesta di adesione alla Comunità Europea le impone l’adozione di politiche di
contenimento.
Le emissioni di carbonio in aria sono aumentate parallelamente all’aumento dei consumi energetici,
passando, secondo i dati dell’istituto nazionale di statistica turco, da 200.7 mln t CO2 eq/anno nel 1990
a 271.2 mln t CO2 eq/anno nel 1997. Le previsioni più recenti di UNPD e Banca Mondiale indicano che
entro il 2025 il livello di emissione aumenterà di circa 6 volte rispetto al livello 1990.
8. Finanziamenti per il settore dell’energia
8.1. Finanziamenti internazionali
Nel corso degli anni la Turchia ha spesso ricevuto finanziamenti dalle organizzazioni internazionali per la
realizzazione di progetti nel settore dell’energia.
8.1.1. World Bank
8.1.1.1. Mercato energetico del Sud-Est Europa (APL)
Il 1° aprile 2005 la World Bank ha approvato un finanziamento a favore di TEIAS per (i) la realizzazione
di un sistema di gestione per la gestione del mercato elettrico; (ii) il rafforzamento del controllo,
l’acquisizione di dati e la gestione dei flussi di energia per consentire una maggiore efficienza del sistema;
e (iii) il potenziamento ed espansione della rete di trasmissione.
Il progetto si inserisce nello schema più vasto dell’integrazione del sistema elettrico turco con quelli dei
paesi confinanti per la creazione di un mercato regionale da integrare col sistema europeo.
La Banca Mondiale ha approvato un programma per la creazione di un mercato regionale dell’elettricità
nell’Europa Sud-Est (APL). Il programma è articolato in 5 fasi, la fase 1 (APL1) comincerà nel 2005 e
la fase 5 (APL5) nel 2008. Il progetto coinvolge 9 paesi (Albania, Bosnia Erzegovina, Bulgaria, Croazia,
Kosovo, Macedonia, Romania, Serbia e Montenegro e Turchia) e ha un valore complessivo di 1 miliardo
di dollari.
Nell’ambito di tale progetto, la Banca Mondiale ha previsto per la Turchia un finanziamento complessivo
di 345 mln $articolato nel modo seguente:
■ 66 mln $ nel 2005 relativamente alla fase APL2;
■ 100 mln $ nel 2007 relativamente alla fase APL4;
■ 179 mln $ nel 2008 relativamente alla fase APL5;
La Banca Mondiale ha pubblicato il 30 giugno 2005 il piano generale degli approvvigionamenti.
8.1.1.2. Energia rinnovabile
Nel marzo 2004 la Banca mondiale ha finanziato un progetto per incrementare la generazione distribuita
da fonti rinnovabili da parte di privati, senza garanzie da parte dello stato turco e nel contesto della Legge
sul Settore Elettrico.49 Il finanziamento ammonta a 202,03 mln $ a fronte di un costo complessivo del
progetto di 502,03 mln di $.
Secondo le stime fatte da Banca Mondiale, i primi impianti costruiti nell’ambito di questo progetto potrebbero
essere pronti ad operare nel 2007.
49. Nella generazione distribuita l’impianto è direttamente connesso alla rete di distribuzione. Si tratta in generale di piccoli impianti che utilizzano principalmente fonti
rinnovabili.
31
Box 8.1
Partecipazione ai progetti finanziati dalla Banca Mondiale
Nell’ambito dei progetti finanziati dalla Banca Mondiale (“Banca”), sono i Governi nazionali a dover gestire i
contratti per l’acquisizione di beni e servizi ai fini del progetto. Le modalità di assegnazione devono rispettare
le procedure fissate dalla Banca per garantire che l’approvvigionamento di beni e servizi a supporto della
realizzazione del progetto sia condotto in modo efficiente, trasparente e non discriminatorio.1 La Banca effettua
controlli per assicurarsi che le procedure rispondano a criteri di trasparenza e di non discriminazione.
Per aumentare la concorrenza, la prima regola fissata dalla Banca Mondiale è che ogni impresa e ogni individuo
appartenente a qualsiasi paese possono offrire beni e servizi nell’ambito di progetti finanziati dalla Banca
Mondiale purchè dimostrino di avere le capacità richieste per eseguire il progetto.
Le imprese possono partecipare da sole o in joint venture con altre imprese. Questa deve essere una libera
scelta dell’impresa e Banca Mondiale non accetta che associazioni fra imprese siano imposte come condizione
obbligatoria per la partecipazione alle gare.
Di seguito riportiamo la informazioni essenziali per l’impresa che desideri fornire i propri beni e servizi nell’ambito
di progetti finanziati dalla Banca Mondiale.
Responsabilità dell’acquisizione di beni e servizi
La responsabilità dell’implementazione del progetto, e quindi dell’acquisizione dei beni e servizi necessari, è
in capo alla Società che ha contratto il prestito. La Banca ha esclusivamente il ruolo di garantire che i pagamenti
siano effettuati solo quando le spese sono state effettuate e quindi non fa parte del contratto. I pagamenti
sono fatti solo a seguito di una richiesta della società che ha ottenuto il prestito; tale richiesta deve essere
corredata della documentazione necessaria a dimostrare che i fondi sono usati conformemente a quanto stabilito
nei piani di approvvigionamento. I pagamenti possono essere fatti alla società che ha ottenuto il prestito nel
caso in cui abbia anticipato risorse proprie, direttamente al fornitore oppure a una banca commerciale nel
caso in cui i fondi transitino per il canale bancario.
Ruolo della Banca
La Banca effettua controlli sulle procedure di assegnazione seguite, sui documenti, sulle valutazioni, su
raccomandazioni e su contratti per assicurarsi che le procedure rispondano a criteri di trasparenza e di non
discriminazione. I controlli possono essere antecedenti la loro pubblicazione o successivi a questa.
In caso di contratti di importo elevato, il controllo sui documenti è effettuato prima della pubblicazione. Se la
Banca ritiene che le procedure siano conformi rilascia il “no objection” e il tender è effettuato.
Negli altri casi la Banca può effettuare il controllo ex post. Se, in qualsiasi stadio del processo di assegnazione
(anche dopo l’assegnazione del contratto), la Banca ritiene che le procedure non siano state seguite correttamente
può dichiarare l’assegnazione irregolare e cancellare la parte di prestito destinata all’acquisto di tali beni e servizi.
Il ruolo dell’offerente
Quando l’offerente riceve i documenti per la partecipazione alla gara deve valutare attentamente se è in possesso
dei requisiti tecnico-economici necessari e, in caso affermativo, procedere alla preparazione dell’offerta. Dopo
aver scritto l’offerta è estremamente importante effettuarne una rilettura critica che consenta l’individuazione
di eventuali criticità o di incongruenze.
Per ogni gara sono individuati requisiti critici rilevanti (tecnici ed economici) e aspetti che, sebbene importanti,
hanno un ruolo secondario. I partecipanti alla gara devono soddisfare tutti i requisiti previsti dalla gara (altrimenti
l’offerta viene scartata). Vi sono tuttavia gare che consentono ai partecipanti di proporre modifiche su aspetti
secondari del progetto. In tal caso, l’offerente deve indicare un prezzo per l’offerta che risponde esattamente
a tutti i requisiti e alle richieste iniziali e indicare separatamente il prezzo al quale il servizio è offerto se la
modifica proposta è accettata.
Riservatezza
Il processo di valutazione delle offerte è confidenziale fino all’assegnazione del contratto. Se in questo periodo
l’impresa offerente desidera far pervenire ulteriori informazioni alla società o alla Banca lo deve fare per iscritto.
Interventi della Banca.
Le imprese offerenti possono rivolgersi alla Banca per informazioni, chiarimenti e comunicazioni. Nel caso di
comunicazioni ricevute dalla Banca dopo l’apertura delle offerte si procede nel modo seguente:
■ nel caso di contratti non soggetti al controllo della Banca, la comunicazione è inviata alla società che ha
ottenuto il prestito per le dovute considerazioni e azioni, se necessarie, che saranno esaminate nella fase
di controllo da parte della banca;
■ nel caso di contratti soggetti al controllo preventivo della Banca, la comunicazione è esaminata direttamente
dalla Banca, che si consulta con la società che ha ottenuto il prestito; nel caso sia necessario acquisire
dati per la chiusura dell’esame, la Banca li richiede alla società finanziata; se sono necessarie ulteriori
informazioni sull’impresa che ha fatto l’offerta, la Banca incarica la società finanziata di raccoglierle e di
fornire un proprio parere o di inserirle nel rapporto di valutazione.
Il controllo da parte della Banca non si conclude se non dopo aver esaminato dettagliatamente le comunicazioni
pervenute. Eccetto che per confermare l’avvenuta ricezione delle comunicazioni, la Banca non ha contatti con
le società che partecipano alla gara dall’apertura delle offerte fino all’assegnazione del contratto.
Debriefing
Dopo l’assegnazione del contratto, i partecipanti alla gara non vincitori che desiderano avere informazioni
sulle motivazioni del rifiuto dell’offerta devono indirizzare la richiesta di chiarimenti alla società che ha ricevuto il
finanziamento. Se la risposta non è soddisfacente, l’impresa può rivolgersi direttamente alla Banca tramite
il Regional Procurement Adviser del paese interessato, che provvederà ad organizzare un incontro con gli
interlocutori rilevanti.
32
Note:
1. In quanto segue, il termine servizi indica tutti i servizi tranne quelli di consulenza.
Source:
World Bank, Guidelines for Procurement Under IBRD Loans and IDA Credits, May 2004,
http://web.worldbank.org/WBSITE/EXTERNAL/PROJECTS/PROCUREMENT/0,,contentMDK:20060840~menuPK:84282~pagePK:84269~piPK:60001558~theSitePK:84266,00.html
8.2. Strumenti finanziari ed assicurativi del Governo italiano
8.2.1. Simest S.p.A.
Per promuovere il processo di internazionalizzazione delle imprese italiane ed assistere gli imprenditori
nelle loro attività all’estero è stata istituita la SIMEST SpA, società per azioni controllata dal Governo
Italiano che detiene il 76% del pacchetto azionario.
Box 8.2
Prodotti e servizi Simest S.p.A.
TURCHIA
Prodotti e Servizi SIMEST
Studi di prefattibilità, fattibilità e Assistenza tecnica
D.M.136/00
Investimenti Esteri
Legge 100/90
Crediti all’esportazione
Dlgs. 143/98 già legge 227/77
Penetrazione Commerciale
Legge 394/81
Fondi di venture Capital - Fondo Mediterraneo
Gare Internazionali
Legge 304/90
Servizi di assistenza tecnica e business Scouting
Copertura di rischi politici
Accordo Simest-Miga
In Turchia la Simest SpA sostiene gli investimenti all’estero delle imprese italiane attraverso:
■ la sottoscrizione del capitale delle società estere partecipate da imprese italiane (fino al 25%);
■ l’agevolazione del finanziamento di quote sottoscritte dal partner italiano in società o imprese all’estero;
■ la gestione di fondi di Venture Capital;
per gli scambi commerciali opera invece attraverso:
■ l’agevolazione di crediti all’esportazione;
■ finanziamenti di studi di prefattibilità, fattibilità e programmi di assistenza tecnica;
■ finanziamenti di programmi di penetrazione commerciale.
SIMEST inoltre facilita la partecipazione delle imprese italiane a gare internazionali mediante il
finanziamento a tasso agevolato delle spese sostenute. Tali facilitazioni sono limitate a gare indette in paesi
non appartenenti alla Unione Europea (Legge n. 304/90).
8.2.1.1. Partecipazione della SIMEST al capitale di imprese estere
La partecipazione di SIMEST al capitale delle imprese estere consente di condividere il rischio potenziale
della nuova iniziativa con un partner istituzionale che immette capitali propri. SIMEST valuta proposte di
partecipazione provenienti da società di capitali, società di persone, cooperative, associazioni di imprese
ma prioritariamente a PMI e loro consorzi.
L’intervento SIMEST avviene, in via preferenziale, in imprese estere attive nello stesso settore di attività
dell’impresa italiana richiedente, o in settori situati a monte o a valle del processo produttivo nell’ambito
del concetto di "filiera".
La partecipazione può durare al massimo 8 anni, entro i quali viene concordato con i partners italiani il
periodo di riacquisto della quota SIMEST. Le condizioni della partecipazione SIMEST vengono concordate
con le imprese partner in funzione della tipologia dell’attività prevista, dei risultati attesi, della situazione
del Paese in cui si va ad operare, del ruolo e delle prospettive delle società italiane interessate. Il riacquisto
della quota SIMEST avviene, in assenza di quotazioni ufficiali, con riferimento al valore patrimoniale
dell’impresa estera. L’impegno del socio italiano al riacquisto della partecipazione SIMEST può essere
garantito attraverso un ampio ventaglio di soluzioni preventivamente concordata con i partners. SIMEST
esamina le richieste di partecipazione acquisendo le informazioni relative al progetto di investimento ed ai partners
senza uno schema precostituito, ossia non impone alcuna modulistica di presentazione (vedi box 8.3).
33
Box 8.3
Informativa per le partecipazioni proposte alla Simest
La SIMEST non richiede alcuna formalità né modulistica predeterminata ma fornisce semplicemente
una lista delle informazioni che successivamente viene adattata dagli analisti alle necessità di
approfondimento che si rendono opportune per la singola iniziativa.
1. Origine del progetto e motivazioni strategiche: Breve descrizione dell'origine del
progetto e motivazioni del partner italiano per lo sviluppo dell’impresa estera e principali fattori di
successo su cui si basa la nuova società.
2. Notizie generali sulla società estera: Denominazione, Ragione sociale, Paese e località;
Tipo di operazione (sviluppo ex novo, ristrutturazione, potenziamento); Denominazione partners
(italiano, locale ed altri); Prodotti o servizi previsti, fatturato a regime (in valuta locale ed in Euro),
addetti; Valore complessivo degli investimenti da realizzare; Eventuali accordi con partner locale
ed ove già disponibile, schema di statuto per la nuova società.
3. Programma di sviluppo della società estera o mista: Programma vendite; Prospettive
di mercato ed azioni commerciali previste; Fattori di competitività dell'impresa estera (Programma
investimenti in dettaglio); Descrizione tecnologia impiegata; Impatto ambientale e rispetto normativa
locale (con riferimento a emissioni inquinanti, rischi ambientali nelle varie fasi di implementazione
del progetto, assorbimento energetico, consumi e possibilità di riciclaggio materie prime); Management
previsto, risorse umane, programma di formazione/addestramento; Esame delle principali forniture;
Conti economici e situazioni patrimoniali finanziarie previsionali fino all'anno di regime; Confronto
ricavi/costi principali per unità di prodotto con quelli dell’impresa italiana; Finanziamenti e fonti necessarie
alla realizzazione del progetto, se già individuati, modalità e costi, Fabbisogni e coperture previste;
4. Capitale sociale e quote previste: Criteri di valutazione dei conferimenti ed eventuali
perizie, valutazioni o altro, richiesto dalle normative locali.
5. Modalità sottoscrizione SIMEST: Quota di partecipazione proposta a SIMEST, valore in
valuta locale ed in Euro od in altra valuta ed anno previsto per il riacquisto della quota SIMEST.
6. Impresa italiana proponente: Denominazione partner italiano, localizzazione, eventuale
gruppo di appartenenza e relativo schema; Proprietà della società e/o gruppo, management ed
addetti; Posizione sul mercato e caratteristiche competitive - Banche principali con cui opera ed
eventuali lettere di referenze; Bilanci completi ultimi 3 esercizi della società ed, in caso di Gruppo,
fornire i bilanci consolidati (In caso di partecipazione all’iniziativa attraverso imprese controllate con
sede in Stato dell’Unione Europea, fornire i bilanci completi degli ultimi 3 esercizi., statuto, atto costitutivo,
iscrizione alla C.C.I.A.A. (della società partner nella impresa estera o mista) e Dichiarazione ai sensi
della Legge 14 Maggio 2005 n° 80).
7. Altri eventuali Partners (locali o esteri): Denominazione, localizzazione, proprietà;
Aspetti principali dell'attività, prodotti, posizione sul mercato, mezzi di produzione, risorse umane;
Informazioni salienti sull'andamento economico e finanziario ultimi tre anni (informazioni più dettagliate
nel caso di quota maggioritaria del partner locale con fornitura di annual reports).
8.2.1.2. Contributi agli interessi sul finanziamento della quota di
partecipazione dell'impresa italiana (L. 100/90, Art. 4 e L. 19/91)
In paesi non appartenenti all’Unione Europea, SIMEST concede agevolazioni ad imprese italiane per
l’acquisizione di quote di capitale di rischio in società o imprese all’estero partecipate dalla SIMEST stessa.
I beneficiari sono tutte le imprese che intendono costituire un’impresa all’estero o sottoscrivere un aumento
del capitale sociale o acquisire quote in un’impresa estera già costituita.
L’agevolazione è rappresentata da un contributo agli interessi a fronte di un finanziamento concesso
all’impresa italiana da soggetti, italiani o esteri, autorizzati all’esercizio dell’attività bancaria.
L’acquisizione di quote di capitale di rischio deve avvenire dopo la delibera di partecipazione della SIMEST
nell’impresa estera.
L’intervento agevolativo può essere concesso anche in presenza di interventi finanziari resi disponibili da
organismi internazionali operanti nel settore della promozione degli investimenti all’estero, come ad esempio i
programmi comunitari che possono essere attivati anche tramite SIMEST.
34
L’agevolazione copre fino al 90% del controvalore in euro della quota di partecipazione italiana al capitale
dell’impresa estera fino al 51% del capitale di quest’ultima. Pertanto, qualora la quota di partecipazione
superi complessivamente il 51%, l’importo agevolabile del finanziamento è limitato al 90% del 51% del
capitale dell’impresa estera.
L’intervento è concesso entro i seguenti limiti di importo:
■ importo massimo ammesso all’agevolazione per impresa e per anno solare: Euro 40 milioni;
■ importo massimo ammesso all’agevolazione per gruppo economico (nell’ambito di uno stesso bilancio
consolidato) e per anno solare: Euro 80 milioni.
L’agevolazione è concessa nei limiti delle norme comunitarie.
La durata massima del finanziamento bancario è di 8 anni a partire dalla prima erogazione del finanziamento,
compreso un periodo massimo di utilizzo e preammortamento di 3 anni. Il tasso di interesse è liberamente
concordato tra l’impresa e la banca finanziatrice.
Le imprese italiane devono presentare la domanda di agevolazione direttamente alla SIMEST, allegando
al modulo di domanda la documentazione in esso indicata.
8.2.1.3. Fondi di Venture Capital
Il Governo per sostenere gli investimenti delle imprese Italiane ha messo a disposizione fondi pubblici di
venture capital che si aggiungono alla normale quota di partecipazione della SIMEST SpA all’iniziativa
effettuata sulla base della legge 100/90.
Grazie all’intervento dei Fondi di venture capital la partecipazione (SIMEST + Fondo di Venture Capital) può
arrivare fino a un massimo del 49% delle imprese estere.
Le imprese interessate possono presentare domanda alla Simest SpA, società incaricata della gestione del
fondo e saranno sottoposte all’approvazione del Comitato di Indirizzo e Rendicontazione istituito presso la
Direzione Generale per le Politiche di Internazionalizzazione del Ministero delle Attività Produttive.
La SIMEST provvede ad informare l’impresa dell’esito della richiesta e, in caso positivo, prende i necessari
accordi per la stipula del contratto di partecipazione alle risorse del Fondo che, in ogni caso, non potrà avvenire prima della stipula del contratto di partecipazione di SIMEST ai sensi della legge 100/90.
Sono ammissibili le seguenti tipologie di operazioni:
■ costituzione di nuova impresa;
■ sottoscrizione di aumento di capitale sociale in impresa già costituita;
■ acquisto da terzi di azioni o quote di impresa già costituita.
L’intervento aggiuntivo del Fondo deve essere di importo non superiore al doppio della partecipazione
connessa all’intervento SIMEST;
I fondi venture capital sono stati istituiti per investimenti nelle seguenti regioni e paesi:
Nome del fondo
Paesi di destinazione
Stanziamento
Fondo Jugoslavia
Serbia e Montenegro, Albania, Bosnia-Erzegovina, Macedonia,
Bulgaria e Romania
€
40.329.137,98
Repubblica popolare cinese
Federazione Russa, Ucraina, Moldavia, Armenia, Azerbaigian
e Georgia.
Paesi del Bacino del Mediterraneo:
Algeria, Egitto, Giordania, Israele, Libano, Libia, Marocco, Siria,
Tunisia, Turchia e Autorità palestinese
Irak, o in Paesi confinanti con l’Irak (Iran, Arabia Saudita, Kuwait),
purché l’oggetto sociale preveda in via esclusiva o prevalente
l’attività nel suddetto Paese, e Tutti i restanti Paesi dell’Africa
compresi quelli insulari
Albania, Bosnia-Erzegovina, Bulgaria, Croazia, Macedonia,
Romania, Serbia-Montenegro
Albania, Bosnia-Erzegovina, Bulgaria, Croazia, Macedonia,
Romania, Serbia-Montenegro
€
40.329.000,00
€
70.000.000,00
€
64.139.350,40
€
13.758.913,32
€
8.181.860,00
Fondo Rep.
Popolare Cinese
Fondo Russia
e Ucraina
Fondo Mediterraneo
Fondo Balcani
Fondo Balcani50
35
50. Un ulteriore Fondo Rotativo per l’area dei Balcani assegnato dal Ministero delle Attività Produttive alla Finest SpA (www.finest.it)
8.2.1.4. Finanziamenti per la partecipazione a gare internazionali
(L. 304/90).
La SIMEST agevola la partecipazione delle imprese italiane a gare internazionali indette in paesi non
appartenenti alla Unione Europea e, comunque, non indette dalla UE mediante il finanziamento a tasso
agevolato delle spese sostenute.
Il finanziamento copre fino al 100% delle spese inserite nel preventivo spese per l’elaborazione, la
presentazione e la discussione dell’offerta.
L'ammontare del finanziamento varia in rapporto al valore della commessa e comunque non superiore a
Euro 1.032.000,00 per impresa beneficiaria ed a Euro 2.582.000,00 per ciascuna gara internazionale.
La durata del finanziamento è di 4 anni, compreso un periodo di preammortamento non superiore ad
1 anno e mezzo.
Box. 8.4
Procedura per la richiesta di Finanziamento
L’impresa presenta la richiesta di finanziamento alla SIMEST, allegando alla domanda una copia del
bando di gara o lettera di invito alla partecipazione o documentazione della gara, una breve illustrazione
della gara anche nel suo iter procedurale, un preventivo con la descrizione analitica di tutte le spese
da sostenere, la tipologia di garanzie previste, una sintetica presentazione dell’impresa, completa di
alcuni dati e documenti, i bilanci degli ultimi tre esercizi disponibili.
La SIMEST effettua l’istruttoria al fine di valutare la capacità economica e finanziaria dell’impresa, di
accertare la finanziabilità delle spese preventivate e le modalità di partecipazione alla gara, nonché
la validità economico-commerciale della gara stessa. In merito agli aspetti economico-commerciali,
la SIMEST può chiedere un parere al Ministero delle Attività Produttive.
La richiesta di finanziamento è sottoposta al Comitato sulla base di un criterio strettamente cronologico.
All’agevolazione sono ammesse con priorità le domande presentate da imprese in possesso di
certificazione di qualità.
Il Comitato delibera in merito alla concessione del finanziamento e alla relativa garanzia.
Dopo la delibera del Comitato, la SIMEST provvede alla stipula del contratto di finanziamento,
all’assunzione delle garanzie ed alle erogazioni.
8.2.1.5. Altri prodotti e servizi
SIMEST agisce anche attraverso l’agevolazione dei crediti all’esportazione che consente alle
imprese esportatrici italiane di offrire agli acquirenti/committenti esteri dilazioni di pagamento a medio/lungo
termine a condizioni e tassi di interesse competitivi, in linea con quelli offerti da concorrenti di paesi OCSE.
L'intervento è nella forma del contributo agli interessi su finanziamenti concessi da banche italiane o estere.
Alle aziende italiane che attuano processi di internazionalizzazione, SIMEST fornisce anche servizi
di assistenza tecnica e consulenza professionale comprese attività di scouting e machmaking, studi di
prefattibilità/fattibilità ed assistenza legale e societaria per progetti di investimento all’estero che prevedono
una successiva partecipazione di SIMEST stessa.
Altre informazioni su SIMEST (e relativi moduli di richiesta dei vari servizi) sono disponibili sul sito www.simest.it.
8.2.2. SACE S.p.A.
SACE S.p.A. - Servizi Assicurativi del Commercio Estero - è la società di assicurazione
italiana dei crediti all’esportazione; assume in assicurazione, riassicurazione e garanzia rischi di natura
politica, valutaria, catastrofica e commerciale ai quali sono esposti gli operatori italiani.
36
I rischi COMMERCIALI E POLITICI coperti da SACE sono:
■ Rischio di produzione
■ Rischio del credito mancato pagamento
■ Rischio di escussione di fideiussioni
■ Rischio di mancata restituzione di cauzioni, depositi e anticipazioni
■ Rischio di distruzione, requisizione, confisca
Nel caso di rapporto diretto SACE-impresa, strumenti assicurativi particolarmente utili risultano:
Credito Fornitori o Polizza Individuale - L’azienda italiana che esporta beni, servizi, studi o
progettazioni, concede di regola alla propria controparte dilazioni di pagamento per rendere più appetibile
l’offerta commerciale. Con la polizza Credito Fornitore, SACE assicura le imprese dal rischio di mancato
pagamento o di revoca del contratto per eventi di natura politica e commerciale. SACE consente inoltre di
scontare (presso banche o intermediari finanziari) il credito vantato a tassi vantaggiosi in forma pro-soluto.
Figura 8.1
Polizza Individuale di Sace S.p.A.
Schema operazione
SACE
Garanzia
Pagamento delle merci esportate
Società
Italiana
Esportazione di merci/servizi/studi e progettazioni
Società
Estera
Questa polizza è rivolta a quelle aziende italiane che effettuano esportazioni di merci, prestazioni di
servizi, studi e progettazioni con l’estero, concedendo dilazioni di pagamento sia di breve che di
medio/lungo termine.
SACE copre fino al 100% dell'importo ammesso all'assicurazione.
Polizza Investimenti - Tale polizza protegge gli apporti di capitale all’estero, anche “indiretti” (ovvero
realizzati tramite società estere controllate da imprese italiane), rilasciando garanzie assicurative sugli
eventi di natura politica che possono causare perdite e pregiudicare l’investimento, qualunque sia il settore
di riferimento, la struttura e la taglia. In particolare sono assicurabili:
1) apporti di capitali, beni strumentali, tecnologie, licenze e brevetti, servizi di progettazione, etc;
2) finanziamenti con carattere di partecipazione e garanzia sugli stessi.
Figura 8.2
Polizza Investimenti di Sace S.p.A.
Caso A
Schema operazione
SACE
Caso B
SACE
Fase 1
Garanzia
Fase 1
Garanzia
Fase 2
Apporto
capitale/finanziamento
Controllo
azionario
Società
Italiana
Società
Estera controllata
➠
Società
Italiana
(veicolo)
Fase 2
Apporto
capitale/finanziamento
Società
Estera
Società
Estera
(destinataria)
(destinataria)
37
È rivolto ad aziende italiane che costituiscono o partecipano al capitale di società estere.
L’investimento può assumere le seguenti forme:
■ Apporto di capitale o beni strumentali, tecnologie, licenze e brevetti, servizi di progettazione, direzione
e gestione lavori;
■ Finanziamenti con carattere di partecipazione o garanzie a sostegno dei finanziamenti medesimi.
Sono assicurabili anche gli investimenti “indiretti” ovvero realizzati tramite società estere controllate
dall’impresa italiana.
SACE può coprire fino ad un massimo del 95% dell’ammontare dell’investimento.
Polizza lavori - Nell’eseguire lavori e commesse all’estero che prevedono pagamenti a SAL (Stato
Avanzamento Lavori) o a Milestones, le aziende di costruzione o di impiantistica sono assoggettate a
rischi di natura politica e commerciale. SACE, con la polizza Lavori, copre il 100% dei rischi abbinati di
produzione e credito. L’importo assicurato è determinato dall'impresa sulla base di un'autonoma valutazione
del cash-flow di commessa. SACE offre quindi un prodotto “su misura” per supportare l'assicurato durante
l’intero periodo di realizzazione dell’opera.
Figura 8.3
Polizza Lavori di Sace S.p.A.
Schema operazione
SACE
Garanzia
Società
Italiana
Pagamento lavori
Committente
Estero
Esportazione lavori
Si rivolge ad imprese di costruzione o di impiantistica italiane (o a partecipate estere) impegnate in lavori
e/o forniture con posa in opera all'estero che prevedono termini di regolamento a SAL o a Milestones.
SACE il 100% dell'importo ammesso all'assicurazione per la copertura abbinata dei rischi di produzione
e credito e fino al 95% per quelli accessori.
Nel caso di rapporto mediato da Banche o Società assicurative private, gli strumenti disponibili sono:
Polizza fidejussioni - Copre dal rischio di debita/indebita escussione delle fidejussioni. La copertura
rilasciata da Sace si configura come riassicurazione/controgaranzia di una quota della fidejussione emessa.
SACE condivide il rischio con gli operatori bancari o assicurativi (in quest’ultimo caso, anche tramite
riassicurazione). L’intervento di SACE “libera” risorse per ulteriori impieghi;
Figura 8.4
Polizza Fidejussione di Sace S.p.A.
Schema operazione
SACE
Banca
Fase 3 Garanzia
Fase 3 Emissione fidejussione
Banca estera
(operante per la
società estera)
(italiana o estera
operante in italia)
Fase 2
Richiesta di emissione
fidejussione per conto
dell’esportatore ed in
favore della banca
Fase 3
Emissione fidejussione
Fase 1 Pagamento lavori
Società
Italiana
Commitente
Estero
Fase 1 Esecuzione lavori/prestazione servizi
SACE consente alle aziende italiane di non intaccare, per la quota garantita, le linee di fido complessivamente
disponibili presso il sistema bancario ed assicurativo; può emettere direttamente garanzie fideiussorie
38
per conto di esportatori e coprire fino ad un massimo del 70% dell’ammontare di ciascuna fideiussione
emessa.
Polizza Credito Acquirente - Per l’acquisto di beni capitali e servizi o per realizzare progetti di importo
rilevante, gli acquirenti esteri richiedono spesso dilazioni di pagamento di lunga durata. L'esportatore
italiano che si trova quindi nella necessità di ricorrere al sistema bancario per rispondere alle esigenze
finanziarie del cliente estero. Con la polizza Credito Acquirente, il sistema bancario può finanziare
l’acquirente estero e coprire con SACE i rischi di natura politica e commerciale dell’operazione.
Figura 8.5
Polizza credito acquirente Sace S.p.A.
Schema operazione
SACE
Banca
Fase 1 Garanzia
Fase 2
Finanziamento
Società
Italiana
Fase 2 Pagamento delle merci esportate
Fase2 Esportazione di merci/servizi
Società
Estera
SACE può coprire fino ad un massimo del 100% dell’ammontare del finanziamento. È un servizio rivolto ad
istituti di credito italiani ed esteri interessati ad assicurare crediti concessi a stati esteri, banche, enti pubblici o
imprese private di paesi esteri, destinati al pagamento di esportazioni, prestazioni di servizi, studi e lavori
all’estero eseguiti da imprese italiane. I crediti assicurabili possono essere a breve, a medio-lungo termine,
tied/multitied [per un finanziamento di una/più operazioni di esportazione individuata/e] e open [per finanziare
flussi esportativi verso specifici committenti esteri e con fornitori da identificare in fase successiva al rilascio della
copertura assicurativa]. L'azienda Italiana ottiene il pagamento immediato delle merci e servizi esportati. Gli
acquirenti esteri possono ottenere dilazioni anche di lungo termine a tassi di interesse fissi o variabili, comunque
vantaggiosi rispetto a forme di finanziamento alternative e il finanziamento può includere fino all’85% del premio
assicurativo e fino al 100% degli interessi relativi al periodo di costruzione.
Conferme Credito Documentario - Gli istituti di credito italiani ed esteri interessati ad assicurare le
conferme di apertura di crediti documentari disposte da una banca estera (residente in un paese diverso da
quello della banca confermante), legate ad esportazioni italiane o ad attività ad esse collegate (prestazioni di
servizi, studi e lavori di progettazione all’estero) possono usufruire dei seguenti strumenti assicurativi:
1. Polizza Conferme di Credito Documentario: per singole operazioni di conferma di credito documentario;
2. Polizza Credoc Online: per singole operazioni eseguite online;
3. Linea di Credito Interna: per più operazioni con più banche preaffidate da SACE e localizzate in un unico paese;
4. Convenzione Quadro: per più operazioni con più banche preaffidate da SACE e localizzate in più paesi
Figura 8.6
Conferme Credito Documentario
Schema operazione singola (1-2)
SACE
Fase 2 Garanzia
Fase 2 Conferma di credito documentario
Banca
Banca estera
(italiana o estera
operante in Italia)
(operante per la
società estera)
Fase 1
Richiesta credito
Fase 4
Pagamento del credito
Società
Italiana
Fase 3 Esecuzione di merci/servizi
Commitente
Estera
39
SACE offre inoltre prodotti di garanzia caratterizzati da un alto contenuto finanziario (es: strumenti di
financial credit insurance finalizzati alla garanzia dei rischi creditizi di default e di performance di strumenti
finanziari come prestiti societari, project bonds, ABCP, etc.) per i quali, tuttavia, l’attività sottostante
finanziata sia riconducibile al processo di internazionalizzazione delle imprese beneficiarie. Tra questi:
Garanzia Capitale Circolante - Le imprese italiane hanno necessità di fonti finanziarie adeguate
per poter approntare forniture destinate all’export nonché per l’esecuzione di lavori all’estero. SACE
garantisce i finanziamenti concessi dal sistema bancario, coprendo la banca dal rischio di mancato
rimborso del prestito erogato. La garanzia su Capitale Circolante consente pertanto alla banca garantita
di liberare risorse finanziarie per ulteriori impieghi, a diretto beneficio delle aziende italiane e della loro
crescita all’estero.
Si rivolge ad imprese italiane o a loro partecipate estere interessate a garantire finanziamenti (concessi
dal sistema bancario) per il capitale circolante o i beni strumentali necessari per:
■ attività preliminari e strumentali alla fornitura di beni e servizi all’estero;
■ esecuzione di lavori all’estero.
Di norma, SACE copre fino al 70% dell’ammontare del finanziamento.
8.2.2.1. Prodotti di SACE BT
SACE BT è la Compagnia di assicurazioni, specializzata nella copertura del rischio credito a breve termine,
creata da SACE S.p.A. che ne detiene il 100% del C.S.. SACE BT può coprire, per i mercati internazionali51
oltre al rischio credito, anche eventi riconducibili al rischio politico.
I più rilevanti strumenti assicurativi offerti, sono:
Polizza Multiexport - È per le PMI che effettuano transazioni ripetute verso uno o più clienti esteri e
consente le esportazioni di merci e/o servizi con dilazioni di pagamento non superiori a 12 mesi. È un
prodotto unico nel mercato assicurativo del credito, consentendo all’azienda di coprire anche un solo
acquirente o acquirenti selezionati. La polizza permette anche la copertura abbinata dei rischi politici e
commerciali.
La polizza copre il rischio di mancato rimborso dei crediti causato direttamente ed esclusivamente dal verificarsi
di uno o più degli EGS (Eventi Generatori di Sinistro) di natura politica e commerciale.
EGS commerciali:
■ insolvenza di diritto o di fatto del debitore privato e, se del caso, del suo garante;
■ inadempimento del debitore privato e, se del caso, del suo garante.
EGS politici:
■ decisione del Paese che ostacoli l’esecuzione del contratto commerciale (es. nazionalizzazione)
■ moratoria generale
■ mancato trasferimento valutario causato da eventi politico/economici
■ disposizioni legali che conferiscano efficacia liberatoria ai versamenti effettuati in presenza di fluttuazione
dei tassi di cambio
■ embargo
■ guerre e catastrofi naturali
Copre tutti i paesi, con la sola esclusione di quelli in sospensiva, con percentuali di copertura differenziate;
assicura le esportazioni dei beni e/o le prestazioni di servizi contro i rischi di mancato pagamento dei
crediti; offre inoltre una diversificazione nella modalità di gestione della polizza a scelta del Cliente (polizza
con e senza notifiche).
La polizza multiexport ha validità annuale e si rinnova automaticamente, salvo disdetta di una delle parti,
tre mesi prima della scadenza. Durante la vigenza della polizza l’Assicurato può chiedere l’inserimento di
nuovi debitori e/o variare il relativo massimale.
L’Assicurando, contestualmente all’invio del modulo di proposta, disponibile sul sito internet
(http://www.sacebt.it/html/cgp.htm), è tenuto a fornire i bilanci degli ultimi 2 esercizi con verbale di
approvazione e nota integrativa.
Polizza Multimarket Globale - Per imprese italiane che vogliono assicurare il fatturato dilazionato
con acquirenti italiani ed esteri. La Polizza prevede l'obbligo di globalità, ossia non consente all‘assicurato
la selezione preventiva dei rischi da assicurare. È tuttavia ammesso il principio della cosiddetta globalità
limitata, in base al quale è possibile assicurare segmenti omogenei di attività all'interno dei quali non è
prevista alcuna selezione preventiva. La validità della polizza è annuale, salvo disdetta da comunicarsi tre
mesi prima della scadenza.
40
51. La classificazione dei Paesi da parte di SACE, dunque, coincide di norma con quella OCSE per tutti quei Paesi classificati da tale organismo. Le categorie sono 8:
alla categoria 0 corrisponde il rischio minore; alla 7a categoria corrisponde il rischio maggiore.
Condizioni di assicurabilità SACE
Categoria OCSE 5/7
Classe SACE52 B
Cat. Consensus53 2
Altre informazioni su SACE S.p.A.
(e relativi moduli di richiesta dei vari servizi) sono disponibili sul sito www.sace.it e www.sacebt.it
8.3. La finanza di progetto
Il termine project financing (o finanza di progetto) identifica una vasta tipologia di operazioni di finanziamento
la cui caratteristica costante è la valutazione della capacità autonoma del progetto finanziato di generare
cash flow per il rimborso del debito in assenza di garanzie finanziarie di terzi. Coerentemente il finanziamento
di tali iniziative (quindi la valutazione di merito creditizio) si fonda sulle capacità autonome di rimborso
del debito contratto dal progetto e non richiede garanzie fideiussorie da parte di soggetti esterni.
Si tratta quindi di una forma di finanziamento molto differente dalle operazioni corporate (basate sulla
documentata capacità di generazione di risorse monetarie di un soggetto preesistente, quindi su una
“storia aziendale” espressa attraverso bilanci, quote di mercato, posizionamento strategico ecc) nella
quale il soggetto finanziatore è chiamato ad un esercizio di approfondita comprensione della business
idea sottostante – eventualmente anche a negoziarne alcuni aspetti allo scopo di migliorare la “bancabilità”
del progetto – analizzando nel dettaglio i singoli elementi della strategia industriale (asset), commerciale e
della struttura giuridico–contrattuale in cui il progetto si concretizzerà (grande importanza, tipicamente, è
assunta dalla contrattualistica commerciale).
In definitiva, il project finance rende possibile il finanziamento di un progetto sulla base della autonoma
valenza tecnico-economica di quest’ultimo, piuttosto che sulle capacità di indebitamento degli sponsor
dell’iniziativa.
L’architettura classica dei progetti finanziati con la forma del Project Financing può essere sintetizzata
come in Fig. 8.7
Figura 8.7
Architettura del Project Finance
Amministrazione pubblica
Concessione
Permassi e autorizzazioni
➠
Contartto di
costruzione
Sponsor
➠
Costruttore
➠
➠
➠
Polizze
Compagnie
Assicuratrici
Gestione
Contartto di O&M
➠
Banche
SPV
➠
Contartto di
finanziamento
Contartto di
capitalizzazione
Contratto vendita
beni servizi
Cliente
52. Classe A – paesi assicurabili con o senza particolari restrizioni: questo gruppo comprende tutti i paesi industrializzati e i paesi emergenti che non presentano particolari
aspetti di rischiosità.
Classe B – paesi verso i quali si adotta un atteggiamento di “apertura con restrizioni” comprende la maggioranza dei paesi che l’OCSE pone nelle categorie dalla 3a
alla 6a e alcuni paesi della 7a categoria. L’atteggiamento nei confronti di tali paesi è definito partendo dal presupposto che occorre verificare, in relazione alla situazione
politica e/o economico-finanziaria di ogni singolo Paese, l’opportunità di prevedere restrizioni specifiche per determinate tipologie di operazioni.
Classe C – paesi per i quali è prevista o è stata realizzata la cancellazione del debito: si tratta dei Paesi considerati dalla Legge 209/2000 per i quali SACE adotta
un atteggiamento di particolare cautela, limitando la propria operatività ad alcune tipologie di operazioni, con l’obiettivo di evitare interventi che possano contribuire
a ricreare le condizioni per un nuovo aggravamento dell’onere debitorio.
Classe D – paesi in sospensiva e in pausa di riflessione: in molti paesi di 7a categoria l’operatività di SACE è particolarmente limitata in considerazione del fatto che
essi non sono in grado di ripagare prestiti a condizioni prevalentemente di mercato o presentano particolari problemi di instabilità politica ed economica.
53. In base alla “categoria Consensus” (stabilita dall’omonimo Accordo internazionale in ambito OCSE) vengono definiti i termini massimi di dilazione di pagamento per
le operazioni di credito all’esportazione con dilazione di pagamento di due anni e oltre. Tali dilazioni massime sono
■ di 5 anni – con possibile estensione fino a 8,5 – per i Paesi di Prima categoria Consensus (ovvero i paesi a reddito medio-alto, secondo le classificazioni della
Banca Mondiale);
■ di 10 anni per quelli di Seconda categoria Consensus (ovvero tutti gli altri, a reddito basso);
■ da 8,5 a 15 anni per le operazioni riguardanti la costruzione di navi, aerei, centrali elettriche convenzionali e nucleari, che sono disciplinate da specifica regolamentazione;
■ fino a 14 anni per le operazioni di project finance.
41
Al centro si trova lo Special Purpose Vehicle (SPV o Società di Progetto) che si rapporta alle principali
controparti di Progetto (sponsor, banche, clienti etc.) attraverso strutture contrattuali che allochino in
modo chiaro ed univoco ruoli, diritti, obblighi e responsabilità.
Delle numerose differenze tra corporate finance e project financing se ne ricordano alcune utili per lo
sviluppo teorico successivo:
■ Il servizio del debito nelle operazioni corporate è assicurato dai flussi di cassa complessivi di un’azienda,
tipicamente generati da una pluralità di business gestiti, mentre nel project financing sovente dipendono
esclusivamente dai flussi di cassa generati di uno specifico progetto,
■ in caso di insolvenza, i soggetti finanziatori su base corporate posso rivalersi su un attivo aziendale
comprendente beni di norma fungibili (quindi “escutibili”), viceversa caratteristica del project financing
è la scarsa (o assente) fungibilità dei beni (si pensi, ad esempio, all’escussione di un termovalorizzatore
o di un’opera infrastrutturale).
La “robustezza” di un progetto verrà quindi misurata – in primis – facendo riferimento agli indicatori di
capacità di generazione di cash flow e di sua adeguatezza rispetto al servizio del debito (DSCR54 – Debt
Service Cover Ratio ed LLCR55 – Loan Life Cover Ratio) piuttosto che prendendo in considerazione i
tipici indicatori delle operazioni corporate (patrimonializzazione, liquidità primaria, redditività delle vendite
e dell’attivo netto, ecc), la cui significatività è di scarsa rilevanza nelle operazioni in questione.
Riprendendo lo schema in Fig. 8.8. il progetto “nasce” con l’identificazione di una domanda di beni o
servizi: se si tratta di un’operazione con controparte un Ente Pubblico che esprime la domanda di servizi,
questa verrà “concretizzata” in uno schema dettagliato di convenzione che regola i rapporti tra pubblico e
privato e che costituisce la base di riferimento degli obblighi e diritti delle due parti.
Figura 8.8
Gli elementi del Project Finance
formula imprenditoriale e formule tecnico gestionali
Costi
➠
➠➠
➠
➠
➠
Struttura finanziaria
Ricavi
➠
Investimento
Ipotesi economiche
➠
strategia di
offerta
Ipotesi Quantitative
➠
➠
➠
Normativa
settoriale
S
t
r
a
t
e
g
i
a
➠
Domanda di
beni o servizi
flusso di cassa base
Sensitivity Analysis
➠
DSCR
A fronte della domanda, un soggetto privato (o misto) identifica una strategia di offerta (nell’esempio di cui
sopra, tipicamente la realizzazione di un’opera e la gestione pluridecennale dell’opera stessa e la prestazione
di correlati servizi) che si sostanzia in tre elementi: investimenti, ricavi e costi.
Un elemento importante che spesso contraddistingue le iniziative oggetto di finanziamento in project
finance è la presenza di un sistema normativo dettagliato e vincolante avente natura “invasiva” rispetto
alle regole di funzionamento del business: trattandosi spesso di progetti in settori strategici (reti, energia,
servizi pubblici, sanità, ecc.), a volte con situazioni di costituzione di “monopoli” naturali, il legislatore
CFt
K+It
54. DSCR =
CF = flusso di cassa per il servizio del debito; K = quota capitale da rimborsare; I = quota interessi da pagare
s+m
∑
55. LLCR =
42
t=s
CFt
+R
(1+i)t
Dt
s = periodo di valutazione; s + m = ultimo periodo di rimborso del debito; CF = flusso di cassa per il servizio del debito
D = debito residuo (outstanding); i = tasso di attualizzazione flussi di cassa; R = eventuale riserva a servizio del debito accumulata al periodo di valutazione
interviene pesantemente nelle regole di determinazione e adeguamento dei ricavi (tariffa o canone)
rispetto alla dinamica dei costi (si pensi, ad esempio, agli schemi tariffari regolati nei settori del trasporto
e della distribuzione di gas naturale) dettando una parte delle regole competitive: questo aspetto introduce
elementi di “rigidità” nella manutenzione della business idea, limitando di fatto le possibilità di riaggiustamento
della business idea stessa durante la vita del progetto e rendendo quindi più difficili manovre correttive di
eventuali squilibri economici non adeguatamente valutati e gestiti nella fase di impostazione progettuale.
Come detto, l’insieme di variabili che compongono la business idea è rappresentabile - in definitiva attraverso tre categorie di valori il cui sviluppo delinea la valenza economica del progetto: investimenti,
ricavi e costi.
L’opportuna combinazione di tali elementi in un sistema di algoritmi che riproduca il funzionamento
“fisico” del progetto (quasi sempre i “modelli” di project finance sono modelli “quantitativi” che cercano di
replicare il più fedelmente possibile il reale svolgimento del progetto per poi “abbinare” a ciascuna variabile
reale i prezzi e i costi sviluppando quindi le previsioni di cash flow) consente di giungere ad una proiezione
di cash flow sulla cui base determinare la struttura finanziaria ottimale.
Per poter apprezzare appieno il percorso che conduce alla determinazione di “bancabilità” è opportuno
fare riferimento alla Fig. 8.9; a partire da una business idea e dal suo flusso previsionale “normale” di cash
flow (laddove il termine base case definisce lo scenario a maggior probabilità di accadimento, ovvero quello
elaborato assumendo, per ciascuna variabile, i valori aventi discreta probabilità di accadimento; ad esempio,
nel settore petrolifero e del gas, il mercato riconosce come base case le ipotesi sviluppate su base P90
ovvero prendendo in considerazione i valori di consistenza dei giacimenti con probabilità superiore o
uguale al 90%) si definisce un’ipotesi di struttura finanziaria, quindi, in sintesi, il rapporto Debt / Equity che
a fronte di un piano d’investimenti predefinito, a sua volta definisce quante risorse monetarie possono
essere apportate dai finanziatori e quanto invece sia di spettanza dei soci come capitale.
Figura 8.9
La struttura finanziaria del Project Finance
Allocazione dei rischi
Susiness Idea
➠
➠
Base Case
Flusso di cassa
Sensitivity Analysis
➠
➠
IRR
ROE
Debito massimo
sostenibile
➠
Debt / Equity Ratio
➠
➠
Debt Service Cover
Ratio
Equity
Quale sia la metodologia per passare dallo scenario “normale” (base case) al debito sostenibile è riassunto
in due concetti chiave: allocazione dei rischi ed analisi di sensitività.
In sostanza, una business idea è tanto più “robusta” (nel senso di affidabilità delle sue assunzioni economiche)
quanto maggiormente ne risulta sviluppata la copertura ed allocazione dei rischi.
Ogni variabile, infatti, è soggetta ad oscillazioni nel medio - lungo periodo: riduzione dei ricavi, aumento dei
costi e/o degli investimenti e combinazione dei vari scenari; il tutto si ripercuote sul cash flow previsionale (e
quindi sulla capacità di far fronte al servizio del debito) e l’ampiezza della potenziale variabilità dipende
strettamente dall’allocazione dei rischi effettuata a monte, in fase di impostazione della strategia progettuale.
Si prenda un esempio semplice: nel progetto di gestione di una centrale elettrica i costi di operation &
maintenance di lungo termine possono variare significativamente ovvero esser stabilizzati in caso di un
43
contratto di full O&M con controparti affidabili, prestazioni e performance predefinite e prezzi fissi.
L’analisi di sensitività misura appunto l’impatto potenziale dei rischi non coperti ed aventi possibilità
discreta di accadimento sul cash flow del progetto, quindi la variazione del DSCR rispetto agli scenari
negativi: l’eventuale violazione del DSCR rispetto al livello minimo (uno) indica appunto la necessità
di intervenire sulla struttura finanziaria (per evitare che, in quello specifico scenario, il progetto
vada incontro al default) ovvero di correggere la strategia di allocazione dei rischi per stabilizzare
maggiormente il progetto.
Riassumendo, il project financing si sintetizza nei seguenti aspetti:
■ si applica ad una specifica iniziativa o obiettivo;
■ la finanziabilità dell’iniziativa dipende dalla capacità di generare un cash flow sufficiente a far
fronte al servizio del debito ed ai costi di gestione, nonché a remunerare adeguatamente il capitale
apportato dagli sponsor;
■ gli sponsor dell'iniziativa, di norma, costituiscono un’apposita Società di Progetto, che consente
di isolare i flussi di cassa dell'iniziativa dalle entrate ed uscite delle eventuali altre loro attività,
conferendo autonomia economica e giuridica all’investimento;
■ il finanziamento è detto fuori bilancio in quanto l’indebitamento non grava sui bilanci degli sponsor,
ma su quello della società di progetto (non si considerano in questa sede le questioni del bilancio
consolidato di gruppo e della segnalazione alla Centrale Rischi di gruppo);
■ le garanzie reali svolgono un ruolo secondario.
8.4. Servizi e prodotti per le imprese all’estero del Gruppo UniCredit
8.4.1. La finanza di progetto e per le infrastrutture di
UniCredit Banca MedioCredito
Nell’ambito del Gruppo UniCredit l’area della finanza di progetto e per le infrastrutture è presidiata dai
team specialistici che operano in UniCredit Banca MedioCredito S.p.A. (UBMC).
Il Dipartimento che in UBMC si occupa di finanza di progetto è articolato in settori che coprono le aree
di business delle utilities e delle infrastrutture: Energia, Oil & Gas, Ambiente, Risorse Idriche,
Infrastrutture, Grandi Lavori e Real Estate sono i principali settori di intervento. Particolare attenzione
è rivolta all’evoluzione della normativa settoriale ed alla strutturazione contrattualistica, aree di
attività seguite dal team di legali del Dipartimento.
I principali servizi offerti ai clienti si possono sintetizzare in:
■ advising per la individuazione di soluzioni di finanziamento su misura attraverso combinazioni di
diversi strumenti/modalità di finanziamento, ricercando la massimizzazione della redditività e la
minimizzazione del rischio per gli sponsor nel rispetto della bancabilità del progetto;
■ arranging per la strutturazione finanziaria del debito e della parte contrattuale del Progetto.
■ svolgimento del ruolo di Technical Bank, Modelling Bank e Documentation Bank grazie a team di
specialisti multidisciplinari con competenze tecniche, economico-finanziarie e giuridiche
■ underwriting e sindacazione
■ gestione in qualità di Banca Agente della relazione tra le banche finanziatrici e la Società di Progetto,
durante la fase di costruzione (erogazione) e quella di gestione (rimborso), assicurando continuità
operativa con le precedenti fasi di advisory ed arrangement
■ gestione dei flussi di incasso e pagamento della Società di Progetto durante la vita operativa in
qualità di Account Bank (tramite le banche del Gruppo)
■ rilascio, anche attraverso le banche del Gruppo, di performance bond e garanzie per i partecipanti a gare
e progetti (Bid Bonds, Advance Payment Bonds, Performance Bonds).
■ soluzioni e strumenti di hedging per rendere il progetto immune dalle diverse tipologie di rischio
di oscillazione del tasso di interesse e di cambio, agevolando la stabilizzazione del cash
flow previsionale. La definizione della miglior strategia di hedging si avvale anche degli specialisti
di UBM - CorporateLab che ha una posizione di leadership a livello europeo nella gestione dei
rischi finanziari.
44
Per maggiori informazioni contattare
Responsabile del Dipartimento - Marco Recalcati - [email protected]
Energia ed Oil & Gas - Sergio Alcini - [email protected]
Infrastrutture e Real Estate - Angelo Colombo - [email protected]
Sviluppo Europa Centro Orientale - Stefan Solinski - [email protected]
Ambiente e Risorse Idriche - Giorgio De Fanis - [email protected]
8.4.2. Sviluppo Mercati Internazionali in UniCredit Banca di Impresa
All’interno UniCredit Banca di Impresa è stata costituita un’unità organizzativa Sviluppi Mercati
Internazionali (SMI) a supporto dell’ internazionalizzazione delle imprese italiane.
La risorsa SMI svolge i seguenti compiti:
■ funge da collegamento, per tutte le opportunità di business nel settore internazionalizzazione, fra la
Rete UBI e la Rete Estera del Gruppo;
■ assiste il Gestore UBI/Specialista Estero/Cliente in operazioni di internazionalizzazione, attivando i
canali/strutture necessari al fine di garantire il risultato e mantenere costantemente informate le parti
interessate;
■ seguire l'andamento Paese di riferimento (aggiornamenti - attività promozionali, fieristiche, attività di
sviluppo, nuove opportunità di business per internazionalizzazione etc.).
Per supportare i loro clienti all’estero, SMI ha attivato una serie di collaborazioni:
8.4.2.1. Accordo con Simest
Per rafforzare l’azione propulsiva nell’ambito dei processi di internazionalizzazione, UniCredit Banca d’Impresa
(SMI) ha stipulato con SIMEST SpA un accordo di collaborazione per l'impostazione di iniziative e attività sul
piano della formazione, informazione ed assistenza tecnica dei servizi offerti alle imprese italiane a fronte dei
loro programmi di internazionalizzazione.
8.4.2.2. Accordo con Informest
UniCredit Banca d’Impresa ha siglato un accordo di collaborazione con INFORMEST (UBI è unico
sponsor del portale INFORMEST).
INFORMEST (www.informest.it) è un ente pubblico creato con la legge n.19/91 per fornire ad imprese
ed istituzioni formazione, documentazione, assistenza e consulenza in fase di realizzazione di investimenti
sui Paesi dell’Est e dell’Asia centrale.
Principali servizi a disposizione di UBI/SMI:
■ Guide Paese
■ Assistenza per la ricerca nuovi partner commerciali
■ Consulenza Fondi Strutturali
8.4.2.3. Assistenza per la partecipazione a gare d’appalto internazionali
UniCredit Banca d’Impresa ha avviato un servizio di consulenza alle imprese clienti, finalizzato alla partecipazione
delle stesse a gare internazionali proposte dalla Banca Mondiale e le altre Multilateral Lending Agencies (MLA) nei
Paesi in via di sviluppo ed in quelli della Nuova Europa. A tali gare vengono solitamente invitati gli operatori
economici e finanziari dei Paesi economicamente avanzati (www.tendemla.com).
Il servizio, offerto tramite la società di consulenza Guizzetti e Associates (G&A) di Washington, si articola in due fasi:
■ l’acquisizione delle informazioni relative alle gare di appalto tramite sito internet appositamente predisposto
da G&A, in esclusiva per Unicredit Banca d’Impresa (www.tendermla.com);
■ l’assistenza diretta all’impresa, da parte della società sopra citata, per tutte le problematiche inerenti
la fase di istruzione della domanda di partecipazione all’appalto.
L’intero servizio è fornito gratuitamente alle aziende interessate, le quali saranno chiamate a corrispondere
a G&A una “success fee” solo in caso di aggiudicazione dell’appalto.
Per ulteriori informazioni su Sviluppo Mercati Internazionali si può utilizzare
il seguente indirizzo mail [email protected]
45
8.4.3. Altri prodotti al servizio dell’internazionalizzazione delle imprese
nel Gruppo UniCredit
Il Gruppo UniCredito offre una vasta gamma di prodotti e servizi disponibili per le aziende che operano
all’estero. Tra i più innovativi:
8.4.3.1. Export/Import Financing
Forfaiting - Si tratta di una operazione di compravendita di crediti rinvenienti da un'esportazione di
macchinari e/o impianti con pagamento dilazionato, generalmente nel medio-lungo periodo, senza ricorso nei
confronti del cedente (pro-soluto), permettendo all'esportatore di eliminare sia il rischio Paese che Commerciale.
L'operazione si basa su strumenti rappresentativi del credito quali promissory notes e/o bills of exchange emesse
su modello internazionale contenenti le clausole di pagamento effettivo nella valuta in cui è espresso il debito e
caratterizzati dall'assenza di deduzioni per diritti, imposte e tasse presenti e future oltre che su impegni di pagamento
emessi da banca italiana o dell'estero e/o bills of exchange emessi in utilizzo di crediti documentari. I singoli titoli di
credito, possono essere avallati o garantiti da lettera di garanzia di una banca estera (eccezionalmente possono
essere scontate notes prive di garanzia bancaria emesse da società di primario standing).
Sconto pro-soluto con voltura di polizza credito Fornitore SACE - Nel caso di crediti
all'esportazione assicurati dal cliente con polizza credito individuale SACE (meglio conosciuta come polizza
credito fornitore), UniCredit Banca d’Impresa e UniCredit Banca S.p.A., ciascuna per la rispettiva clientela, sono
in grado di effettuare operazioni di sconto pro-soluto di effetti cambiari (promissory notes o eventualmente bills
of exchange). Le operazioni che meglio si adattano a questa operatività, presentano le seguenti caratteristiche:
■ regolamento nel medio termine: da due a cinque anni;
■ importo minimo, riferito a quota dilazionata, pari a 300.000 € o ctv;
■ vendita di macchinari e parti di ricambio, fornitura di piccoli impianti e effettuazione lavori di ammodernamento.
Per l’Azienda, i principali punti di forza commerciale dello strumento sono:
■ maggiore competitività dal punto di vista commerciale/finanziario, data la possibilità di concedere
la dilazione di pagamento più opportuna ed offrire quindi maggiore disponibilità nei confronti
dell'acquirente;
■ evitare la rappresentazione in bilancio di crediti a medio termine;
■ interessante alternativa allo smobilizzo di effetti emessi/accettati dall’importatore e supportati da
avallo o altra garanzia bancaria.
Export/Import Factoring - È un servizio proposto da UniCredit Factoring (www.ucf.it), finalizzato al
miglioramento delle relazioni commerciali sui mercati internazionali attraverso la copertura dei rischi
all'esportazione e l'offerta di nuove forme di garanzia ai fornitori esteri.
Il Prodotto è rivolto ad Aziende esportatrici/importatrici di beni e/o servizi con relazioni d'affari internazionali
consolidate ed agli operatori che, avvalendosi dell'attività svolta da UniCredit Factoring nell'ambito degli
accordi di collaborazione con i partners esteri e con il network internazionale del Gruppo UniCredit,
vogliano affidare ad uno specialista la gestione / garanzia, con possibilità di finanziamento, del proprio portafoglio
crediti all'esportazione ed ottimizzare il ciclo passivo offrendo forme innovative di regolamento
all'importazione.
8.4.3.2. Assicurazione Crediti Commerciali
UniCredit Banca d’Impresa, ha stipulato con Euler Hermes Siac, Società parte del gruppo Allianz, leader
mondiale del mercato dell’assicurazione dei crediti, una polizza contraente per l’assicurazione dei crediti
commerciali entro i 6 mesi. L’accordo, permette a Unicredit Banca d’Impresa di offrire alla propria clientela uno
strumento operativo particolarmente snello per assicurare i rischi derivanti dalle vendite a credito effettuate sia
all'estero che in ambito nazionale.All'interno della polizza contraente ciascuna azienda sottoscrive una
"sottopolizza" che contiene, con riferimento alla polizza quadro, tutte le personalizzazioni riservate all'azienda
stessa. I principali vantaggi sono i seguenti:
■ selezione e monitoraggio costante delle proprie controparti commerciali
■ possibilità di usufruire del servizio legale e recupero crediti di EHS:
– massimizzando l’efficacia dell’azione di recupero, salvaguardando il rapporto commerciale tra
creditore e debitore e
– sgravando l’Assicurato da tutte quelle attività che lo distraggono (in termini di tempi e costi) dalla
sua attività principale,
■ riduzione del rischio nelle fasi di acquisizione di nuova clientela o sviluppo in nuovi mercati,
■ indennizzo in caso di sinistro pari all'80% per le vendite all'estero e 75% per le vendite all'interno,
■ la clientela può, inoltre, beneficiare della presenza di UniCredit Banca d’Impresa, la quale, nel suo
ruolo di parte contraente, assiste l'azienda per ottenere le migliori condizioni contrattuali.
46
Analogamente, UniCredit Banca S.p.A. ha stipulato con Euler Hermes Siac una polizza Globale contraente
specifica per la propria clientela.
9. Opportunità per le imprese italiane
La liberalizzazione del mercato dell’energia offre diverse opportunità alle imprese estere, sia nel caso
in cui vogliano diventare operatori di mercato sia nel ruolo di fornitori delle imprese che operano sul
mercato.
I punti di riferimento per l’investitore straniero che voglia operare sul mercato turco dell’energia sono la Direzione
Generale per gli Investimenti Esteri presso il Ministero del Tesoro Turco (www.investinginturkey.gov.tr) e
l’Autorità di Regolazione del Mercato dell’Energia (EPDK, www.EPDK.org.tr), importante per ottenere le
licenze che consentono l’accesso al mercato.
In generale il settore pubblico si approvvigiona tramite gara, svolta secondo le leggi che regolano
l’approvvigionamento pubblico (www.kik.gov.tr). I principali servizi pubblici (energia, settore idrico, trasporti
e telecomunicazioni) sono tuttavia esentati dalle norme previste da tale legge e il governo turco dovrebbe in
tempi ragionevoli emanare norme specifiche e promulgare un codice che riprenda i principi della direttiva EU
93/38 circa l’assegnazione dei contratti pubblici nei settori interessati.
Nell’ambito delle gare pubbliche, particolare attenzione è prestata al modo in cui le proposte sono preparate
e alla loro aderenza alle specifiche tecniche e amministrative. La validità della proposta deve essere
compresa fra 3 e 6 mesi dal momento in cui l’offerta è presentata e la stessa validità deve essere prevista
per il bid bond (generalmente pari al 3% dell’offerta iniziale) che l’impresa deve versare a garanzia
dell’offerta.56 Per tutto il tempo di esecuzione del progetto deve essere versato un performance bond, pari
al 6% dell’ammontare del contratto. Entrambi i bond devono essere garantiti da una banca turca di rilevanza
nazionale.
L’approvvigionamento delle società pubbliche ha un’apposita regolamentazione
Il contatto personale è un requisito particolarmente rilevante nella comunità economica turca, molti
investitori stranieri decidono di avere un rappresentante in loco. Questa presenza si rivela particolarmente
importante nel caso di imprese che vogliono partecipare a gare pubbliche, solitamente caratterizzate
da procedure burocratiche lunghe e complesse.
9.1.1. Settore elettrico
La liberalizzazione del settore elettrico di diversi impianti di produzione offre buone opportunità alle imprese
che vogliano operare impianti di produzione come produttori indipendenti e autoproduttori.
Il governo turco ha inoltre sottoposto al Parlamento per l’approvazione un disegno di legge per l’incentivazione
della produzione da fonti rinnovabili. Se la legge sarà approvata, le società di vendita di vendita dovranno
acquistare elettricità “verde” per un volume pari all’8% delle proprie forniture e ai produttori sarà pagato
un prezzo medio di acquisto superiore ai prezzi medi di mercato.
Oltre all’acquisto e alla costruzione di impianti di generazione, il settore elettrico ha evidenziato la necessità
di approvvigionarsi di beni e servizi a supporto dell’attività di generazione quali turbine per impianti a gas e
piccoli impianti idrici, generatori per impianti di piccole dimensioni (alimentati principalmente a gas) e caldaie.
In questo settore sono già attive alcune imprese locali e joint venture di imprese locali ed imprese estere.
Tabella 9.1 Principali imprese operanti nella fornitura di servizi e apparecchiature al settore elettrico
Impresa
Foster Wheeler Bimas
Desa Boiler Inc.
ABB Alamsas (ABB+Alarko)
Siemens
AEG
Groupe Schneider
GES
BARMECK
BEST
AEG Eti
MAKSAN
Paese
US-Turchia
Turchia
Svizzera-Turchia
Germania
Germania
Francia
Turchia
Turchia
Turchia
Germania-Turchia
Turchia
Settore
Opere di ingegneria
Caldaie
Caldaie
Commutatori
Commutatori
Commutatori
Commutatori
Commutatori
Trasformatori
Trasformatori
Trasformatori
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56. Se l’offerta è ritirata prima della scadenza il bid bond è incassato dall’acquirente.
Ulteriori possibilità di business possono venire dalla privatizzazione delle reti di distribuzione. La necessità
di migliorare la qualità del servizio offerto e di gestire le reti in modo efficiente, rende necessaria la
fornitura e l’installazione di commutatori, trasformatori e altre apparecchiature che migliorino le prestazioni
della rete oltre che di sistemi SCADA per il controllo delle linee e l’acquisizione dei dati.
9.1.2. Settore gas
Anche nel settore del gas, come in quello elettrico, la liberalizzazione del mercato offre buone possibilità
alle imprese italiane sia che vogliano partecipare al mercato come operatori sia che partecipino in
qualità di fornitori di beni e servizi per lo svolgimento delle attività di mercato.
Entro il 2005 si prevede la cessione al settore privato di parte dei contratti di importazione di BOTAS,
per circa 16 Bcm, pari a oltre il 60% del consumo totale previsto per il 2005 (circa 25 Bcm). Nella
trasmissione, BOTAS progetta di effettuare entro il 2005 le gare pubbliche per la costruzione di oltre
2.400 Km di gasdotti per l’espansione della rete di trasmissione nazionale
Molte città turche hanno deciso di costruire le proprie reti di distribuzione locale. Le imprese turche sono
alla ricerca di partner per joint ventures e di imprese che sappiano gestire reti di distribuzione e che
forniscano apparecchiature e impianti necessari all’esercizio della rete quali stazioni di compressione,
valvole per la riduzione della pressione, contatori e impianti per la sicurezza.
48
10. Istituzioni di riferimento e indirizzi utili
ISTITUZIONI ITALIANE IN TURCHIA
Indirizzo
Telefono
Fax
E-mail
Ambasciata d'Italia
Atatürk Bulvari n. 118 - Kavaklidere 06680
Çankaya - ANKARA
+90-312-426 54 60
+90-312-426 58 00
[email protected]
Consolato Generale d'Italia in
Turchia
Tom Tom Kaptan Sokak, 15 - 80073 Beyoglu
+90-212-2431024
+90-212-2525879
[email protected]
Consolato d'Italia in Turchia
Cumhuriyet Meydani, 12/13 - 35210 Izmir
+90-232-4636676
+90-232-4212512
[email protected]
Settore
ISTITUZIONI PUBBLICHE
Ministero dell'Energia
Inönü Bulvari No: 27 Bahçelievler ANKARA
+90-312-212 64 20
+90-312- 215 65 86
[email protected]
Ministero dell'Ambiente
Atatürk Bulvari No: 153 Bakanliklar - ANKARA
+90-312-417 60 00
+90-312-215 00 94
www.cevreorman.gov.tr/
Ministero del Tesoro
T.C. Basbakanlik Hazine Müstesarligi :Inönü
Bulvari No:36 06510 Emek/ ANKARA
+90-312-204 60 00
EPDK
(Regolatore settore energia)
Ziyabey Caddesi No. 19, Balgat - Ankara
+90-312-2872560
Amministrazione per le
privatizzazioni
Ziya Gökalp Cad. No:80; 06600 Kurtulus /Ankara
+90-312-4304560
www.treasury.gov.tr
+90-312-2877800
[email protected]
[email protected]
ASSOCIAZIONI
"Unioncamere
(Turkiye Ticaret, Sanayi, Deniz,
Ticaret Odalari Ve TIicaret
Borsalari Birligi)"
Ataturk Bulvari 149; 06581 Bakanliklar - ANKARA
+90-312-4177700
+90-312-4183268
www.tobb.org.tr
Camera di Commercio Istanbul
Resadiye Caddesi; 34378 Eminonu - ISTANBUL
+90-212-4556000
+90-212-5131565
www.tr-ito.com
Camera dell'Industria
di Istanbul
Mesrutiyet Caddesi, 118; 80050 Tepebasi - ISTANBUL
+90-212-2522900
+90-212-2495084
www.iso.org.tr
IKV (Fondazione per lo
sviluppo economico)
Rumeli Caddesi, N. 85 Kat 7; 80220 Osmanbey ISTANBUL
+90-212-2463657
+90-212-2477587
www.ikv.org.tr
PRINCIPALI SOCIETA’ ITALIANE IN TURCHIA
Agip Petroli
Korukent Yolu Villa 24, 1. Levent - Istanbul
+90-212-2661095
+90-212-2756530
[email protected]
Petroli
ENI
Abdi Ipekci Cad. No: 61 D Blok K.7; 80200 Macka Istanbul
+90-212-2416248
+90-212-2342674
[email protected]
Petrolchimica
Foster Wheeler-Bimas
Sarikanarya Sok. 22 Yolbulan Plaza B Blok K.8;
81090 Kozyatagi - Istanbul
+90-216-4451335
+90-216-4451336
deniz metin [email protected]
Progettazione
Ilva Centrali Elettriche SPA
Buyukdere Cad. Gun Apt. N. 26 K.6 D.12; 80290
Mecidiyekoy - Istanbul
+90-212-2725151
+90-212-2729393
[email protected]
Siderurgia
SAIPEM (gruppo ENI)
Ataturk Bulvari Saray Is Merkezi N. 576 Kat 4;
Samsun
+90-362-4357941
+90-362-4356331
Snam Progetti (gruppo ENI)
Suleyman Seba Cad. BJk Plaza B Blok D. 102;
Besiktas - Istanbul
+90-212-3274862
+90-212-3274864
Petrolchimica
snampist@prizma,net.it
Petrolchimica
UNICREDIT GROUP IN TURCHIA
Koçbank
Barbaros Bulvarı, Morbasan Sokak Koza Is Merkezi
C Blok 80700 / Balmumcu
Besiktas / Istanbul
+90-212-274-77-77
+90 -212 -274- 65 -49
[email protected]
ISTITUZIONI E CONTATTI UTILI IN ITALIA
Indirizzo
Simest S.p.A.
Corso Vittorio Emanuele II, 323
Telefono
Fax
E-mail
+39-06-686351
+39-06-68635220
www.simest.it
00186 Roma
Sace S.p.A.
Via dei Molini, 4
[email protected]
+39-0434-229811
+39-0434-20704
33170 Pordenone
Finest S.p.A.
Piazza Poli 37/42
www.finest.it
[email protected]
+39-06-67361
+39-06-6736225
www.sace.it
00187 Roma
Ministero delle Attività Produttive
Viale Boston, 25
Area Internazionalizzazione
00144 Roma
Ministero degli Affari Esteri
P.le della Farnesina,1
Direzione Generale
Per la Cooperazione Economica
e Finanziaria Multilaterale
Ufficio III
00194 Roma
www.mincomes.it
+39-06-59931
[email protected]
+39-06-3691-2686
+39-06-3691-8183
www.esteri.gov.it
Sezione per le imprese
49
11. Glossario
50
Autoproduttore
Impresa che, oltre alla propria attività principale, produce (individualmente
o in associazione con altre imprese) energia elettrica per il proprio consumo
in quantità non inferiore a una data percentuale fissata per legge (in Italia
tale percentuale è pari al 70%)
CCGT
Ciclo combinato a gas. Tecnologia utilizzata nella produzione di energia
elettrica che prevede l’uso di turbine a gas i cui gas di scarico alimentano
una caldaia. Il vapore prodotto dalla caldaia è utilizzato da una turbina a
vapore accoppiata a un generatore.
Cliente Finale
Cliente che acquista energia elettrica o gas per uso proprio.
Cliente Idoneo
Cliente che ha la capacità, ai sensi di legge, di stipulare contratti di fornitura
con qualsiasi fornitore nazionale ed estero.
Cliente Vincolato
Cliente che può stipulare contratti di fornitura di elettricità e/o gas solo con
il distributore che effettua il servizio nella zona in cui è localizzato il cliente.
Cogenerazione
Produzione combinata di elettricità e calore.
Dispacciamento
Attività che dispone l’esercizio coordinato del sistema di trasmissione e dei
servizi ausiliari; nell’ambito del sistema elettrico, l’attività di dispacciamento
coordina l’uso e l’esercizio degli impianti di generazione, della rete di
trasmissione e dei servizi ausiliari; l’attività di dispacciamento è svolta
dall’operatore del sistema di trasmissione.
Fonti rinnovabili
Risorse idriche e geotermiche, sole, vento, maree e forza maremotrice e
trasformazione in energia di rifiuti organici e inorganici e di prodotti vegetali
Grossista
Operatore che acquista e vende energia elettrica senza svolgere attività di
produzione, trasmissione e distribuzione
Mercato libero
Mercato in cui operano in regime di concorrenza produttori e grossisti per
la fornitura di elettricità e/o gas ai clienti idonei.
Mercato vincolato
Mercato per la fornitura ai clienti che non possono stipulare liberamente
contratti di fornitura; il prezzo al quale è venduta l’energia (elettricità e gas)
sul mercato vincolato è generalmente regolamentato.
Must run
Impianti che per ragioni tecniche devono funzionare secondo modalità e
tempi previsti dall’operatore di sistema
Operatore di sistema
Operatore responsabile della gestione unitaria del sistema di trasporto
(operatore del sistema di trasporto - TSO) o di trasmissione (operatore del
sistema di distribuzione - DSO).
Price cap
Limite imposto all’evoluzione delle tariffe tenuto conto dell’andamento
dell’inflazione e dei recuperi di efficienza dell’operatore.
Rete Interconnessa
Insieme di reti di trasmissione o distribuzione collegate con dispositivi di
interconnessione.
Rete di trasmissione Complesso di stazioni e linee di trasmissione/trasporto gestite unitariamente.
nazionale/rete
di trasporto nazionale
Servizi ausiliari
Servizio necessari alle operazioni del sistema di trasporto o di distribuzione
Soglia di idoneità
Limite di consumo annuo oltre il quale un cliente finale è definito cliente
idoneo.
TPA Regolato
Third Party Access. Accesso alle reti a condizioni non discriminatorie,
garantito a tutti gli utenti che ne facciano richiesta e che siano in possesso
dei necessari requisiti tecnici ed economici.
Vettoriamento
Trasporto di elettricità o gas da un punto di immissione a un punto di prelievo
12. Unità di misura
Unità di misura comunemente usate nel settore elettrico
1 Watt = unità di misura della potenza equivalente a 1 Joule/secondo (J/s) oppure a 1 Volt-Ampere (1 VA)
1 kW = 1.000 Watt
1 MW = 1.000 kW= 1.000.000 Watt
1 GW = 1.000 MW = 1.000.000 kW = 1.000.000.000 Watt
1 TW = 1.000 GW = 1.000.000 MW = 1.000.000.000 kW = 1.000.000.000.000 Watt
1 kWh = 1 kilowattora = Quantità di energia elettrica pari a 1.000 Watt domandata/fornita in un’ora
1 MWh = 1000 kWh = 1.000.000 Watt/ora
1 GWh = 1000 MWh = 1.000.000 kWh = 1.000.000.000 Watt/ora
1 TWh = 1000 GWh = 1.000.000 MWh = 1.000.000.000 kWh = 1.000.000.000.000 Watt/ora
Volt = unità di misura della tensione elettrica
1 kV = 1.000 Volt
Unità di misura comunemente usate nel settore gas
1 mc = 1 metro cubo di gas
1 Mcm = 1.000.000 mc
1 Bcm = 1.000.000.000 mc
1 Joule = unità di misura dell’energia e del lavoro, pari al lavoro compiuto dalla forza di un newton che
sposta 1 kg per la distanza di un metro
1 MJ = 1.000.000 J
1 GJ = 1.000 MJ = 1.000.000.000
51
Appendice A. Schede di privatizzazione di TEDAS, Kemerköy e Yeniköy (www.oib.gov.tr)
TÜRKIYE ELEKTRIK DAGITIM A.S. (TEDAS)
COMPANY NAME
Türkiye Elektrik Dagitim A.S. (TEDAS)
COMPANY ADDRESS
Türkiye Elektrik Dagıtım A.S. Genel Müdürlügü Inönü Bulvarı No:27
Bahçelievler 06490 ANKARA
General Manager (312)215 06 30
COMPANY TEL. / FAX
(312) 212 69 00-45
Fax: (312) 213 88 73-74
GENERAL MANAGER
Hasim KEKLIK
SECTOR
Distribution and sale of electric energy
TAKEN INTO
PRIVATIZATION
PORTFOLIO
Privatization High Council Decision dated 02.04.2004 and Decree No:
2004/22
CAPITAL
1 billion 50 million YTL
SHARE HOLDING
STRUCTURE
% 100 Privatization Administration
NUMBER OF
EMPLOYESS
31 950 (22.03.2005)
Company will be privatized through the use of one or more of the
methods mentioned below:
PRIVATIZATION
METHOD
SUMMARY OF
PRIVATIZATION
IMPLEMENTATION
NOTE:
Sales, lease, grant of operational rights, establishment of property rights
other than ownership, other legal dispositions depending on the nature of
the business.
Consulting firm to be carried out the privatization studies has been chosen
and at the contract stage.
The privatization will be carried out within the context of the High Planning
Council Decision dated 17.03.2004 and Decree No:2004/3
The following corporations have been established prior to privatization within the context of the High
Planning Council Decision dated 17.03.2004 and Decree No:2004/3.
52
CORPORATIONS
PROVINCES
Akdeniz Elektrik A.S.
Antalya, Burdur, Isparta Il sınırları
Aras Elektrik A.S.
Erzurum, Agrı, Ardahan, Bayburt, Erzincan,
Igdır,Kars
Çoruh Elektrik Dagıtım A.S.
Trabzon, Artvin, Giresun, Gümüshane, Rize
Dicle Elektrik Dagıtım A.S.
Diyarbakır, Sanlıurfa, Mardin, Batman, Siirt Sırnak
Fırat Elektrik Dagıtım A.S.
Elazıg, Bingöl, Malatya, Tunceli
Gediz Elektrik Dagıtım A.S.
Izmir, Manisa
Göksu Elektrik Dagıtım A.S.
Kahramanmaras, Adıyaman
Çamlıbel Elektrik Dagıtım A.S.
Sivas, Tokat, Yozgat
Menderes Elektrik Dagıtım A.S
Aydın, Denizli, Mugla
Osmangazi Elektrik Dagıtım A.S.
Eskisehir, Afyon, Bilecik, Kütahya, Usak
Toroslar Elektrik Dagıtım A.S.
Adana, Gaziantep, Hatay, Mersin, Osmaniye, Kilis
Uludag Elektrik Dagıtım A.S.
Balıkesir, Bursa, Çanakkale, Yalova
Vangölü Elektrik Dagıtım A.S
Bitlis, Hakkari, Mus, Van
Yesilırmak Elektrik Dagıtım A.S.
Samsun, Amasya, Çorum, Ordu, Sinop
Bagkent Elektrik Dagıtım A.S.
Ankara, Kırıkkale, Zonguldak, Bartın,
Karabük, Çankırı, Kastamonu.
Bogaziçi Elektrik Dagıtım A.S
Istanbul ili Rumeli Yakası.
Istanbul Anadolu Yakası Elektrik
Dagıtım A.S.
Istanbul ili Anadolu Yakası.
Meram Elektrik Dagıtım A.S.
Kırsehir, Nevsehir, Nigde, Aksaray,
Konya,Karaman.
Sakarya Elektrik Dagıtım A.S.
Sakarya, Bolu, Düzce, Kocaeli.
Trakya Elektrik Dagıtım A.S.
Edirne, Kırklareli, Tekirdag.
Fonte: http://www.oib.gov.tr/portfoy/tedas_eng.htm
53
KEMERKÖY ELEKTRIK ÜRETIM VE TICARET A.S. (KEAS)
COMPANY NAME
Kemerköy Elektrik Üretim A.S. (KEDAS)
COMPANY ADDRESS
Kemerköy Elektrik Üretim A.S. Genel Müdürlügü PK.27, 48200 Milas/MUGLA
COMPANY TEL. / FAX
0(252) 532 26 67-68
Fax: 0(252) 532 26 60
GENERAL MANAGER
M.Emin ÖZYAZICIOGLU
SECTOR
Generation of electrical energy
TAKEN INTO
PRIVATIZATION
PORTFOLIO
Privatization High Council Decision dated 13.08.2003 and Decree No:
2003/44
CAPITAL
50 000 YTL.
SHARE HOLDING
STRUCTURE
% 100 Privatization Administration
NUMBER OF
EMPLOYESS
385 persons (22.03.2005)
PRIVATIZATION
METHOD
Company will be privatized through the sale method
SUMMARY OF
PRIVATIZATION
IMPLEMENTATION
NOTE:
The privatization will be carried out within the framework of the High
Planning Council Decision dated 17.03.2004 and Decree No: 2004/3
Fonte: http://www.oib.gov.tr/portfoy/tedas_eng.htm
YENIKÖY ELEKTRIK ÜRETIM VE TICARET A.S. (YEAS)
COMPANY NAME
Yeniköy Elektrik Üretim A.S. (YEDAS)
COMPANY ADDRESS
Yeniköy Elektrik Üretim A.S. Genel Müdürlügü PK.25, 48201 Milas/MUGLA
COMPANY TEL. / FAX
0(252) 558 02 90
Fax: 0(252) 558 02 91
GENERAL MANAGER
Ramazan GÜVEN
SECTOR
Generation of electrical energy
TAKEN INTO
PRIVATIZATION
PORTFOLIO
Privatization High Council Decision dated 13.08.2003 and Decree No:
2003/44
CAPITAL
50 000 YTL.
SHARE HOLDING
STRUCTURE
% 100 Privatization Administration
NUMBER OF
EMPLOYESS
1276 persons (22.03.2005)
PRIVATIZATION
METHOD
Company will be privatized through the sale method
SUMMARY OF
PRIVATIZATION
IMPLEMENTATION
NOTE:
The privatization will be carried out within the framework of the High Planning
Council Decision dated 17.03.2004 and Decree No: 2004/3
http://www.oib.gov.tr/portfoy/yenikoy_eng.htm
54
AGGIORNAMENTO: Settembre 2005
REDAZIONE:
Marcella Fantini - NERA Economic Consulting
COLLABORAZIONE REDAZIONE ECONOMICA E FINANZIARIA:
Sergio Alcini
Flavio Caricasole
Patrizia Conte
Francesco Gabriele Lucchese
Gianfranco Massaro
DATI E PREVISIONI MACROECONOMICHE:
Network di Ricerca New Europe di UniCredit
COORDINAMENTO EDITORIALE E REDAZIONE:
Gea Straccamore
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