Guida Romania - UniCredit Group
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RELAZIONI ISTITUZIONALI E INTERNAZIONALI<br />
<strong>Romania</strong><br />
I mercati energetici dell’est Europa:<br />
opportunità per le imprese italiane<br />
nel settore elettrico e del gas
<strong>Romania</strong><br />
I mercati energetici dell’est Europa:<br />
opportunità per le imprese italiane<br />
nel settore elettrico e del gas
Indice<br />
Indice ..................................................................................................................................................................i<br />
Lista delle Figure........................................................................................................................................................ii<br />
Lista delle tabelle .......................................................................................................................................................ii<br />
1. Introduzione .......................................................................................................................................................01<br />
2. Struttura di governo e organizzazione dello stato .............................................................................................02<br />
3. Scenario economico ..........................................................................................................................................02<br />
3.1. Gli scambi con l’estero ..........................................................................................................................04<br />
4. Politica energetica..............................................................................................................................................05<br />
5. Il settore elettrico................................................................................................................................................06<br />
5.1. Contesto regolatio .................................................................................................................................07<br />
5.2. La domanda ..........................................................................................................................................09<br />
5.3 L’offerta ..................................................................................................................................................10<br />
5.4. La trasmissione e il bilanciamento ........................................................................................................14<br />
5.5. La distrubuzione e la vendita ................................................................................................................16<br />
5.6. L’apertura alla concorrenza...................................................................................................................19<br />
5.7. Futuri scenari di sviluppo del mercato (privatizzazioni ed investimenti) ...............................................19<br />
6. Il settore del gas.................................................................................................................................................22<br />
6.1. Contesto regolatorio..............................................................................................................................23<br />
6.2. La domanda ..........................................................................................................................................25<br />
6.3. L’offerta..................................................................................................................................................25<br />
6.4. Il trasporto e lo stoccaggio..........................................................................................................................27<br />
6.5. La distribuzione e la endita ...................................................................................................................29<br />
6.6. L’apertura alla concorrenza e i principali operatori di mercato .............................................................32<br />
6.7. Futuri scenari di sviluppo del mercato (privatizzazioni ed investimenti ................................................32<br />
7. Il rispetto degli obblighi di emissione .................................................................................................................34<br />
8. Finanziamenti per settore dell’energia...............................................................................................................35<br />
8.1. Finanziamenti internazionali..................................................................................................................35<br />
8.2. Strumenti finanziari e assicurativi del Governo italiano ........................................................................37<br />
8.3. La finanza di progetto............................................................................................................................48<br />
8.4. Servizi e prodotti per le imprese all’estero del Gruppo <strong>UniCredit</strong> ........................................................52<br />
9. Opportunità per le imprese italiane....................................................................................................................55<br />
10. Istituzioni di riferimento e indirizzi utili................................................................................................................56<br />
11. Glossario ............................................................................................................................................................58<br />
12. Unità di misura ...................................................................................................................................................59<br />
Appendice A.<br />
Bando di gara Hidroelectrica SA........................................................................................................................60<br />
Appendice B.<br />
Esempio di Tender Europeaid............................................................................................................................61<br />
i
Lista delle figure<br />
Figura 3.1 Tasso di crescita reale e inflazione ......................................................................................................03<br />
Figura 3.2 Composizione del PIL per settore ........................................................................................................03<br />
Figura 3.3 Andamento mensile di importazioni, esportazioni e saldo della bilancia commerciale .......................04<br />
Figura 3.4 Esportazioni ed esportazioni verso l’Italia (2004) ................................................................................04<br />
Figura 3.5 Esportazioni ed importazioni per paese (2004) ...................................................................................05<br />
Figura 5.1 Struttura del mercato............................................................................................................................06<br />
Figura 5.2 Riorganizzazione di CONEL (Decisione Governativa 627/2000).........................................................07<br />
Figura 5.3 Evoluzione della domanda 2000-2030 (GWh) .....................................................................................09<br />
Figura 5.4 Consumo per settore (%, 2002) ...........................................................................................................10<br />
Figura 5.5 Capacità per tipo di combustibile .........................................................................................................10<br />
Figura 5.6 Capacità e produzione da rinnovabili ...................................................................................................11<br />
Figura 5.7 Produzione di elettricità (GWh).............................................................................................................11<br />
Figura 5.8 Produzione per produttore (2003) ........................................................................................................11<br />
Figura 5.9 Generazione per tipo di combustibile (%) ............................................................................................12<br />
Figura 5.10 Tariffe di trasmissione...........................................................................................................................15<br />
Figura 5.11 Evoluzione del numero di fornitori: 1999-2004 ....................................................................................16<br />
Figura 5.12 Costo dell’elettricità per utenti industriali (2005) ..................................................................................18<br />
Figura 5.13 Costo dell’elettricità per utenti residenziali (2005) ...............................................................................18<br />
Figura 5.14 Evoluzione del numero di clienti idonei: 1999-2004.............................................................................19<br />
Figura 6.1 Struttura del mercato del gas naturale.................................................................................................22<br />
Figura 6.2 Flussi fisici e commerciali nel settore del gas......................................................................................22<br />
Figura 6.3 Evoluzione del numero di licenze 2000-2004 ......................................................................................24<br />
Figura 6.4 Evoluzione della domanda di gas naturale 1996-2010 ........................................................................25<br />
Figura 6.5 Evoluzione della produzione nazionale e delle importazioni ..............................................................27<br />
Figura 6.6 Evoluzione della capacità di stoccaggio .............................................................................................28<br />
Figura 6.7 Sistema di trasporto del gas.................................................................................................................28<br />
Figura 6.8 Vendite giornaliere di gas nel periodo 1 ottobre 1998-31 marzo 2004 ................................................30<br />
Figura 6.9 Prezzi del gas per utenti industriali (2005)...........................................................................................31<br />
Figura 6.10 Prezzi del gas per utenti residenziali (2005) ........................................................................................31<br />
Figura 8.1 Polizza Individuale di Sace S.p.A.........................................................................................................43<br />
Figura 8.2 Polizza Investimenti di Sace S.p.A.......................................................................................................44<br />
Figura 8.3 Polizza Lavori di Sace S.p.A. ...............................................................................................................44<br />
Figura 8.4 Polizza Fidejussione di Sace S.p.A......................................................................................................45<br />
Figura 8.5 Polizza credito acquirente di Sace S.p.A .............................................................................................45<br />
Figura 8.6 Conferme Credito Documentario di Sace S.p.A. .................................................................................46<br />
Figura 8.7 Architettura del Project Finance ...........................................................................................................49<br />
Figura 8.8 Gli elementi del Project Finance .........................................................................................................50<br />
Figura 8.9 La struttura finanziaria del Project Finance..........................................................................................51<br />
Lista delle tabelle<br />
Tabella 3.1 Principali Indicatori Macroeconomici ....................................................................................................03<br />
Tabella 5.1 Estensione e articolazione della rete di distribuzione di Electrica SA .................................................16<br />
Tabella 6.1 Società del gas nel portafoglio privatizzazioni di MEC-OPSPI ............................................................32<br />
Tabella 6.2 Società privatizzande ...........................................................................................................................33<br />
Tabella 8.1 Progetti in scadenza.............................................................................................................................37<br />
Tabella 8.2 Progetti previsti a breve termine ..........................................................................................................37<br />
ii
1. Introduzione<br />
Il processo di liberalizzazione del mercato romeno dell’energia, similmente a quanto accaduto in altri<br />
paesi europei, prevede il graduale passaggio da una struttura verticalmente integrata dominata dal<br />
monopolista pubblico a una struttura caratterizzata da concorrenza nelle diverse fasi della filiera.<br />
Un primo deciso passo avanti verso la liberalizzazione è stato compiuto nel 2000, con la ristrutturazione<br />
dei monopolisti pubblici, CONEL e SNGN ROMGAZ, in diverse società, ciascuna delle quali operante<br />
in un diverso segmento della filiera.<br />
Nel 2003 è stata emanata la Legge sul Settore Elettrico che definisce i principi fondamentali della<br />
regolamentazione del settore elettrico con l’obiettivo di:<br />
(i) garantire un esercizio sicuro ed efficiente del sistema;<br />
(ii) introdurre la concorrenza nelle attività della filiera che per la loro struttura permettono la transizione<br />
verso un regime concorrenziale in modo relativamente “semplice” (generazione e vendita);<br />
(iii) regolamentare l’accesso alle infrastrutture di rete, strategico per lo sviluppo della concorrenza sul<br />
mercato e dell’economia del paese;<br />
(iv) fissare i meccanismi tariffari in modo tale da garantire una adeguata protezione ai consumatori;<br />
(v) una congrua remunerazione alle imprese e agli investitori;<br />
(vi) un adeguato standard qualitativo del servizio.<br />
L’anno successivo è stata la volta della Legge sul Settore del Gas. Il processo di liberalizzazione non<br />
può tuttavia considerarsi concluso, né sotto il profilo formale e neppure sotto quello “fattuale”: sotto il<br />
profilo formale, le leggi attualmente in vigore dovranno essere integrate in alcuni punti (ad esempio la<br />
separazione legale fra le diverse attività della filiera) per essere coerenti con la normativa comunitaria in<br />
vista dell’adesione della <strong>Romania</strong> all’Unione Europea del 2007; sotto il profilo “fattuale”, il settore<br />
dell’energia continua ad essere dominato dal settore pubblico e la partecipazione di operatori privati è<br />
limitata.<br />
Attrarre finanziamenti da privati è una delle grandi sfide che attendono il settore dell’energia nei prossimi<br />
anni. Il programma di privatizzazione originariamente previsto ha subito diversi ritardi e durerà più a<br />
lungo di quanto inizialmente ipotizzato. All’inizio del 2005 si è osservato un interessante passo in avanti<br />
sulla via delle dismissioni con la cessione di due distributori, Electrica Oltenia e Electrica Moldova, al<br />
gruppo cecoslovacco CEZ e alla tedesca E.ON rispettivamente ma il numero di società da privatizzare<br />
è ancora elevato.<br />
Le privatizzazioni non sono l’unica opportunità che si presenta a chi voglia investire nel mercato<br />
romeno dell’energia. Le reti di trasmissione e di distribuzione sono piuttosto obsolete e necessitano di<br />
importanti lavori di manutenzione e di modernizzazione, che offrono interessanti prospettive di ingresso<br />
sul mercato alle imprese europee.<br />
01
2. Struttura di governo e organizzazione dello stato<br />
Superficie 238.391 km 2<br />
Capitale<br />
Bucarest<br />
Principali città<br />
Iasi, Constanza, Cluj-Napoca, Galazi, Timisoara, Brasov,<br />
Craiova<br />
Popolazione 21,68 milioni (2003)<br />
Tasso di crescita della popolazione 0.11 (2004)<br />
Lingua ufficiale<br />
Romeno; le minoranze etniche, nei casi previsti dalla legge,<br />
possono usare la propria lingua madre nella scuola,<br />
nell’amministrazione e nel sistema giudiziario<br />
Moneta Leu (ROL) 1<br />
Forma di governo<br />
Repubblica parlamentare<br />
3. Scenario economico<br />
PIL 238.791 (2004), 273.774 mln ROL (stima per il 2005)<br />
Variazione reale del PIL<br />
8,3 (2004), 5,1% (2005, stima)<br />
Composizione del PIL Servizi 53,2%, industria 33,7%, agricoltura 13,1% (2004)<br />
PIL pro capite<br />
€ 2.717,55 (2004) € 3.210 (2005, stima)<br />
Disoccupazione<br />
6,2% (2004), 5,8% (2005, stima)<br />
Inflazione (valore medio annuo)<br />
11,9% (2004), 8,7% (2005, stima)<br />
Tasso di cambio/€ (valore medio annuo) 4,53% (2004), 3,6% (2005, stima)<br />
Tasso di interesse di riferimento<br />
(valore di fine anno)<br />
17,96 (2004), 8,10% (2005, stima)<br />
Tasso di intervento (valore di fine anno) 17% (2004), 7,5% (2005, stima)<br />
Debito pubblico/PIL<br />
23% (2004), 19% (2005, stima)<br />
IDE/PIL<br />
7,1% (2004), 5% (2005, stima)<br />
Bilancia commerciale € 7,33 mld € (2004), -3,2 mld € (Gennaio - Maggio 2005)<br />
Produzione industriale +4.3% (2004)<br />
Esportazioni (FOB) 18,93 mld € (2004), 6,9 mld € nel primo trimestre 2005<br />
Importazioni (CIF) 26,28 mld € (2004), 9.2 mld € nel primo trimestre 2005<br />
Principali settori esportatori<br />
Prodotti minerali e combustibili, macchine, apparecchi,<br />
equipaggiamenti elettrici; prodotti dell’industria chimica e<br />
connessi; veicoli ed equipaggiamenti di trasporto;<br />
strumenti ed apparecchi<br />
Principali settori importatori<br />
Meccanica (macchinari e pezzi meccanici), prodotti minerali<br />
(petrolio, prodotti petroliferi, carbone, etc.), tessile, mezzi<br />
di trasporto, prodotti metallurgici, settore chimico<br />
Principali paesi fornitori<br />
Italia, Germania, Federazione Russa, Francia, Turchia,<br />
Austria, Cina, Polonia, Ungheria<br />
Principali paesi clienti<br />
Italia, Germania, Turchia, Francia, Regno Unito, Ungheria,<br />
USA, Austria, Olanda<br />
Debito estero/PIL<br />
30,8% (2004), 32,3% (2005, stima)<br />
Fonte: Unicredit, <strong>Romania</strong> Institutul National de Statistica<br />
NOTA: mln = milioni; mld = miliardi<br />
02<br />
1. Dal 1 luglio 2005 è iniziata la rivalutazione della moneta nazionale, ovvero 10 mila lei (ora 27 euro centesimi) sostituiti da un nuovo leu pesante per porre fine ad un<br />
periodo caratterizzato da un altissimo tasso d'inflazione.
Fra i paesi dell’Europa centro-orientale, la <strong>Romania</strong> è fra quelli che negli ultimi anni ha mostrato i livelli di<br />
crescita più elevati. Fra il 2003 e il 2004 il tasso di crescita del PIL romeno è passato da 4.9% a 8.1%,<br />
con un incremento del 65.3%, sostenuto da consumi elevati e da un’accelerazione degli investimenti.<br />
Alla crescita si è accompagnata anche una notevole riduzione dell’inflazione, che si prevede continuerà<br />
la sua discesa anche nei prossimi anni.<br />
L’andamento del tasso di crescita e dell’inflazione nel periodo 1995-2004 e le previsioni per il periodo<br />
2005-2007 sono rappresentate in Figura 3.1.<br />
Figura 3.1 Tasso di crescita reale e inflazione<br />
Fonte: Istituto Nazionale di Statistica Romeno, World Bank<br />
L’analisi dei settori produttivi mostra una netta prevalenza dell’industria pesante e della petrolchimica<br />
fino agli inizi degli anni ’90. Il ritardo tecnologico accumulato da tali settori ne ha tuttavia ridotto<br />
gradualmente il peso a favore dei servizi e dell’agricoltura. Quest’ultima, tuttavia, risente del mutamento<br />
strutturale che si è verificato nell’ultimo decennio con il passaggio dalla statalizzazione alla proprietà<br />
privata e del deterioramento delle condizioni climatiche degli ultimi anni. Il settore in maggiore espansione<br />
è quello dei servizi, le cui potenzialità non sono ancora state completamente sfruttate.<br />
Figura 3.2 Composizione del PIL per settore<br />
Fonte: ICE, Istituto Nazionale di Statistica Romeno<br />
Le previsioni per l’anno in corso indicano un rallentamento della crescita rispetto a quanto osservato nel<br />
2004. Per i prossimi 2 anni è comunque previsto un tasso di crescita del PIL al di sopra del 5%.<br />
L’andamento dei principali indicatori macroeconomici nel breve/medio periodo è riassunto nella Tabella 3.1.<br />
Tabella 3.1 Principali Indicatori Macroeconomici<br />
2003 2004 2005f 2006f 2007f<br />
Tasso di crescita reale (%) 5,2 8,3 5,1 5,5 5,3<br />
Inflazione (%) 15,4 11,9 8,7 7,2 6,0<br />
Disoccupazione (%) 7,4 6,2 5,8 5,6 5,5<br />
Tasso di cambio /€ 3,756 4,053 3,585 3,45 3,413<br />
Tasso di interesse di riferimento 20,41 17,96 8,1 7,2 6,65<br />
Tasso sui depositi c/o Banca centrale 21,25 17,0 10,5 8,5 7,0<br />
Investimenti esteri diretti/PIL 3,8 7,1 5,0 5,2 4,3<br />
Debito pubblico/PIL 26,8 23,0 19,0 17,7 33,3<br />
Fonte: Unicredit, 2005<br />
03
3.1. Gli scambi con l’estero<br />
Il Ministero dell’Economia e del Commercio romeno ha recentemente evidenziato il ruolo dell’interscambio<br />
con l’estero quale fattore di crescita dell’economia. Nel 2004 le esportazioni hanno raggiunto i 18,93<br />
miliardi di Euro e le importazioni i 26,28 miliardi, 2 con un aumento del 21,3% e del 24% rispettivamente.<br />
Figura 3.3 Andamento mensile di importazioni, esportazioni e saldo della bilancia commerciale<br />
Fonte: Unicredit, 2005<br />
Figura 3.4 Esportazioni ed importazioni verso l’Italia (2004)<br />
Fonte: ICE<br />
L’analisi a livello di settore evidenzia come per determinate categorie merceologiche (prodotti minerali<br />
e combustibili, macchine, apparecchi, equipaggiamenti elettrici, prodotti dell’industria chimica e<br />
connessi, veicoli ed equipaggiamenti per il trasporto, strumenti ed apparecchi ottici, fotografici e<br />
di misura; materie plastiche, gomma ed articoli in gomma; metalli, grassi ed oli animali e vegetali) il<br />
tasso di crescita (attorno al 36%) sia stato superiore a quello del totale delle esportazioni.<br />
La crescita delle importazioni è stata generata principalmente dai prodotti industriali, dai combustibili<br />
e da beni capitali. Massiccia è stata l’importazione di mezzi di trasporto (+85%), prodotti metallurgici<br />
(+34%) e minerali (+34%).<br />
04<br />
2 Valori FOB per le esportazioni e valori CIF per le importazioni.
Figura 3.5 Esportazioni ed importazioni per paese (2004)<br />
Esportazioni<br />
Importazioni<br />
25.00%<br />
20.00%<br />
15.00%<br />
10.00%<br />
5.00%<br />
0.00%<br />
Italia<br />
Germania<br />
Francia<br />
Tunisia<br />
Gran Bretagna<br />
Ungheria<br />
Olanda<br />
Austria<br />
USA<br />
Grecia<br />
20.00%<br />
18.00%<br />
16.00%<br />
14.00%<br />
12.00%<br />
10.00%<br />
8.00%<br />
6.00%<br />
4.00%<br />
2.00%<br />
0.00%<br />
Italia<br />
Germania<br />
Francia<br />
Ungheria<br />
Fed. Russa<br />
Austria<br />
Turchia<br />
Gran Bretagna<br />
Cina<br />
Olanda<br />
Fonte: ICE, 2004; Economist Intelligence Unit 2004.<br />
A livello geografico, le esportazioni romene, oltre che verso l’Italia, si sono indirizzate principalmente<br />
verso la Germania e la Francia mentre oltre il 50% delle importazioni proviene dall’area EU25 (Italia<br />
18,30%, Germania 17,89%, Francia 7,15%, Ungheria 6,05%, Gran Bretagna 3,40% e Olanda 2,82%),<br />
seguita da Federazione Russa (5,67%), Turchia (4,27%) e Cina (3,35%).<br />
4. Politica energetica<br />
Ministero responsabile del settore energetico Ministero dell’Economia e del Commercio<br />
Autorità di regolamentazione<br />
A.N.R.E. (settore elettrico); A.N.R.G.N. (settore gas)<br />
Riserve petrolifere accertate 956 milioni di barili (stima 2005)<br />
Produzione petrolifera 115.000 barili/giorno (2004)<br />
Consumi petroliferi 396.000 barili/giorno (2004)<br />
Importazioni nette di petrolio 281.000 barili/giorno (2004)<br />
Capacità di raffinazione 8 mln t (2003)<br />
Riserve di gas naturale 107.08 mld m 3 (stima 2005)<br />
Produzione di gas naturale 14,3 mld m 3 (2004)<br />
Consumo di gas naturale 18,5 mld m 3 (2003)<br />
Importazioni nette di gas naturale 5,4 mld m 3 (2003)<br />
Produzione di carbone 29.92 mln t (stima 2005)<br />
Consumo di carbone 36,3 mln t (2002)<br />
Importazioni nette di carbone 2,7 mln t (2002)<br />
Riserve utilizzabili<br />
1600 mln t<br />
Capacità di generazione 16.000 MW (stime 2005)<br />
Produzione elettrica netta 56.53 TWh (2003)<br />
Consumo di elettricità 57.5 TWh (2003)<br />
Operatori principali del mercato<br />
Hidroelectrica (generazione), Termoelectrica (generazione),<br />
Nuclearelectrica (generazione), Transelectrica (trasmissione<br />
elettrica), Electrica e ENEL (distribuzione e vendita elettricità);<br />
Romgaz, petrom e Amromco Energy (produzione gas),<br />
Transgaz (trasporto gas), Romgaz e Depomures (stoccaggio)<br />
05
5. Il settore elettrico<br />
La struttura verticalmente integrata del settore elettrico ha imposto, come nella quasi totalità dei<br />
paesi europei, una transizione graduale verso una struttura di mercato concorrenziale.<br />
L’attuale struttura di mercato ha visto la progressiva introduzione della concorrenza nelle attività di<br />
produzione e fornitura mentre sono soggette a regolamentazione le attività di trasmissione e<br />
distribuzione.<br />
Il mercato romeno è basato su contratti bilaterali fra i partecipanti e sull’accesso non discriminatorio<br />
alle reti di trasmissione e distribuzione per tutti gli utenti che ne facciano richiesta e che siano in<br />
possesso dei necessari requisiti tecnici.<br />
Attualmente operano sul mercato 89 produttori (di cui 37 in cogenerazione), 1<br />
società di trasmissione e dispacciamento, 23 distributori e 73 fornitori.<br />
La domanda è segmentata in clienti idonei (clienti con un consumo annuo superiore a 1 GWh, che<br />
possono liberamente scegliere il fornitore) e clienti vincolati, che ricevono l’elettricità dal distributore<br />
che opera nell’area geografica in cui sono collocati.<br />
La struttura del mercato, con l’indicazione dei flussi di energia e dei flussi contrattuali, è riportata<br />
nella Figura 5.1.<br />
Figura 5.1 Struttura del mercato<br />
Import<br />
Export<br />
Operatore di sistema<br />
(trasmissione<br />
Operatore<br />
di mercato<br />
Produttori<br />
Distributori<br />
Fornitori<br />
Clienti<br />
vincolati<br />
Altri fornitori<br />
Fornitori<br />
Clienti idonei<br />
Flussi di energia<br />
Rapporti contrattuali<br />
Fonte: H. Bogdan, Overview Regarding the <strong>Romania</strong>n Electricity Sector Regulatory Framework Development.<br />
06
5.1. Contesto regolatorio<br />
Nell’ambito della riforma economica del 1990, il settore dell’energia romeno è stato riorganizzato definendo<br />
due categorie di imprese pubbliche autonome: Regis Autonomous (RAs), società pubbliche per la<br />
produzione e la fornitura di prodotti energetici considerati strategici (elettricità, petrolio, gas naturale,<br />
lignite e carbone) e le Società Commerciali (CCs), società per azioni per la gestione delle attività e dei<br />
servizi di supporto.<br />
La Regie Autonomous per l’Elettricità (RENEL) ha subito nel 1998 una ristrutturazione radicale che ha<br />
portato alla creazione di CONEL, la società elettrica nazionale. Nel 2000, CONEL è stata riorganizzata<br />
in quattro diverse società: TRANSELECTRICA S.A. (di cui fa parte Opcom S.A., che gestisce il mercato<br />
elettrico) che gestisce il trasporto di energia elettrica; TERMOELECTRICA S.A., per la produzione di<br />
energia elettrica da impianti termici; HIDROELECTRICA S.A. per la produzione di energia elettrica da<br />
impianti idroelettrici e ELECTRICA S.A. per la distribuzione e la fornitura di energia elettrica.<br />
Figura 5.2 Riorganizzazione di CONEL (Decisione Governativa 627/2000)<br />
Fonte: S. Gheorge, Deregulation of the <strong>Romania</strong>n Electricity Sector, 5 October 2004.<br />
Il settore dell’energia è sotto la supervisione del Ministero dell’Economia e del Commercio, che ne definisce<br />
la politica e le strategie, ed è regolato da A.N.R.E., il regolatore indipendente del settore elettrico. 3<br />
Box 5.1 Autoritatea Nationala de Reglementare in domeniul Energiei (A.N.R.E.)<br />
A.N.R.E. è l’Autorità di regolazione del settore elettrico. E’ stata istituita nel 1998 ed è coordinata direttamente dal<br />
Primo Ministro. E’ formata da un presidente, un vice presidente e 3 commissari.<br />
Il Presidente e Vice Presidente sono nominati dal Primo Ministro su proposta del Ministro dell’Economia per un<br />
periodo di 5 anni. I commissari sono nominati dal Ministro per un periodo di 5 anni.<br />
I compiti di A.N.R.E. sono stati ridefiniti recentemente dalla Legge sul Settore Elettrico del luglio 2003, che<br />
stabilisce le linee guida per la riforma del settore e definisce compiti e competenze del regolatore:<br />
■ Regolamentazione tecnica e commerciale delle società che operano nel settore;<br />
■ Rilascio delle licenze alle società che intendono operare nel settore elettrico;<br />
■ Determinazione delle metodologie per il calcolo delle tariffe delle attività regolate;<br />
■ Determinazione dei contratti-tipo che regolano i rapporti fra i diversi operatori;<br />
■ Controllo e monitoraggio del settore.<br />
A.N.R.E. è finanziata interamente con i proventi dei canoni che devono essere versati dalle imprese regolate<br />
(ad esempio per la concessione delle licenze e delle autorizzazioni) e, quindi, non incide sul bilancio pubblico.<br />
3 Le responsabilità operative sono invece in capo alle RAs e CCs.<br />
07
Le norme fondamentali che regolano attualmente il settore elettrico sono contenute nella Legge sul<br />
Settore Elettrico del luglio 2003.<br />
Il settore elettrico romeno è ancora fortemente dominato dalla presenza pubblica in tutte le attività della<br />
filiera. Le attività gestite dal settore pubblico possono essere date in concessione; la concessione entra<br />
in vigore dalla data di pubblicazione sulla Gazzetta Ufficiale rumena (Moniturul Oficial al României).<br />
L’accesso dei terzi alle reti di trasporto e distribuzione è regolamentato. Hanno diritto ad accedere alla<br />
rete tutti coloro che ne facciano richiesta e che siano in possesso dei necessari requisiti tecnici.<br />
La società che effettua la trasmissione può rifiutare l’accesso in caso non vi sia sufficiente capacità<br />
oppure se la connessione del nuovo utente mette a rischio la stabilità del sistema e quindi la possibilità,<br />
per gli utenti già connessi, di usufruire del sistema di trasmissione. In ogni caso, l’eventuale rifiuto di<br />
accesso deve essere motivato.<br />
Gli utenti finali sono suddivisi fra clienti idonei, consumatori finali il cui consumo è superiore a 1<br />
GWh/anno e che possono liberamente scegliere il proprio fornitore, e clienti non idonei, definiti come i<br />
consumatori che per ragioni tecniche e/o regolatorie non possono liberamente scegliere il proprio<br />
fornitore. I clienti idonei attualmente presenti sul mercato sono 74.<br />
Box 5.2 La Legge sul Settore Elettrico<br />
La Legge 318 del’ 8 luglio 2003 (Legge sul Settore Elettrico) definisce i principi generali di regolazione del<br />
settore elettrico; si applica a tutti gli impianti di generazione con capacità superiore a 250 kW con l’eccezione di<br />
batterie e gruppi mobili, sorgenti stazionarie di corrente continua e installazioni nelle acque territoriali.<br />
La Legge ha l’obiettivo di garantire l’esercizio sicuro ed efficiente di tutto il sistema elettrico, di creare un<br />
mercato concorrenziale dell’elettricità e di garantire agli utenti l’accesso alle reti di trasmissione e distribuzione a<br />
parità di condizioni. A tal fine, il Governo ha il compito di individuare le linee strategiche di sviluppo del settore,<br />
che saranno implementate dal Ministero dell’Energia e delle Risorse Naturali.<br />
Le attività che la Legge sul Settore Elettrico individua e per lo svolgimento delle quali è necessario ottenere una<br />
licenza rilasciata da A.N.R.E. sono le attività di generazione, co-generazione, trasmissione, dispacciamento,<br />
distribuzione e fornitura.<br />
Le attività del settore elettrico possono essere svolte da qualsiasi impresa, anche estera, purché in possesso di<br />
una licenza. Nel caso di imprese estere, è necessario avere una sede permanente in <strong>Romania</strong> per tutta la<br />
durata della licenza. La Legge fissa, inoltre, i diritti e doveri dei licenziatari, le attività dell’operatore della<br />
trasmissione, dell’operatore di mercato e dei distributori e dispone che le attività dello Stato nel settore elettrico<br />
così come i servizi di interesse nazionale siano oggetto di una concessione.<br />
La Legge fissa anche i criteri per la determinazione delle tariffe e dispone che, oltre a contribuire all’uso<br />
efficiente del sistema, le tariffe siano differenziate per categoria di utenza e strutturate in modo tale da<br />
proteggere i consumatori e garantire la qualità del servizio offerto.<br />
Nell’aprile 2005 è stata posta in consultazione una nuova Legge sul Settore Elettrico che mira ad<br />
approfondire e a regolamentare in maniera più dettagliata diversi aspetti del settore elettrico in vista<br />
dell’adesione della <strong>Romania</strong> all’Unione Europea prevista per il 2007.<br />
08
Box 5.3 Il documento di consultazione sul settore elettrico<br />
Nell’Aprile 2005 A.N.R.E. ha lanciato un nuovo documento di consultazione per modificare la Legge sul Settore<br />
Elettrico attualmente in vigore. Le modifiche principali proposte possono essere riassunte come segue:<br />
■ Estensione dell’applicazione della legge anche agli impianti di potenza inferiore a 250 kW;<br />
■ Inclusione della sicurezza dell’offerta e della promozione dell’uso della cogenerazione nella produzione di<br />
energia elettrica fra gli obiettivi da perseguire;<br />
■ Ridefinizione degli obiettivi di medio-lungo periodo della politica energetica nazionale con l’inclusione di<br />
misure di protezione per clienti disagiati, promozione di produzione da rinnovabili soprattutto per utenti in<br />
regioni isolate e promozione della cogenerazione;<br />
■ Ridefinizione e specificazione delle competenze di Ministero e regolatore (verso una maggiore autonomia<br />
del regolatore);<br />
■ Autorizzazione per la costruzione di impianti da fonti rinnovabili o di cogenerazione o per il potenziamento di<br />
impianti esistenti nel caso in cui il potenziamento sia effettuato con agevolazioni finanziarie;<br />
■ Licenza per le operazioni commerciali di impianti con potenza superiore a 10 MW e per impianti mantenuti<br />
in esercizio con finanziamenti;<br />
■ Introduzione dell’obbligo di servizio pubblico;<br />
■ Concessione unica per attività di trasporto e gestione dell’infrastruttura di trasporto;<br />
■ Durata minima della concessione per la distribuzione pari a 15 anni;<br />
■ Introduzione di aste per la costruzione di nuova capacità nel caso di capacità insufficiente;<br />
■ Esplicitazione delle condizioni di accesso alla rete;<br />
■ Definizione della struttura e delle operazioni del mercato elettrico (partecipanti al mercato, mercato del<br />
giorno prima, mercato del bilanciamento).<br />
5.2. La domanda<br />
La domanda è segmentata in clienti idonei (clienti con un consumo annuo superiore a 1 GWh, che possono<br />
liberamente scegliere il fornitore) e clienti vincolati, che ricevono l’elettricità dal distributore che opera<br />
nell’area geografica in cui sono collocati.<br />
La domanda complessiva nel 2003 è stata pari a circa 57.3 TWh, con una domanda di punta pari a 8.356<br />
MW. 4 Le stime attualmente disponibili indicano un’evoluzione del tasso di crescita medio annuo della domanda<br />
vicino al 3,6% per il periodo 2006-2010 che porterà la domanda a circa 61.000 GWh nel 2010.<br />
Figura 5.3 Andamento mensile di importazioni, esportazioni e saldo della bilancia commerciale<br />
Fonte: nostri calcoli su dati Transelectrica (2003) e Haas, Keseric, Resch (2004), Medium and Long-Term Effects of EU<br />
Electricity Enlargment.<br />
4 La domanda di punta è definita come la domanda massima registrata in un’ora nel corso dell’anno. A titolo di esempio, la domanda<br />
di punta in Italia nei primi 6 mesi del 2005 è stata pari a 54.100 MW.<br />
09
Per quanto riguarda i consumi settoriali, i consumi maggiori sono riferibili al settore industriale (39,6%),<br />
seguito da settore civile, servizi e agricoltura (36,4%), trasporti (16%) e usi non energetici (8%).<br />
Figura 5.4 Consumo per settore<br />
Fonte: TEIAS<br />
NOTA: Dati in percentuale (2002)<br />
5.3. L’offerta<br />
5.3.1. Capacità installata<br />
La capacità installata in <strong>Romania</strong> è di circa 23.000 MW. Se consideriamo però la capacità effettivamente<br />
operativa (cioè non in fase di rifacimento, potenziamento e dismissione), questa cifra scende a<br />
circa 16.000 MW, che si prevede si ridurranno ulteriormente nel corso del 2005 per effetto di ulteriori<br />
dismissioni e rifacimenti.<br />
Il parco generazione romeno è caratterizzato dalla presenza di molti impianti la cui tecnologia è<br />
ormai obsoleta. Nel prossimo futuro, quindi, saranno necessari investimenti cospicui per consentire<br />
alla <strong>Romania</strong> di sviluppare e ammodernare la propria capacità di generazione in modo da garantire la<br />
sicurezza della fornitura.<br />
L’analisi dell’evoluzione della capacità per tipologia di combustibile mostra un ruolo sempre maggiore<br />
della capacità di tipo nucleare: nel 2006 è prevista l’entrata in funzione di un secondo reattore nella<br />
centrale di Cernavoda ed è probabile la costruzione di un terzo reattore dopo il 2010.<br />
Figura 5.5 Capacità per tipo di combustibile<br />
Fonte: Istituto Turco di Statistica, Marzo 2005<br />
Buone prospettive sono date anche dalle fonti rinnovabili. Si tratta di impianti in fase iniziale di diffusione ma<br />
che si prevede possano contribuire in futuro alla copertura di circa il 30% del fabbisogno.<br />
10
Figura 5.6 Capacità e produzione da rinnovabili<br />
5.3.2. Produzione nazionale<br />
Dopo la riduzione nella produzione di energia elettrica osservata nel periodo 1996-1999, nel periodo<br />
1999-2003 la produzione di elettricità è cresciuta costantemente a un tasso medio annuo pari a circa il<br />
3.3%, come mostrato nella Figura 5.7.<br />
Figura 5.7 Produzione di elettricità (GWh)<br />
90,000<br />
83,400<br />
80,000<br />
69,900<br />
70,000<br />
60,000<br />
56,912 54,195<br />
55,476 55,136<br />
59,267<br />
61,350<br />
57,251 53,968 53,860 55,189 56,906<br />
51,950<br />
49,892<br />
50,000<br />
40,000<br />
30,000<br />
20,000<br />
10,000<br />
0<br />
1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003<br />
Fonte: A.N.R.E. Rapporto Annuale, 2003<br />
La struttura della produzione per produttore evidenzia il ruolo preponderante del settore pubblico, che<br />
controlla la maggior parte dell’elettricità prodotta.<br />
Figura 5.8 Produzione per produttore (2003)<br />
Fonte: A.N.R.E. Rapporto Annuale, 2003<br />
11
L’analisi della produzione per combustibile mostra il ruolo preponderante che carbone e lignite hanno<br />
ancora nel parco generazione; seguono, con rilevanza comparabile, la produzione idroelettrica e<br />
termoelettrica da idrocarburi (sostanzialmente gas naturale). Ancora limitato il ruolo del nucleare, per il<br />
quale si prevede un incremento significativo della quota di elettricità prodotta a partire dal 2010.<br />
La struttura della produzione per combustibile e l’evoluzione prevista sono riportati in Figura 5.9.<br />
Figura 5.9 Generazione per tipo di combustibile (%)<br />
Fonte: Transelectrica, 2004<br />
L’attività di generazione può essere esercitata da qualsiasi impresa in possesso di una licenza di<br />
generazione rilasciata da A.N.R.E.<br />
La legge prevede, inoltre, nell’ambito dell’attività di generazione, cogenerazione e dell’attività di<br />
trasmissione, che l’impresa debba essere in possesso di una ulteriore licenza (“licenza di impianto”),<br />
sempre rilasciata da A.N.R.E., per:<br />
■ la costruzione di nuovi impianti con potenza superiore a 10 MW;<br />
■ la costruzione di impianti di cogenerazione con potenza superiore a 10 MW;<br />
■ il potenziamento e/o il rifacimento di impianti esistenti;<br />
■ la costruzione di nuove linee di trasmissione e delle sottostazioni con voltaggio superiore a 110 kV;<br />
■ il potenziamento/rifacimento delle rete con voltaggio superiore a 110 kV.<br />
Box 5.4 Le licenze: principi generali<br />
La licenza è rilasciata alle imprese che dimostrino di avere i necessari requisiti tecnici e finanziari. Nel caso di<br />
imprese straniere, queste devono avere una sede permanente in <strong>Romania</strong> per l’intera durata della licenza.<br />
La durata massima della licenza è 8 anni per l’attività di fornitura e 25 anni per le altre attività. Il costo delle spese<br />
di valutazione della documentazione inviata dall’impresa al regolatore per l’ottenimento della licenza varia<br />
secondo l’attività che si desidera intraprendere ma in nessun caso può essere inferiore a 11.400.000 ROL (circa<br />
280€). Le società in possesso di licenza devono inoltre versare ogni anno, a titolo di canone, un ammontare pari<br />
allo 0,035% del turnover.<br />
12
Box 5.5 I principali produttori<br />
Hidroelectrica SA è la società per azioni di proprietà dello stato che produce elettricità sfruttando le risorse<br />
idroelettriche del paese. Gli impianti di produzione sono distribuiti fra 12 succursali (Bistrita, Arges, Valcea, Cluj,<br />
Portile de Fier, Hateg, Caransebes, Buzau, Sebes, Targu Jiu, Slatina e Sibiu) la cui produzione complessiva nel<br />
2003 è stata di 13.195 GWh (di cui il 42,5%, pari a circa 5611 GWh, dalla succursale di Portile de Fier). Nel 2004<br />
ha effettuato investimenti per circa 130 milioni di Euro per l’ammodernamentoe il potenziamento degli impianti.<br />
Termoelectrica SA è la società per azioni di proprietà dello stato, controllata dal Ministero dell’Economia e<br />
Commercio, per la produzione di elettricità da impianti termoelettrici. Oltre all’attività di produzione, Termoelettrica<br />
svolge attività di importazione ed esportazione e le attività di supporto necessarie alla generazione elettrica. Nel<br />
2003 Termoelectrica SA ha subito un’ampia ristrutturazione e attualmente è costituita da 3 sussidiarie con<br />
personalità giuridica per la produzione di elettricità e calore (SC Electrocentrale Deva SA, SC Electrocentrale<br />
Bucuresti SA si SC Electrocentrale Galati SA), 4 filiali per la produzione di elettricità e calore (SE Paroseni, SE<br />
Doicesti, SE Borzesti, SE Braila), 12 sussidiarie con personalità giuridica ((Termoserv-s) per la manutenzione e<br />
la fornitura di servizi alla produzione e una sussidiaria per la valorizzazione degli asset. A fine 2004 la capacità<br />
installata era pari a 5.533 MW.<br />
Nuclearelectrica SA è la società pubblica per la produzione di energia elettrica con tecnologia nucleare.<br />
Costituita il 2 luglio 1998, produce elettricità dall’impianto di Cernavoda (attualmente costituito da un reattore<br />
CANDU da 655 MW; una seconda unità da 620 MW è in fase di costruzione e ulteriori 3 unità da 620 MW sono<br />
già state pianificate) ed è attiva anche nella preparazione del combustibile per alimentare il reattore.<br />
5.3.3. Import ed export<br />
La <strong>Romania</strong> è un esportatore netto di elettricità. Nel 2004 ha importato 1748 GWh da Bulgaria (989),<br />
ex Jugoslavia (22), Ungheria (31), Ucraina (282) e Moldavia (424). 5 Nel corso dello stesso anno la<br />
<strong>Romania</strong> ha esportato 2941 GWh verso Bulgaria (732), ex Jugolslavia (2014), Ungheria (194) e<br />
Ucraina (1). 6<br />
La <strong>Romania</strong> dispone attualmente delle seguenti interconnessioni:<br />
■ Ukraina (750 kV e 400 kV);<br />
■ Bulgaria (750 kV, 400 kV e 220 kV);<br />
■ Serbia e Montenegro (400 kV e 3 linee da 110 kV);<br />
■ Moldavia (3 linee da 110 kV);<br />
■ Ungheria (400 kV). 7<br />
Il sistema romeno ha due interconnessioni sincrone: una con la Bulgaria, usata in situazioni di emergenza,<br />
e una con la Serbia e Montenegro, utilizzata principalmente per le importazioni. Le interconnessioni con<br />
gli altri paesi sono attualmente effettuate isolando porzioni di rete per consentire lo scambio.<br />
È prevista la costruzione di due nuove linee aeree:<br />
■ Oradea-Bekescsaba (Ungheria), 400 kV, la cui entrata in esercizio è prevista nel 2007;<br />
■ Suceava-Balti (Moldavia), 400 kV, la cui entrata in esercizio è prevista nel 2009.<br />
Attualmente la <strong>Romania</strong> non evidenzia dipendenza dall’estero per il soddisfacimento della domanda di<br />
elettricità (è infatti un esportatore netto) e questa tendenza è confermata anche per il prossimo futuro.<br />
5 Dati UCTE, 2004.<br />
6 Dati UCTE, 2004.<br />
7 La linea Sandorfalva-Arad fra Ungheria e <strong>Romania</strong> è stata potenziata da 220 a 400 kV nel 1998.<br />
13
5.4. La trasmissione e il bilanciamento<br />
5.4.1. L’attività di trasmissione e bilanciamento<br />
L’attività di trasmissione e dispacciamento è svolta da Transelectrica SA, società pubblica nata dalla<br />
ristrutturazione di CONEL, sulla base di due licenze (una per l’attività di trasmissione e una per l’attività di<br />
dispacciamento) concesse dal regolatore. 8 La licenza ha un periodo di validità di 25 anni e fissa gli<br />
obblighi di Transelectrica:<br />
■ Coordinamento tecnico e operativo e bilanciamento del sistema (tramite acquisto di servizi ancillari<br />
e risorse proprie);<br />
■ Manutenzione e sviluppo della rete;<br />
■ Pianificazione dello sviluppo del sistema elettrico romeno e della rete di trasmissione;<br />
■ Gestione delle interconnessioni con l’estero e dei transiti.<br />
L’accesso alla rete di trasmissione è regolato e Transelectrica deve garantire l’accesso al sistema di<br />
trasmissione, a parità di condizioni, a tutti gli utenti che ne facciano richiesta e che siano in possesso<br />
dei requisiti tecnici necessari.<br />
Il bilanciamento in tempo reale del sistema è effettuato da Transelectrica con risorse proprie e con<br />
servizi ancillari (copertura delle perdite, riserva secondaria, riserva terziaria fast e slow, riserva rotante)<br />
acquistati da operatori qualificati sul mercato dei servizi ancillari. Attualmente gli operatori abilitati per<br />
la fornitura di servizi ancillari sono 8.<br />
5.4.2. L’infrastruttura<br />
La rete di trasmissione nazionale rumena è organizzata in 8 aree e comprende circa 9.000 km di linee<br />
ad alta tensione (155 km a 750 kV, 4630 km a 400 kV, 4132 km a 220 kV e 38 km a 110 kV), 78<br />
stazioni e 138 trasformatori la cui capacità complessiva raggiunge i 35.506 MVA. 9 La capacità totale di<br />
trasporto è di circa 22.000 MW e il flusso annuo vettoriato dalla rete è di circa 34 TWh. 10<br />
I parametri tecnici del sistema possono essere riassunti come segue:<br />
■ Frequenza a 50 Hz con limiti di variazione fra 49.5 e 50.5 Hz al 95%;<br />
■ Frequenza operativa compresa fra 49.75 Hz e 50.25 Hz al 99% in condizioni di normale operatività;<br />
■ Frequenza operativa compresa fra 49.9 e 50.1 Hz al 90% in condizioni di normale operatività (le<br />
frequenze fissate sono 49.95, 50.00 e 50.05 Hz);<br />
■ Limite inferiore in condizioni eccezionali: 47.5 Hz;<br />
■ Limite superiore in condizioni eccezionali: 52 Hz;<br />
■ Voltaggio della rete in condizioni di normale operatività:<br />
- 750 kV, operato in condizioni normali fra 735 e 765 kV;<br />
- 400 kV, operato in condizioni normali fra 380 e 420 kV;<br />
- 220 kV, operato in condizioni normali fra 198 e 242 kV;<br />
- 110 kV, operato in condizioni normali fra 99 e 123 kV;<br />
■ I limiti di variazione delle linee a 400 kV possono, in circostanze eccezionali, essere estesi fino a<br />
360 kV (limite inferiore, corrispondente a una variazione di -10%) e 440 kV (limite superiore,<br />
corrispondente a una variazione di +10%) per un periodo massimo di 15 minuti.<br />
Nel corso del 2004 la rete è stata potenziata in seguito al completamento di diversi investimenti:<br />
■ Completamento della modernizzazione delle stazioni 380/110 kV di Oradea Sud e Costanta Nord;<br />
■ Conversione della linea Rosiori-Oradea Sud da 220 kV a 380 kV;<br />
■ Potenziamento dell’autotrasformatore 2 380/220 kV della stazione di Portile de Fier 1 da 400 a 500 MVA.<br />
14<br />
8. La licenza n. 161 concessa da ANRE consente a Transelectrica di operare la rete di trasmissione romena; la licenza n. 162 consente lo svolgimento delle operazioni di<br />
dispacciamento.<br />
9 Le 8 aree sono Bacau, Bucarest, Cluj-Napoca, Craiova, Constanta, Pitesti, Sibiu e Timisoara.<br />
10 Transelectrica SA, 2004.
5.4.3. Le tariffe di trasmissione<br />
Le tariffe di trasmissione sono applicate a tutti i produttori e i fornitori. Sono differenziate in due grandi<br />
gruppi, G e L (vi sono 6 zone G e 8 zone L) e riflettono, oltre ai costi per la fornitura del servizio di<br />
trasmissione (acquisto di servizi ancillari, risorse utilizzate per il dispacciamento di proprietà di<br />
Transelectrica, costi per la riserva terziaria fornita da impianti di cogenerazione), i costi dovuti alle perdite<br />
e alle congestioni del sistema.<br />
Ai fornitori è inoltre applicata una componente tariffaria a copertura degli oneri di carattere amministrativo.<br />
La tariffa di trasmissione incide per circa il 10% sulla tariffa all’utente finale. Nel 2004 la tariffa media di<br />
trasmissione è stata pari a circa 4,5 €/MWh, ma è previsto un incremento medio annuo pari a circa l’1.8%<br />
nell’arco del prossimo decennio.<br />
Figura 5.10 Tariffe di trasmissione(€/MWh)<br />
Fonte: Transelectrica, 2004<br />
L’evoluzione crescente della tariffe di trasmissione trova principalmente la propria ragione nella nuova<br />
politica tariffaria, resa necessaria dal futuro ingresso della <strong>Romania</strong> nell’Unione Europea. Le direttive<br />
europee sul mercato interno dell’elettricità, infatti, stabiliscono il divieto di sussidi incrociati sia fra categorie<br />
di utenti sia fra diverse attività della filiera. La pratica dei sussidi incrociati ha caratterizzato per lungo<br />
tempo la politica tariffaria romena e ha condotto nel passato a un sistema tariffario notevolmente distorto.<br />
La necessità di strutturare tariffe che coprano correttamente i costi, inclusi i costi di capitale, per ogni<br />
attività della filiera ha determinato, negli ultimi anni, un progressivo innalzamento delle tariffe per alcuni<br />
servizi (ad esempio la trasmissione) in corrispondenza all’evoluzione dei propri costi.<br />
Box 5.6 Transelectrica SA<br />
Transelectrica è la società pubblica di trasmissione e dispacciamento, nata nel 2000 dalla<br />
riorganizzazione di CONEL, il monopolista pubblico verticalmente integrato. Le azioni di Transelectrica<br />
appartengono interamente al Ministero per l’Economia e il Commercio, che è l’unico azionista.<br />
Ha il compito di trasportare l’elettricità sulla rete di trasmissione, come definito dalla Licenza no.<br />
161/2000 (trasmissione) e dalla Licenza 162/2000 (dispacciamento). Entrambe le licenze sono<br />
state aggiornate nel 2002 e scadranno nel 2025.<br />
La società opera inoltre (i) sul mercato all’ingrosso dell’elettricità tramite la sussidiaria OPCOM, che<br />
ha il ruolo di gestore del mercato all’ingrosso; (ii) nelle operazioni di misura relative al mercato<br />
all’ingrosso tramite la branca OMEPA; e (iii) nelle telecomunicazioni e nell’IT tramite la sussidiaria<br />
Teletrans.<br />
Transelectrica è organizzata in 8 branche territoriali di trasmissione e dispone di una rete di 9.000<br />
km di linee aeree di cui 155 km a 750 kV, 4630 km a 400 kV, 4132 km a 220 kV e 38 km a 110 kV.<br />
Per soddisfare gli standard imposti da UCTE (Union for the Coordination of Transmission of<br />
Electricity), la società ha lanciato un imponente piano di investimenti per la modernizzazione e lo<br />
sviluppo della rete e in particolare delle sottostazioni di maggiore importanza per il funzionamento<br />
del sistema.<br />
I principali indicatori finanziari per il 2003 e il 2004 sono riportati nella tabella seguente:<br />
Principali indicatori finanziari 2003 e 2004<br />
mln €<br />
Turnover<br />
Costi<br />
Ricavi<br />
Profitto lordo<br />
2003<br />
180.9<br />
187.1<br />
190.5<br />
3.4<br />
2004<br />
243.7<br />
247.2<br />
252.1<br />
4.9<br />
15
5.5. La distribuzione e la vendita<br />
Storicamente, le attività di distribuzione e di vendita sono state svolte in modo integrato: il distributore<br />
vendeva anche l’elettricità agli utenti finali dell’area in cui svolgeva l’attività di distribuzione.<br />
La liberalizzazione del settore ha modificato parzialmente questa situazione consentendo ai clienti<br />
idonei di scegliere liberamente il proprio fornitore e, in alcuni paesi, imponendo vincoli all’esercizio<br />
simultaneo delle due attività.<br />
In <strong>Romania</strong> ci sono attualmente 23 distributori e 73 fornitori. Dei 23 distributori, 6 sono pubblici, 2,<br />
Electrica Banat e Electrica Dobrogea, sono stati recentemente privatizzati e 15 sono privati.<br />
I distributori pubblici e le due società privatizzate fanno parte di Electrica SA e, oltre alla fornitura ai<br />
clienti idonei, sono responsabili della fornitura al mercato vincolato (Electrica Banat e Electrica<br />
Dobrogea coprono complessivamente circa il 20% del mercato, servendo 1,4 milioni di utenti).<br />
I distributori privati invece servono esclusivamente i clienti idonei e le reti private di distribuzione sono<br />
di estensione limitata.<br />
Le licenze per poter svolgere l’attività di distribuzione e l’attività di vendita sono distinte (ossia, un<br />
distributore che voglia svolgere anche l’attività di vendita deve essere in possesso di entrambe le<br />
licenze).<br />
La licenza di distribuzione ha una durata di 25 anni e specifica le zone nelle quali il distributore può<br />
svolgere tale attività. Il distributore deve garantire l’uso sicuro ed efficiente della rete di distribuzione da<br />
parte degli utenti ed è soggetto all’obbligo di servizio pubblico.<br />
La licenza di fornitura (necessaria per lo svolgimento dell’attività di vendita) ha una durata di 8 anni.<br />
Nel caso di società pubbliche, la licenza definisce, su base regionale, l’area in cui l’attività può essere<br />
svolta. Per i fornitori privati, l’area di riferimento è il territorio nazionale. I fornitori sono soggetti<br />
all’obbligo di servizio pubblico se forniscono il mercato vincolato.<br />
L’evoluzione del numero di fornitori nel periodo 1999-2004 è riportata in Figura 5.11<br />
Figura 5.11 Evoluzione del numero di fornitori: 1999-2004<br />
80<br />
73<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
0<br />
Fonte: A.N.R.E. Rapporto Annuale, 2003; A.N.R.E.<br />
5.5.1. L’infrastruttura<br />
1<br />
15<br />
28<br />
1999 2000 2001 2002 2003 2004<br />
La rete principale di distribuzione appartiene a Electrica SA e si estende per un totale di oltre 300.000<br />
km (di cui circa 18.300 km in alta tensione, 118.000 km in media tensione e 170.000 km in bassa<br />
tensione), include oltre 1200 stazioni di trasformazione e oltre 61.000 punti di trasformazione e prelievo.<br />
L’articolazione della rete in ciascuna delle aree gestite dalle 8 branche territoriali di Electrica SA è<br />
riportata nella Tabella 5.1.<br />
Tabella 5.1 Estensione e articolazione della rete di distribuzione di Electrica SA<br />
19<br />
53<br />
Sussidiaria<br />
Moldova<br />
Linee elettriche<br />
a 110 kV<br />
km<br />
2.688<br />
Linee elettriche<br />
MT<br />
km<br />
16.903<br />
Linee elettriche Stazioni 110/MT e MT/MT<br />
BT<br />
km nr MVA<br />
30.250 134 4.185<br />
Punti di trasformazione<br />
e di prelievo<br />
nr<br />
MVA<br />
10.010 3.009<br />
Dobrogea<br />
2.135<br />
11.411<br />
10.062<br />
205<br />
4.980<br />
5.776<br />
3.466<br />
Muntenia Nord<br />
2.155<br />
15.873<br />
21.625<br />
206<br />
5.455<br />
9.138<br />
3.174<br />
Oltenia<br />
4.035<br />
20.035<br />
27.224<br />
247<br />
6.981<br />
10.223<br />
3.259<br />
Banat<br />
1.954<br />
13.614<br />
18.342<br />
140<br />
4.734<br />
6.813<br />
2.068<br />
Transilvania Nord<br />
2.245<br />
14.090<br />
22.282<br />
124<br />
3.860<br />
7.174<br />
2.624<br />
Transilvania Sud<br />
2.333<br />
12.694<br />
19.142<br />
106<br />
3.742<br />
7.032<br />
2.300<br />
Muntenia Sud<br />
785<br />
13.098<br />
21.028<br />
60<br />
3.710<br />
5.588<br />
2.934<br />
TOTALE ELECTRICA S.A.<br />
Fonte: Elettrica S.A.<br />
18.329<br />
117.719<br />
169.955<br />
1.222<br />
37.646<br />
61.754<br />
22.835<br />
16
5.5.2. Tariffe di distribuzione<br />
Esistono 5 diverse tariffe per l’uso di:<br />
■ Rete a 110 kV;<br />
■ Rete MT;<br />
■ Rete BT;<br />
■ Trasformatori 110 kV/MT;<br />
■ Trasformatori MT/BT.<br />
Come nel caso delle tariffe di trasmissione, anche le tariffe di distribuzione non dipendono dalla<br />
distanza percorsa.<br />
La tariffa media di distribuzione nel 2004 era pari a circa 1,85 €/MWh per i clienti in alta tensione, 3,71<br />
€/MWh per i clienti in media tensione e 10,65 €/MWh per i clienti in bassa tensione. La componente<br />
distribuzione incide per oltre il 20% sul prezzo complessivo corrisposto dall’utente finale.<br />
Box 5.7 Gli investimenti esteri nelle società di distribuzione<br />
Il processo di privatizzazione delle imprese pubbliche operanti nel settore elettrico attualmente in<br />
corso in <strong>Romania</strong> ha visto l’interessamento di diverse imprese europee, che hanno acquisito<br />
partecipazioni di maggioranza nelle 4 società di distribuzione (Electrica Banat, Electrica Dobrogea,<br />
Electrica Moldova e Electrica Oltenia) privatizzate fino ad ora.<br />
Nell’aprile 2005 è stato finalizzato l’acquisto da parte di ENEL del 51% delle società Electrica Banat<br />
e Electrica Dobrogea, che servono oltre 1.400.000 clienti e coprono circa il 20% della distribuzione in<br />
<strong>Romania</strong>. Il valore complessivo dell’operazione è di 112 milioni di Euro e rafforza ulteriormente la<br />
presenza di ENEL nell’Europa orientale (ENEL è presente in Slovacchia, dove ha firmato un contratto<br />
per l’acquisto di Slovenske Elektrarne che, con 7.000 MW è il principale produttore slovacco e uno<br />
dei principali produttori dell’area; in Bulgaria con 900 MW e nella Federazione Russa, con una<br />
centrale a ciclo combinato da 450 MW nella zona di San Pietroburgo).<br />
In <strong>Romania</strong> sono presenti anche la tedesca E.ON e la ceca CEZ. Nell’aprile 2005 E.ON ha acqustato<br />
il 51% del capitale di Electrica Moldova e CEZ il 51% di Electrica Oltenia. Entrambi i contratti devono<br />
essere ancora perfezionati con il trasferimento delle azioni e il previsto aumento di capitale.<br />
Box 5.8 SC Electrica SA<br />
SC Electrica SA è la società pubblica di distribuzione controllata dal Ministero dell’Economia e del<br />
Commercio. Svolge principalmente l’attività di distribuzione e fornitura e fornisce, inoltre, le infrastrutture<br />
e i sistemi per la comunicazione, necessari per la gestione efficiente dei sistemi di distribuzione. Con<br />
la nuova unità di Servizi per l’Energia, la società ha ampliato il proprio ambito di azione, estendendolo<br />
alla manutenzione e all’installazione di installazioni elettriche.<br />
La società è organizzata in 8 sussidiarie, Electrica Moldova, Electrica Dobrogea, Electrica Muntenia<br />
Nord, Electrica Oltenia, Electrica Banat, Electrica Transilvania Nord, Electrica Transilvania Sud e<br />
Electrica Muntenia Sud, ciscuna delle quali opera in una delle 8 aree geografiche in cui è stato<br />
suddiviso il territorio rumeno, che comprende diverse province (judete). Electrica SA serve<br />
complessivamente circa 8,5 milioni di clienti, per un totale di oltre 37.000 GWh/anno (pari a circa il<br />
75% del consumo totale nel 2004).<br />
L’articolazione territoriale delle diverse sussidiarie è la seguente:<br />
Transilvania<br />
Nord<br />
Banat<br />
Oltenia<br />
Transilvania<br />
Sud<br />
Muntenia<br />
Sud<br />
Moldova<br />
Muntenia<br />
Nord<br />
Dobrogea<br />
■ Moldova: Iasi, Bacau, Botosani, P. Neamt, Suceava e Vaslui;<br />
■ Dobrogea: Costanta, Calarasi, Slobozia, Tulcea;<br />
■ Muntenia Nord: Galati, Ploiesti, Braila, Buzau, Targoviste, Focsani;<br />
■ Oltenia: Pitesti, Craiova, Tg. Jiu, Dr. Tr. Severin, Alexandria, Rm.<br />
Valcea, Slatina;<br />
■ Banat: Timisoara, Arad, Resita, Deva;<br />
■ Transilvania Nord: Cluj, Oradea, Bistrita, Baia Mare, Satu Mare,<br />
Zalau;<br />
■Transilvania Sud: Sibiu, Brasov, Alba, Sf. Gheorghe, M. Ciuc, Tg.<br />
Mures;<br />
■Muntenia Sud: Bucuresti, Giurgiu, Ilfov.<br />
Fonte: sito web Electrica SA, http://www.electrica.ro<br />
17
La <strong>Romania</strong> gode attualmente di prezzi dell’energia contenuti per il settore residenziale e di prezzi<br />
superiori alla media europea per il settore industriale. Questa situazione, legata alla presenza di<br />
sussidi incrociati che hanno distorto la struttura tariffaria, è tuttavia destinata a cambiare in futuro, con<br />
l’eliminazione dei sussidi incrociati (vietati dalla normativa europea) e una maggiore aderenza delle<br />
tariffe ai costi sostenuti dall’impresa.<br />
Il confronto internazionale del costo dell’elettricità dei consumatori industriali e residenziali rumeni con<br />
la media europea e il costo sostenuto dalle stesse categorie di utenza in altri paesi dell’Europa<br />
centro-orientale sono riportati nelle tabelle seguenti.<br />
Figura 5.12 Costo dell’elettricità per utenti industriali (2005)<br />
8<br />
7<br />
6<br />
5<br />
4<br />
3<br />
2<br />
1<br />
0<br />
Europa<br />
(25 paesi)<br />
Europa<br />
(15 paesi)<br />
Croazia Polonia Repubblica<br />
Ceca<br />
<strong>Romania</strong> Slovacchia Slovenia<br />
Fonte: Eurostat<br />
NOTA: Ai fini del confronto il consumatore industriale è definito come un consumatore con livello di consumo annuo pari a<br />
2.000 MWh e una domanda di punta di 500 kW; prezzi in c€/kWh al netto delle tasse.<br />
Il prezzo dell’elettricità per gli utenti industriali è sopra la media europea sia nel caso si considerino 25<br />
paesi sia nel caso in cui se ne considerino 15. La <strong>Romania</strong> ha, inoltre, il prezzo più alto fra<br />
i paesi dell’Europa centro-orientale, seguita dalla Slovacchia e dalla Slovenia.<br />
Figura 5.13 Costo dell’elettricità per utenti residenziali (2005)<br />
12<br />
10<br />
8<br />
6<br />
4<br />
2<br />
0<br />
Europa<br />
(25 paesi)<br />
Europa<br />
(15 paesi)<br />
Croazia Polonia Repubblica<br />
Ceca<br />
<strong>Romania</strong> Slovacchia Slovenia<br />
Fonte: Eurostat<br />
*NOTA: Ai fini del confronto il consumatore residenziale è definito come un consumatore con livello di consumo annuo pari a<br />
3.500 kWh, di cui 1.300 kWh notturni; prezzi in c€/kWh al netto delle tasse.<br />
Situazione opposta per gli utenti residenziali. La <strong>Romania</strong> è fra i paesi a costo più basso,<br />
preceduta dalla Polonia e seguita da, Croazia e Repubblica Ceca.<br />
18
5.6. L’apertura alla concorrenza<br />
L’apertura del mercato è ancora limitata. Nel febbraio 2000 A.N.R.E. ha aperto circa il 10% del mercato<br />
consentendo a grandi utenti industriali di scegliere il proprio fornitore; nell’ottobre dello stesso anno<br />
il grado di apertura del mercato è salito al 15% in seguito alla fissazione della soglia di idoneità a 100<br />
GWh/anno. Nel gennaio 2004 il grado di apertura potenziale del mercato è stato portato al 40% (con<br />
un grado di apertura effettiva è stimato essere attorno al 13%) e nel 1° gennaio 2005 tale percentuale<br />
è salita al 55%, con una soglia di idoneità pari a 1 GWh/anno.<br />
Il piano di sviluppo del mercato prevede che il grado di apertura salga all’80% entro il 30 giugno 2006<br />
e al 100% all’inizio del 2007, quando la <strong>Romania</strong> entrerà nell’Unione Europea.<br />
L’evoluzione dei clienti idonei nel periodo 1999-2004 è riportata in Figura 5.14.<br />
Figura 5.14 Evoluzione del numero di clienti idonei: 1999-2004<br />
80<br />
74<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
49<br />
54<br />
30<br />
20<br />
10<br />
0<br />
0<br />
19 19<br />
1999 2000 2001 2002 2003 2004<br />
Fonte: A.N.R.E. Rapporto Annuale, 2003; A.N.R.E.<br />
L’apertura effettiva del mercato alla concorrenza delle imprese estere è in una fase ancora più arretrata,<br />
anche se recentemente si è osservato il tentativo del Governo romeno di attrarre finanziamenti dall’estero,<br />
soprattutto nella produzione di energia elettrica.<br />
Secondo il National Trade Registry Office romeno, il volume di investimenti esteri in <strong>Romania</strong> negli ultimi<br />
14 anni è stato di circa 10 miliardi di Euro, che la collocano al quinto posto fra i paesi dell’area per volume di<br />
investimenti esteri, dopo Polonia, Repubblica Ceca, Ungheria e Slovacchia.<br />
La <strong>Romania</strong> non impone, in generale, restrizioni o limiti agli investimenti delle imprese estere. I soli<br />
settori in cui le imprese estere necessitano di approvazione governativa sono la difesa, i monopoli di<br />
stato e la sicurezza nazionale.<br />
Per le imprese che desiderano ottenere una licenza per operare nel settore dell’energia è richiesta la<br />
creazione di una sede permanente sul territorio romeno per tutta la durata della licenza.<br />
5.7. Futuri scenari di sviluppo del mercato (privatizzazioni ed investimenti)<br />
La <strong>Romania</strong> ha lanciato negli ultimi anni un ambizioso progetto di privatizzazione nell’ambito del settore<br />
elettrico. Nell’Aprile 2005 è stata completata la cessione a ENEL delle società di distribuzione Electrica<br />
Banat e Electrica Dobrogea e sono in corso di perfezionamento gli accordi per la privatizzazione di<br />
Electrica Oltenia e Electrica Moldova. Sono inoltre cominciate le procedure per la privatizzazione di<br />
Electrica Muntenia Sud.<br />
Nel corso del 2005 è attesa la privatizzazione degli altri tre distributori (Muntenia Nord, Transilvania<br />
Nord e Transilvania Sud) e negli anni successivi la dismissione di:<br />
■ Partecipazioni in società elettrico-minerarie (Turceni, Rovinari, Craiova);<br />
■ Impianti di cogenerazione di Iernut, Palas, Bucarest Sud;<br />
■ Borzesti;<br />
■ Società di servizi per la produzione elettrica TERMOSERV (solo servizi o con gli impianti di riferimento).<br />
È inoltre prevista la cessione di azioni di Termoelectrica a Termoserv Galati e Electrocentrale Galati e<br />
la privatizzazione di parte di Hidroelectrica e Transelectrica.<br />
19
Il programma originariamente annunciato dal governo ha tuttavia subito dei ritardi, e il processo di<br />
privatizzazione è destinato a durare più a lungo di quanto originariamente previsto.<br />
Accanto al processo di privatizzazione, le imprese pubbliche romene hanno dato il via a forme di<br />
partenariato pubblico/privato per la realizzazione di particolari progetti e a progetti per la cessione di<br />
alcune attività.<br />
E’ questo il caso di Hidroelectrica e Transelectrica. Hidroelectrica sta progettando di aumentare il<br />
capitale privato e di creare una partnership pubblico/privato per il completamente di progetti nel<br />
settore idroelettrico e sta studiando nuove forme di partnership per la gestione e/o realizzazione di<br />
piccoli impianti idroelettrici (miniidro). Transelectrica sta invece studiando la possibilità di joint ventures<br />
pubblico/privato per il potenziamento e l’espansione della rete. 11<br />
20<br />
11 Per ulteriori dettagli si veda il sito del Ministero dell’Economia: http://www.minind.ro/
Box 5.9 Metodi di privatizzazione<br />
La Legge 137/2002 sulle privatizzazioni prevede che la cessione di partecipazioni dello stato nelle<br />
imprese pubbliche avvenga tramite uno dei metodi seguenti:<br />
■ Vendita di azioni. Lo stato può vendere le proprie azioni tramite (i) offerta pubblica; (ii) altre<br />
procedure finanziarie di mercato; (iii) trattativa privata; (iv) asta; (v) certificati bancari di deposito<br />
emessi da una banca d’investimento o da grandi banche internazionali; (vi) qualsiasi combinazione<br />
dei metodi precedenti;<br />
■ Aumenti di capitale finanziati da capitale privato. L’aumento di capitale è fissato dall’istituzione<br />
interessata, sulla base dei risultati di studi di fattibilità, ed è realizzato tramite gara pubblica;<br />
l’aumento di capitale è effettuato sia tramite versamento diretto del capitale sottoscritto sia<br />
tramite conferimento di beni;<br />
■ Cessione gratuita o vendita di attività sociali. Le società in cui lo stato o le autorità locali<br />
detengono la maggioranza possono decidere la cessione di attività a carattere sociale; la cessione<br />
è a titolo gratuito se l’acquirente è un’istituzione pubblica e a titolo oneroso se si tratta di un<br />
investitore privato.<br />
Le informazioni sui programmi di privatizzazione e i bandi sono regolarmente pubblicati sul sito<br />
dell’Autorità Nazionale per le Privatizzazioni.<br />
I passi che le società interessate al processo di privatizzazione devono compiere sono i seguenti:<br />
1. Invio al Ministero dell’Economia – OPSPI (l’ufficio che gestisce le proprietà pubbliche e le<br />
privatizzazioni) di una espressione di interesse;<br />
2. Firma di un accordo di riservatezza fra OPSPI e potenziale investitore;<br />
3. Invio al potenziale investitore di tutte le informazioni sull’impresa verso la quale è stato manifestato<br />
interesse;<br />
4. Visita del potenziale investitore alla società di interesse;<br />
5. Partecipazione al processo di privatizzazione tramite la presentazione di un’offerta in seguito<br />
all’annuncio di vendita, pubblicato sui principali quotidiani.<br />
21
6. Il settore del gas<br />
La <strong>Romania</strong> ha il più grande mercato del gas dell’Europa centrale ed è stato il primo paese ad usare il<br />
gas per scopi industriali. Nel 2003, la dimensione del mercato era di circa 18 mld m3, di cui il 70%<br />
prodotti internamente e il restante 30% importato dalla Federazione Russa.<br />
La struttura del mercato del gas è riportata in Figura 6.1.<br />
Figura 6.1 Struttura del mercato del gas naturale<br />
Fonte: <strong>Romania</strong> security of supply<br />
I flussi fisici e commerciali sono evidenziati in Figura 6.2.<br />
Figura 6.2 Flussi fisici e commerciali nel settore del gas.<br />
Fonte: G. Stephan, 2002, Outlining the Role of <strong>Romania</strong> in the European Gas<br />
Transit Chain: Current Status and Prospective<br />
22
6.1. Contesto regolatorio<br />
Il settore del gas ha seguito negli ultimi anni il percorso di liberalizzazione già osservato per il mercato<br />
elettrico. Prima della liberalizzazione, il monopolista integrato S.N.G.N. ROMGAZ. S.A. operava in tutte<br />
le attività della filiera. Nel 2000, in seguito alla decisione del Governo romeno di avviare il processo di<br />
liberalizzazione, S.N.G.N. ROMGAZ. S.A. è stata divisa in 5 imprese pubbliche:<br />
■ S.C. DISTRIGAZ SUD S.A. Bucuresti e S.C. DISTRIGAZ NORD S.A. Targu-Mures (distribuzione e<br />
vendita);<br />
■ S.C. EXPROGAZ S.A. Medias (produzione e stoccaggio);<br />
■ S.C. DEPOGAZ S.A. Ploiesti (stoccaggio sotterraneo);<br />
■ S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. Medias (trasmissione e transito sul territorio nazionale).<br />
Nel 2001 il Governo ha deciso la fusione di EXPROGAZ S.A. e DEPOGAZ S.A. in un’unica società<br />
(S.N.G.N. ROMGAZ. S.A.) che svolge le attività di esplorazione, produzione e stoccaggio sotterraneo<br />
e nel 2003 il Governo ha approvato la strategia di privatizzazione delle due società di distribuzione.<br />
A.N.R.G.N., autorità di regolamentazione del settore del gas, è stata istituita nel Febbraio 2000 con<br />
l’Ordinanza del Governo n. 41/2000. È un’istituzione pubblica, coordinata dal Primo Ministro e sottoposta<br />
all’autorità del governo.<br />
Dopo l’istituzione del regolatore, molte delle competenze dell’Agenzia Nazionale per le Risorse<br />
Minerarie (ANRM) riguardanti il gas naturale sono state trasferite al nuovo organo. Regolatore e ANRM<br />
collaborano alla definizione delle tariffe per il trasporto del gas.<br />
Box 6.1 A.N.R.G.N.<br />
L’Autoritatea Nationala de Reglementare in Domeniul Gazelor Naturale (A.N.R.G.N.) è il regolatore del settore<br />
del gas. Istituita nel 2000, A.N.R.G.N. è coordinata direttamente dal Primo Ministro, che nomina Presidente e<br />
Vice Presidente per un periodo di 5 anni.<br />
Nello svolgimento della propria attività regolatoria e nelle decisioni circa il rilascio delle licenze agli operatori, il<br />
Presidente e il Vice Presidentesono assistiti da un “Comitato Regolatorio”, composto da Presidente, Vice<br />
Presidente e 3 membri di A.N.R.G.N. scelti dal Presidente. Le decisioni sottoposte al Comitato sono adottate<br />
col voto favorevole di almeno 3 membri.<br />
Il Comitato regolatorio è a sua volta assistito da un Consiglio formato da 9 membri nominati dal Ministro<br />
dell’economia su proposta di:<br />
■ associazioni di operatori del settore gas (1 membro);<br />
■ sindacati dei lavoratori del settore gas (2 membri);<br />
■ trasportatori (1 membro);<br />
■ società di stoccaggio (1 membro);<br />
■ distributori (1 membro);<br />
■ associazioni dei consumatori (1 membro);<br />
■ Autorità Nazionale per la protezione dei consumatori (1 membro);<br />
■ Ministero dell’Economia e del Commercio (1 membro).<br />
A.N.R.G.N. ha il compito di rilasciare, sospendere, ritirare licenze e autorizzazioni, definire la metodologia<br />
tariffaria e approvare le tariffe per gli utenti vincolati e per le attività di trasmissione, stoccaggio e distribuzione,<br />
approvare le norme tecniche per la costruzione e l’esercizio di impianti, definire la regolamentazione<br />
commerciale del mercato del gas e prevenire eventuali abusi di posizione dominante.<br />
23
Il settore è regolamentato dalla Legge 351 del 14 luglio 2004 (Legge per il Settore del Gas), che<br />
fornisce lo schema generale di regolamentazione del settore e le linee guida per lo sviluppo della<br />
concorrenza e della trasparenza.<br />
Le imprese che desiderano operare nel settore del gas devono essere in possesso di una licenza e/ di<br />
una autorizzazione rilasciate da A.N.R.G.N.<br />
Figura 6.3 Evoluzione del numero di licenze 2000-2004<br />
Fonte: A.N.R.G.N., 2005<br />
L’ottenimento di una licenza è indispensabile per svolgere le attività di fornitura, trasporto, stoccaggio,<br />
dispacciamento, distribuzione e transito (definito come il trasporto, tramite gasdotti dedicati, sul territorio<br />
romeno di gas proveniente da uno stato estero e destinato a un altro stato estero).<br />
Nell’ambito di tali attività, è necessaria l’autorizzazione di A.N.R.G.N. per costruire, modificare e operare<br />
impianti connessi alle attività di produzione, impianti connessi alle attività di stoccaggio, capacità di<br />
trasporto, capacità di transito, dispacciamento e capacità di distribuzione.<br />
L’accesso alla rete di trasporto e alle reti di distribuzione è regolato. Il trasportatore e i distributori non<br />
possono negare l’accesso alla rete se l’utente che ne fa richiesta è in possesso dei requisiti tecnici ed<br />
economici necessari.<br />
L’accesso può essere negato in caso di capacità insufficiente oppure se l’accesso determina una<br />
situazione che impedisca l’uso sicuro del sistema di trasporto da parte degli utenti già connessi. In caso<br />
di rifiuto, l’utente può appellarsi a A.N.R.G.N., che deve comunicare la propria decisione entro 60<br />
giorni dal ricevimento dell’appello. 12<br />
Attualmente operano sul mercato 4 produttori, 2 fornitori esteri, 1 trasportatore, 3 operatori di stoccaggio,<br />
24 distributori, 43 grossisti e vi sono 102 clienti idonei.<br />
24<br />
12 Per ulteriori dettagli sull’accesso alle reti si vedano le sezioni sul trasporto e sulla distribuzione e vendita.
6.2. La domanda<br />
Fra i paesi dell’Europa centrale, la <strong>Romania</strong> è il primo paese ad aver utilizzato in modo massiccio il gas<br />
naturale nell’industria. All’inizio degli anni ’80 le scelte di politica energetica del governo romeno,<br />
mirate ad allentare la dipendenza della <strong>Romania</strong> dalle importazioni di combustibile, hanno condotto alla<br />
massima espansione del mercato e all’intenso sfruttamento dei giacimenti nazionali e all’inevitabile<br />
conseguente declino della produzione interna dalla fine degli anni ‘80.<br />
Nel 2003 il consumo di gas in <strong>Romania</strong> è stato di circa 18.07 mld m 3 , di cui il 70% (12.67 mld m 3 )<br />
soddisfatto da produzione interna e il restante 30% (5.4 mld m 3 ) importati dalla Federazione Russa.<br />
Il gas naturale costituisce il 40% circa dei consumi di energia primaria e le previsioni attuali indicano un<br />
ruolo di primo piano anche nei prossimi anni.<br />
Il consumo di gas proviene principalmente dal settore industriale e commerciale, seguito dal settore<br />
civile e dagli impianti termoelettrici. L’evoluzione della domanda di gas naturale nel periodo 1996-2010<br />
è riportata in Figura 6.4.<br />
Figura 6.4: Evoluzione della domanda di gas naturale 1996-2010<br />
Fonte: A.N.R.E. Annual Report, 2003; A.N.R.E.<br />
L’evoluzione della domanda mostra un incremento dell’uso del gas nel settore chimico, nella<br />
generazione elettrica e nel settore residenziale e una stabilizzazione dei consumi nel settore industriale.<br />
L’andamento complessivo della domanda mostra una stabilizzazione dei livelli di consumo per il<br />
prossimo quinquennio, con un leggero incremento verso il 2010.<br />
6.3. L’offerta<br />
6.3.1. Produzione<br />
La <strong>Romania</strong> ha sfruttato le proprie risorse di gas naturale fin dal periodo antecedente la prima guerra<br />
mondiale. In seguito alle massicce esplorazioni degli anni ’60, la produzione di gas è andata<br />
progressivamente aumentando fino a raggiungere il culmine nel 1986, con una produzione di 36,3<br />
miliardi di metri cubi. Se da un lato questo ha consentito all’economia romena di poter contare su<br />
risorse proprie per tutti gli anni ’80, lo sfruttamento intenso delle risorse ha portato a un rapido<br />
impoverimento dei giacimenti.<br />
I principali produttori attualmente operativi sul mercato sono S.N.G.N. Romgaz S.A., S.N.P. Petrom S.A.<br />
(che congiuntamente detengono la quasi totalità del mercato), Amromco Energy, e L.LC. New York<br />
Import.<br />
25
Box 6.2 Romgaz e Petrom<br />
S.N.G.N. Romgaz S.A. è il produttore principale. Creata nel 2001 a seguito della riforma del settore del gas,<br />
è attiva nell’esplorazione per l’individuazione di giacimenti di idrocarburi, nella produzione di gas naturale, nello<br />
stoccaggio e nella vendita di gas. Il livello di produzione è attualmente di circa 6,7 mld m 3 /anno di gas da oltre<br />
3600 campi in esercizio. Per l’attività di stoccaggio dispone di 20 stazioni di compressione e di 6 stoccaggi<br />
sotterranei con una capacità di stoccaggio di 2,75 mld m 3 /ciclo. 13<br />
Per il quinquennio 2005-2010 le priorità di Romgaz sono:<br />
ESPLORAZIONE: Diversificazione delle attività di esplorazione; Esplorazione in zone della Moldavia<br />
e della Muntenia in partnership con società estere; Identificazione di nuove aree di interesse;<br />
Elaborazione di progetti stratigrafici e studi per lo sviluppo dei giacimenti e dello stoccaggio;<br />
Identificazione di aree estere di interesse petrolifero e a basso rischio per lo svolgimento di attività<br />
petrolifere.<br />
PRODUZIONE: Effettuazione di oltre 100.000 metri di nuove perforazioni; Entrata in esercizio di<br />
oltre 70 nuovi pozzi; Controllo di circa 700 pozzi; controllo delle stazioni di compressione e loro<br />
modernizzazione; Modernizzazione delle infrastrutture di superficie per lo sfruttamento dei pozzi e<br />
dei sistemi di separazione, de-umidificazione e misura; Ripresa dell’attività di produzione da<br />
risorse proprie in collaborazione con imprese estere.<br />
STOCCAGGIO: Potenziamento della capacità di stoccaggio; Sviluppo di nuova capacità di stoccaggio<br />
in aree con difficoltà di approvvigionamento negli inverni particolarmente freddi; Incremento della<br />
flessibilità nel prelievo da stoccaggio da 18 a 30 milioni di m 3 /giorno; Incremento del fattore di<br />
sicurezza nell’offerta a valori prossimi a quelli dei paesi europei.<br />
Romgaz ha attualmente in corso accordi di joint venture con:<br />
■ WINTERSHALL L per lo sviluppo e lo sfruttamento del blocco RG03 Transilvania Sud;<br />
■ FALCOL OIL&GAS per lo sfruttamento dei blocchi Brodina e Cuejdiu;<br />
■ AMROMCO ENERGY LLC per la ricostituzione di 11 campi di produzione di gas;<br />
■ SCHLUMBERGER LOGELCO INC per la ricostituzione del campo di Lasl Mare.<br />
S.N.P. Petrom S.A. Petrom è la società petrolifera romena, attiva sia nel settore petrolifero<br />
(esplorazione, produzione, raffinazione e vendita di prodotti petroliferi) sia nella produzione di gas<br />
naturale. Nel 2004 ha aumentato la propria produzione di gas a 6.44 mld m 3 , a fronte dei 6.13 mld m 3<br />
prodotti nel 2003 e dei 6.06 mld m 3 prodotti nel 2002. Nel corso del 2004 l’attività di esplorazione<br />
e produzione oil&gas ha iniziato i lavori per 11 nuovi pozzi di esplorazione e sono cominciate le<br />
perforazioni in 7 pozzi di esplorazione, mentre per 31 pozzi sono cominciati i test di produzione.<br />
Petrom è stata privatizzata nel primo semestre 2004. L’austriaca OMV ha acquisito dapprima il<br />
33,34% di Petrom (pari a 669 mln €) e successivamente ha aumentato la sua partecipazione<br />
al 51% finanziando un aumento di capitale pari a 831 mln €. Fra gli azionisti principali di Petrom,<br />
oltre a OMV e al Ministero dell’Economia, troviamo EBRD, che ha convertito 73 mln $ del prestito<br />
concesso a Petrom nel 2002 nel 2.03% del capitale della società. Al 31 dicembre 2004 la<br />
capitalizzazione di mercato di Petrom era pari a 185.921 mld ROLe rappresentava il 54,45% della<br />
capitalizzazione del mercato azionario romeno.<br />
La quota di mercato degli altri produttori è molto limitata e si prevede possa raggiungere il 3% nel 2007<br />
e il 10% nel 2015.<br />
26<br />
13 Per ciclo di stoccaggio si intende l’immissione e lo svuotamento periodico del giacimento.
6.3.2. Importazioni<br />
Le importazioni romene di gas provengono esclusivamente dalla Federazione Russa. 14 Considerata la<br />
necessità di aumentare la sicurezza della fornitura, la <strong>Romania</strong> sta cercando nuove fonti di<br />
importazione. Al momento le aree più promettenti sembrano essere L’Unione Europea, il mar Caspio e<br />
il Medio Oriente.<br />
L’evoluzione della produzione nazionale e delle importazioni è illustrata nella Figura 6.5.<br />
Figura 6.5 Evoluzione della produzione nazionale e delle importazioni<br />
Fonte: A.N.R.G.N., 2005<br />
Come risulta evidente dalle previsioni, la quota di importazione è destinata ad aumentare sempre più<br />
nel corso del tempo, passando dal 30% circa della domanda totale nel 2004 al 70% della domanda totale<br />
nel 2015.<br />
6.4. Il trasporto e lo stoccaggio<br />
L’attività di trasporto e dispacciamento del gas sulla Rete di Trasporto Nazionale (RTN) è<br />
effettuata da S.N.T.G.N. Transgaz S.A. (Transgaz), che nel 2002 ha trasportato oltre 14 mld m 3 di gas.<br />
Box 6.3 Transgaz<br />
Transgaz è una società per azioni pubblica che svolge l’attività di trasporto e dispacciamento del gas e che<br />
garantisce il transito sul territorio romeno del gas proveniente da stati terzi e diretto verso altri stati. Transgaz ha<br />
inoltre il compito di condurre studi e ricerche per il miglioramento del sistema di trasporto. Come trasportatore,<br />
Transgaz ha il compito di assicurare il bilanciamento fra immissioni e prelievi dal sistema, monitorare il<br />
rapporto fra acquisti e vendite di gas da parte degli operatori per evitare fenomeni di accaparramento della<br />
capacità e monitorare l’interdipendenza fra le caratteristiche dei prelievi dalle fonti di approvvigionamento (campi<br />
nazionali e importazioni), i parametri del sistema (flussi, pressione, immissioni/prelievi da stoccaggio, fluttuazioni<br />
orarie, giornaliere e stagionali, domanda di picco) e i profili di prelievo da parte dei consumatori.<br />
14 I punti di ingresso sono Isaccea e Mediesu Aurit.<br />
27
L’attività di stoccaggio è svolta da S.N.G.N. Romgaz S.A. e S.C. Depomures S.A. La capacità di<br />
stoccaggio stimata per il 2005 ammonta complessivamente a circa 3,5 mld m3, che si prevede<br />
raggiungeranno i 4,5 mld m3 nel 2010, passando dal 17.5% al 22.5% del consumo totale.<br />
Figura 6.6 Evoluzione della capacità di stoccaggio<br />
Fonte: A.N.R.G.N., 2005<br />
6.4.1. La rete di trasporto<br />
La RTN gestita da Transgaz si estende per una lunghezza complessiva di 11,838 km; il diametro dei<br />
gasdotti interni varia da 150 a 800 mm e la pressione fra i 6 e i 45 bar; la RTN include inoltre:<br />
■ 6 stazioni di compressione;<br />
■ oltre 600 punti di consegna dotati di sistemi di misura e regolazione della pressione;<br />
■ oltre 700 stazioni di protezione catodica per la protezione delle condutture;<br />
■ Un sistema di telecomunicazioni privato per il controllo remoto.<br />
Figura 6.7 Sistema di trasporto del gas<br />
28
Il sistema è interconnesso con l’Europa occidentale tramite il gasdotto Arad-Nadlac-Szeged (Ungheria),<br />
con capacità 1,5 mld m3/anno e diametro 24”. La lunghezza della tratta romena è di 60 km.<br />
Sono in corso di valutazioni ulteriori connessioni: Turnu Magurele-Levski (Bulgaria), Iasi-Ungheni-Balti<br />
(Moldavia) e un’interconnessione con la Jugoslavia.<br />
La <strong>Romania</strong> dispone inoltre di circa 500 km. di gasdotti internazionali per il transito del gas con<br />
diametro variabile fra 1000 e 1200 mm e pressione a regime di 55 bar. Attualmente la <strong>Romania</strong><br />
effettua il servizio di transito per Turchia, Bulgaria, Grecia e Macedonia attraverso 3 gasdotti di circa<br />
200 km. l’uno:<br />
■ Servizio di transito per la Bulgaria: gasdotto del diametro di 1000 mm con capacità massima di 8<br />
mld m 3 /anno;<br />
■ Servizio di transito per Turchia, Grecia e Macedonia: gasdotto del diametro di 1200 mm con<br />
capacità massima di 10 mld m 3 /anno;<br />
■ Transito verso i paesi del sud-est Europa potenziato dall’entrata in esercizio di un terzo gasdotto con<br />
diametro 1200 mm e ulteriore capacità di 10 mld m 3 /anno.<br />
6.4.2. Le tariffe di trasporto<br />
L’Ordine 873/141 del 14 giugno 2004 fissa la tariffa di trasporto per il periodo 1 luglio 2004-30 giugno<br />
2005. La tariffa ha due componenti:<br />
■ Componente di capacità, pari a 96.745 Leu per 1000 m 3 per ora impegnata (pari a circa 2,38 € per<br />
1000 m 3 per ora impegnata);<br />
■ Componente variabile pari a 115.518 Leu (pari a circa 2,85 €) ogni 1000 m 3 trasportati.<br />
In altre parole, l’utente che desidera utilizzare il sistema di trasporto deve pagare sia per la capacità<br />
impegnata (cioè per la porzione fisica di conduttura che vuole riservare per il trasporto del suo gas) sia<br />
in proporzione ai volumi di gas che trasporta.<br />
6.5 La distribuzione e la vendita<br />
La distribuzione di gas è effettuata da oltre 24 società delle quali le due principali sono S.C.<br />
DISTRIGAZ SUD S.A. e S.C. DISTRIGAZ NORD S.A., che servono 908.975 clienti (di cui 861.466<br />
residenziali) e gestiscono la maggior parte della rete di distribuzione.<br />
6.5.1. L’infrastruttura<br />
La rete di distribuzione consiste di oltre 20.000 km di gasdotti.<br />
S.C. DISTRIGAZ SUD S.A. opera una rete di circa 13.630 km (di cui 1.180 km in polietilene) e 2.079<br />
stazioni di regolazione della pressione e di misura mentre S.C. DISTRIGAZ NORD S.A. opera una rete di<br />
17.050 km (di cui 1.038 km in polietilene) e 2.404 stazioni di regolazione della pressione e di misura.<br />
La rete è piuttosto obsoleta e sono necessari investimenti notevoli per la sostituzione delle condutture<br />
maggiormente danneggiate. Nel 2002 DISTRIGAZ SUD ha investito 32.3 milioni di dollari (19,8 mln $<br />
di risorse proprie e il rimanente con una quota di prestito World Bank) per la sostituzione di 510 km di<br />
condutture, rimpiazzando i vecchi tubi di acciaio con il polietilene, che ha una vita utile più lunga<br />
(40-45 anni contro i 10-15 dell’acciaio) e nel 2001 aveva rimpiazzato altri 250 km di rete investendo<br />
18,5 mln $ di risorse proprie. Nello stesso periodo DISTRIGAZ NORD ha rimpiazzato 354 km della<br />
propria rete investendo circa 20 mln $.<br />
29
Box 6.4 Le società di distribuzione<br />
S.C. DISTRIGAZ SUD S.A. è organizzata in 11 filiali regionali che servono 21 province nella zona sud della<br />
<strong>Romania</strong>, dove la società distribuisce gas a circa 625 comuni. La società distribuisce circa 5 mld m 3 /anno di gas<br />
a circa 673.000 clienti; i volumi più consistenti sono distribuiti ai clienti industriali (3,7 mld m 3 /anno), seguiti da<br />
impianti termoelettrici e di produzione di calore (1,6 mld m 3 /anno) e dagli utenti residenziali (1,4 mld m 3 /anno).<br />
L’area geografica di attività di maggior rilevanza è Bucarest, dove la rete si estende per 3120 km e la società<br />
serve 134.000 utenti privati, 10.000 Comunità e 7200 clienti industriali.la rete è tuttavia molto vecchia (oltre 50<br />
anni) e il 70% delle condutture sono oltre la propria vita utile.la società è stata recentemente parzialmente<br />
privatizzata e l’accordo con Gaz de France per l’acquisizione del 51% del capitale sarà perfezionato nel corso<br />
dell’anno.<br />
S.C. DISTRIGAZ NORD S.A. è organizzata 12 filiali che servono 20 province nella zona nord del paese,<br />
dove la società serve 702 comuni. La società distribuisce circa 3 mld m 3 /anno a 915.000 utenti ; i volumi<br />
distribuiti vanno per il 48% a utenti industriali, per il 38% a utenti residenziali e il restante 14% a impianti<br />
termoelettrici e di produzione di calore. La società è stata recentemente parzialmente privatizzata e l’accordo con<br />
E.ON/Ruhrgas per l’acquisizione del 51% del capitale sarà perfezionato nel corso dell’anno.<br />
Nella vendita sono operative 43 società, delle quali le principali sono Petrom e Romgaz che, come<br />
mostra la Figura 6.8 servono la maggior parte del mercato. 15<br />
Figura 6.8 Vendite giornaliere di gas nel periodo 1 ottobre 1998-31 marzo 2004<br />
Fonte: A.N.R.G.N., 2005<br />
Box 6.5 Evoluzione del sistema tariffario<br />
A.N.R.G.N. ha avviato nel 2001 la riforma del sistema tariffario nell’ambito della liberalizzazione del mercato<br />
interno del gas al fine di evitare sussidi incrociati fra diverse categorie di utenti e per implementare un nuovo<br />
sistema che rifletta i costi effettivi della fornitura di gas e stimoli gli investimenti nel settore.<br />
La riforma del sistema tariffario è prevista in quattro fasi:<br />
■<br />
■<br />
■<br />
■<br />
La prima fase ha visto l’implementazione di strumenti per la regolamentazione del prezzo del gas pagato dai<br />
clienti vincolati;<br />
La seconda fase ha incluso una differenziazione delle tariffe sulla base delle soluzioni tecniche adottate<br />
(allacciameno alla rete di trasporto nazionale vs allacciamento al sistema di distribuzione);<br />
La terza fase mira a differenziare le tariffe di distribuzione per i clienti idonei per categoria di utente, con<br />
categorie determinate sulla base del consumo annuo, della potenza installata e delle caratteristiche di consumo<br />
di ciascuna classe di utenza. Le tariffe saranno inoltre differenziate per area e per distributore. In questa fase<br />
la tariffa di trasporto resterà unica a livello nazionale, determinata con un meccanismo di revenue cap;<br />
La quarta fase prevede l’adozione di un sistema di tipo entry-exit (come quello attualmente in vigore in Italia).<br />
30<br />
15 Per ulteriori dettagli su Petrom e Romgaz si veda il paragrafo sulla produzione.
Anche per il gas è possibile fare un raffronto fra il costo sostenuto dagli utenti romeni, la media<br />
europea e il costo sostenuto dagli utenti industriali dell’Europa centro-orientale. A tal fine è necessario<br />
utilizzare una definizione di consumatore industriale e residenziale uniforme per tutti i paesi, che è<br />
riportata in calce alle tabelle.<br />
Figura 6.9 Prezzi del gas per utenti industriali (2005)<br />
7<br />
6<br />
5<br />
4<br />
3<br />
2<br />
1<br />
0<br />
Europa<br />
(25 paesi)<br />
Europa<br />
(15 paesi)<br />
Croazia Polonia Repubblica<br />
Ceca<br />
<strong>Romania</strong> Slovacchia Slovenia<br />
Fonte: Eurostat<br />
NOTA: Ai fini del confronto il consumatore industriale è definito come un consumatore con livello di consumo annuo pari a<br />
41.860 GJ; prezzi in €/GJ al netto delle tasse.<br />
La Figura 6.9 mostra che il prezzo del gas per l’industria romena è notevolmente sotto la media<br />
europea sia nel caso si considerino 25 paesi sia nel caso di 15 paesi. Il prezzo è inoltre il più basso fra<br />
i paesi dell’Europa centro-orientale.<br />
Figura 6.10 Prezzi del gas per utenti residenziali (2005)<br />
10<br />
9<br />
8<br />
7<br />
6<br />
5<br />
4<br />
3<br />
2<br />
1<br />
0<br />
Europa<br />
(25 paesi)<br />
Europa<br />
(15 paesi)<br />
Croazia Polonia Repubblica<br />
Ceca<br />
<strong>Romania</strong> Slovacchia Slovenia<br />
Fonte: Eurostat<br />
NOTA: Ai fini del confronto il consumatore industriale è definito come un consumatore con livello di consumo annuo pari a 83.7<br />
GJ che usi gas per le attività domestiche (cucina, riscaldamento acqua e riscaldamento domestico); prezzi in €/GJ al netto<br />
delle tasse.<br />
La situazione osservata in precedenza per i consumatori industriali rimane inalterata anche nel caso<br />
degli utenti residenziali, per i quali il costo dell’elettricità è inferiore alla media Europea e a quello di tutti<br />
i paesi dei paesi dell’Europa centro-orientale (il differenziale di prezzo fra <strong>Romania</strong> e Polonia, secondo<br />
fra i paesi col prezzo più basso, è pari a circa il 35%).<br />
31
6.6. L’apertura alla concorrenza e i principali operatori di mercato<br />
Il 1° Agosto 2001 il grado di apertura del mercato fu fissato pari al 10% del consumo nazionale di gas<br />
naturale e 17 clienti furono dichiarati idonei.<br />
Nel il 2002 il grado di apertura potenziale del mercato fu fissato al 25% e il numero di clienti idonei salì<br />
a 41, con un consumo totale pari a 3.375 Bcm e un grado di apertura effettiva del mercato pari al<br />
21.29%.<br />
Nel 2003 il numero di clienti idonei fu portato a 51, con un consumo complessivo di 4.8 Bcm, pari a un<br />
grado di apertura del mercato (potenziale ed effettivo) del 30%.<br />
Nel 2004 il grado di apertura potenziale del mercato è stato fissato pari al 40% e il numero di clienti<br />
idonei è salito a 125. Per il 2005 il grado di apertura del mercato è stato fissato pari al 50%, per un<br />
consumo massimo pari a circa 9.15 Bcm.<br />
L’apertura del mercato continuerà progressivamente: 60% previsto per il 2006,<br />
destinato ad aumentare al 100% entro il 1° luglio 2007.<br />
Anche sul mercato del gas l’apertura effettiva alla concorrenza delle imprese estere è piuttosto limitata.<br />
Recentemente il governo romeno ha costituito delle joint ventures con imprese estere per la costruzione<br />
di un oleodotto per portare GPL a Bucarest e per la costruzione di un terminale GNL annesso al porto<br />
di Costanza e per l’eventuale espansione del porto stesso.<br />
Imprese straniere stanno anche partecipando a marketing ventures nelle fasi a valle della filiera. Shell,<br />
ad esempio, ha investito 4 mln $ in un impianto di cooking gas.<br />
6.7. Futuri scenari di sviluppo del mercato (privatizzazioni ed investimenti)<br />
I progetti di privatizzazione nel settore del gas per il 2005 sono ambiziosi e coinvolgono il principale<br />
produttore romeno (Romgaz), due società di distribuzione (Distrigaz Nord e Distrigaz Sud) e la società<br />
di trasporto (Transgaz).<br />
Tabella 6.1 Società del gas nel portafoglio privatizzazioni di MEC-OPSPI<br />
Gas Naturale<br />
% PRIV.<br />
1 SC DISTRIGAZ SUD SA - BUCURESTI 51<br />
2 SC DISTRIGAZ NORD SA - TARGU MURES 51<br />
3 SN ROMGAZ SA - MEDIAS<br />
4 SN TRANSGAZ SA – MEDIAS<br />
■ S.N.G.N. ROMGAZ S.A. E’ previsto l’inizio del processo di privatizzazione:<br />
- selezione di un consulente finanziario internazionale che definisca la strategia di privatizzazione<br />
per la cessione della quota di maggioranza a un investitore strategico;<br />
- vendita sul mercato azionario di una quota massima di capitale pari al 15%.<br />
32
■ S.C. DISTRIGAZ NORD S.A. and S.C. DISTRIGAZ SUD S.A.<br />
Il Ministro dell’Economia e del Commercio, tramite l’Ufficio per la Proprietà dello Stato e la<br />
Privatizzazione nell’industria:<br />
- amministrerà una partecipazione significativa in entrambe le società;<br />
- monitorerà il rispetto degli obblighi contrattuali;<br />
- finalizzerà le modalità di attuazione della strategia di privatizzazione approvata, sulla base della<br />
quale i dipendenti delle società hanno il diritto di acquistare una quota di capitale fino al 10% di<br />
ciascuna delle due società S.C. Distrigaz Nord S.A. e S.C. Distrigaz Sud S.A.<br />
- potrà offrire sul mercato quote di minoranza detenute dal Ministero dell’Economia e del<br />
Commercio-Ufficio per la Proprietà dello Stato e la Privatizzazione nell’industria.<br />
La finalizzazione degli accordi con E.ON/Ruhrgas e Gaz de France per l’acquisizione del 51% del<br />
capitale in DISTRIGAZ NORD e DISTRIGAZ SUD rispettivamente è attesa nel corso dell’anno.<br />
■ S.N. TRANSGAZ S.A. Vendita sul mercato azionario di una quota massima pari al 15% del capitale.<br />
Maggiori dettagli sulle società sono riportati nella tabella seguente:<br />
Tabella 6.2 Società privatizzande<br />
Gas naturale<br />
1 SC DISTRIGAZ SUD SA - BUCURESTI<br />
Attività<br />
Distribuzione gas<br />
Capitale<br />
(000 ROL)<br />
1.241.262.700<br />
Totale proventi<br />
(000 ROL)<br />
12.431.084.676<br />
Turnover<br />
(000 ROL)<br />
12.132.156.277<br />
Risultato netto (000<br />
ROL)<br />
193.362.715<br />
% PRIV.<br />
51%<br />
2<br />
SC DISTRIGAZ NORD SA - TARGU MURES<br />
Distribuzione gas<br />
3.031.407.325<br />
9.797.932.412<br />
9.583.075.158<br />
493.883.427<br />
51%<br />
3<br />
SN ROMGAZ SA - MEDIAS<br />
Produzione,<br />
stoccaggio,<br />
importazione,<br />
vendita<br />
3.826.869.200<br />
21.671.389.663<br />
18.000.915.186<br />
2.638.583.200<br />
4<br />
SN TRANSGAZ SA – MEDIAS<br />
Trasporto<br />
1.036.308.700<br />
3.895.669.277<br />
3.840.324.727<br />
702.255.986<br />
Box 6.6 Espressione di interesse per la partecipazione al processo di privatizzazione e per<br />
l'acquisizione di attività di società pubbliche<br />
Le imprese che desiderano partecipare al processo di privatizzazione devono comunicare i seguenti dati:<br />
■ Dati sulla società per la quale si sta inviando la manifestazione di interesse<br />
- Nome della società;<br />
- Localizzazione;<br />
- Metodo di privatizzazione;<br />
■ Dati sull’investitore:<br />
- Nome;<br />
- Sede dell’impresa/indirizzo;<br />
- Tel./Fax/E-mail ;<br />
- Attività principali;<br />
- Persona da contattare (nome, indirizzo, tel., fax, e-mail).<br />
Nel caso di acquisizione di attività di una società pubblica, la procedura è analoga. Dopo aver ricevuto<br />
un’espressione di interesse, per l’acquisizione di attività, la procedura prevede i passi seguenti:<br />
■<br />
■<br />
■<br />
■<br />
■<br />
■<br />
■<br />
Approvazione del CdA della società;<br />
Selezione del valutatore<br />
Valutazione<br />
Annuncio della vendita<br />
Asta<br />
Negoziazione e firma del contratto<br />
Trasferimento degli asset.<br />
Source: Ufficio per per la Proprietà dello Stato e la Privatizzazione nell’industria<br />
33
7. Il rispetto degli obblighi di emissione<br />
La <strong>Romania</strong> ha ratificato il protocollo di Kyoto nel 1991 e, sulla base degli accordi sottoscritti,<br />
deve ridurre dell’8% il proprio livello di emissioni rispetto ai livelli del 1989 nel periodo 2008-2012.<br />
Il livello di emissioni del 1989 era pari a circa 249 mln t CO 2 eq.; l’obiettivo di Kyoto è pari a 230.26 mln<br />
t CO 2 eq. Nel 2002 le emissioni annue erano pari a circa 120 mln t CO 2 eq, pari al 48% in meno rispetto ai<br />
livelli 1989. La ripresa dell’attività economica e l’alta intensità energetica condurranno inevitabilmente a<br />
un incremento dell livello di emissioni nel prossimo futuro anche se questo non mette a rischio il<br />
raggiungimento dell’obiettivo di Kyoto. Le emissioni previste per il 2010 sono di circa 173 mln t CO 2 eq,<br />
cioè 57,26 mln t CO 2 eq rispetto all’obiettivo fissato.<br />
Il contributo alle emissioni deriva principalmente dalla generazione elettrica (77%), e la <strong>Romania</strong> sta<br />
progettando e implementando diversi progetti per la riduzione delle emissioni in tale settore. Vi sono<br />
diversi strumenti a disposizione di un paese per ridurre le proprie emissioni. La riduzione necessaria<br />
può essere raggiunta tramite azioni nazionali (come ad esempio le inizitive per il risparmio energetico)<br />
oppure tramite l’uso dei meccanismi flessibili previsti dal Protocollo di Kyoto (Emission Trading, Clean<br />
Development Mechanism (CDM) e Joint Implementation (JI)).<br />
Fra le misure nazionali, la <strong>Romania</strong> sta promuovendo fortemente l’uso di risorse rinnovabili per la<br />
generazione elettrica, anche se, al momento, i costi che la produzione da rinnovabili comporta la<br />
rendono scarsamente competitiva rispetto alle fonti tradizionali. Allo sviluppo produzione da rinnovabili si<br />
affiancano le misure per il raggiungimento di una maggiore efficienza energetica, che porterebbe a riduzioni<br />
delle emissioni a costi meno elevati.<br />
La <strong>Romania</strong> sta inoltre considerando attentamente i benefici che potrebbero venire dall’implementazione<br />
del protocollo di Kyoto, sia sotto il profilo della vendita di quote di emissione non utilizzate (come già<br />
sottolineato, la <strong>Romania</strong> emette meno di quanto potrebbe e si stima che dalla vendita di tali quote potrebbe<br />
ricavare circa 2 mld €) sia consentendo ad altri paesi la realizzazione di progetti JI sul proprio territorio. 16<br />
In altre parole, in cambio di investimenti la <strong>Romania</strong> cede parte del proprio diritto ad inquinare.<br />
Ci sono attualmente 11 progetti JI in diverse fasi di sviluppo. Fra questi ricordiamo:<br />
■ “Sawdust 2000”, progetto pilota lanciato nel 2000 e realizzato nella cittadina di Tasca (<strong>Romania</strong>)<br />
dall’agenzia danese per la protezione ambientale (DEPA) e dal Ministero per l’Ambiente romeno per<br />
la sostituzione dei combustibili fossili nella produzione di calore con polvere di legno (sawdust);<br />
■ La modernizzazione di 3 unità dell’impianto idroelettrico Portile de Fier I (gestito da Hidroelectrica);<br />
■ La modernizzazione di 4 unità dell’impianto idroelettrico Portile de Fier II (gestito da Hidroelectrica).<br />
Danimarca, Austria, Olanda, Francia, Norvegia, Svezia, Svizzera sono i paesi che stanno già<br />
usufruendo delle opportunità “ambientali” offerte. Italia e Germania hanno mostrato interesse e gli<br />
accordi di collaborazione sono in via di perfezionamento.<br />
Box 7.1 Progetti di Joint Implementation (JI)<br />
I progetti JI rappresentano uno dei meccanismi di flessibili previsti dal Protocollo di Kyoto. Il meccanismo<br />
prevede che imprese in paesi con vincoli di emissione dei paesi industrializzati (come ad esempio le imprese<br />
italiane) o con economie in transizione possano realizzare progetti per la riduzione di emissioni in altri paesi con<br />
vincoli di emissione.<br />
In tal modo, l’impresa di un paese dove la riduzione di emissioni è molto costosa può investire in progetti per la<br />
riduzione di emissioni in paesi dove l’abbattimento è meno oneroso e in tal modo ridurre gli oneri per il rispetto<br />
degli obblighi di Kyoto.<br />
34<br />
16 La <strong>Romania</strong> è nei paesi cd “Annex 1”, cioè paesi industrializzati o con economia in transizione per i quali è previsto l’uso di strumenti quali emission trading e JI.
8. Finanziamenti per il settore dell’energia<br />
8.1. Finanziamenti internazionali<br />
La <strong>Romania</strong>, grazie a finanziamenti ricevuti da organizzazioni internazionali, sta realizzando numerosi<br />
progetti nel settore energetico.<br />
8.1.1. Banca Mondiale<br />
La Banca Mondiale ha approvato un programma per la creazione di un mercato regionale dell’elettricità<br />
nell’Europa Sud-Est – APL. Il programma è articolato in 5 fasi, la fase 1 (APL1) comincerà nel 2005 e<br />
la fase 5 (APL5) nel 2008. Il progetto coinvolge 9 paesi (Albania, Bosnia Erzegovina, Bulgaria, Croazia,<br />
Kosovo, Macedonia, <strong>Romania</strong>, Serbia e Montenegro e Turchia) e ha un valore complessivo di 1 milardo<br />
di dollari.<br />
Nell’ambito di tale progetto, la Banca Mondiale ha previsto per la <strong>Romania</strong> un finanziamento<br />
complessivo di 335 mln $ articolato nel modo seguente:<br />
■ 84 mln $ nel 2005 relativamente alla fase APL1;<br />
■ 126 mln $ nel 2007 relativamente alla fase APL4;<br />
■ 125 mln $ nel 2008 relativamente alla fase APL5;<br />
La fase APL1 prevede il ripristino dell’impianto sul fiume Lotru (che si immette nell’Olt, il quale si immette<br />
a sua volta nel Danubio al confine fra <strong>Romania</strong> e Bulgaria) e coinvolge la sola <strong>Romania</strong>. 17<br />
Hidroelectrica avrà il compito di monitorare i progressi in fase di realizzazione del progetto e di<br />
presentare rapporti trimestrali sullo stato di avanzamento del progetto.<br />
Nell’Appendice A riportiamo, a titolo di esempio, l’invito alla fase di pre-qualificazione pubblicato sul sito<br />
di Hidroelectrica SA.<br />
17 L’impianto di Lotru fornisce a Transelectrica servizi per la gestione del sistema, che Transelectrica utilizzerà per operazioni di sistema che facilitino l’interconnessione<br />
fra tutti i paesi dell’area. Allo stesso modo OPCOM, l’operatore che gestisce il mercato elettrico romeno, gestirà le operazioni di mercato con un approccio sempre<br />
più regionale.<br />
35
Box 8.1 Partecipazione ai progetti finanziati dalla Banca Mondiale<br />
Nell’ambito dei progetti finanziati dalla Banca Mondiale (“Banca”), sono i Governi nazionali a dover gestire i contratti per<br />
l’acquisizione di beni e servizi ai fini del progetto. Le modalità di assegnazione devono rispettare le procedure fissate dalla<br />
Banca per garantire che l’approvvigionamento di beni e servizi a supporto della realizzazione del progetto sia condotto in<br />
modo efficiente, trasparente e non discriminatorio.1 La Banca effettua controlli per assicurarsi che le procedure rispondano<br />
a criteri di trasparenza e di non discriminazione.<br />
Per aumentare la concorrenza, la prima regola fissata dalla Banca Mondiale è che ogni impresa e ogni individuo appartenente<br />
a qualsiasi paese possono offrire beni e servizi nell’ambito di progetti finanziati dalla Banca Mondiale purché dimostrino di avere<br />
le capacità richieste per eseguire il progetto.<br />
Le imprese possono partecipare da sole o in joint venture con altre imprese. Questa deve essere una libera scelta dell’impresa e<br />
Banca Mondiale non accetta che associazioni fra imprese siano imposte come condizione obbligatoria per la<br />
partecipazione alle gare.<br />
Di seguito riportiamo la informazioni essenziali per l’impresa che desideri fornire i propri beni e servizi nell’ambito di progetti<br />
finanziati dalla Banca Mondiale.<br />
Responsabilità dell’acquisizione di beni e servizi<br />
La responsabilità dell’implementazione del progetto, e quindi dell’acquisizione dei beni e servizi necessari, è in capo alla<br />
Società che ha contratto il prestito. La Banca ha esclusivamente il ruolo di garantire che i pagamenti siano effettuati solo<br />
quando le spese sono state effettuate e quindi non fa parte del contratto. I pagamenti sono fatti solo a seguito di una richiesta<br />
della società che ha ottenuto il prestito; tale richiesta deve essere corredata della documentazione necessaria a<br />
dimostrare che i fondi sono usati conformemente a quanto stabilito nei piani di approvvigionamento. I pagamenti possono<br />
essere fatti alla società che ha ottenuto il prestito nel caso in cui abbia anticipato risorse proprie, direttamente al fornitore<br />
oppure a una banca commerciale nel caso in cui i fondi transitino per il canale bancario.<br />
Ruolo della Banca<br />
La Banca effettua controlli sulle procedure di assegnazione seguite, sui documenti, sulle valutazioni, su raccomandazioni e<br />
su contratti per assicurarsi che le procedure rispondano a criteri di trasparenza e di non discriminazione. I controlli possono<br />
essere antecedenti la loro pubblicazione o successivi a questa.<br />
In caso di contratti di importo elevato, il controllo sui documenti è effettuato prima della pubblicazione. Se la Banca ritiene che<br />
le procedure siano conformi rilascia il “no objection” e il tender è effettuato.<br />
Negli altri casi la Banca può effettuare il controllo ex post. Se, in qualsiasi stadio del processo di assegnazione (anche dopo<br />
l’assegnazione del contratto), la Banca ritiene che le procedure non siano state seguite correttamente può dichiarare<br />
l’assegnazione irregolare e cancellare la parte di prestito destinata all’acquisto di tali beni e servizi.<br />
Il ruolo dell’offerente<br />
Quando l’offerente riceve i documenti per la partecipazione alla gara deve valutare attentamente se è in possesso dei requisiti<br />
tecnico-economici necessari e, in caso affermativo, procedere alla preparazione dell’offerta. Dopo aver scritto l’offerta è<br />
estremamente importante effettuarne una rilettura critica che consenta l’individuazione di eventuali criticità o di incongruenze.<br />
Ogni gara individua requisiti critici rilevanti (tecnici ed economici) e aspetti che, sebbene importanti, hanno un ruolo<br />
secondario. I partecipanti alla gara devono soddisfare tutti i requisiti previsti dalla gara (altrimenti l’offerta viene scartata).<br />
Vi sono tuttavia gare che consentono ai partecipanti di proporre modifiche su aspetti secondari del progetto. In tal caso,<br />
l’offerente deve indicare un prezzo per l’offerta che risponde esattamente a tutti i requisiti e alle richieste iniziali e indicare<br />
separatamente il prezzo al quale il servizio è offerto se la modifica proposta è accettata.<br />
Riservatezza<br />
Il processo di valutazione delle offerte è confidenziale fino all’assegnazione del contratto. Se in questo periodo l’impresa<br />
offerente desidera far pervenire ulteriori informazioni alla società o alla Banca lo deve fare per iscritto.<br />
Interventi della Banca<br />
Le imprese offerenti possono rivolgersi alla Banca per informazioni, chiarimenti e comunicazioni. Nel caso di comunicazioni<br />
ricevute dalla Banca dopo l’apertura delle offerte si procede nel modo seguente:<br />
■<br />
■<br />
nel caso di contratti non soggetti al controllo della Banca, la comunicazione è inviata alla società che ha ottenuto il<br />
prestito per le dovute considerazioni e azioni, se necessarie, che saranno esaminate nella fase di controllo da parte della<br />
banca;<br />
nel caso di contratti soggetti al controllo preventivo della Banca, la comunicazione è esaminata direttamente dalla Banca,<br />
che si consulta con la società che ha ottenuto il prestito; nel caso sia necessario acquisire dati per la chiusura<br />
dell’esame, la Banca li richiede alla società finanziata; se sono necessarie ulteriori informazioni sull’impresa che ha fatto<br />
l’offerta, la Banca incarica la società finanziata di raccoglierle e di fornire un proprio parere o di inserirle nel rapporto<br />
di valutazione.<br />
Il controllo da parte della Banca non si conclude se non dopo aver esaminato dettagliatamente le comunicazioni pervenute.<br />
Eccetto che per confermare l’avvenuta ricezione delle comunicazioni, la Banca non ha contatti con le società che<br />
partecipano alla gara dall’apertura delle offerte fino all’assegnazione del contratto.<br />
Debriefing<br />
Dopo l’assegnazione del contratto, i partecipanti alla gara non vincitori che desiderano avere informazioni sulle motivazioni<br />
del rifiuto dell’offerta devono indirizzare la richiesta di chiarimenti alla società che ha ricevuto il finanziamento. Se la risposta<br />
non è soddisfacente, l’impresa può rivolgersi direttamente alla Banca tramite il Regional Procurement Adviser del paese<br />
interessato, che provvederà ad organizzare un incontro con gli interlocutori rilevanti.<br />
36<br />
Note:<br />
Source:<br />
1. In quanto segue, il termine servizi indica tutti i servizi tranne quelli di consulenza.<br />
World Bank, Guidelines for Procurement Under IBRD Loans and IDA Credits, May 2004 http://web.worldbank.org/WBSITE/EXTERNAL/PROJECTS/<br />
PROCUREMENT/0,,contentMDK:20060840~menuPK:84282~pagePK:84269~piPK:60001558~theSitePK:84266,00.html
8.1.2. Unione Europea (EUROPEAID)<br />
L’Unione Europea, tramite l’ufficio di cooperazione EUROPEAID ha finanziato e sta finanziando numerosi<br />
progetti nell’area dell’Europa centro-orientale. Di seguito riportiamo i dati principali dei progetti attualmente<br />
aperti e dei progetti per i quali si prevede saranno pubblicati i bandi di gara nei prossimi mesi.<br />
Tabella 8.1 Progetti in scadenza<br />
Progetto<br />
Titolare<br />
del finanziamento<br />
Finanziamento<br />
Budget massimo (€)<br />
Scadenza<br />
Consolidamento della capacità<br />
regolatoria di ANRE<br />
Ministero delle<br />
Finanze<br />
Phare 2004/016-<br />
772.03.10.01<br />
770.000<br />
4 Luglio 2005<br />
Preparazione di progetti<br />
per grandi infrastrutture<br />
Fonte: Unione Europea, Europeaid<br />
Ministero per<br />
l'Integrazione Europea<br />
Phare 2003 -<br />
RO2003/005-<br />
551.05.01<br />
3.000.000<br />
luglio 2005<br />
Tabella 8.2 Progetti previsti a breve termine<br />
Progetto<br />
Titolare<br />
del finanziamento<br />
Finanziamento<br />
Budget massimo<br />
indicativo (€)<br />
Data prevista di<br />
pubblicazione del band<br />
Costruzione della linea aerea a 400 kV Arad-<br />
Nadab<br />
Ministero delle<br />
Finanze<br />
Phare 2004/016-<br />
772.03.10.04.01<br />
500.000<br />
Agosto 2005<br />
Costruzione della linea aerea a 400 kV Arad-<br />
Nadab<br />
Ministero delle<br />
Finanze<br />
Phare 2004/016-<br />
772.03.10.04.02<br />
nd<br />
Gennaio 2006<br />
Assistenza tecnica per l'implementazione di<br />
partnership pubblico/privato in progetti locali<br />
nelle località di Botosani, Craiova, Ramnicu<br />
Vilcea, Slatina e Videle<br />
Ministero delle<br />
Finanze<br />
Phare 2004:<br />
RO2004/016-<br />
772.05.01.01<br />
1.000.000<br />
Giugno 2005<br />
Sviluppo di sistemi per il miglioramento della<br />
capacità regolatoria di ANRE<br />
Ministero delle<br />
Finanze<br />
Phare 2003: RO 005-<br />
551.04.09.02<br />
nd<br />
Aprile 2004 ma non<br />
ancora pubblicato<br />
Fornitura per la caratterizzazione dei riviuti<br />
radioattivi della centrale di Cernavoda<br />
Ministero delle<br />
Finanze<br />
Phare 2003: RO<br />
5812.06.04.02<br />
nd<br />
Novembre 2004 ma<br />
non ancora pubblicato<br />
Assistenza a ANRGN per lo sviluppo del<br />
Codice di Rete<br />
Ministero delle<br />
Finanze<br />
Phare 2004/016-<br />
772.03.10.02<br />
Fonte: Unione Europea, Europeaid, htto://europa.eu.int/comm/europeaid/index_en.htm<br />
780.000<br />
Maggio 2005 ma non<br />
ancora pubblicato<br />
8.2. Strumenti finanziari e assicurativi del Governo italiano<br />
8.2.1. Simest S.p.A.<br />
Per promuovere il processo di internazionalizzazione delle imprese italiane ed assistere gli imprenditori<br />
nelle loro attività all’estero è stata istituita la SIMEST SpA, società per azioni controllata dal Governo<br />
Italiano che detiene il 76% del pacchetto azionario.<br />
Box 8.2 Prodotti e servizi Simest S.p.A.<br />
ROMANIA<br />
Prodotti e Servizi SIMEST<br />
Studi di prefattibilità, fattibilità e Assistenza tecnica D.M.136/00<br />
Investimenti Esteri Legge 100/90<br />
Crediti all’esportazione Dlgs. 143/98 già legge 227/77<br />
Fondi di Venture Capital - Fondo Balcani e Fondo Jugoslavia<br />
Penetrazione Commerciale Legge 394/81<br />
Gare Internazionali Legge 304/90<br />
Servizi di assistenza tecnica e business Scouting<br />
Copertura di rischi politici<br />
Accordo Simest-Miga<br />
37
In <strong>Romania</strong> la Simest SpA sostiene gli investimenti all’estero delle imprese italiane attraverso:<br />
■ la sottoscrizione del capitale delle società estere partecipate da imprese italiane (fino al 25%);<br />
■ l’agevolazione del finanziamento di quote sottoscritte dal partner italiano in società o imprese all’estero;<br />
■ la gestione di fondi di Venture Capital;<br />
per gli scambi commerciali opera invece attraverso:<br />
■ l’agevolazione di crediti all’esportazione;<br />
■ finanziamenti di studi di prefattibilità, fattibilità e programmi di assistenza tecnica;<br />
■ finanziamenti di programmi di penetrazione commerciale;<br />
SIMEST inoltre facilita la partecipazione delle imprese italiane a gare internazionali mediante il<br />
finanziamento a tasso agevolato delle spese sostenute. Tali facilitazioni sono limitate a gare indette in<br />
paesi non appartenenti alla Unione Europea (Legge n. 304/90).<br />
8.2.1.1. Partecipazione della SIMEST al capitale di imprese estere<br />
La partecipazione di SIMEST al capitale delle imprese estere consente di condividere il rischio potenziale<br />
della nuova iniziativa con un partner istituzionale che immette capitali propri. SIMEST valuta proposte di<br />
partecipazione provenienti da società di capitali, società di persone, cooperative, associazioni di imprese<br />
ma prioritariamente a PMI e loro consorzi.<br />
L’intervento SIMEST avviene, in via preferenziale, in imprese estere attive nello stesso settore di attività<br />
dell’impresa italiana richiedente, o in settori situati a monte o a valle del processo produttivo nell’ambito<br />
del concetto di "filiera";<br />
La partecipazione può durare al massimo 8 anni, entro i quali viene concordato con i partners italiani il<br />
periodo di riacquisto della quota SIMEST. Le condizioni della partecipazione SIMEST vengono concordate<br />
con le imprese partner in funzione della tipologia dell’attività prevista, dei risultati attesi, della situazione del<br />
Paese in cui si va ad operare, del ruolo e delle prospettive delle società italiane interessate.<br />
Il riacquisto della quota SIMEST avviene, in assenza di quotazioni ufficiali, con riferimento al valore<br />
patrimoniale dell’impresa estera. L’impegno del socio italiano al riacquisto della partecipazione SIMEST<br />
può essere garantito attraverso un ampio ventaglio di soluzioni preventivamente concordata con i<br />
partners. SIMEST esamina le richieste di partecipazione acquisendo le informazioni relative al progetto di<br />
investimento ed ai partners senza uno schema precostituito, ossia non impone alcuna modulistica di<br />
presentazione. (vedi box 8.3)<br />
38
Box 8.3 Informativa per le partecipazioni proposte alla Simest<br />
La SIMEST non richiede alcuna formalità né modulistica predeterminata ma fornisce semplicemente una lista<br />
delle informazioni che successivamente viene adattata dagli analisti alle necessità di approfondimento che si<br />
rendono opportune per la singola iniziativa.<br />
1. Origine del progetto e motivazioni strategiche: Breve descrizione dell'origine del progetto e<br />
motivazioni del partner italiano per lo sviluppo dell’impresa estera e principali fattori di successo su cui si basa la<br />
nuova società.<br />
2. Notizie generali sulla società estera: Denominazione, Ragione sociale, Paese e località;<br />
Tipo di operazione (sviluppo ex novo, ristrutturazione, potenziamento); Denominazione partners (italiano, locale<br />
ed altri); Prodotti o servizi previsti, fatturato a regime (in valuta locale ed in Euro), addetti; Valore complessivo degli<br />
investimenti da realizzare; Eventuali accordi con partner locale ed ove già disponibile, schema di statuto per la<br />
nuova società.<br />
3. Programma di sviluppo della società estera o mista: Programma vendite; Prospettive di mercato<br />
ed azioni commerciali previste; Fattori di competitività dell'impresa estera (Programma investimenti in dettaglio)<br />
descrizione tecnologia impiegata, Impatto ambientale e rispetto normativa locale (con riferimento a emissioni<br />
inquinanti, rischi ambientali nelle varie fasi di implementazione del progetto, assorbimento energetico,<br />
consumi e possibilità di riciclaggio materie prime); Management previsto, risorse umane, programma di<br />
formazione/addestramento; Esame delle principali forniture; Conti economici e situazioni patrimoniali<br />
finanziarie previsionali fino all'anno di regime; Confronto ricavi/costi principali per unità di prodotto con quelli<br />
dell’impresa italiana; Finanziamenti e fonti necessarie alla realizzazione del progetto, se già individuati, modalità<br />
e costi; Fabbisogni e coperture previste.<br />
4. Capitale sociale e quote previste: Criteri di valutazione dei conferimenti ed eventuali perizie,<br />
valutazioni o altro richieste dalle normative locali.<br />
5. Modalità sottoscrizione SIMEST: Quota di partecipazione proposta a SIMEST, valore in valuta locale<br />
ed in Euro od in altra valuta ed anno previsto per il riacquisto della quota SIMEST.<br />
6. Impresa italiana proponente: Denominazione partner italiano, localizzazione, eventuale gruppo di<br />
appartenenza e relativo schema; Proprietà della società e/o gruppo, management ed addetti; Posizione sul<br />
mercato e caratteristiche competitive - Banche principali con cui opera ed eventuali lettere di referenze;<br />
Bilanci completi ultimi 3 esercizi della società ed, in caso di Gruppo, fornire i bilanci consolidati (In caso di<br />
partecipazione all’iniziativa attraverso imprese controllate con sede in Stato dell’Unione Europea, fornire i<br />
bilanci completi degli ultimi 3 esercizi., statuto, atto costitutivo, iscrizione alla C.C.I.A.A. (della società partner<br />
nella impresa estera o mista) e Dichiarazione ai sensi della Legge 14 Maggio 2005 n° 80).<br />
7. Altri eventuali Partners (locali o esteri): Denominazione, localizzazione, proprietà; Aspetti principali<br />
dell'attività, prodotti, posizione sul mercato, mezzi di produzione, risorse umane; Informazioni salienti<br />
sull'andamento economico e finanziario ultimi tre anni (informazioni più dettagliate nel caso di quota maggioritaria<br />
del partner locale con fornitura di annual reports).<br />
39
8.2.1.2. Contributi agli interessi sul finanziamento della quota di<br />
partecipazione dell'impresa italiana (L. 100/90, Art. 4 e L. 19/91)<br />
In paesi non appartenenti all’Unione Europea, SIMEST concede agevolazioni ad imprese italiane per<br />
l’acquisizione di quote di capitale di rischio in società o imprese all’estero partecipate dalla SIMEST<br />
stessa.<br />
I beneficiari sono tutte le imprese che intendono costituire un’impresa all’estero o sottoscrivere un<br />
aumento del capitale sociale o acquisire quote in un’impresa estera già costituita.<br />
L’agevolazione è rappresentata da un contributo agli interessi a fronte di un finanziamento concesso<br />
all’impresa italiana da soggetti, italiani o esteri, autorizzati all’esercizio dell’attività bancaria.<br />
L’acquisizione di quote di capitale di rischio deve avvenire dopo la delibera di partecipazione della<br />
SIMEST nell’impresa estera.<br />
L’intervento agevolativo può essere concesso anche in presenza di interventi finanziari resi disponibili<br />
da organismi internazionali operanti nel settore della promozione degli investimenti all’estero, come ad<br />
esempio i programmi comunitari che possono essere attivati anche tramite SIMEST.<br />
L’agevolazione copre fino al 90% del controvalore in euro della quota di partecipazione italiana al<br />
capitale dell’impresa estera fino al 51% del capitale di quest’ultima. Pertanto, qualora la quota di<br />
partecipazione superi complessivamente il 51%, l’importo agevolabile del finanziamento è limitato al<br />
90% del 51% del capitale dell’impresa estera.<br />
L’intervento è concesso entro i seguenti limiti di importo:<br />
■ importo massimo ammesso all’agevolazione per impresa e per anno solare: Euro 40 milioni;<br />
■ importo massimo ammesso all’agevolazione per gruppo economico (nell’ambito di uno stesso<br />
bilancio consolidato) e per anno solare: Euro 80 milioni.<br />
L’agevolazione è concessa nei limiti delle norme comunitarie.<br />
La durata massima del finanziamento bancario è di 8 anni a partire dalla prima erogazione del<br />
finanziamento, compreso un periodo massimo di utilizzo e preammortamento di 3 anni. Il tasso di<br />
interesse è liberamente concordato tra l’impresa e la banca finanziatrice.<br />
Le imprese italiane devono presentare la domanda di agevolazione direttamente alla SIMEST,<br />
allegando al modulo di domanda la documentazione in esso indicata.<br />
8.2.1.3. Fondi di Venture Capital<br />
Il Governo per sostenere gli investimenti delle imprese Italiane ha messo a disposizione fondi pubblici<br />
di venture capital che si aggiungono alla normale quota di partecipazione della SIMEST SpA<br />
all’iniziativa effettuata sulla base della legge 100/90.<br />
Grazie all’intervento dei Fondi di venture capital la partecipazione (SIMEST + Fondo di Venture Capital)<br />
può arrivare fino a un massimo del 49% delle imprese estere.<br />
Le imprese interessate possono presentare domanda alla Simest SpA, società incaricata della<br />
gestione del fondo e saranno sottoposte all’approvazione del Comitato di Indirizzo e Rendicontazione<br />
istituito presso la Direzione Generale per le Politiche di Internazionalizzazione del Ministero delle<br />
Attività Produttive.<br />
La SIMEST provvede ad informare l’impresa dell’esito della richiesta e, in caso positivo, prende i<br />
necessari accordi per la stipula del contratto di partecipazione alle risorse del Fondo che, in ogni caso,<br />
non potrà avvenire prima della stipula del contratto di partecipazione di SIMEST ai sensi della legge<br />
100/90.<br />
Sono ammissibili le seguenti tipologie di operazioni:<br />
■ costituzione di nuova impresa;<br />
■ sottoscrizione di aumento di capitale sociale in impresa già costituita;<br />
■ acquisto da terzi di azioni o quote di impresa già costituita.<br />
L’intervento aggiuntivo del Fondo deve essere di importo non superiore al doppio della partecipazione<br />
connessa all’intervento SIMEST.<br />
40
I fondi venture capital sono stati istituiti per investimenti nelle seguenti regioni e paesi:<br />
Nome del fondo Paesi di destinazione Stanziamento<br />
Fondo Jugoslavia Serbia e Montenegro, Albania, Bosnia-Erzegovina,<br />
Macedonia, Bulgaria e <strong>Romania</strong><br />
€ 40.329.137,98<br />
Fondo Rep.<br />
Repubblica popolare cinese<br />
€ 40.329.000,00<br />
Popolare Cinese<br />
Fondo Russia Federazione Russa, Ucraina, Moldavia, Armenia, € 70.000.000,00<br />
e Ucraina<br />
Azerbaigian e Georgia.<br />
Fondo Mediterraneo Paesi del Bacino del Mediterraneo:<br />
Algeria, Egitto, Giordania, Israele, Libano, Libia,<br />
Marocco, Siria, Tunisia, Turchia e Autorità palestinese<br />
Irak, o in Paesi confinanti con l’Irak (Iran, Arabia Saudita,<br />
Kuwait), purché l’oggetto sociale preveda in via esclusiva<br />
o prevalente l’attività nel suddetto Paese, e Tutti i<br />
restanti Paesi dell’Africa compresi quelli insulari<br />
€ 64.139.350,40<br />
Fondo Balcani<br />
Fondo Balcani 18<br />
Albania, Bosnia-Erzegovina, Bulgaria, Croazia, Macedonia,<br />
<strong>Romania</strong>, Serbia-Montenegro<br />
Albania, Bosnia-Erzegovina, Bulgaria, Croazia, Macedonia,<br />
<strong>Romania</strong>, Serbia-Montenegro<br />
€ 13.758.913,32<br />
€ 8.181.860,00<br />
18 Un ulteriore Fondo Rotativo per l’area dei Balcani assegnato dal Ministero delle Attività Produttive alla Finest SpA (www.finest.it)<br />
41
8.2.1.4. Finanziamenti per la partecipazione a gare internazionali<br />
(L. 304/90).<br />
La SIMEST agevola la partecipazione delle imprese italiane a gare internazionali indette in paesi non<br />
appartenenti alla Unione Europea e, comunque, non indette dalla UE, mediante il finanziamento a tasso<br />
agevolato delle spese sostenute.<br />
Il finanziamento copre fino al 100% delle spese inserite nel preventivo spese per l’elaborazione, la<br />
presentazione e la discussione dell’offerta.<br />
L'ammontare del finanziamento varia in rapporto al valore della commessa e comunque non<br />
superiore a Euro 1.032.000,00 per impresa beneficiaria ed a Euro 2.582.000,00 per ciascuna gara<br />
internazionale.<br />
La durata del finanziamento è di 4 anni, compreso un periodo di preammortamento non superiore ad 1<br />
anno e mezzo.<br />
Box. 8.4 Procedura per la richiesta di finanziamento<br />
L’impresa presenta la richiesta di finanziamento alla SIMEST, allegando alla domanda una copia del bando di<br />
gara o lettera di invito alla partecipazione o documentazione della gara, una breve illustrazione della gara anche<br />
nel suo iter procedurale, un preventivo con la descrizione analitica di tutte le spese da sostenere, la tipologia di<br />
garanzie previste, una sintetica presentazione dell’impresa, completa di alcuni dati e documenti, i bilanci degli<br />
ultimi tre esercizi disponibili.<br />
La SIMEST effettua l’istruttoria al fine di valutare la capacità economica e finanziaria dell’impresa, di accertare<br />
la finanziabilità delle spese preventivate e le modalità di partecipazione alla gara, nonché la validità<br />
economico-commerciale della gara stessa. In merito agli aspetti economico-commerciali, la SIMEST può<br />
chiedere un parere al Ministero delle Attività Produttive.<br />
La richiesta di finanziamento è sottoposta al Comitato sulla base di un criterio strettamente cronologico.<br />
All’agevolazione sono ammesse con priorità le domande presentate da imprese in possesso di certificazione di<br />
qualità.<br />
Il Comitato delibera in merito alla concessione del finanziamento e alla relativa garanzia.<br />
Dopo la delibera del Comitato, la SIMEST provvede alla stipula del contratto di finanziamento, all’assunzione<br />
delle garanzie ed alle erogazioni.<br />
8.2.1.5. Altri prodotti e servizi<br />
SIMEST agisce anche attraverso l’agevolazione dei crediti all’esportazione che consente<br />
alle imprese esportatrici italiane di offrire agli acquirenti/committenti esteri dilazioni di pagamento<br />
a medio/lungo termine a condizioni e tassi di interesse competitivi, in linea con quelli offerti da<br />
concorrenti di paesi OCSE.<br />
L'intervento è nella forma del contributo agli interessi su finanziamenti concessi da banche italiane o estere.<br />
Alle aziende italiane che attuano processi di internazionalizzazione, SIMEST fornisce anche servizi di<br />
assistenza tecnica e consulenza professionale comprese attività di scouting e machmaking, studi di<br />
prefattibilità/fattibilità ed assistenza legale e societaria per progetti di investimento all’estero che<br />
prevedono una successiva partecipazione di SIMEST stessa.<br />
Altre informazioni su SIMEST (e relativi moduli di richiesta dei vari servizi) sono disponibili sul sito www.simest.it<br />
42
8.2.2. SACE S.p.A.<br />
SACE S.p.A. - Servizi Assicurativi del Commercio Estero - è la società di assicurazione<br />
italiana dei crediti all’esportazione; assume in assicurazione, riassicurazione e garanzia rischi di<br />
natura politica, valutaria, catastrofica e commerciale ai quali sono esposti gli operatori italiani.<br />
I rischi COMMERCIALI E POLITICI coperti da SACE sono:<br />
■ Rischio di produzione;<br />
■ Rischio del credito mancato pagamento;<br />
■ Rischio di escussione di fideiussioni;<br />
■ Rischio di mancata restituzione di cauzioni, depositi e anticipazioni;<br />
■ Rischio di distruzione, requisizione, confisca.<br />
Nel caso di rapporto diretto SACE-impresa, strumenti assicurativi particolarmente utili risultano:<br />
Credito Fornitori o Polizza Individuale - L’azienda italiana che esporta beni, servizi, studi o<br />
progettazioni, concede di regola alla propria controparte dilazioni di pagamento per rendere più<br />
appetibile l’offerta commerciale. Con la polizza Credito Fornitore, SACE assicura le imprese dal rischio<br />
di mancato pagamento o di revoca del contratto per eventi di natura politica e commerciale. SACE<br />
consente inoltre di scontare (presso banche o intermediari finanziari) il credito vantato a tassi<br />
vantaggiosi in forma pro-soluto.<br />
Figura 8.1 Polizza Individuale di Sace S.p.A.<br />
Schema operazione<br />
SACE<br />
Garanzia<br />
Società<br />
Italiana<br />
Pagamento delle merci esportate<br />
Esportazione di merci/servizi/studi e progettazioni<br />
Società<br />
Estera<br />
Questa polizza è rivolta a quelle aziende italiane che effettuano esportazioni di merci, prestazioni di<br />
servizi, studi e progettazioni con l’estero, concedendo dilazioni di pagamento sia di breve che di<br />
medio/lungo termine.<br />
SACE copre fino al 100% dell'importo ammesso all'assicurazione.<br />
43
Polizza Investimenti - Tale polizza protegge gli apporti di capitale all’estero, anche “indiretti”<br />
(ovvero realizzati tramite società estere controllate da imprese italiane), rilasciando garanzie<br />
assicurative sugli eventi di natura politica che possono causare perdite e pregiudicare l’investimento,<br />
qualunque sia il settore di riferimento, la struttura e la taglia. In particolare sono assicurabili:<br />
1) apporti di capitali, beni strumentali, tecnologie, licenze e brevetti, servizi di progettazione, etc;<br />
2) finanziamenti con carattere di partecipazione e garanzia sugli stessi.<br />
Figura 8.2 Polizza Investimenti di Sace S.p.A.<br />
Caso A<br />
SACE<br />
Schema operazione<br />
Caso B<br />
SACE<br />
Fase 1<br />
Garanzia<br />
Fase 1<br />
Garanzia<br />
Società<br />
Italiana<br />
Società<br />
Estera<br />
(destinataria)<br />
Fase 2<br />
Apporto<br />
capitale/finanziamento<br />
Controllo<br />
azionario<br />
Società<br />
Italiana<br />
➠<br />
Società<br />
Estera controllata<br />
(veicolo)<br />
Fase 2<br />
Apporto<br />
capitale/finanziamento<br />
Società<br />
Estera<br />
(destinataria)<br />
È rivolto ad aziende italiane che costituiscono o partecipano al capitale di società estere.<br />
L’investimento può assumere le seguenti forme:<br />
■ Apporto di capitale o beni strumentali, tecnologie, licenze e brevetti, servizi di progettazione, direzione<br />
e gestione lavori;<br />
■ Finanziamenti con carattere di partecipazione o garanzie a sostegno dei finanziamenti medesimi.<br />
Sono assicurabili anche gli investimenti “indiretti” ovvero realizzati tramite società estere controllate<br />
dall’impresa italiana.<br />
SACE può coprire fino ad un massimo del 95% dell’ammontare dell’investimento.<br />
Polizza lavori - Nell’eseguire lavori e commesse all’estero che prevedono pagamenti a SAL (Stato<br />
Avanzamento Lavori) o a Milestones, le aziende di costruzione o di impiantistica sono assoggettate a<br />
rischi di natura politica e commerciale. SACE, con la polizza Lavori, copre il 100% dei rischi abbinati di<br />
produzione e credito. L’importo assicurato è determinato dall'impresa sulla base di un'autonoma<br />
valutazione del cash-flow di commessa. SACE offre quindi un prodotto “su misura” per supportare<br />
l'assicurato durante l’intero periodo di realizzazione dell’opera.<br />
Figura 8.3 Polizza Lavori di Sace S.p.A<br />
Schema operazione<br />
SACE<br />
Garanzia<br />
Società<br />
Italiana<br />
Pagamento lavori<br />
Esecuzione lavori<br />
Commitente<br />
Estero<br />
44
Si rivolge ad imprese di costruzione o di impiantistica italiane (o a partecipate estere) impegnate in lavori<br />
e/o forniture con posa in opera all'estero che prevedono termini di regolamento a SAL o a Milestones.<br />
SACE copre il 100% dell'importo ammesso all'assicurazione per la copertura abbinata dei rischi di<br />
produzione e credito e fino al 95% per quelli accessori.<br />
Nel caso di rapporto mediato da Banche o Società assicurative private, gli strumenti disponibili sono:<br />
Polizza fidejussioni - Copre dal rischio di debita/indebita escussione delle fidejussioni. La copertura<br />
rilasciata da Sace si configura come riassicurazione/controgaranzia di una quota della fidejussione<br />
emessa. SACE condivide il rischio con gli operatori bancari o assicurativi (in quest’ultimo caso, anche<br />
tramite riassicurazione). L’intervento di SACE “libera” risorse per ulteriori impieghi;<br />
Figura 8.4 Polizza Fidejussione di Sace S.p.A<br />
Schema operazione<br />
SACE<br />
Fase 3 Garanzia<br />
Banca<br />
(italiana o estera<br />
operante in italia)<br />
Fase 3 Emissione fidejussione<br />
Banca estera<br />
(operante per la<br />
società estera)<br />
Fase 2<br />
Richiesta di emissione<br />
fidejussione per conto<br />
dell’esportatore ed in<br />
favore della banca<br />
Società<br />
Italiana<br />
Fase 1 Pagamento lavori<br />
Fase 1 Esecuzione lavori/prestazione servizi<br />
Fase 3<br />
Emissione fidejussione<br />
Commitente<br />
Estero<br />
SACE consente alle aziende italiane di non intaccare, per la quota garantita, le linee di fido complessivamente<br />
disponibili presso il sistema bancario ed assicurativo; può emettere direttamente garanzie fideiussorie<br />
per conto di esportatori e coprire fino ad un massimo del 70% dell’ammontare di ciascuna fideiussione<br />
emessa.<br />
Polizza Credito Acquirente - Per l’acquisto di beni capitali e servizi o per realizzare progetti di importo<br />
rilevante, gli acquirenti esteri richiedono spesso dilazioni di pagamento di lunga durata. È rivolto quindi<br />
all’esportatore italiano che si trova nella necessità di ricorrere al sistema bancario per rispondere<br />
alle esigenze finanziarie del cliente estero. Con la polizza Credito Acquirente, il sistema bancario può<br />
finanziare l’acquirente estero e coprire con SACE i rischi di natura politica e commerciale dell’operazione.<br />
Figura 8.5 Polizza credito acquirente di Sace S.p.A<br />
Schema operazione<br />
SACE<br />
Fase 1 Garanzia<br />
Banca<br />
Fase 2<br />
Finanziamento<br />
Società<br />
Italiana<br />
Fase 2 Pagamento delle merci esportate<br />
Fase2 Esportazione di merci/servizi<br />
Società<br />
Estera<br />
45
SACE può coprire fino ad un massimo del 100% dell’ammontare del finanziamento.<br />
È un servizio rivolto ad istituti di credito italiani ed esteri interessati ad assicurare crediti concessi a stati<br />
esteri, banche, enti pubblici o imprese private di paesi esteri, destinati al pagamento di esportazioni,<br />
prestazioni di servizi, studi e lavori all’estero eseguiti da imprese italiane.<br />
I crediti assicurabili possono essere a breve, a medio-lungo termine, tied/multitied [per un<br />
finanziamento di una/più operazioni di esportazione individuata/e] e open [per finanziare flussi<br />
esportativi verso specifici committenti esteri e con fornitori da identificare in fase successiva al rilascio<br />
della copertura assicurativa].<br />
L'azienda Italiana ottiene il pagamento immediato delle merci e servizi esportati. Gli acquirenti esteri<br />
possono ottenere dilazioni anche di lungo termine a tassi di interesse fissi o variabili, comunque<br />
vantaggiosi rispetto a forme di finanziamento alternative e il finanziamento può includere fino all’85%<br />
del premio assicurativo e fino al 100% degli interessi relativi al periodo di costruzione.<br />
Conferme Credito Documentario - Gli istituti di credito italiani ed esteri interessati ad assicurare<br />
le conferme di apertura di crediti documentari disposte da una banca estera (residente in un paese<br />
diverso da quello della banca confermante), legate ad esportazioni italiane o ad attività ad esse<br />
collegate (prestazioni di servizi, studi e lavori di progettazione all’estero) possono usufruire dei<br />
seguenti strumenti assicurativi:<br />
1. Polizza Conferme di Credito Documentario: per singole operazioni di conferma di credito documentario;<br />
2. Polizza Credoc Online: per singole operazioni eseguite online;<br />
3. Linea di Credito Interna: per più operazioni con più banche preaffidate da SACE e localizzate in un<br />
unico paese;<br />
4. Convenzione Quadro: per più operazioni con più banche preaffidate da SACE e localizzate in più<br />
paesi.<br />
Figura 8.6 Conferme Credito Documentario di Sace S.p.A.<br />
SACE<br />
Schema operazione singola<br />
(1-2)<br />
Fase 3 Garanzia<br />
Banca<br />
(italiana o estera<br />
operante in italia)<br />
Fase 2 Conferma di credito documentario<br />
Banca estera<br />
(operante per la<br />
società estera)<br />
Fase 4<br />
Pagamento del credito<br />
Fase 1<br />
Richiesta credito<br />
Società<br />
Italiana<br />
Fase 3 Esportazione merci/servizi<br />
Società<br />
Estera<br />
SACE offre inoltre prodotti di garanzia caratterizzati da un alto contenuto finanziario (es: strumenti di<br />
financial credit insurance finalizzati alla garanzia dei rischi creditizi di default e di performance di<br />
strumenti finanziari come prestiti societari, project bonds, ABCP, etc.) per i quali, tuttavia, l’attività<br />
sottostante finanziata sia riconducibile al processo di internazionalizzazione delle imprese beneficiarie.<br />
Tra questi:<br />
46
Garanzia Capitale Circolante - Le imprese italiane hanno necessità di fonti finanziarie adeguate<br />
per poter approntare forniture destinate all’export nonché per l’esecuzione di lavori all’estero. SACE<br />
garantisce i finanziamenti concessi dal sistema bancario, coprendo la banca dal rischio di mancato<br />
rimborso del prestito erogato. La garanzia su Capitale Circolante consente pertanto alla banca<br />
garantita di liberare risorse finanziarie per ulteriori impieghi, a diretto beneficio delle aziende italiane e<br />
della loro crescita all’estero.<br />
Si rivolge ad imprese italiane o a loro partecipate estere interessate a garantire finanziamenti (concessi<br />
dal sistema bancario) per il capitale circolante o i beni strumentali necessari per:<br />
■ attività preliminari e strumentali alla fornitura di beni e servizi all’estero;<br />
■ esecuzione di lavori all’estero.<br />
Rischio del credito per eventi di natura commerciale. Di norma, SACE copre fino al 70% dell’ammontare<br />
del finanziamento.<br />
8.2.2.1. Prodotti di SACE BT<br />
SACE BT è la Compagnia di assicurazioni, specializzata nella copertura del rischio credito a breve termine,<br />
creata da SACE Spa che ne detiene il 100% del C.S.. SACE BT può coprire, per i mercati<br />
internazionali 19 oltre al rischio credito, anche eventi riconducibili al rischio politico.<br />
I più rilevanti strumenti assicurativi offerti, sono:<br />
Polizza Multiexport - Per le PMI che effettuano transazioni ripetute verso uno o più clienti esteri e<br />
consente le esportazioni di merci e/o servizi con dilazioni di pagamento non superiori a 12 mesi. È un<br />
prodotto unico nel mercato assicurativo del credito, consentendo all’azienda di coprire anche un solo<br />
acquirente o acquirenti selezionati. La polizza permette anche la copertura abbinata dei rischi politici e<br />
commerciali .<br />
La polizza copre il rischio di mancato rimborso dei crediti causato direttamente ed esclusivamente dal<br />
verificarsi di uno o più degli EGS (Eventi Generatori di Sinistro) di natura politica e commerciale.<br />
EGS commerciali:<br />
■ insolvenza di diritto o di fatto del debitore privato e, se del caso, del suo garante;<br />
■ inadempimento del debitore privato e, se del caso, del suo garante.<br />
EGS politici:<br />
■ decisione del Paese che ostacoli l’esecuzione del contratto commerciale (es. nazionalizzazione);<br />
■ moratoria generale;<br />
■ mancato trasferimento valutario causato da eventi politico/economici;<br />
■ disposizioni legali che conferiscano efficacia liberatoria ai versamenti effettuati in presenza di<br />
fluttuazione dei tassi di cambio;<br />
■ embargo;<br />
■ guerre e catastrofi naturali.<br />
Copre tutti i paesi, con la sola esclusione di quelli in sospensiva, con percentuali di copertura<br />
differenziate; assicura le esportazioni dei beni e/o le prestazioni di servizi contro i rischi di mancato<br />
pagamento dei crediti; offre inoltre una diversificazione nella modalità di gestione della polizza a<br />
scelta del Cliente (polizza con e senza notifiche).<br />
La polizza multiexport ha validità annuale e si rinnova automaticamente salvo disdetta di una delle parti,<br />
tre mesi prima della scadenza. Durante la vigenza della polizza l’Assicurato può chiedere l’inserimento<br />
di nuovi debitori e/o variare il relativo massimale.<br />
L’Assicurando, contestualmente all’invio del modulo di proposta, disponibile sul sito internet<br />
(http://www.sacebt.it/html/cgp.htm), è tenuto a fornire i bilanci degli ultimi 2 esercizi con verbale di<br />
approvazione e nota integrativa.<br />
19 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:<br />
alla categoria 0 corrisponde il rischio minore; alla 7a categoria corrisponde il rischio maggiore.<br />
47
Polizza Multimarket Globale - Per imprese italiane che vogliono assicurare il fatturato dilazionato<br />
con acquirenti italiani ed esteri. La Polizza prevede l'obbligo di globalità, ossia non consente<br />
all‘assicurato la selezione preventiva dei rischi da assicurare. E' tuttavia ammesso il principio della<br />
cosiddetta globalità limitata, in base al quale è possibile assicurare segmenti omogenei di attività<br />
all'interno dei quali non è prevista alcuna selezione preventiva. La validità della polizza è Annuale, salvo<br />
disdetta da comunicarsi tre mesi prima della scadenza.<br />
Condizioni di assicurabilità SACE<br />
Categoria OCSE 5/7<br />
Classe SACE 20 B<br />
Cat. Consensus 21 2<br />
Altre informazioni su SACE (e relativi moduli di richiesta dei vari servizi) sono disponibili sul sito<br />
www.sace.it e www.sacebt.it<br />
8.3. La finanza di progetto<br />
Il termine project financing (o finanza di progetto) identifica una vasta tipologia di operazioni di<br />
finanziamento la cui caratteristica costante è la valutazione della capacità autonoma del progetto<br />
finanziato di generare cash flow per il rimborso del debito in assenza di garanzie finanziarie di terzi.<br />
Coerentemente il finanziamento di tali iniziative (quindi la valutazione di merito creditizio) si fonda sulle<br />
capacità autonome di rimborso del debito contratto dal progetto e non richiede garanzie fideiussorie da<br />
parte di soggetti esterni.<br />
Si tratta, quindi, di una forma di finanziamento molto differente dalle operazioni corporate (basate sulla<br />
documentata capacità di generazione di risorse monetarie di un soggetto preesistente, quindi su una<br />
“storia aziendale” espressa attraverso bilanci, quote di mercato, posizionamento strategico ecc) nella<br />
quale il soggetto finanziatore è chiamato ad un esercizio di approfondita comprensione della business<br />
idea sottostante – eventualmente anche a negoziarne alcuni aspetti allo scopo di migliorare la<br />
“bancabilità” del progetto – analizzando nel dettaglio i singoli elementi della strategia industriale<br />
(asset), commerciale e della struttura giuridico–contrattuale in cui il progetto si concretizzerà (grande<br />
importanza, tipicamente, è assunta dalla contrattualistica commerciale).<br />
In definitiva, il project finance rende possibile il finanziamento di un progetto sulla base della autonoma<br />
valenza tecnico-economica di quest’ultimo, piuttosto che sulle capacità di indebitamento degli sponsor<br />
dell’iniziativa.<br />
20 Classe A - paesi assicurabili con o senza particolari restrizioni: questo gruppo comprende tutti i paesi industrializzati e i paesi emergenti che non presentano particolari<br />
aspetti di rischiosità.<br />
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<br />
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<br />
politica e/o economico-finanziaria di ogni singolo Paese, l’opportunità di prevedere restrizioni specifiche per determinate tipologie di operazioni.<br />
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<br />
atteggiamento di particolare cautela, limitando la propria operatività ad alcune tipologie di operazioni, con l’obiettivo di evitare interventi che possano contribuire a<br />
ricreare le condizioni per un nuovo aggravamento dell’onere debitorio.<br />
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<br />
essi non sono in grado di ripagare prestiti a condizioni prevalentemente di mercato o presentano particolari problemi di instabilità politica ed economica.<br />
48<br />
21 In base alla “categoria Consensus” (stabilita dall’omonimo Accordo internazionale in ambito OCSE) vengono definiti i termini massimi di dilazione di pagamento per<br />
le operazioni di credito all’esportazione con dilazione di pagamento di due anni e oltre. Tali dilazioni massime sono:<br />
■ 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<br />
Banca Mondiale);<br />
■ di 10 anni per quelli di Seconda categoria Consensus (ovvero tutti gli altri, a reddito basso);<br />
■ 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;<br />
■ fino a 14 anni per le operazioni di project finance.
L’architettura classica dei progetti finanziati con la forma del Project Financing può essere sintetizzata<br />
come in Fig. 8.7<br />
Figura 8.7 Architettura del Project Finance<br />
Amministrazione pubblica<br />
Costruttore<br />
Contartto di<br />
costruzione<br />
➠<br />
Concessione<br />
Permassi e autorizzazioni<br />
➠<br />
➠<br />
Sponsor<br />
Contartto di<br />
capitalizzazione<br />
Contartto di<br />
finanziamento<br />
Banche<br />
Polizze<br />
➠<br />
Compagnie<br />
Assicuratrici<br />
➠<br />
SPV<br />
➠<br />
Contratto vendita<br />
beni servizi<br />
Cliente<br />
➠<br />
Gestione<br />
Contartto di O&M<br />
Al centro si trova lo Special Purpose Vehicle (SPV o Società di Progetto) che si rapporta alle principali<br />
controparti di Progetto (sponsor, banche, clienti etc.) attraverso strutture contrattuali che allochino in<br />
modo chiaro ed univoco ruoli, diritti, obblighi e responsabilità.<br />
Delle numerose differenze tra corporate finance e project financing se ne ricordano alcune utili per lo<br />
sviluppo teorico successivo:<br />
■ Il servizio del debito nelle operazioni corporate è assicurato dai flussi di cassa complessivi di<br />
un’azienda, tipicamente generati da una pluralità di business gestiti, mentre nel project financing<br />
sovente dipendono esclusivamente dai flussi di cassa generati di uno specifico progetto,<br />
■ in caso di insolvenza, i soggetti finanziatori su base corporate posso rivalersi su un attivo aziendale<br />
comprendente beni di norma fungibili (quindi “escutibili”), viceversa caratteristica del project<br />
financing è la scarsa (o assente) fungibilità dei beni (si pensi, ad esempio, all’escussione di un<br />
termovalorizzatore o di un’opera infrastrutturale).<br />
La “robustezza” di un progetto verrà quindi misurata – in primis – facendo riferimento agli indicatori di<br />
capacità di generazione di cash flow e di sua adeguatezza rispetto al servizio del debito (DSCR 22 – Debt<br />
Service Cover Ratio ed LLCR 23 – Loan Life Cover Ratio) piuttosto che prendendo in considerazione i<br />
tipici indicatori delle operazioni corporate (patrimonializzazione, liquidità primaria, redditività delle<br />
vendite e dell’attivo netto, ecc), la cui significatività è di scarsa rilevanza nelle operazioni in questione.<br />
22.<br />
23.<br />
CF<br />
DSCR = t<br />
K+I t<br />
CF = flusso di cassa per il servizio del debito; K = quota capitale da rimborsare; I = quota interessi da pagare<br />
s+m CF t<br />
∑<br />
(1+i) t +R<br />
t=s<br />
LLCR =<br />
D t<br />
s = periodo di valutazione; s + m = ultimo periodo di rimborso del debito; CF = flusso di cassa per il servizio del debito<br />
D = debito residuo (outstanding); i = tasso di attualizzazione flussi di cassa; R = eventuale riserva a servizio del debito accumulata al periodo di valutazione<br />
49
Riprendendo lo schema in Fig. 8.8. il progetto “nasce” con l’identificazione di una domanda di beni o<br />
servizi: se si tratta di un’operazione con controparte un Ente Pubblico che esprime la domanda di servizi,<br />
questa verrà “concretizzata” in uno schema dettagliato di convenzione che regola i rapporti tra pubblico<br />
e privato e che costituisce la base di riferimento degli obblighi e diritti delle due parti.<br />
Figura 8.8 Gli elementi del Project Finance<br />
Domanda di<br />
beni o servizi<br />
Normativa<br />
settoriale<br />
strategia di<br />
offerta<br />
➠<br />
S<br />
t<br />
r<br />
a<br />
t<br />
e<br />
g<br />
i<br />
a<br />
formula imprenditoriale e formule tecnico gestionali<br />
➠<br />
➠<br />
Ipotesi Quantitative Ipotesi economiche<br />
➠<br />
Investimento Ricavi Costi<br />
➠<br />
➠ ➠<br />
➠ ➠<br />
➠<br />
flusso di cassa base<br />
Struttura finanziaria<br />
➠<br />
➠<br />
➠<br />
Sensitivity Analysis<br />
DSCR<br />
A fronte della domanda, un soggetto privato (o misto) identifica una strategia di offerta (nell’esempio di<br />
cui sopra, tipicamente la realizzazione di un’opera e la gestione pluridecennale dell’opera stessa e la<br />
prestazione di correlati servizi) che si sostanzia in tre elementi: investimenti, ricavi e costi.<br />
Un elemento importante che spesso contraddistingue le iniziative oggetto di finanziamento in project<br />
finance è la presenza di un sistema normativo dettagliato e vincolante avente natura “invasiva”<br />
rispetto alle regole di funzionamento del business: trattandosi spesso di progetti in settori strategici (reti,<br />
energia, servizi pubblici, sanità, ecc.), a volte con situazioni di costituzione di “monopoli” naturali, il<br />
legislatore interviene pesantemente nelle regole di determinazione e adeguamento dei ricavi (tariffa o<br />
canone) rispetto alla dinamica dei costi (si pensi, ad esempio, agli schemi tariffari regolati nei settori del<br />
trasporto e della distribuzione di gas naturale) dettando una parte delle regole competitive: questo<br />
aspetto introduce elementi di “rigidità” nella manutenzione della business idea, limitando di fatto le<br />
possibilità di riaggiustamento della business idea stessa durante la vita del progetto e rendendo<br />
quindi più difficili manovre correttive di eventuali squilibri economici non adeguatamente valutati e<br />
gestiti nella fase di impostazione progettuale.<br />
Come detto, l’insieme di variabili che compongono la business idea è rappresentabile - in definitiva –<br />
attraverso tre categorie di valori il cui sviluppo delinea la valenza economica del progetto: investimenti,<br />
ricavi e costi.<br />
L’opportuna combinazione di tali elementi in un sistema di algoritmi che riproduca il funzionamento<br />
“fisico” del progetto (quasi sempre i “modelli” di project finance sono modelli “quantitativi” che cercano<br />
di replicare il più fedelmente possibile il reale svolgimento del progetto per poi “abbinare” a ciascuna<br />
variabile reale i prezzi e i costi sviluppando quindi le previsioni di cash flow) consente di giungere ad<br />
una proiezione di cash flow sulla cui base determinare la struttura finanziaria ottimale.<br />
Per poter apprezzare appieno il percorso che conduce alla determinazione di “bancabilità” è opportuno<br />
fare riferimento alla Fig. 8.9; a partire da una business idea e dal suo flusso previsionale “normale” di<br />
cash flow (laddove il termine base case definisce lo scenario a maggior probabilità di accadimento,<br />
ovvero quello elaborato assumendo, per ciascuna variabile, i valori aventi discreta probabilità di accadimento;<br />
ad esempio, nel settore petrolifero e del gas, il mercato riconosce come base case le ipotesi sviluppate<br />
su base P90 ovvero prendendo in considerazione i valori di consistenza dei giacimenti con probabilità<br />
50
superiore o uguale al 90%) si definisce un’ipotesi di struttura finanziaria, quindi, in sintesi, il rapporto<br />
Debt / Equity che a fronte di un piano d’investimenti predefinito, a sua volta definisce quante risorse<br />
monetarie possono essere apportate dai finanziatori e quanto invece sia di spettanza dei soci come<br />
capitale.<br />
Figura 8.9 La struttura finanziaria del Project Finance<br />
Allocazione dei rischi<br />
Susiness Idea<br />
➠<br />
➠<br />
Sensitivity Analysis<br />
Base Case<br />
Flusso di cassa<br />
➠<br />
Debt Service Cover<br />
Ratio<br />
➠<br />
Debito massimo<br />
sostenibile<br />
➠<br />
Debt / Equity Ratio<br />
➠<br />
IRR<br />
ROE<br />
➠<br />
Equity<br />
Quale sia la metodologia per passare dallo scenario “normale” (base case) al debito sostenibile è<br />
riassunto in due concetti chiave: allocazione dei rischi ed analisi di sensitività.<br />
In sostanza, una business idea è tanto più “robusta” (nel senso di affidabilità delle sue assunzioni<br />
economiche) quanto maggiormente ne risulta sviluppata la copertura ed allocazione dei rischi.<br />
Ogni variabile, infatti, è soggetta ad oscillazioni nel medio – lungo periodo: riduzione dei ricavi, aumento<br />
dei costi e/o degli investimenti e combinazione dei vari scenari; il tutto si ripercuote sul cash flow<br />
previsionale (e quindi sulla capacità di far fronte al servizio del debito) e l’ampiezza della potenziale<br />
variabilità dipende strettamente dall’allocazione dei rischi effettuata a monte, in fase di impostazione<br />
della strategia progettuale.<br />
Si prenda un esempio semplice: nel progetto di gestione di una centrale elettrica i costi di operation &<br />
maintenance di lungo termine possono variare significativamente ovvero esser stabilizzati in caso di un<br />
contratto di full O&M con controparti affidabili, prestazioni e performance predefinite e prezzi fissi.<br />
L’analisi di sensitività misura appunto l’impatto potenziale dei rischi non coperti ed aventi possibilità discreta<br />
di accadimento sul cash flow del progetto, quindi la variazione del DSCR rispetto agli scenari negativi:<br />
l’eventuale violazione del DSCR rispetto al livello minimo (uno) indica appunto la necessità di intervenire<br />
sulla struttura finanziaria (per evitare che, in quello specifico scenario, il progetto vada incontro al default)<br />
ovvero di correggere la strategia di allocazione dei rischi per stabilizzare maggiormente il progetto.<br />
Riassumendo, il project financing si sintetizza nei seguenti aspetti:<br />
■ si applica ad una specifica iniziativa o obiettivo;<br />
■ la finanziabilità dell’iniziativa dipende dalla capacità di generare un cash flow sufficiente a far fronte<br />
al servizio del debito ed ai costi di gestione, nonché a remunerare adeguatamente il capitale apportato<br />
dagli sponsor;<br />
■ gli sponsor dell'iniziativa, di norma, costituiscono un’apposita Società di Progetto, che consente di<br />
isolare i flussi di cassa dell'iniziativa dalle entrate ed uscite delle eventuali altre loro attività, conferendo<br />
autonomia economica e giuridica all’investimento;<br />
■ il finanziamento è detto fuori bilancio in quanto l’indebitamento non grava sui bilanci degli sponsor,<br />
ma su quello della società di progetto (non si considerano in questa sede le questioni del bilancio<br />
consolidato di gruppo e della segnalazione alla Centrale Rischi di gruppo);<br />
■ le garanzie reali svolgono un ruolo secondario.<br />
51
8.4. Servizi e prodotti per le imprese all’estero del Gruppo <strong>UniCredit</strong><br />
8.4.1. La finanza di progetto e per le infrastrutture in <strong>UniCredit</strong> Banca<br />
MedioCredito<br />
Nell’ambito del Gruppo <strong>UniCredit</strong> l’area della finanza di progetto e per le infrastrutture è presidiata dai<br />
team specialistici che operano in <strong>UniCredit</strong> Banca MedioCredito S.p.A. (UBMC).<br />
Il Dipartimento che in UBMC si occupa di finanza di progetto è articolato in settori che coprono le aree di<br />
business delle utilities e delle infrastrutture: Energia, Oil & Gas, Ambiente, Risorse Idriche, Infrastrutture,<br />
Grandi Lavori e Real Estate sono i principali settori di intervento. Particolare attenzione è rivolta<br />
all’evoluzione della normativa settoriale ed alla strutturazione contrattualistica, aree di attività seguite<br />
dal team di legali del Dipartimento.<br />
I principali servizi offerti ai clienti si possono sintetizzare in:<br />
■ advising per la individuazione di soluzioni di finanziamento su misura attraverso combinazioni di<br />
diversi strumenti/modalità di finanziamento, ricercando la massimizzazione della redditività e la<br />
minimizzazione del rischio per gli sponsor nel rispetto della bancabilità del progetto;<br />
■ arranging per la strutturazione finanziaria del debito e della parte contrattuale del Progetto;<br />
■ svolgimento del ruolo di Technical Bank, Modelling Bank e Documentation Bank grazie a team di<br />
specialisti multidisciplinari con competenze tecniche, economico-finanziarie e giuridiche;<br />
■ underwriting e sindacazione;<br />
■ gestione in qualità di Banca Agente della relazione tra le banche finanziatrici e la Società di<br />
Progetto, durante la fase di costruzione (erogazione) e quella di gestione (rimborso), assicurando<br />
continuità operativa con le precedenti fasi di advisory ed arrangement;<br />
■ gestione dei flussi di incasso e pagamento della Società di Progetto durante la vita operativa in<br />
qualità di Account Bank (tramite le banche del Gruppo);<br />
■ rilascio, anche attraverso le banche del Gruppo, di performance bond e garanzie per i partecipanti<br />
a gare e progetti (Bid Bonds, Advance Payment Bonds, Performance Bonds).<br />
■ soluzioni e strumenti di hedging per rendere il progetto immune dalle diverse tipologie di rischio di<br />
oscillazione del tasso di interesse e di cambio, agevolando la stabilizzazione del cash flow<br />
previsionale. La definizione della miglior strategia di hedging si avvale anche degli specialisti di UBM<br />
- CorporateLab che ha una posizione di leadership a livello europeo nella gestione dei rischi finanziari.<br />
Per maggiori informazioni contattare<br />
Responsabile del Dipartimento - Marco Recalcati - marco.recalcati@bancamediocredito.it<br />
Energia ed Oil & Gas - Sergio Alcini - sergio.alcini@bancamediocredito.it<br />
Infrastrutture e Real Estate - Angelo Colombo - angelo.colombo@bancamediocredito.it<br />
Sviluppo Europa Centro Orientale - Stefan Solinski - stefan.solinski@bancamediocredito.it<br />
Ambiente e Risorse Idriche - Giorgio De Fanis - giorgio.defanis@bancamediocredito.it<br />
8.4.2. Sviluppo Mercati Internazionali in <strong>UniCredit</strong> Banca di Impresa<br />
All’interno <strong>UniCredit</strong> Banca di Impresa è stata costituita un’unità organizzativa Sviluppi Mercati<br />
Internazionali (SMI) a supporto dell’ internazionalizzazione delle imprese italiane.<br />
La risorsa SMI svolge i seguenti compiti:<br />
■ funge da collegamento, per tutte le opportunità di business nel settore internazionalizzazione, fra la<br />
Rete UBI e la Rete Estera del Gruppo;<br />
■ assiste il Gestore UBI/Specialista Estero/Cliente in operazioni di internazionalizzazione, attivando i<br />
canali/strutture necessari al fine di garantire il risultato e mantenere costantemente informate le parti<br />
interessate;<br />
■ seguire l'andamento Paese di riferimento (aggiornamenti - attività promozionali, fieristiche, attività di<br />
sviluppo, nuove opportunità di business per internazionalizzazione etc.).<br />
52
Per supportare i loro clienti all’estero, SMI ha attivato una serie di collaborazioni:<br />
8.4.2.1. Accordo con Simest<br />
Per rafforzare l’azione propulsiva nell’ambito dei processi di internazionalizzazione, <strong>UniCredit</strong> Banca<br />
d’Impresa (SMI) ha stipulato con SIMEST SpA un accordo di collaborazione per l'impostazione di<br />
iniziative e attività sul piano della formazione, informazione ed assistenza tecnica dei servizi offerti alle<br />
imprese italiane a fronte dei loro programmi di internazionalizzazione.<br />
8.4.2.2. Accordo con Informest<br />
<strong>UniCredit</strong> Banca d’Impresa ha siglato un accordo di collaborazione con INFORMEST (UBI è unico<br />
sponsor del portale INFORMEST).<br />
INFORMEST (www.informest.it) è un ente pubblico creato con la legge n.19/91 per fornire ad<br />
imprese ed istituzioni formazione, documentazione, assistenza e consulenza in fase di realizzazione di<br />
investimenti sui Paesi dell’Est e dell’Asia centrale.<br />
Principali servizi a disposizione di UBI/SMI:<br />
■ Guide Paese;<br />
■ Assistenza per la ricerca nuovi partner commerciali;<br />
■ Consulenza Fondi Strutturali.<br />
8.4.2.3. Assistenza per la partecipazione a gare d’appalto internazionali<br />
<strong>UniCredit</strong> Banca d’Impresa ha avviato un servizio di consulenza alle imprese clienti, finalizzato alla<br />
partecipazione delle stesse a gare internazionali proposte dalla Banca Mondiale e le altre Multilateral<br />
Lending Agencies (MLA) nei Paesi in via di sviluppo ed in quelli della Nuova Europa. A tali gare<br />
vengono solitamente invitati gli operatori economici e finanziari dei Paesi economicamente avanzati<br />
(www.tendemla.com).<br />
Il servizio, offerto tramite la società di consulenza Guizzetti e Associates (G&A) di Washington, si<br />
articola in due fasi:<br />
■ l’acquisizione delle informazioni relative alle gare di appalto tramite sito internet appositamente<br />
predisposto da G&A, in esclusiva per Unicredit Banca d’Impresa (www.tendermla.com);<br />
■ l’assistenza diretta all’impresa, da parte della società sopra citata, per tutte le problematiche inerenti<br />
la fase di istruzione della domanda di partecipazione all’appalto.<br />
L’intero servizio è fornito gratuitamente alle aziende interessate, le quali saranno chiamate a<br />
corrispondere a G&A una “success fee” solo in caso di aggiudicazione dell’appalto.<br />
Per ulteriori informazioni su Sviluppo Mercati Internazionali si può utilizzare<br />
il seguente indirizzo mail sviluppomercatiimpresa@unicredit.it<br />
8.4.3. Altri prodotti al servizio dell’internazionalizzazione delle<br />
imprese nel Gruppo <strong>UniCredit</strong><br />
Il Gruppo <strong>UniCredit</strong> offre una vasta gamma di prodotti e servizi disponibili per le aziende che operano<br />
all’estero. Tra i più innovativi:<br />
8.4.3.1. Export/Import Financing<br />
Forfaiting - Si tratta di una operazione di compravendita di crediti rinvenienti da un'esportazione di<br />
macchinari e/o impianti con pagamento dilazionato, generalmente nel medio-lungo periodo, senza<br />
ricorso nei confronti del cedente (pro-soluto), permettendo all'esportatore di eliminare sia il rischio<br />
Paese che Commerciale. L'operazione si basa su strumenti rappresentativi del credito quali promissory<br />
notes e/o bills of exchange emesse su modello internazionale contenenti le clausole di pagamento<br />
effettivo nella valuta in cui è espresso il debito e caratterizzati dall'assenza di deduzioni per diritti,<br />
imposte e tasse presenti e future oltre che su impegni di pagamento emessi da banca italiana o<br />
dell'estero e/o bills of exchange emessi in utilizzo di crediti documentari. I singoli titoli di credito,<br />
53
possono essere avallati o garantiti da lettera di garanzia di una banca estera (eccezionalmente<br />
possono essere scontate notes prive di garanzia bancaria emesse da società di primario standing).<br />
Sconto pro-soluto con voltura di polizza credito Fornitore SACE- Nel caso di crediti<br />
all'esportazione assicurati dal cliente con polizza credito individuale SACE (meglio conosciuta<br />
come polizza credito fornitore), <strong>UniCredit</strong> Banca d’Impresa e <strong>UniCredit</strong> Banca S.p.A., ciascuna per la<br />
rispettiva clientela, sono in grado di effettuare operazioni di sconto pro-soluto di effetti cambiari<br />
(promissory notes o eventualmente bills of exchange).<br />
Le operazioni che meglio si adattano a questa operatività, presentano le seguenti caratteristiche:<br />
■ regolamento nel medio termine: da due a cinque anni;<br />
■ importo minimo, riferito a quota dilazionata, pari a 300.000 € o ctv.;<br />
■ vendita di macchinari e parti di ricambio, fornitura di piccoli impianti e effettuazione lavori di<br />
ammodernamento.<br />
Per l’Azienda, i principali punti di forza commerciale dello strumento sono:<br />
■ maggiore competitività dal punto di vista commerciale/finanziario, data la possibilità di concedere la<br />
dilazione di pagamento più opportuna ed offrire quindi maggiore disponibilità nei confronti<br />
dell'acquirente;<br />
■ evitare la rappresentazione in bilancio di crediti a medio termine;<br />
■ interessante alternativa allo smobilizzo di effetti emessi/accettati dall’importatore e supportati da<br />
avallo o altra garanzia bancaria.<br />
Export/Import Factoring - È un servizio proposto da <strong>UniCredit</strong> Factoring (www.ucf.it), finalizzato al<br />
miglioramento delle relazioni commerciali sui mercati internazionali attraverso la copertura dei rischi<br />
all'esportazione e l'offerta di nuove forme di garanzia ai fornitori esteri.<br />
Il Prodotto è rivolto ad Aziende esportatrici/importatrici di beni e/o servizi con relazioni d'affari<br />
internazionali consolidate ed agli operatori che, avvalendosi dell'attività svolta da <strong>UniCredit</strong> Factoring<br />
nell'ambito degli accordi di collaborazione con i partners esteri e con il network internazionale del<br />
Gruppo <strong>UniCredit</strong>, vogliano affidare ad uno specialista la gestione/garanzia, con possibilità di<br />
finanziamento, del proprio portafoglio crediti all'esportazione ed ottimizzare il ciclo passivo offrendo<br />
forme innovative di regolamento all' importazione.<br />
8.4.3.2. Assicurazione Crediti Commerciali<br />
<strong>UniCredit</strong> Banca d’Impresa ha stipulato con Euler Hermes Siac, Società parte del Gruppo Allianz,<br />
leader mondiale del mercato dell’assicurazione dei crediti, una polizza contraente per l’assicurazione<br />
dei crediti commerciali entro i 6 mesi. L’accordo permette a Unicredit Banca d’Impresa di offrire alla<br />
propria clientela uno strumento operativo particolarmente snello per assicurare i rischi derivanti dalle<br />
vendite a credito effettuate sia all'estero che in ambito nazionale. All'interno della polizza contraente<br />
ciascuna azienda sottoscrive una "sottopolizza" che contiene, con riferimento alla polizza quadro, tutte<br />
le personalizzazioni riservate all'azienda stessa.<br />
I principali vantaggi sono i seguenti:<br />
■ selezione e monitoraggio costante delle proprie controparti commerciali;<br />
■ possibilità di usufruire del servizio legale e recupero crediti di EHS;<br />
– massimizzando l’efficacia dell’azione di recupero, salvaguardando il rapporto commerciale tra<br />
creditore e debitore;<br />
– sgravando l’Assicurato da tutte quelle attività che lo distraggono (in termini di tempi e costi) dalla<br />
sua attività principale;<br />
■ riduzione del rischio nelle fasi di acquisizione di nuova clientela o sviluppo in nuovi mercati;<br />
■ indennizzo in caso di sinistro pari all'80% per le vendite all'estero e 75% per le vendite all'interno;<br />
■ la clientela può, inoltre, beneficiare della presenza di <strong>UniCredit</strong> Banca d’Impresa, la quale, nel suo<br />
ruolo di parte contraente, assiste l'azienda per ottenere le migliori condizioni contrattuali.<br />
Analogamente, <strong>UniCredit</strong> Banca S.p.A. ha stipulato con Euler Hermes Siac una polizza Globale contraente<br />
specifica per la propria clientela.<br />
54
9. Opportunità per le imprese italiane<br />
Il massiccio programma di privatizzazione e la disponibilità di fondi internazionali offrono diverse<br />
opportunità per le imprese italiane che operano nel settore dell’energia e/o dei servizi connessi.<br />
Oltre alle nuove gare per la privatizzazione di società che operano nel settore dell’energia, interessanti<br />
opportunità possono essere colte anche nell’ambito di progetti finanziati con fondi internazionali. Il<br />
paese che ha ottenuto il prestito ha l’incarico di gestire il progetto e di assicurarsi i beni e servizi<br />
necessari al suo completamento e sono le diverse istituzioni nazionali competenti a pubblicare i bandi di gara.<br />
La necessità di ammodernamento e potenziamento del settore energetico apre diverse opportunità<br />
nella fornitura di beni e servizi per l’ammodernamento delle centrali termoelettriche a carbone e delle<br />
vecchie turbine a vapore (di tecnologia russa) e nella costruzione di nuove linee aree di trasmissione<br />
(si veda, per esempio, la linea Arad-Nadab).<br />
Di particolare rilevanza la necessità di dotare il sistema energetico romeno di sistemi di controllo in<br />
remoto (ad esempio sistemi SCADA) e di software per il monitoraggio degli impianti e delle reti di<br />
distribuzione. A questi si aggiungono i servizi di tipo ambientale, fra i quali un ruolo di primo piano<br />
spetta ai servizi per l’incremento dell’efficienza energetica.<br />
La <strong>Romania</strong> ha notevoli capacità produttive per quanto riguarda la produzione di turbine e di apparecchiature<br />
meccaniche per l’industria elettrica e del gas, che sono state esportate anche all’estero in paesi quali<br />
Turchia, Russia, Ucraina, Paesi Arabi e Cina. Una prospettive interessante per società di ingegneria<br />
italiane potrebbe quindi essere la costituzione di joint ventures con le imprese romene per la fornitura<br />
di parti meccaniche nell’ambito dell’ammodernamento degli impianti.<br />
Vi sono invece beni e servizi che devono essere importati perché quelli prodotti localmente non<br />
raggiungono gli standard internazionali richiesti. Si tratta di apparecchiature per impianti nucleari,<br />
sistemi di controllo e strumentazione elettronica, pompe e compressori speciali (ad esempio per la<br />
gestione del gas in alta pressione), trasformatori ad alto voltaggio e isolanti. In questo caso le imprese<br />
italiane si trovano a competere con altre imprese occidentali, soprattutto tedesche e americane.<br />
Un nuovo settore interessante per le imprese italiane è quello beni e servizi per l’incremento<br />
dell’efficienza energetica. La <strong>Romania</strong> sta cercando di sviluppare il proprio “potenziale ambientale” al<br />
fine di massimizzare la propria partecipazione al mercato delle emissioni e incrementare in tal modo le<br />
entrate provenienti dalla vendita ad altri paesi dei certificati di emissione. La riduzione di emissioni<br />
tramite l’incremento dell’efficienza energetica ha l’effetto di aumentare il numero dei permessi di<br />
emissione che possono essere venduti sul mercato e quindi le entrate del paese da “emission trading”.<br />
Box 9.1 Investimenti esteri in <strong>Romania</strong><br />
La <strong>Romania</strong> non impone restrizioni agli investimenti di società estere, sia che si tratti dell’acquisizione della<br />
proprietà, di joint ventures o di partecipazioni in imprese romene. Espressa autorizzazione da parte del Governo<br />
è richiesta esclusivamente per le imprese operanti nel settore della difesa, nei monopoli di stato e<br />
nella sicurezza nazionale.<br />
Incentivi. La legge 332/2001 per la promozione degli investimenti diretti con impatto significativo sull’economia<br />
esenta dalle imposte doganali particolari beni d’importazione che fanno parte dell’investimento. L’esenzione è<br />
applicata alle imprese che investono oltre 1 milione di dollari in <strong>Romania</strong> entro 30 giorni dalla registrazione<br />
presso l’Agenzia Romena per gli Investimenti Esteri. La legge prevede anche agevolazioni fiscali (ad esempio<br />
l’uso dell’ammortamento accelerato per tutti gli asset fissi tranne gli immobili). La normativa fiscale prevede<br />
l’esenzione dall’IVA nel caso di importazioni di macchinari e di materie di base non prodotte nel paese e per le<br />
quali esiste un deficit a livello nazionale).<br />
Garanzie. Gli investimenti esteri non sono soggetti a nazionalizzazione, espropriazione, requisizione o<br />
misure simili se non nel caso di prevalente interesse nazionale e previa congrua compensazione. La <strong>Romania</strong><br />
è membro della Multilateral Investment Guarantee Agency (MIGA).<br />
Repatriation. I profitti possono essere rimpatriati dopo il pagamento della tassa sui profitti (e sui dividendi nel caso<br />
in cui siano distribuiti anche dividendi). Al termine dell’investimento, il capitale può essere rimpatriato.<br />
55
Riprendendo lo schema in Fig. 8.8. il progetto “nasce” con l’identificazione di una domanda di beni o<br />
servizi: se si tratta di un’operazione con controparte un Ente Pubblico che esprime la domanda di<br />
servizi, questa verrà “concretizzata” in uno schema dettagliato di convenzione che regola i rapporti tra<br />
pubblico e privato e che costituisce la base di riferimento degli obblighi e diritti delle due parti.<br />
10. Istituzioni di riferimento e indirizzi utili<br />
ISTITUZIONI ITALIANE IN ROMANIA<br />
Indirizzo<br />
Telefono<br />
Fax<br />
E-mail<br />
Settore<br />
Ambasciata d'Italia<br />
Str. Henri Coanda, 7, sector 1, 010667 - Bucuresti<br />
+40-21-2315053; 2315054<br />
+40-21-3120422; 2234550<br />
info@ambitalia.ro ; commerciale@ambitalia.ro<br />
Consolato d'Italia - Bucarest<br />
Str. Arh. Ion Mincu, 12, sector 1, 011358 - Bucuresti<br />
+40-21-2225734; 2221915; 2232424<br />
+40-21-2234550<br />
info@ambitalia.ro<br />
Consolato d'Italia – Timisoara<br />
Str. Putna nr. 6, 300593 - Timisoara, <strong>Romania</strong><br />
+40-256 408630<br />
+40-256.408661<br />
consolato.timisoara@esteri.it<br />
ISTITUZIONI PUBBLICHE ROMENE<br />
Autoritatea Nationala de<br />
Reglementare in Domeniul<br />
Energiei - ANRE<br />
Str. Constantin Nacu, 3, 020995 - Bucuresti<br />
+40-21-311 22 44<br />
+40-21-312 43 65<br />
anre@anre.ro<br />
Autoritatea Nationala de<br />
Reglementare in Domeniul<br />
Gazelor Naturale - ANRGN<br />
Sos. Cotroceni, Nr.4, Sector 6 - Bucuresti<br />
+40-21-303.38.00; 303.38.01;<br />
303.38.02; 303.38.03<br />
+40-21-303.38.08<br />
anrgn@anrgn.ro<br />
MINISTERUL ECONOMIEI SI<br />
COMERTULUI<br />
Calea Victoriei, nr. 152, sector 1, 010096 -<br />
Bucuresti<br />
+40-21-212.94.37; 212.94.15<br />
liniaintreprinzatorului@minind.ro<br />
CAMERA DE COMERT A<br />
ROMANIEI<br />
Bd. Octavian Goga, no.2, sector 3, 030982 -<br />
Bucuresti<br />
+40-21-3229535-39; 3229549;<br />
3229526;24<br />
+40-21-3273468<br />
ddab@ccir.ro , ccir@ccir.ro ; www.ccir.ro<br />
AGENTIA DE DEZVOLTARE<br />
REGIONALA Bucuresti – Ilfov<br />
Calea Victoriei, 16-20, sc.A, et.2, sector 3, 030027<br />
- Bucuresti<br />
+40-21-3159659<br />
+40-21-3159665<br />
contact@adrbi.ro ; www.adrbi.ro<br />
AUTORITATEA PENTRU<br />
VALORIFICAREA ACTIVELOR<br />
STATULUI (Ex: FONDUL<br />
PROPRIETATII DE STAT)<br />
Str. Cpt.Av.Alexandru Serbanescu, no.50, sector<br />
1, 014294 - Bucuresti<br />
+40-21-3036301<br />
+40-21-3036521;<br />
2333272<br />
maria.manescu@avas.gov.ro ;<br />
www.apaps.ro<br />
CENTRUL ROMAN DE<br />
COMERT EXTERIOR<br />
Str. Apolodor, 17, sector 5, 050741 - Bucuresti<br />
+40-21-4107235; 3353445<br />
+40-21-3111491<br />
office@traderom.ro<br />
ASSOCIAZIONI<br />
AIIR (Associazione Imprenditori<br />
Italiani in <strong>Romania</strong>)<br />
Bd. Gh.Magheru, nr. 9, et.3, sector 1, 010323 -<br />
Bucuresti<br />
+40-21-3310753<br />
+40-21-3310754<br />
aiir@aiir.ro<br />
CAMERA DI COMMERCIO<br />
ITALIANA PER LA ROMANIA<br />
Bd. Corneliu Coposu, 3, bl. 101, sc.3, et.6, ap.56,<br />
Sector 3, 030601 Bucuresti<br />
+40-21-3203127/9; 3203105<br />
+40-21-3203108<br />
segreteria@cameradicommercio.ro<br />
FUNDATIA SISTEMA<br />
ITALIA ROMANIA<br />
Str.Lascar Catargiu, nr.47-53, etaj 2, sector 1,<br />
010665 - Bucuresti<br />
+40-21-2084150<br />
+40-21-2084153<br />
info@fundatia-it.ro<br />
UNIMPRESA ROMANIA<br />
Str.Lascar Catargiu, nr.47-53, etaj 2, sector 1,<br />
010665 - Bucuresti<br />
+40-21-2084150<br />
+40-21-2084153<br />
PRINCIPALI SOCIETA’ ITALIANE IN ROMANIA<br />
info@unimpresaromania-it.ro<br />
AGIP ROMANIA SA<br />
Bucuresti, Str. Barbu Vacarescu, 162, sector 2, 020284<br />
+40-21-2318484<br />
+40-21-2318486<br />
agip@agip.ro<br />
Energia.<br />
ANSALDO<br />
Bucuresti, Bd. Dacia, nr. 65, et.1, ap.2, sector 1, 010407<br />
+40-21-2113991; 2110297<br />
+40-21-2113990<br />
villabruna@ansaldo.ro<br />
Metalmeccanica.<br />
ANTRICE SA<br />
Str. Emanoil Porumbaru, nr.4-4°, sector 1,<br />
Bucuresti - 011425<br />
+40-21-2236848; 2237141<br />
+40-21-2237757<br />
a.roxana@antrice.ro , v.goian@antrice.ro<br />
Elettronica.<br />
BUTAN GAS ROMANIA SA<br />
Bucuresti, Str. Coralilor, nr.18, Sector 1, 013328<br />
+40-21-4087333 ;4087300; 4087310<br />
+40-21-4087329; 4087330<br />
office@butangas.ro<br />
Energia.<br />
DANIELI ROMANIA SRL<br />
Splaiul Unirii, nr.4, bl.B3, tronson 3, et.6, ap.6.1, sector<br />
4, 040104 – Bucuresti<br />
+40-21-3018965; 3018966<br />
+40-21-3311380<br />
office@danieli.ro<br />
Metalmeccanica.<br />
FINSIEL ROMANIA SRL<br />
Bucuresti, Bd.Ficusului, no.44A, et.1, Sector 1 , 013975<br />
+40-21-2320193; 94; 95<br />
+40-21-2329807<br />
office@bucarest.finsiel.ro ; www.finsiel.ro<br />
Telecomunicazioni -<br />
informatica<br />
IPACRI ROMANIA SRL<br />
Bucuresti – 010827,Str. Crisana, no.9, sector 1,<br />
+40-21-2126595; 96; 97; 98<br />
+40-21-2126598<br />
office@ipacri.ro ; amircea@ipacri.ro ;<br />
emagren@ipacri.ro ; atoltis@ipacri.ro<br />
Telecomunicazioni -<br />
informatica.<br />
MARCONI SELENIA COMMU-<br />
NICATIONS ROMANIA SRL<br />
Str. Dr. Louis Pasteur, no.8 sector 5, Bucuresti,<br />
050535<br />
+40-21-4109530<br />
+40-21-4109550<br />
cesare.bruno@marconiselenia.com<br />
Telecomunicazioni.<br />
RARTEL SA (NUOVA TELE-<br />
SPAZIO - TELECOM)<br />
011041 – Bucuresti, Sector 1, Str.Dr. Felix, no. 70,<br />
et.3<br />
+40-21-2125715<br />
+40-21-2125718<br />
rartel@rartel.ro ; www.rartel.<br />
Telecomunicazioni.<br />
SIELTE ROM SA<br />
060313 – Bucuresti, Str. General Petre Popovat,<br />
no.81, sector 6<br />
+40-21-2238246; 2238247<br />
+40-21-2219937<br />
sielte@xnet.ro<br />
Telecomunicazioni.<br />
SNAM PROGETTI ROMANIA<br />
SRL<br />
Baneasa Business Center Sos. Bucuresti – Ploiesti,<br />
nr.17-21, et.6, sector 1, Bucuresti<br />
+40-21-2322987<br />
+40-21-2322782<br />
tira.piergiovanni@snamprogetti.ro<br />
Progettazioni<br />
petrolchimica<br />
TOMEX – SEL<br />
010784 – Bucuresti, Sector 1, Str. Luigi Cazzavillan, 35<br />
+40-21-3101684; 3101631;<br />
+40-21-3120489<br />
elenas@fx.ro<br />
Metalmeccanica.<br />
NUOVA ARIO (VI.RO)<br />
310426 – Arad, Jud. Arad, Str. Cocorilor, no.24 A<br />
+40-257-275406<br />
+40-257/275446<br />
viro@rdslink.ro<br />
Metalmeccanica.<br />
UNICREDIT GROUP IN ROMANIA<br />
<strong>UniCredit</strong> <strong>Romania</strong><br />
Bucharest Head-Office<br />
16 Splaiul Unirii; Bucharest, 4<br />
+40-21-3015 555<br />
+40-21-3015 202<br />
office@unicredit.ro<br />
56
Indirizzo<br />
UNICREDIT GROUP IN ROMANIA<br />
Telefono<br />
Fax<br />
E-mail<br />
<strong>UniCredit</strong> <strong>Romania</strong><br />
Bucharest Head-Office<br />
16 Splaiul Unirii; Bucharest, 4<br />
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Ministero degli Affari Esteri<br />
Direzione Generale<br />
Per la Cooperazione Economica<br />
e Finanziaria Multilaterale<br />
Ufficio III<br />
P.le della Farnesina, 1<br />
00194 Roma<br />
+39-06-3691-2686<br />
+39-06-3691-8183<br />
www.esteri.gov.it<br />
Sezione per le imprese<br />
57
11. Glossario<br />
Autoproduttore<br />
CCGT<br />
Cliente Finale<br />
Cliente Idoneo<br />
Cliente Vincolato<br />
Cogenerazione<br />
Dispacciamento<br />
Fonti rinnovabili<br />
Grossista<br />
Mercato libero<br />
Mercato vincolato<br />
Must run<br />
Operatore di sistema<br />
Price cap<br />
Rete Interconnessa<br />
Impresa che, oltre alla propria attività principale, produce (individualmente<br />
o in associazione con altre imprese) energia elettrica per il proprio consumo<br />
in quantità non inferiore a una data percentuale fissata per legge (in Italia<br />
tale percentuale è pari al 70%)<br />
Ciclo combinato a gas. Tecnologia utilizzata nella produzione di energia<br />
elettrica che prevede l’uso di turbine a gas i cui gas di scarico alimentano<br />
una caldaia. Il vapore prodotto dalla caldaia è utilizzato da una turbina a<br />
vapore accoppiata a un generatore.<br />
Cliente che acquista energia elettrica o gas per uso proprio.<br />
Cliente che ha la capacità, ai sensi di legge, di stipulare contratti di fornitura<br />
con qualsiasi fornitore nazionale ed estero.<br />
Cliente che può stipulare contratti di fornitura di elettricità e/o gas solo con<br />
il distributore che effettua il servizio nella zona in cui è localizzato il cliente.<br />
Produzione combinata di elettricità e calore.<br />
Attività che dispone l’esercizio coordinato del sistema di trasmissione e dei<br />
servizi ausiliari; nell’ambito del sistema elettrico, l’attività di dispacciamento<br />
coordina l’uso e l’esercizio degli impianti di generazione, della rete di<br />
trasmissione e dei servizi ausiliari; l’attività di dispacciamento è svolta<br />
dall’operatore del sistema di trasmissione.<br />
Risorse idriche e geotermiche, sole, vento, maree e forza maremotrice e<br />
trasformazione in energia di rifiuti organici e inorganici e di prodotti vegetali<br />
Operatore che acquista e vende energia elettrica senza svolgere attività di<br />
produzione, trasmissione e distribuzione<br />
Mercato in cui operano in regime di concorrenza produttori e grossisti per<br />
la fornitura di elettricità e/o gas ai clienti idonei.<br />
Mercato per la fornitura ai clienti che non possono stipulare liberamente<br />
contratti di fornitura; il prezzo al quale è venduta l’energia (elettricità e gas)<br />
sul mercato vincolato è generalmente regolamentato.<br />
Impianti che per ragioni tecniche devono funzionare secondo modalità e<br />
tempi previsti dall’operatore di sistema<br />
Operatore responsabile della gestione unitaria del sistema di trasporto<br />
(operatore del sistema di trasporto - TSO) o di trasmissione (operatore del<br />
sistema di distribuzione - DSO).<br />
Limite imposto all’evoluzione delle tariffe tenuto conto dell’andamento<br />
dell’inflazione e dei recuperi di efficienza dell’operatore.<br />
Insieme di reti di trasmissione o distribuzione collegate con dispositivi di<br />
interconnessione.<br />
58
Rete di trasmissione Complesso di stazioni e linee di trasmissione/trasporto gestite unitariamente.<br />
nazionale/rete<br />
di trasporto nazionale<br />
Servizi ausiliari<br />
Soglia di idoneità<br />
TPA Regolato<br />
Vettoriamento<br />
Servizio necessari alle operazioni del sistema di trasporto o di distribuzione<br />
Limite di consumo annuo oltre il quale un cliente finale è definito cliente<br />
idoneo.<br />
Third Party Access. Accesso alle reti a condizioni non discriminatorie,<br />
garantito a tutti gli utenti che ne facciano richiesta e che siano in possesso<br />
dei necessari requisiti tecnici ed economici.<br />
Trasporto di elettricità o gas da un punto di immissione a un punto di prelievo<br />
12. Unità di misura<br />
Unità di misura comunemente usate nel settore elettrico<br />
1 Watt = unità di misura della potenza equivalente a 1 Joule/secondo (J/s) oppure a 1 Volt-Ampere (1 VA)<br />
1 kW = 1.000 Watt<br />
1 MW = 1.000 kW= 1.000.000 Watt<br />
1 GW = 1.000 MW = 1.000.000 kW = 1.000.000.000 Watt<br />
1 TW = 1.000 GW = 1.000.000 MW = 1.000.000.000 kW = 1.000.000.000.000 Watt<br />
1 kWh = 1 kilowattora = Quantità di energia elettrica pari a 1.000 Watt domandata/fornita in un’ora<br />
1 MWh = 1000 kWh = 1.000.000 Watt/ora<br />
1 GWh = 1000 MWh = 1.000.000 kWh = 1.000.000.000 Watt/ora<br />
1 TWh = 1000 GWh = 1.000.000 MWh = 1.000.000.000 kWh = 1.000.000.000.000 Watt/ora<br />
Volt = unità di misura della tensione elettrica<br />
1 kV = 1.000 Volt<br />
Unità di misura comunemente usate nel settore gas<br />
1 mc = 1 metro cubo di gas<br />
1 Mcm = 1.000.000 mc<br />
1 Bcm = 1.000.000.000 mc<br />
1 Joule = unità di misura dell’energia e del lavoro, pari al lavoro compiuto dalla forza di un newton che<br />
sposta 1 kg per la distanza di un metro<br />
1 MJ = 1.000.000 J<br />
1 GJ = 1.000 MJ = 1.000.000.000<br />
59
Appendice A. Bando di gara Hidroelectrica SA<br />
INVITO A PARTECIPARE ALLA FSE DI PREQUALIFICAZIONE PER LA PARTECIPAZIONE<br />
AL PROGETTO DI RIQUALIFICAZIONE DELLA CENTRALE LOTRU-CIUNGET<br />
NOTIFICARE<br />
ACHIZITIE SPECIFICA<br />
Invitatie la Precalificare<br />
ROMANIA<br />
PROIECT: RETEHNOLOGIZAREA HIDROCENTRALEI LOTRU-CIUNGET<br />
ICB No: RO-HPP-WB01<br />
Prezenta invitatie se refera la acelasi contract pentru care au fost publicate invitatii la precalificare in<br />
data de 13 octombrie, 2004 in ziarele romanesti Adevarul si Economistul.<br />
Prezenta invitatie la precalificare este urmarea notificarii generale de achizitie lansata pentru acest proiect<br />
si care a aparut in publicatiile Development Business si DG Market online la data de 15 iunie, 2004.<br />
S.C. HIDROELECTRICA S.A. a efectuat o aplicatie pentru un imprumut la Banca Internationala pentru<br />
Reconstructie si Dezvoltare (BIRD) in vederea acoperirii costurilor Proiectului de Retehnologizarea<br />
Hidrocentralei Lotru-Ciunget si intentioneaza sa afecteze o parte din incasarile rezultate in urma<br />
acestui imprumut efectuarii platilor in baza contractului de Retehnologizarea Hidrocentralei<br />
Lotru-Ciunget.<br />
S.C. HIDROELECTRICA S.A. are in intentie precalificarea de contractori si/sau firme pentru lucrarile de<br />
inginerie, proiectare, furnizare, livrare, montare, punerea in functiune a echipamentelor mecanice,<br />
electrice, automatizare si instalatiilor de comanda si control in conditiile unui contract la cheie. Aplicantii<br />
trebuie sa prezinte un istoric cu cel putin doua contracte la cheie similare atestate ca reusite in ultimii cinci<br />
ani.<br />
Precalificarea se va derula pe baza procedurilor de precalificare specificate in Regulamentul Bancii<br />
Mondiale : Guidelines: Procurement under IBRD Loans and IDA Credits, May 2004, si este deschisa<br />
tuturor ofertantilor provenind din tari eligibile, asa cum se defineste in regulament.<br />
Aplicantii eligibili interesati pot obtine informatii suplimentare precum si viziona documentul de<br />
precalificare la sediul S.C. HIDROELECTRICA S.A. (la adresa de mai jos ) intre orele 07:30 si 15:30.<br />
Un set complet cu documentatia de precalificare in limba engleza se poate achizitiona de catre<br />
aplicantii interesati in baza expedierii unei cereri scrise la adresa mentionata mai jos.<br />
Aplicatiile de precalificare se vor trimite in plicuri sigilate, cu destinatie la adresa de mai jos,<br />
pana la orele 12:00 , 18 aprilie, 2005 si vor fi inscriptionate citet ”Aplicatie la Precalificare pentru<br />
Retehnologizarea Hidrocentralei Lotru-Ciunget ”.<br />
Departamentul de Marketing, Privatizare si Afaceri Internationale<br />
Doamna Carmen Marin, Director<br />
Str. Constantin Nacu Nr 3; 020995 Bucuresti, <strong>Romania</strong><br />
Tel: + 40.21.303.25.12<br />
Fax: + 40.21.311.11.74<br />
Email: Carmen.marin@hidroelectrica.ro<br />
60
Appendice B. Esempio di tender Europeaid<br />
TENDER PER IL PROGETTO DI CONSOLIDAMENTO DELLA CAPACITA’ REGOLATORIA<br />
DI A.N.R.E.<br />
(fonte: EUROPEAID)<br />
Public document to be completed by the Contracting Authority<br />
Compulsory use for service tender procedures of EUR 200,000 or more<br />
SERVICE PROCUREMENT NOTICE<br />
Consolidation of the regulatory capacity of ANRE<br />
Location - <strong>Romania</strong><br />
1. Publication reference<br />
EuropeAid/120996/D/SV/RO<br />
2. Procedure<br />
Restricted<br />
3. Programme<br />
Phare 2004<br />
4. Financing<br />
Financing Memorandum Phare 2004/ 016-772.03.10.01<br />
5. Contracting Authority<br />
Central Finance and Contracts Unit (CFCU), Ministry of Public Finance,<br />
Mircea Voda Avenue, no. 44, B entrance, Sector 3, Bucharest, <strong>Romania</strong><br />
phone: 00 40 21 326 87 33<br />
fax:00 40 21 326 87 30<br />
CONTRACT SPECIFICATION<br />
6. Nature of contract<br />
Technical Assistance - fee-based contract<br />
7. Contract description<br />
The project aim is to support ANRE to put in place a transparent and predictable regulatory framework.<br />
ANRE needs technical assistance in order to realize the transition from restrained eligibility to full<br />
liberalization of retail market, to develop the mechanisms necessary to identify and prevent market<br />
power and to avoid any abuse of a dominant position, to develop the mechanisms to ensure long term<br />
security of supply in the event that sufficient power generation capacity is not built on the basis of the<br />
authorization procedure, in line with the EU practice, to develop the instruments for tariffs, customer’s<br />
protection, and to improve the skills of ANRE staff through a training program.<br />
8. Numbers and titles of lots<br />
Not applicable<br />
9. Maximum budget<br />
EUR 770,000 (700,000 Euro Phare + 70,000 Euro National Co-financing)<br />
10. Scope for additional services<br />
Not applicable<br />
CONDITIONS OF PARTICIPATION<br />
11. Eligibility<br />
Participation is open on equal terms to all natural and legal persons of the EU Member States or of the<br />
Phare countries (Bulgaria, <strong>Romania</strong>, Turkey) and SAP-countries (Albania, Bosnia-Herzegovina,<br />
Croatia, Former Yugoslav Republic of Macedonia, Serbia- Montenegro).<br />
12. Candidature<br />
All eligible natural and legal persons (as per item 11 above) or groupings of such persons (consortia)<br />
may apply.<br />
A consortium may be a permanent, legally-established grouping or a grouping which has been<br />
constituted informally for a specific tender procedure. All members of a consortium (i.e., the leader and<br />
all other partners) are jointly and severally liable to the Contracting Authority.<br />
The participation of an ineligible natural or legal person (as per item 11) will result in the automatic<br />
exclusion of that person. In particular, if that ineligible person belongs to a consortium, the whole<br />
consortium will be excluded.<br />
61
13. Number of applications<br />
No more than one application can be submitted by a natural or legal person (including legal persons within<br />
the same legal group), whatever the form of participation (as an individual legal entity or as leader or<br />
partner of a consortium submitting an application). In the event that a natural or legal person (including<br />
legal persons within the same legal group) submits more than one application, all applications in which<br />
that person (and legal persons within the same legal group) has participated will be excluded.<br />
14. Shortlist alliances prohibited<br />
Any tenders received from tenderers comprising firms other than those mentioned in the short-listed<br />
application forms will be excluded from this restricted tender procedure. Short-listed candidates may not<br />
form alliances or subcontract to each other for the contract in question.<br />
15. Grounds for exclusion<br />
As part of the application form, candidates must submit a statement to the effect that they are not in any<br />
of the exclusion situations listed in Section 2.3.3 of the Practical Guide to contract procedures financed<br />
from the General Budget of the European Communities in the context of external actions (available from<br />
following Internet address: http://europa.eu.int/comm/europeaid/index_en.htm).<br />
16. Sub-contracting<br />
The value of the sub-contracted part of the services may not exceed 30% of the contract value.<br />
17. Number of candidates to be short-listed<br />
On the basis of the applications received, at least 4 and at most 8 candidates will be invited to submit<br />
detailed tenders for this contract.<br />
PROVISIONAL TIMETABLE<br />
18. Provisional date of invitation to tender<br />
September 2005<br />
19. Provisional commencement date of the contract<br />
November 2005<br />
20. Initial period of execution and possible extension of the contract<br />
The initial contract duration is 12 calendar months.<br />
SELECTION AND AWARD CRITERIA<br />
21. Selection criteria<br />
The following selection criteria will be applied to candidates. In the case of applications submitted by a<br />
consortium, these selection criteria will be applied to the consortium as a whole:<br />
1) Economic and financial standing of candidate [based on item 3 of the application form]<br />
• The average annual turnover of the applicant entity (individual or JV/consortium altogether) over the<br />
last three years must exceed 800,000 Euros<br />
• The average annual operating profit of the applicant of the past three years (2001, 2002 and 2003)<br />
must be positive.<br />
2) Professional capacity of candidate [based on items 4 and 5 of the application form]<br />
• At least 10 persons of all permanent staff working for the applicant currently works in fields related<br />
to this contract as provided under point 7 above.<br />
3) Technical capacity of candidate [based on items 5 and 6 of the application form]<br />
• The applicant (individual company or JV/consortium altogether) has completed and implemented at<br />
least one major project in fields related to this contract in the past five years, and having a share of<br />
involvement (proportion of services carried out by the candidate) amounting to more than 600,000<br />
Euros.<br />
If more than 8 eligible candidates meet the above selection criteria, the relative strengths and<br />
weaknesses of the applications of these candidates must be reexamined to identify the eight best<br />
applications for the tender procedure. The only factors which will be taken into consideration during<br />
this re-examination are:<br />
1) The number of relevant reference projects (identified under selection criteria no.3, see above)<br />
provided by each eligible candidate and<br />
2) In case of competition between two or more applicants having the same number of relevant projects,<br />
will prevail their values/amounts taking into consideration only their share of involvement (proportion<br />
of services carried out by the candidate), in the above mentioned projects.<br />
Nota bene: The Candidate must provide the relevant economic and financial information in order to be<br />
assessed by applying the above criteria. Please fill in and include in your application the below table<br />
with relevant financial data to prove compliance with the selection criteria as published:<br />
62
Leader *<br />
Partner 2 *<br />
Etc …<br />
Financial data 2001 2002 2003<br />
Annual turnover (EUR)<br />
Annual operating profit (EUR)<br />
Annual turnover (EUR)<br />
Annual operating profit (EUR)<br />
22. Award criteria<br />
As specified in the tender dossier annexed to the letter of invitation to tender which will be sent to<br />
short-listed candidates.<br />
APPLICATION<br />
23. Deadline for receipt of applications<br />
4 July 2005, 16:00 hrs. Local time<br />
Any application received after this deadline will not be considered.<br />
24. Application format and details to be provided<br />
Applications must be submitted using the standard application form (available from the<br />
following Internet address: http://europa.eu.int/comm/europeaid/index_en.htm), whose format and<br />
instructions must be strictly observed.<br />
Any application which does not observe these provisions will be automatically<br />
eliminated. Any additional documentation (brochure, letter, etc) sent with an application will not be<br />
taken into consideration.<br />
25. How applications may be submitted<br />
Applications must be submitted in English exclusively to the Contracting Authority:<br />
· EITHER by recorded delivery (official postal service) to :<br />
Central Finance and Contracting Unit<br />
Ministry of Public Finances, <strong>Romania</strong><br />
Mircea Voda Av., no 44, entrance B<br />
Sector 3, Bucharest<br />
Tel: 0040 21 326 87 33<br />
Fax: 0040 21 326 87 30<br />
Contact person: Daniela Tala – Project Officer<br />
OR hand delivered (including courier services) directly to the Contracting Authority in return for a<br />
signed and dated receipt to:<br />
Central Finance and Contracting Unit<br />
Ministry of Public Finances, <strong>Romania</strong><br />
Mircea Voda Av., no 44, entrance B<br />
Sector 3, Bucharest<br />
Tel: 0040 21 326 87 33<br />
Fax: 0040 21 326 87 30<br />
Contact person: Daniela Tala – Project Officer<br />
The Contract title and the Publication reference (see item 1 above) must be clearly<br />
marked on the envelope containing the application and must always be mentioned in all subsequent<br />
correspondence with the Contracting Authority.<br />
Applications submitted by any other means will not be considered.<br />
26. Operational language<br />
All written communications for this tender procedure and contract must be in English.<br />
27. Additional information<br />
Not applicable<br />
28. Date of publication of contract forecast<br />
February 2005<br />
29. Legal basis<br />
Council Regulation no.3906/89 of 18 December 1989 on economic aid to certain countries of Central<br />
and Eastern Europe, as amended on 17 December 2001 through the Council Regulation (EC) no.<br />
2500/2001 concerning pre-accession financial assistance for Turkey and as amended on 21 April 2004<br />
through the Council Regulation (EC) no.769/2004.<br />
63
AGGIORNAMENTO: Settembre 2005<br />
REDAZIONE:<br />
Marcella Fantini - NERA Economic Consulting<br />
COLLABORAZIONE REDAZIONE ECONOMICA E FINANZIARIA:<br />
Sergio Alcini<br />
Flavio Caricasole<br />
Patrizia Conte<br />
Francesco Gabriele Lucchese<br />
Gianfranco Massaro<br />
DATI E PREVISIONI MACROECONOMICHE:<br />
Network di Ricerca New Europe di <strong>UniCredit</strong><br />
COORDINAMENTO EDITORIALE E REDAZIONE:<br />
Gea Straccamore<br />
<strong>UniCredit</strong> <strong>Group</strong> - Relazioni Istituzionali Internazionali<br />
Via del Corso, 374 - 00186 Roma<br />
Via San Protaso, 3 - 20121 Milano<br />
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