Guida Turchia - UniCredit Group

RELAZIONI ISTITUZIONALI E INTERNAZIONALI 

Turchia 

I mercati energetici dell’est Europa: 

opportunità per le imprese italiane 

nel settore elettrico e del gas


I mercati energetici dell’est Europa: 

opportunità per le imprese italiane 

nel settore elettrico e del gas

Indice 

Indice . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . i 

Lista delle figure . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ii 

Lista delle tabelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ii 

1. Introduzione . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 01 

2. Struttura di governo e organizzazione dello stato . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 02 

3. Scenario economico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 02 

3.1. Gli scambi con l’estero . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 04 

4. Politica energetica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 05 

5. Il settore elettrico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 05 

5.1. Contesto regolatorio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 06 

5.2. La domanda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 08 

5.3. L’offerta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 09 

5.4. La trasmissione e il bilanciamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 

5.5. La distribuzione e la vendita . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 

5.6. L’apertura alla concorrenza . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 

5.7. Futuri scenari di sviluppo del mercato (privatizzazioni ed investimenti) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19 

6. Il mercato del gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 

6.1. Contesto regolatorio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 

6.2. La domanda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 

6.3. L’offerta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 

6.4. Il trasporto e lo stoccaggio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 

6.5. La distribuzione e la vendita . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28 

6.6. L’apertura alla concorrenza . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30 

6.7. Futuri scenari di sviluppo del mercato (privatizzazioni ed investimenti) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30 

7. Il rispetto degli obblighi di emissione . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31 

8. Finanziamenti per il settore dell’energia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31 

8.1. Finanziamenti internazionali . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31 

8.2. Strumenti finanziari ed assicurativi del Governo italiano . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33 

8.3. La finanza di progetto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41 

8.4. Servizi e prodotti per le imprese all’estero del Gruppo UniCredit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44 

9. Opportunità per le imprese italiane . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47 

10. Istituzioni di riferimento e indirizzi utili . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 

11. Glossario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50 

12. Unità di misura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 

Appendice A. 

Schede di privatizzazione di TEDAS, Kemerköy e Yeniköy (www.oib.gov.tr) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52 

i

Lista delle figure 

Figura 3.1 Tasso di crescita reale e inflazione . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 03 

Figura 3.2 Composizione del PIL per settore . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 03 

Figura 3.3 Andamento mensile di importazioni, esportazioni e saldo della bilancia commerciale . . . . . . . . . 04 

Figura 3.4 Composizione di esportazioni e importazioni della Turchia (2004) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 04 

Figura 3.5 Esportazioni e importazioni per paese (2004) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 04 

Figura 5.1 Evoluzione strutturale del mercato elettrico turco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 05 

Figura 5.2 Evoluzione dei consumi di elettricità (TWh) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 08 

Figura 5.3 Consumo di elettricità per settore (2004) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 08 

Figura 5.4 Capacità di generazione per produttore (2004, %) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 09 

Figura 5.5 Evoluzione della capacità di generazione (MW) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 

Figura 5.6 Produzione per combustibile . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 

Figura 5.7 Evoluzione di domanda e offerta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 

Figura 5.8 Evoluzione delle linee di trasmissione (km) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 

Figura 6.1 Evoluzione della domanda: 2005-2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 

Figura 6.2 Evoluzione della domanda: composizione in percentuale . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 

Figura 6.3 Tariffe applicate da BOTAS ai distributori . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28 

Figura 8.1 Polizza Individuale di Sace S.p.A, . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 

Figura 8.2 Polizza Investimenti di Sace S.p.A, . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 

Figura 8.3 Polizza Lavori di Sace S.p.A. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38 

Figura 8.4 Polizza Fidejussione di Sace S.p.A . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38 

Figura 8.5 Polizza credito acquirente Sace S.p.A . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39 

Figura 8.6 Conferme Credito Documentario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39 

Figura 8.7 Architettura del Project Finance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41 

Figura 8.8 Gli elementi del Project Finance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 

Figura 8.9 La struttura finanziaria del Project Finance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 

Lista delle tabelle 

Tabella 3.1 Principali indicatori macroeconomici . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 03 

Tabella 5.1 Evoluzione della domanda 2005-2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 09 

Tabella 5.2 Interconnessioni del sistema turco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 

Tabella 5.3 Progetti per nuove interconnessioni . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 

Tabella 5.4 Tariffe per l’uso del sistema e le operazioni di sistema praticate da TEIAS . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 

Tabella 5.5 Tariffe praticate da TEDAS per le principali categorie di utenza . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 

Tabella 5.6 Tariffe praticate da TETAS ai distributori (2005) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 

Tabella 5.7 Progetti BOT attualmente operativi . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19 

Tabella 5.8 Società elettriche inserite nel programma di privatizzazione . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 

Tabella 6.1 Contratti di importazione . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 

Tabella 6.2 Cessione dei contratti di importazione . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 

Tabella 6.3 Rete di trasmissione nazionale . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 

Tabella 6.4 Linee in costruzione . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 

Tabella 6.5 Tariffe di Bursagaz per i clienti residenziali, agosto 2005* . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 

Tabella 9.1 Principali imprese operanti nella fornitura di servizi e apparecchiature al settore elettrico . . . . . . 47 

ii

1. Introduzione 

Il processo di liberalizzazione del settore dell’energia è cominciato nel 2001 con l’emanazione della 

Legge sul Mercato Elettrico e della Legge sul Mercato del Gas. Da allora il processo di apertura del 

mercato è proseguito molto lentamente e in diversa misura per i due settori, con il settore gas ancora 

controllato quasi interamente dal monopolista pubblico. 

La maggiore velocità registrata nel processo di liberalizzazione del settore elettrico è principalmente 

dovuta al rapido incremento della domanda e alla contemporanea incapacità del settore pubblico di 

garantire adeguati investimenti in espansione della capacità di generazione per far fronte alla domanda 

crescente. 

La Turchia ha sperimentato nel tempo diversi modelli (BOT e BOO i più noti) 1 , tutti fondamentalmente 

riconducibili a contratti di lungo periodo fra il produttore privato e l’acquirente pubblico, garantiti dal 

Tesoro, in cui l’elettricità veniva acquistata ad un prezzo elevato, soprattutto nei primi anni di esercizio 

dell’impianto, per garantire all’investitore privato il recupero del proprio investimento in tempi rapidi. 

Il risultato dell’uso di tali modelli non è stato, tuttavia, quello sperato e la necessità di attrarre capitali 

privati è una delle grandi sfide che il settore elettrico si troverà ad affrontare nei prossimi anni. 

Una sfida analoga attende il settore del gas. La liberalizzazione del settore è ancora in fase iniziale e 

il monopolista pubblico BOTAS mantiene saldamente il controllo della filiera. Un passo in avanti verso 

la liberalizzazione è stato fatto nel giugno di quest’anno con l’approvazione degli emendamenti alla 

Legge sul Mercato del Gas che impongono alle società di distribuzione un limite alle zone che possono 

servire e a BOTAS il divieto di stipulare nuovi contratti di importazione e la cessione di parte di quelli 

esistenti. 

Il panorama attuale mostra che la strada verso la completa liberalizzazione del settore dell’energia è 

ancora lunga, anche se un’accelerazione nell’immediato futuro sarà inevitabile a causa delle scadenze 

istituzionali che attendono il paese. Nel 2004 la Turchia ha ottenuto lo status di paese candidato 

all’adesione all’Unione Europea e la necessità che il Paese ha di adeguare la propria regolamentazione 

a quanto previsto dalle Direttive comunitarie, porterà nel prossimo futuro a diverse modifiche delle 

struttura del settore energetico che possono presentare opportunità interessanti per i paesi europei. 

1. BOT è l’acronimo di Build-Operate-Transfer e BOO di Build-Own-Operate, Tratteremo questo argomento nel paragrafo 5.7. 

01

2. Struttura di governo e organizzazione dello stato 

Superficie 814.578 km 2 

Capitale Ankara (3.582.000 ab., 2003) 

Principali città 

Istanbul, Ankara,Izmir, Adana, Antalya, Bursa 

Popolazione 

69.66 milioni (2005, stima) 

Tasso di crescita della popolazione 1.09% (2005, stima) 

Lingua ufficiale 

Turco 

Altre lingue 

Curdo, arabo 

Moneta 

Lira turca 

Forma di governo 

Repubblica parlamentare 

3. Scenario economico 

PIL 

430,5 mld YTL (2004), 506,2 mld YTL ( 2005, stima) 

Variazione reale del PIL 

8,9% (2004), 5,1% (2005, stima) 

Composizione del PIL Agricoltura 11,5%; Industria 23,5%; Servizi 65% (2004) 

PIL pro capite 

3900 € (2005, stima) 

Disoccupazione 

10,5% (2004), 10% (2005, stima) 

Inflazione (valore medio annuo) 

10,6% (2004), 8,7% (2005, stima) 

Tasso di cambio/€ (valore medio annuo) 1,7765 (2004), 1,7000 (2005, stima) 

Tasso di riferimento (valore medio annuo) 24,5%(2004), 16,00% (2005, stima) 

Tasso di interesse interbancario 

(valore medio annuo) 

24,4% (2004), 15,95% (2005, stima) 

Debito pubblico/PIL 

77,1% (2004), 71,3% (2005, stima) 

IDE/PIL 

0,5% (2004), 1,2% (2005, stima) 

Bilancia commerciale -23,83 mld $ (2004) 

Produzione industriale 9.8% (2004) 

Esportazioni 50.7 mld € (2004) 

Importazioni 78 mld € (2004) 

Principali settori esportatori 

Tessili e abbigliamento, veicoli a motore, macchinari, 

macchinari e forniture industriali 

Principali settori importatori 

Macchinari, macchinari e forniture industriali, prodotti 

in metallo 

Principali paesi fornitori 

Germania, Russia, Italia, Francia 

Principali paesi clienti 

Germania, Gran Bretagna, Stati Uniti, Italia 

Debito estero 161,52 mld $ (2004) 

La crescita del mercato turco nell’ultimo decennio ha mostrato un andamento molto irregolare, che 

riflette la fase di transizione attraversata dal paese, la cui economia è passata dalla predominanza del 

settore agricolo a quella del settore industriale. 

Le politiche economiche della metà degli anni Ottanta, che hanno creato le condizioni per lo sviluppo 

delle infrastrutture necessarie alla modernizzazione del paese e, più recentemente, gli accordi col 

Fondo Monetario Internazionale (FMI) che hanno imposto alla Turchia un rigoroso controllo dei conti 

pubblici dopo la crisi del 2001, hanno portato a parametri macro-economici generalmente in linea e in 

alcuni casi migliori (come nel caso dell’inflazione) di quelli previsti dal FMI. 

02

Figura 3.1 Tasso di crescita reale e inflazione 

Fonte: Turkish Institute of Statistics, 2005 

Nel maggio 2005 la Turchia ha negoziato col FMI un nuovo programma triennale stand by per un 

ammontare di 10 miliardi di dollari il cui esborso effettivo è condizionato al completamento di riforme 

nel settore amministrativo e sociale. 

Negli ultimi quattro anni lo sviluppo economico ha portato ad una progressiva modifica della struttura 

produttiva del paese. L’analisi della composizione del PIL mostra, infatti, una perdita progressiva di 

peso dei settori agricolo e industriale a favore dei servizi, che generano ormai il 65% del PIL turco. 

Figura 3.2 Composizione del PIL per settore 

Fonte: ICE, Giugno 2005 

Le previsioni di crescita per l’anno in corso indicano un rallentamento della crescita (+6%) rispetto ai 

valori osservati lo scorso anno (+8,1%). Un rallentamento è previsto anche per i prossimi due anni, 

anche se si prevede che il tasso di crescita del PIL rimanga saldamente sopra il 5%, come mostrato 

nella Tabella 3.1. 

Tabella 3.1 Principali indicatori macroeconomici 

2003 2004 2005f 2006f 2007f 

Crescita PIL (%) 5,8 8,9 5,1 4,7 5,3 

Inflazione (%) 25,3 10,6 8,0 6,9 4,8 

Disoccupazione (%) 10,5 10,3 9,5 9,0 8,5 

Tasso di cambio / € 1,6936 1,7765 1,7000 1,7521 1,8201 

Tasso di interesse di riferimento 45,9 24,5 16,00 13,3 12,22 

Tasso di interesse interbancario 43,8 24,4 15,95 13,60 12,05 

Investimenti esteri diretti/PIL 0,0 0,5 1,2 1,6 2,0 

Debito pubblico/PIL 82,7 77,1 71,3 67,5 62,0 

Fonte: Unicredit, 2005 

03

3.1. Gli scambi con l’estero 

Gli scambi con l’estero hanno un ruolo di primo piano fra i fattori di crescita dell’economia turca. Il settore 

produttivo turco, infatti, esporta beni per la cui produzione sono necessari beni intermedi di importazione. 

Nel 2004 le esportazioni sono aumentate del 32,8% rispetto all’anno precedente e le importazioni del 

40,12%, con una variazione totale dell’interscambio con l’estero del 37% e un peggiormento del saldo 

della bilancia commerciale. 

Figura 3.3 Andamento mensile di importazioni, esportazioni e saldo della bilancia commerciale 

Fonte: Unicredit, 2005 

L’analisi settoriale mostra che le esportazioni turche sono composte principalmente da tessile e 

abbigliamento, seguito da veicoli a motore, macchinari e materiale e fornitura industriali; le importazioni 

sono invece dominate dai macchinari, seguiti da materiali e forniture industriali, prodotti in metallo e 

minerali e petrolio. 

Figura 3.4 Composizione di esportazioni e importazioni della Turchia (2004) 

Fonte: nostri calcoli su dati ICE, giugno 2005. 

Sotto il profilo geografico, l’interscambio con l’estero mostra un panorama piuttosto variegato. Nel 2004 

i principali partner commerciali della Turchia sono stati Germania, Italia e Russia. Le esportazioni della 

Turchia si sono indirizzate principalmente verso Germania, Gran Bretagna, Stati Uniti e Italia mentre le 

importazioni provengono principalmente da Germania, Russia, Italia e Francia. 

Figura 3.5 Esportazioni e importazioni per paese (2004) 

04 

Fonte: ICE, giugno 2005

4. Politica energetica 

Ministero responsabile del settore energetico Ministero dell’Energia e delle Risorse Minerarie (MENR) 

Autorità di Regolazione 

EPDK 

Riserve petrolifere accertate 

300 milioni di barili 

Produzione petrolifera 30.000 barili/giorno (2004) 

Consumi petroliferi 

32 mln t (2005, stima) 

Importazioni nette di petrolio 603.080 barili/giorno (2004) 

Capacità di raffinazione 

802.275 bbl/giorno (2005, stima) 

Riserve di gas naturale 8.5 mld m3 (2004) 

Produzione di gas naturale 0.37 mld m3/anno (2004) 

Consumo di gas naturale Circa 22 mld m3/anno (2004) 

Importazioni nette di gas naturale Circa 21,7 mld m3/anno (2004) 

Produzione di carbone 53,1 mln t (2003) 

Consumo di carbone 71 mln t (2003) 

Importazioni nette di carbone 17,9 mln t (2003) 

Riserve stimate 4,6 mld t (2003) 

Capacità di generazione 

39.000 MW (2005, stima) 

Produzione elettrica netta 150 TWh (2004) 

Consumo di elettricità 116.6 TWh (2004) 

Operatori principali del mercato 

Gas: BOTAS; Elettricità: EÜAS, generazione; TEIAS, 

trasmissione; e TETAS, vendita all’ingrosso 

Il processo di liberalizzazione del mercato dell’energia comincia formalmente nel 2001 con 

l’approvazione da parte del Parlamento turco della Legge sul Mercato Elettrico (“Electricity Law”). 

La Legge sul Mercato Elettrico ha avviato un piano di riforma strutturale che ha 

portato alla riorganizzazione di TEAS, l’ex monopolista pubblico, in tre società 

EÜAS (generazione), TEIAS (trasmissione) e TETAS (vendita all’ingrosso) ed ha 

istituito un regolatore indipendente (Enerji Piyasasi Düzenleme Kurumu - EPDK). 

Figura 5.1 Evoluzione strutturale del mercato elettrico turco 

5. Il settore elettrico 

05

Box 5.1 Enerji Piyasasi Düzenleme Kurumu – EPDK 

EPDK è l’autorità di regolazione turca del settore dell’energia, costituita nel 2001 e operativa dallo 

stesso anno. Inizialmente il consiglio direttivo era costituito di 7 membri, inclusi Presidente e 

Vice-Presidente nominati dal consiglio dei ministri per un periodo di 6 anni, rinnovabili alla scadenza. 

Con la Legge sul Mercato Petrolifero il numero di membri del direttivo è salito a 9. 

EPDK dispone attualmente di uno staff di 270 persone organizzato in 4 grandi unità: implementazione 

della regolamentazione del mercato; consulenza; attività di supporto, relazioni esterne. 

Il Regolatore gode di una propria autonomia finanziaria e dispone di entrate proprie che derivano 

dallo svolgimento dell’attività regolatoria. 

5.1. Contesto regolatorio 

La regolamentazione del mercato dell’energia è definita da una legislazione primaria, di competenza 

del Parlamento, che definisce la struttura generale del settore e i principi guida della regolamentazione, 

e da una legislazione secondaria, di competenza di EPDK, che regolamenta gli aspetti connessi 

all’implementazione di quanto previsto nella legislazione primaria. 2 

La struttura attuale del mercato elettrico è basata su contratti bilaterali ai quali si affianca un meccanismo 

centralizzato per la gestione degli sbilanciamenti fra immissioni effettive di chi vende elettricità e 

prelievi effettivi di chi compra elettricità, controllato dalla società di trasmissione. 3 

Nell’ambito del settore elettrico, EPDK ha definito diverse attività: 

■ Generazione; 

■ Trasmissione; 

■ Distribuzione; 

■ Vendita all’ingrosso; 

■ Vendita al cliente finale; 

■ Servizi per la vendita cliente finale; 

■ Import ed export. 

Generazione, distribuzione, vendita all’ingrosso e vendita ai clienti finali sono aperte alla concorrenza, 

così come i servizi per la vendita al cliente finale, import e export. 4 È invece in mano pubblica la 

trasmissione (TEIAS). 5 

Ciascuna attività di mercato può essere svolte previa concessione di una licenza da parte di EPDK. 6 La 

licenza è concessa per un periodo massimo di 49 anni, allo scadere del quale può essere rinnovata. 

Per le attività di generazione, trasmissione e distribuzione la licenza non può essere concessa per un 

periodo inferiore a dieci anni. 

06 

2. Fanno parte della legislazione primaria la Legge sul Mercato Elettrico e la Legge sul Mercato del Gas; fanno invece parte della legislazione secondaria tutte le 

“delibere” del regolatore necessarie all’implementazione di quanto previsto nella legislazione primaria. 

3. L’attività di bilanciamento è indispensabile per garantire il corretto funzionamento del sistema. 

4. Si veda EPDK (EPDK), Electricity Market Licensing Regulation, http://www.epdk.org.tr 

5. Al momento per TEIAS non è prevista la privatizzazione. 

6. L’operatore deve detenere una licenza per ciascun impianto in cui l’attività è svolta. Nel caso in cui lo stesso operatore svolga più di una attività, deve essere in 

possesso di una licenza per ciascuna attività svolta.

Box 5.2 Concessione della licenza per lo svolgimento delle attività del settore elettrico 

Per ottenere una licenza occorre presentare una domanda a EPDK che avvia il processo di valutazione 

dei requisiti tecnico-economici dell’impresa. 

Il processo di valutazione inizia solo dopo che il richiedente ha versato l’1% dell’importo annuale 

dovuto per la concessione e non deve, di norma, superare i 60 giorni. 7 

I risultati del processo di valutazione devono essere presentati all’Energy Market Regulatory Board, 

interno ad EPDK, per la decisione finale. In caso di accettazione, il richiedente, entro 95 giorni, 

deve: 

(i) modificare il proprio statuto secondo le indicazioni del Board (se necessario); 

(ii) sottoporre a EPDK gli eventuali accordi per attività di import ed export sottoscritti sulla base di 

quanto disposto dalla regolazione specifica; 

(iii) dimostrare di aver pagato per intero l’importo annuale per la concessione della licenza. 

In caso di rifiuto, questo deve essere notificato per iscritto al richiedente assieme alle motivazioni 

entro 5 giorni lavorativi dalla data della decisione. 

Le licenze concesse fino ad ora per la produzione (441 fino al 13 aprile 2005, di cui 257 a produttori, 

153 ad autoproduttori e 31 a gruppi di autoproduttori) hanno una durata massima di 40 anni. La licenza 

concessa a TEIAS per la trasmissione ha durata 49 anni a partire dal 13 marzo 2003. Al momento, 

l’unica licenza di durata inferiore ai 10 anni è quella di TETAS, la società di vendita all’ingrosso di 

proprietà pubblica, la cui licenza ha una durata di 7 anni a partire dal 13 marzo 2003. 

Anche le imprese estere possono chiedere la concessione di una licenza. Requisito essenziale è che 

le società siano costituite come società per azioni (anonim sirket) o come società a responsabilità 

limitata (limited sirket) secondo la legge turca. 8 Al momento non è prevista la possibilità di operare come 

filiale di un’impresa estera. 

Per aumentare il grado di concorrenza e di trasparenza del mercato, la legge stabilisce dei vincoli alle 

attività che una società può svolgere simultaneamente (ad esempio, i produttori possono acquisire 

partecipazioni nelle società di distribuzione ma senza averne il controllo). La regolamentazione stabilisce 

inoltre che nessun produttore privato può avere una quota di capacità superiore al 20% della capacità 

complessivamente installata nel paese. 

Box 5.3 Obblighi contabili delle imprese elettriche 

Oltre a obblighi di unbundling e limiti alla capacità, la legge impone alle imprese obblighi contabili. 

Le imprese che operano in più attività hanno un obbligo di separazione contabile a livello di attività, 

di impianto e di utenza. In altre parole, chi esercita una o più attività deve tenere una contabilità 

separata per: 

■ Ciascuna attività svolta; 

■ Ciascun impianto in cui è svolta l’attività (ad esempio, un produttore con due impianti di generazione 

deve tenere una contabilità separata per ciascun impianto; un distributore con due aree di 

distribuzione deve tenere una contabilità separata per ciascuna area); 

■ Tipo di utenza (cioè deve essere data evidenza contabile sia per le transazioni con clienti 

vincolati, cioè con clienti il cui consumo è inferiore a 7.8 GWh/anno e che devono acquistare 

l’elettricità dal distributore locale a prezzo regolamentato, che per transazioni con clienti idonei, con 

clienti, cioè, il cui consumo supera i 7.8 GWh/anno e che possono quindi scegliere liberamente il 

proprio fornitore e acquistare elettricità al prezzo concordato); 9 

■ Altre attività non di mercato (vale a dire per attività non appartenenti al mercato elettrico). 

7. Tale periodo, se necessario, può essere esteso a 180 giorni e in tal caso l’estensione deve essere notificata al richiedente. 

8. Per costituire una società per azioni sono necessari almeno 5 soci fondatori e un capitale versato pari al 25% del capitale 

sottoscritto (con un limite di 50.000 $ per gli investitori stranieri); per costituire una società a responsabilità limitata sono necessari almeno 2 soci fondatori. Ciascun investitore 

estero deve pagare un minimo di 50.000 $. Ulteriori dettagli si possono trovare all’indirizzo http://www.turkishembassy.org/businesseconomy/investing.htm 

9. La soglia di idoneità è stata fissata a 7.8 GWh/anno fino al 2009. In linea di principio, tuttavia, il regolatore è libero di farla variare di anno in anno. Successivamente al 

2009 la soglia di idoneità dovrebbe abbassarsi progressivamente fino all’apertura completa del mercato nel 2011. 

07

5.2. La domanda 

La domanda di elettricità di un sistema tiene in considerazione non solo i consumi degli utenti finali ma anche 

le perdite di rete, cioè le perdite di elettricità che si hanno durante la trasmissione sulla rete di trasporto 

e sulla rete di distribuzione. In Turchia le perdite di rete sono generalmente elevate (soprattutto sulla rete di 

distribuzione, dove in alcune aree possono raggiungere il 30% dell’elettricità immessa in rete) e quindi il 

fabbisogno complessivo del sistema è in generale sensibilmente più elevato dei consumi degli utenti finali. 

Se analizziamo l’evoluzione dei consumi, si osserva che nelle ultime decadi il tasso di crescita medio annuo 

dei consumi di elettricità in Turchia è stato uno dei più alti al mondo e sono previsti tassi sostenuti di crescita 

(attorno al 7.8%) anche per i prossimi anni. 10 

Se concentriamo l’analisi sugli ultimi 5 anni, l’evoluzione dei consumi mostra, a partire dal 2002, una 

riduzione del tasso di crescita rispetto a quanto osservato in precedenza. 

Figura 5.2 Evoluzione dei consumi di elettricità (TWh) 

Fonte: nostri calcoli su dati del Turkish Statistical Institute 

La Turchia è un tuttavia paese in fase di sviluppo, con una popolazione giovane e prevalentemente 

concentrata nei centri urbani 11 e le stime disponibili indicano una ripresa del tasso di crescita dei 

consumi elettrici fin dai prossimi anni. 

Nel 2004 i consumi complessivi di energia sono stati pari a 116.6 TWh, di cui circa il 42% effettuati da 

settore industriale e autoproduttori. La ripartizione dei consumi 2004 per settore è riportata nella Figura 5.3. 

Figura 5.3 Consumo di elettricità per settore (2004) 

45 

40 

35 

30 

25 

% 

20 

15 

10 

5 

0 

Imprese 

pubbliche 

Industrie 

+ autoproduttori 

Servizi Civile Irrigazione Costruzioni 

Illuminazioni 

pubbliche 

Altro+vendite 

dirette EUAS 

Fonte: Turkish Institute of Statistics, March 2005 

08 

10. Questa tendenza sembrava essersi arrestata in seguito alla crisi economica che ha colpito il paese negli anni 2000-2001, e che ha determinato una riduzione dei 

consumi di energia e un peggioramento delle condizioni finanziarie delle imprese di stato sul mercato. La fase acuta della crisi sembra essere stata superata e i dati 

disponibili indicano una netta ripresa dell’economia e dei consumi energetici. 

11. La domanda di elettricità è concentrata nella zona nord-ovest del paese, dove si trovano, fra gli altri, i grandi distretti industriali di Bursa e Izmir.

Il Ministero dell’Energia e le Risorse Naturali turco (MENR) ha recentemente elaborato previsioni di 

crescita della domanda di elettricità (cioè dei consumi al lordo delle perdite di rete) in tre scenari alternativi: 

uno scenario di base che riflette le ipotesi di crescita economica considerate più probabili; uno scenario 

“pessimista” di bassa crescita (cioè con ipotesi di bassa crescita economica); e uno scenario “ottimista” 

che ipotizza una crescita economica sostenuta. 

Secondo le previsioni effettuate, la domanda di elettricità è destinata a passare dai circa 163 TWh previsti 

per il 2005 ai 499 del 2020. 

Tabella 5.1 Evoluzione della domanda 2005-2020 

Anno Scenario base (TWh) Bassa crescita (TWh) Alta crescita (TWh) 

2005 163 159 168 

2010 242 217 246 

2020 499 407 571 

Fonte: MENR (2004) 

5.3. L’offerta 

5.3.1. Capacità installata 

I primi dati a disposizione per il 2004 indicano una capacità installata di circa 37.000 MW, che si 

prevede aumenteranno a oltre 38.000 MW nel corso del 2005. 

Il parco generazione è costituito prevalentemente da impianti termici. Gli impianti alimentati da fonti 

rinnovabili (eolico, solare, etc.) sono ancora molto limitati, anche se la Turchia presenta un buon potenziale 

soprattutto per la produzione da impianti eolici. 

La capacità di generazione è ancora saldamente in mano pubblica; lo Stato, infatti, in modo diretto o 

indiretto, concentra nelle proprie mani oltre il 50% della capacità di generazione, come evidenziato nella 

Figura 5.4 

Figura 5.4 Capacità di generazione per produttore (2004, %) 

50.0 

48.8 

45.0 

40.0 

35.0 

30.0 

25.0 

20.0 

12.0 

16.6 

15.0 

10.0 

5.0 

5.8 

1.8 2.1 

6.4 

2 

4.6 

0.0 

EUAS Affiliate EUAS TOR Mobile Autoproduttori BOO BOT Prod. Indip. 

(IPP) 

Impianti da 

privatizzazione 

Fonte: EPDK, 2005 

Dopo la crisi che ha colpito l’economia turca nel 2001 e ha ridotto la domanda di energia fino a creare 

un surplus di capacità di generazione, negli ultimi anni si è evidenziata una ripresa dell’economia 

nel suo complesso che ha portato il Governo turco a prevedere per i prossimi anni la necessità di 

costruzione di nuova capacità. 12 

12. Alcune stime indicano un bisogno complessivo di nuova capacità al 2020 pari a 54.000 MW. 

09

L’evoluzione prevista della capacità di generazione è rappresentata nella Figura 5.5 

Figura 5.5 Evoluzione della capacità di generazione (MW) 

Fonte: TEIAS 

Attualmente sono in fase di costruzione ulteriori 13.000 MW e sono stati individuati grandi potenziali 

per la costruzione di impianti eolici (costa occidentale e sud-est dell’Anatolia), geotermici e solari. Nel 

Marzo 2004, inoltre, la Banca Mondiale ha concesso alla Turchia un prestito di 200 mln $ per incoraggiare 

la produzione di elettricità da fonti rinnovabili. 13 

5.3.2. Produzione 

La produzione di elettricità nel 2004 è stata pari a circa 150 TWh. Nell’ultimo trimestre del 2004 si 

è osservato un incremento della produzione pari al 5.2% rispetto all’ultimo trimestre del 2003, che ha 

portato la produzione annuale da 140.3 TWh del 2003 a 149.6 TWh del 2004, con un incremento annuo 

del 6.6%. 

Circa il 69% della produzione proviene da impianti termici, come riportato in dettaglio nella Figura 5.6. 

Figura 5.6 Produzione per combustibile 

Source: Turkish Institute of Statistics, March 2005 

Il principale produttore è EÜAS che, con le affiliate, genera oltre il 40% dell’elettricità prodotta annualmente. 

Produttori privati indipendenti (IPP), autoproduttori e privati che operano nel settore della produzione 

tramite BOO, BOT e TOOR producono il restante 60%. 14 

10 

13. Per maggiori dettagli sul progetto si veda il paragrafo 8.1. 

14. I contratti BOO (Build-Operate-Own), BOT (Build-Operate-Transfer) e TOOR (Transfer of Operating Rights) sono stati tradizionalmente utilizzati dal governo turco 

per stimolare il finanziamento da privati.

Confrontando l’evoluzione della domanda nello scenario base e dell’offerta si osserva che la capacità 

esistente e quella che si prevede entrerà in esercizio sarà sufficiente a soddisfare la domanda nei 

prossimi due anni. A partire dal 2008 si prevede una scarsità di offerta, che potrebbe aggravarsi nel 

tempo se nuovi investimenti in capacità non saranno effettuati in tempi brevi. 

Figura 5.7 Evoluzione di domanda e offerta 

300.0 

200.0 

100.0 

Domanda (TWh) 

Offerta (TWh) 

0.0 

2005 2006 2007 2008 2009 2010 

163.0 176.0 191.0 206.0 224.0 242.0 

183.0 186.0 192.0 193.0 197.0 197.0 

Fonte: TEIAS per l’offerta e MENR per la domanda 

Box 5.4 Elektrik Üretim Anonim Sirkety (EÜAS) 

EÜAS nasce nel 2001 dalla ristrutturazione di TEAS in tre società: EÜAS, che svolge attività di 

generazione; TEIAS, che svolge l’attività di trasporto; e TETAS, che svolge attività di trading. 

EÜAS gestisce direttamente circa il 49% della capacità di generazione e circa il 6% tramite le sue 

affiliate e quindi controlla oltre il 50% di tutta la capacità installata in Turchia. La società attualmente 

dispone direttamente di 9.114 MW di capacità termica e 10.997 MW di capacità idroelettrica, oltre a 

3.284 MW termici gestiti indirettamente tramite sussidiarie, per un totale di 23.395 MW. Il numero 

totale di dipendenti è di 14.037. 

Nel periodo gennaio-settembre 2004 ha prodotto 47.8 TWh, di cui 15,3 TWh da impianti termici e 32,5 

TWh da impianti idroelettrici, pari al 42.8% della produzione totale turca nel periodo. 

Gli impianti principali attualmente gestiti da EÜAS sono Afsin-Elbistan-A (termico, 1355 MW), Bursa 

(ciclo combinato a gas, 1432 MW), Ambarlı (ciclo combinato a gas,1351 MW), Atatürk (idrico, 2405 

MW), Karakaya (idrico, 1800 MW) e Keban (idrico, 1330 MW). 

5.3.3. Import ed export 

Sebbene il rallentamento dell’attività economica a seguito della crisi del 2001 sia stato superiore al previsto 

e i dati attualmente disponibili suggeriscano che la capacità attualmente installata possa essere sufficiente 

a soddisfare la domanda fino al 2007 (si veda la Figura 5.7), le previsioni dei tassi di crescita della domanda 

elettrica al 2010 hanno indotto il governo a cercare oltre confine nuove fonti di approvvigionamento. 

La Turchia ha attualmente interconnessioni con Bulgaria, 15 Georgia, Armenia, Azerbaijan, Iran, Iraq e 

Siria. Nuove interconnessioni con Grecia e Siria sono ancora in fase di studio. 16 

La maggior parte delle importazioni proviene da Bulgaria (3,775.5 GWh), dalla Georgia (523 GWh), dal 

Turkmenistan (300 GWh) e dall’’Iran (281 GWh). Nel Febbraio 2004, tuttavia, la Turchia ha annunciato che 

avrebbe terminato le importazioni dalla Bulgaria in risposta al mancato rispetto da parte della Bulgaria di accordi 

contrattuali che prevedevano l’assegnazione a contractor turchi di progetti per la costruzione di autostrade e dighe. 

Recentemente la Turchia ha firmato una lettera di intenti con i paesi appartenenti alla Black Sea 

Economic Cooperation (BSEC) per la creazione di una rete regionale e un accordo con la Russia per 

l’importazione di elettricità russa tramite la Georgia. 17 

15. Esistono due linee di interconnessione a 380 kV fra Turchia e Bulgaria ma al momento sono usate esclusivamente per pocket operations. 

16. Per una descrizione delle interconnessioni con l’estero si rinvia al paragrafo sulla rete di trasmissione. 

17. I paesi membri del Black Sea Economic Cooperation, oltre alla Turchia, sono Albania, Armenia, Azerbaijan, Bulgaria, Georgia, Grecia, Moldavia, Romania, Russia e Ucraina. 

11

5.3.3.1. Interconnessioni 

Il problema principale del sistema di interconnessione turco è la sincronizzazione con i sistemi 

circostanti. Mentre il sistema risulta sincronizzato con i paesi verso i quali esporta (Irak e Azerbaijan), 

l’interconnessione con i paesi dai quali importa avviene tramite reti locali sincronizzate con i sistemi dei 

paesi esportatori ma isolate dal sistema turco. 18 

Tabella 5.2 Interconnessioni del sistema turco 

Interconnessione Paese voltaggio Lunghezza Capacità di Note 

(kV) (km) trasmissione 

(MW) 

Babaeski-Dimodichev Bulgaria 400 136 500 

Hopa-Batum Georgia 220 28 300 La capacità è limitata dal 

sistema di trasmissione 

regionale e dai trasformatori 

200/154 kV e 154/132 kV 

Kars-Leninakan (Gumri) Armenia 220 78,4 300 La capacità è limitata dal 



200/154 kV e 154/132 kV 

PS3-Zakho Iraq 400 16 500 È stata pianificata l'estensione 

della linea a Kesek 

Aralik-Sederek Azerbaijan 34,5 n.a 10 

Igdir-Babek Azerbaijan 154 87,3 100 La capacità è limitata dal 



200/154 kV e 154/132 kV 

Cag-Cag-Kamisli Syria 66 n.a 40 Capacità limitata dalla capacità 

dei trasformatori e da vincoli 

della rete regionale 

Dogubetazit-Bazargan Iran 154 73 100 La capacità è limitata dal 



200/154 kV e 154/132 kV 

TOTALE 1850 

Fonte: Elaborazioni NERA 

Al fine di rendere le importazioni meno onerose e più efficienti, la Turchia sta conducendo diversi studi 

per sincronizzare il proprio sistema con quello degli altri paesi. Recentemente ha chiesto di aderire alla 

Union for the Coordination of Transmission of Electricity (UCTE) e di interconnettere il proprio sistema 

all’area UCTE tramite la Grecia e la Bulgaria. 19 

I progetti attualmente in corso prevedono il potenziamento della capacità di interconnessione per un 

totale di 3.950 MW; i progetti principali sono la linea Philippi-Babaeski per l’interconnessione con la 

Grecia (doppia a 400 kV in corrente alternata della lunghezza di 208 km. la cui entrata in funzione è 

prevista per il 2006) 20 e la linea la linea Birecik-Aleppo per l’interconnessione con la Siria (singola a 400 

kV con capacità 1000MW). 21 

Tabella 5.3 Progetti per nuove interconnessioni 

Interconcessione Paese Voltaggio (kV) Capacità di 

trasmissione (MW) 

Hamitabat-Maritsa Bulgaria 400 750 

Babaeski-Philippi Greece 400 750 

Baskale-Khoy Iran 400 600 

Cizre-Kesek Iraq 400 500 

Birecik-Aleppo Syria 400 750 

Kars-Akhaltsikhe Georgia 400 600 

TOTALE 3950 

Fonte: Elaborazioni NERA 

12 

18. Ad esempio, le importazioni dalla Bulgaria sono possibili solo se si disconnette la parte di rete interessata dal resto del sistema. 

19. La sincronizzazione consentirebbe alla Turchia di scambiare elettricità con tutti i paesi UCTE, con notevoli vantaggi sotto il profilo della diversificazione delle fonti e 

dei costi, ed aprirebbe ai paesi europei il mercato turco dei clienti idonei. Alcuni studi preliminari, condotti con la metodologia UCTE, sono in fase di finalizzazione e 

si prevede che la sincronizzazione possa essere effettuata nei prossimi anni. 

20. UCTE prevede che entro il 2010 la capacità di interconnessione fra Turchia e il blocco di paesi costituito da Grecia, Serbia e Montenegro e Macedonia aumenterà di 

500 MW (UCTE, UCTE System Adequacy Forecast, 2005-2015, January 2005). 

21. Il tratto turco è stato completato nel 1997. Mancano informazioni sulla realizzazione del tratto siriano. Risulta quindi impossibile fare previsioni su quando la linea sarà attivata.

5.4. La trasmissione e il bilanciamento 

La trasmissione di elettricità è operata da TEIAS, che non può svolgere altre attività di mercato, sulla 

base di una licenza rilasciata da EPDK, che ha predisposto anche principi e procedure per la 

definizione e l’applicazione degli standard operativi del sistema. 22 

L’accesso alla rete di trasporto è regolamentato e TEIAS deve consentire l’accesso su base non 

discriminatoria a chi ne faccia richiesta. 

Nel caso di produttori, autoproduttori e gruppi di autoproduttori, nell’ambito del processo di valutazione 

della richiesta per l’ottenimento della licenza, il regolatore chiede a TEIAS di rendere, entro 45 giorni, 

un parere motivato sulla possibilità tecnica di effettuare la connessione e sull’impatto che questa avrà 

sull’intero sistema. 

Negli altri casi la richiesta di connessione va inoltrata direttamente a TEIAS, che deve dare risposta 

scritta entro 45 giorni dalla data della richiesta. 

Nel caso in cui la richiesta di connessione comporti nuovi investimenti per l’espansione della rete o il 

suo potenziamento, e TEIAS non disponga dei fondi necessari, l’investimento può essere fatto da 

privati sulla base delle indicazioni tecniche di TEIAS oppure finanziando l’investimento a condizioni 

concordate con TEIAS. In tal caso il costo totale dell’investimento è dedotto dai costi che l’utente deve 

sostenere per l’uso del sistema. 

Se la richiesta di connessione non è accettata per un determinato punto di connessione, TEIAS può 

proporre un punto alternativo; nel caso in cui non vi siano punti disponibili oppure il punto proposto da 

TEIAS sia rifiutato, i privati possono chiedere il permesso di costruire una linea diretta fra impianto e 

utilizzatore. Gli impianti alimentati con risorse nazionali e a fonti rinnovabili hanno priorità nella 

connessione. 

L’attività di bilanciamento ha due aspetti, il bilanciamento fisico, che permette il corretto funzionamento del 

sistema, e il bilanciamento commerciale, che regola le partite finanziarie connesse al disequilibrio fra 

immissioni “dichiarate” all’operatore di sistema (TEIAS) ed immissioni effettive e fra prelievi dichiarati e 

prelievi effettivi. 

TEIAS gestisce in tempo reale il bilanciamento fisico attraverso il National Load Dispatch Center. Le 

procedure per il bilanciamento commerciale del sistema sono contenute nel Codice di Bilanciamento, 

approvato dal Regolatore nel novembre 2004. 

Box 5.5 Türkye Elektik Iletim Anonim Sirketi (TEIAS) 

TEIAS nasce nel 2001 dalla ristrutturazione del monopolista integrato TEAS e svolge l’attività di 

trasporto dell’energia elettrica. TEIAS ha il compito di gestire ed operare la rete di trasmissione 

nazionale ad alta tensione e di garantire la trasmissione di elettricità in condizioni di sicurezza ed 

efficienza. 

Le condizioni della rete di trasmissione e le frequenti congestioni hanno indotto TEIAS a varare un 

piano di investimento per i prossimi 5 anni che prevede investimenti complessivi per circa 1 mld $ 

in potenziamenti e sviluppo sia delle rete interna che delle interconnessioni. 

Attualmente TEIAS gestisce circa 14.000 km di linee a 400 kV, 85 km a 220 kV, 31.400 km a 154 

kV e 719 km a 66 kV. Lo sviluppo nel tempo delle linee gestite dal monopolista pubblico (dapprima 

TEK, poi TEAS e a seguire TEIAS) è riportato in Figura 5.8 

Figura 5.8 Evoluzione delle linee di trasmissione (km) 

Fonte: TEIAS 

Nota: la diminuzione delle linee a 66 kV è dovuta alla decisione di operare parte delle linee a 33 kV 

22. La Electricity Market Grid Regulation predisposta dal regolatore turco è l’equivalente del Codice di Rete in vigore in diversi paesi europei; il Codice di Rete è normalmente 

predisposto dal gestore della rete per definire criteri e condizioni per l’uso del sistema di trasmissione. 

13

5.4.1. L’infrastruttura 

La rete di trasmissione turca presenta un elevato grado di obsolescenza ed è stata spesso indicata fra 

le principali cause di inefficienza del sistema elettrico, i cui parametri tecnici principali possono essere 

riassunti nel modo seguente: 

■ Frequenza compresa fra 49,8 Hz e 50,2 Hz (in caso di eventi eccezionali il sistema può scendere a 

47 Hz o salire a 52 Hz); 

■ Voltaggio della rete: 

- 380 kV, operato in condizioni normali fra 340 e 420 kV; 

- 154 kV, operato in condizioni normali fra 140 e 170 kV; 

- 66 kV, operato in condizioni normali in un intervallo pari a ± 10% 

■ 450 kV limite massimo di voltaggio oltre il quale scatta il sistema di protezione del sistema. 23 

La rete di trasmissione turca include attualmente oltre 14.000 km. di linee a 380 kV e 28.000 km. di 

linee a 154 kV, che si connettono alla rete di distribuzione. 

Vincoli severi alla trasmissione di energia dalle aree di produzione (concentrate prevalentemente 

nell’area est del paese, dove è concentrata la maggioranza delle risorse idriche) alle aree in cui è 

concentrata la domanda (la zona nord-ovest del paese) sono imposti al sistema dalle condizioni delle 

linee, che tendono a danneggiarsi facilmente a causa del surriscaldamento quando sono vicine alla 

capacità massima, delle frequenti congestioni e delle perdite di rete che portano a interruzioni frequenti 

e a grosse fluttuazioni nella frequenza del sistema. 

Sebbene la Turchia stia facendo grossi sforzi per migliorare lo stato delle infrastrutture e per uniformare i 

propri standard a quelli fissati dall’UCTE in modo da migliorare anche l’interconnessione con i paesi 

circostanti (principalmente la Grecia), lo stato della rete è annoverato fra i principali responsabili dei 

problemi delle industrie energy intensive, che spesso non ricevono elettricità di qualità adeguata ai 

propri processi industriali. 

All’obsolescenza delle linee di trasmissione va aggiunta la distanza fra aree di produzione e aree di 

consumo, che aumenta la probabilità di perdite lungo la linea. La situazione è parzialmente migliorata 

negli ultimi anni grazie alla localizzazione di nuovi impianti di generazione termoelettrica nella zona 

di maggior domanda, ma resta aperto il problema della sostituzione delle linee obsolete. Il governo 

turco ha riconosciuto la necessità di nuovi investimenti nella rete di trasmissione e sono allo studio 

programmi per attrarre investimenti dal settore privato. 

5.4.2. Le tariffe 

La tariffa finale pagata dall’utente per il trasporto dell’elettricità sulla rete di trasmissione è data dalla 

somma di tre componenti: 

■ per l’uso del sistema (per la copertura dei costi di costruzione, esercizio e manutenzione della rete 

di trasmissione); 

■ per le operazioni del sistema (per la copertura dei costi di dispacciamento, bilanciamento e dei 

servizi ancillari); 

■ di allacciamento (per la copertura dei costi per la connessione dei nuovi utenti al sistema). 

La tariffa per l’uso del sistema è differenziata fra produttori di elettricità connessi al sistema e utilizzatori 

che prelevano dal sistema e varia a seconda delle zone (la rete di trasmissione è segmentata in 22 

zone), mentre la tariffa per le operazioni di sistema è uguale sia per categoria di utenza che per zona. 

Le tariffe per l’allacciamento variano invece secondo il tipo di allacciamento richiesto. 

Il valore delle tariffe per l’uso del sistema e per le operazioni di sistema attualmente praticate da TEIAS 

è riportato nella Tabella 5.4 

14 

23. Ulteriori specifiche tecniche sono riportate in http://www.epdk.org.tr/english/regulations/electricity.htm

Tabella 5.4 Tariffe per l’uso del sistema e le operazioni di sistema praticate da TEIAS 

GENERAZIONE 

CONSUMO 

Regione Tariffa per l'uso del Tariffa per le operazioni Tariffa per l'uso del Tariffa per le operazioni 

sistema (TL/MW-Anno) di sistema (TL/MW-Anno) sistema (TL/MW-Anno) di sistema (TL/MW-Anno) 

1 15.871.143.132 241.609.669 5.605.472.051 241.609.669 

2 10.071.113.561 241.609.669 12.824.017.950 241.609.669 

3 7.086.547.456 241.609.669 14.609.976.759 241.609.669 

4 1.528.883.220 241.609.669 19.123.203.740 241.609.669 

5 10.989.430.355 241.609.669 8.407.043.366 241.609.669 

6 18.669.581.726 241.609.669 1.776.467.800 241.609.669 

7 72.803.963 241.609.669 25.457.799.669 241.609.669 

8 1.809.231.527 241.609.669 16.882.495.546 241.609.669 

9 5.048.284.262 241.609.669 14.669.096.971 241.609.669 

10 72.803.963 241.609.669 17.671.726.031 241.609.669 

11 4.787.302.931 241.609.669 12.040.890.579 241.609.669 

12 6.626.677.046 241.609.669 18.607.643.265 241.609.669 

13 10.239.912.769 241.609.669 13.584.258.331 241.609.669 

14 72.803.963 241.609.669 37.210.144.369 241.609.669 

15 72.803.963 241.609.669 26.298.452.809 241.609.669 

16 10.190.357.909 241.609.669 13.773.051.805 241.609.669 

17 9.096.682.137 241.609.669 13.026.443.305 241.609.669 

18 72.803.963 241.609.669 25.723.664.038 241.609.669 

19 72.803.963 241.609.669 16.280.501.767 241.609.669 

20 72.803.963 241.609.669 22.119.832.345 241.609.669 

21 6.237.783.172 241.609.669 15.496.416.439 241.609.669 

22 6.410.542.135 241.609.669 10.195.690.630 241.609.669 

Fonte: TEDAS 

Per gli autoproduttori che desiderano vendere l’elettricità prodotta in eccesso rispetto al proprio 

autoconsumo le tariffe di trasporto hanno una struttura diversa e sono pari al 3% per una distanza 

fino a 100 km e all’1,5% ogni ulteriori 100 km fino ad un massimo del 10.5%. Nel caso l’impianto 

dell’autoproduttore sia localizzato sulla rete di distribuzione, la tariffa è costante e pari al 6.5%. 

15

5.5. La distribuzione e la vendita 

La riforma del settore prevede che ai fini della distribuzione di elettricità il territorio sia articolato in 21 

zone. Ci sono 9 distributori inclusa TEDAS, il distributore in mano pubblica che controlla la quasi 

totalità della distribuzione. Per svolgere l’attività di distribuzione occorre essere in possesso di una 

licenza concessa da EPDK. 

La licenza di distribuzione contiene le zone in cui l’impresa può operare, all’interno delle quali ha 

l’obbligo di fornitore di ultima istanza. 24 Le società di distribuzione possono svolgere anche l’attività di 

vendita, che però è oggetto di una licenza separata, e di generazione (anche questa oggetto di una 

licenza separata) ma limitatamente a una frazione dell’elettricità distribuita nella propria zona. 25 

L’accesso alla rete di distribuzione è regolamentato sulla base di direttive emanate da EPDK. 

Similmente a quanto accade per il trasporto, l’accesso alla rete deve essere consentito senza 

discriminazione a tutti gli utenti che ne facciano richiesta purché in possesso dei necessari requisiti 

tecnici. 

Per svolgere l’attività di vendita ai clienti finali occorre essere in possesso di una licenza, che è 

concessa da EPDK sentito il parere tecnico della società di distribuzione principale dell’area in cui si 

intende svolgere l’attività. Fino ad ora le licenze di vendita sono state concesse alle società che 

operano anche nella distribuzione. 

Le società che operano nella vendita all’ingrosso non possono detenere una quota di mercato superiore 

al 10% dell’elettricità venduta sul mercato all’ingrosso nell’anno antecedente quello di riferimento. 26 

Box 5.6 Türkye Elektik Dagitim Anonim Sirketi (TEDAS) 

TEDAS distribuisce la maggior parte dell’energia complessivamente distribuita sul territorio turco e 

la quasi totalità dell’energia prodotta da EÜAS. 

I maggiori problemi che TEDAS deve attualmente affrontare, oltre ai problemi tecnici causati 

dall’elevato grado di obsolescenza della rete, sono legati all’elevata percentuale di furti di elettricità 

dalla rete e alla difficoltà di ottenere dai propri utenti il pagamento per le prestazioni erogate. Si 

calcola che l’esposizione di TEDAS nei confronti del settore pubblico e del settore privato ammonti 

ad alcune centinaia di milioni di dollari. 


La rete di distribuzione è formata da oltre 650,000 km. di linee a media-bassa tensione, 27 

che soffrono degli stessi problemi già identificati per la rete di trasmissione (obsolescenza, congestioni 

e perdite). 

Le perdite di rete variano grandemente da regione a regione e sono dovute principalmente all’obsolescenza 

delle linee, che tendono a danneggiarsi quando avvengono trasferimenti di flussi consistenti. TEDAS0 

distribuisce oltre 80 miliardi di kWh, il 21.6% dei quali si disperde sotto forma di perdite. L’area in cui le 

perdite sono maggiori è l’Anatolia, dove variano fra il 32% (zona orientale) e il 48.6% (zona sud-est). 

La percentuale scende a 20.6% nell’area che si affaccia sul mediterraneo e al 19.4% nella regione di 

Marmara. 

16 

24. In altre parole ha l’obbligo di fornire elettricità ai clienti che per ragioni indipendenti da loro rimangono senza fornitore (ad esempio se il fornitore col quale è in essere il 

contratto di fornitura fallisce, perde la licenza, etc.). 

25. Le società di distribuzione possono produrre una quantità massima pari al 20% del consumo della propria zona di distribuzione così come registrato nell’anno precedente. 

26. La licenza per la vendita all’ingrosso è concessa da EPDK ed è distinta da quella per la vendita ai clienti finali. 

27. Si tratta di linee a 34.5 kV, 15 kV, 10.5 kV, 6.3 kV e 0.4 kV.


Le tariffe di distribuzione variano per area geografica (alle province considerate sottosviluppate si 

applica uno sconto sul valore della tariffa) e categoria di utenza: 

■ Residenziale; 

■ Industria (ulteriormente differenziate fra tariffe a componente unica e tariffe a doppia componente); 

■ Metallurgia; 

■ Settore idrico; 

■ Edifici commerciali (inclusa pubblica amministrazione); 

■ Enti religiosi; 

■ Illuminazione pubblica; 

■ Agricoltura. 

La struttura della tariffa di distribuzione prevede componenti a copertura dei costi di capacità e 

componenti variabili che dipendono dal voltaggio e dall’ora del giorno in cui il consumo è effettuato 

(nelle ore di picco, dalle 17 alle 22, la tariffa è circa il triplo di quella praticata nelle ore di basso 

consumo, dalle 22 alle 6 del giorno successivo). 

Le tariffe praticate alle organizzazioni governative e al settore agricolo sono leggermente più basse di 

quelle praticate al settore residenziale e in linea con quelle praticate agli utenti industriali. 

Nella fissazione del livello delle tariffe, il principio fondamentale utilizzato è la copertura dei costi 

operativi; questi ultimi includono i costi di acquisto dell’energia, i costi di combustibile, materiale, 

personale, diritti per l’uso dell’acqua e i costi di manutenzione. 

Le tariffe attualmente praticate da TEDAS sono riportate nella Tabella 5.5. 

Tabella 5.5 Tariffe praticate da TEDAS per le principali categorie di utenza 

Energia Tariffa ore di picco Capacità Supero Energia 

Categoria di utenza Attiva (TL/kWh) capacità Reattiva 

(TL/kWh) 17/22 22/06 06/17 (TL/kW) (TL/kW) (TL/kVARh) 

A) TARIFFE A DUE COMPONENTI 

Utenti Industriali Province in via 96.140 147.260 56.380 91.340 5.843.450 8.765.175 48.070 

di sviluppo 

Altre province 102.650 163.310 56.380 97.520 6.250.050 9.375.075 51.325 

Induzioni e forni ad arco 94.290 142.650 56.380 89.590 4.507.750 6.761.625 47.145 

Fornitura di acqua alle città Province in via 101.200 155.000 59.350 96.150 4.806.000 7.209.000 50.600 

di sviluppo 


Impianti di trattamento Province in via 96.140 147.260 56.380 91.340 5.843.450 8.765.175 48.070 

di sviluppo 


B) TARIFFE A COMPONENTE SINGOLA 

Utenti industriali Province in via 112.240 184.040 58.240 106.640 56.120 

di sviluppo 

Altre province 119.800 202.740 58.240 113.810 59.900 

Fornitura di acqua alle città Province in via 115.250 186.550 61.300 109.500 57.625 

di sviluppo 


Impianti di trattamento Province in via 112.240 184.040 58.240 106.640 56.120 

di sviluppo 


Utenti commerciali e 151.950 277.250 61.300 144.350 75.975 

Pubblica Amministrazione 

Utenti residenziali Province in via 119.500 181.550 61.300 107.550 --- 

di sviluppo 

Altre province 127.800 201.350 61.300 115.000 --- 

Ospedali, centri sportivi, etc. 119.500 181.550 61.300 107.550 59.750 

Fonte: TEDAS 

L’attività di vendita è attualmente svolta da: 

■ TETAS per i clienti connessi direttamente alla rete di trasmissione e i distributori; 

■ dai distributori per i clienti del mercato vincolato e i clienti idonei connessi alle reti di distribuzione. 

Per i distributori, la remunerazione dell’attività di vendita è inclusa nella tariffa praticata agli utenti 

finali. Le tariffe praticate da TETAS ai clienti connessi al sistema di trasmissione e ai distributori sono 

riportate nella Tabella 5.6 

17

Tabella 5.6 Tariffe praticate da TETAS ai distributori (2005) 

Energia attiva (000TL/kWh) 

Energia reattiva (000TL/kVARh) 

TEDAS 8,27 4,14 

TRAKYA E.D.A.S 10,41 5,21 

BOGAZIÇI E.D.A.S (BEDAS) 9,06 4,53 

KÖRFEZ E.D.A.S 10,07 5,04 

KARAELMAS E.D.A.S 8,63 4,32 

MERAM E.D.A.S 9,91 4,96 

SAKARYA E.D.A.S (SEDAS) 8,17 4,08 

BASKENT E.D.A.S 9,59 4,8 

Fonte: TEDAS 

Il principale problema delle attuali tariffe è l’esistenza di sussidi incrociati fra le diverse categorie di utenza. 

L’esame delle tariffe di TEDAS mostra che le tariffe per il settore industriale hanno livelli comparabili 

a quelle del settore residenziale. La fornitura ai clienti industriali è sicuramente meno costosa di quella 

ai clienti residenziali o al settore agricolo e quindi l’applicazione di tariffe di livello comparabile alle diverse 

categorie è un indicatore piuttosto evidente della presenza di sussidi incrociati (in altre parole gli utenti 

industriali “sussidiano” in parte i consumi degli utenti residenziali). 

Tale situazione ha portato a vigorose proteste da parte del settore industriale, per il quale un costo 

dell’energia elevato comporta maggiori costi e minore competitività sui mercati. D’altra parte, occorre 

riconoscere che vasti strati della popolazione turca vivono in condizioni economiche disagiate e non 

sarebbero in grado di sostenere tariffe più elevate. Perciò se da un lato è inevitabile che principi di 

aderenza ai costi porteranno nel futuro a tariffe più elevate per il settore residenziale dall’altro è 

altrettanto inevitabile che il riequilibrio di tale situazione debba avvenire gradualmente. 

5.6. L’apertura alla concorrenza 

Il grado di apertura alla concorrenza è ancora piuttosto limitato e le imprese pubbliche hanno ancora 

un ruolo preponderante in molte attività della filiera. 

Il grado di apertura del mercato elettrico, ossia il volume di elettricità consumato dai clienti che possono 

scegliere liberamente il proprio fornitore, è circa il 30% del consumo totale e non si prevedono grosse 

variazioni fino al 2009, quando verosimilmente la soglia di idoneità sarà abbassata. 28 

Agli ostacoli alla concorrenza, dovuti alla struttura di mercato e alla fase di transizione in corso, si 

aggiungono quelli legati alle barriere di tipo commerciale. 

Le imprese pubbliche turche, incluse quelle operanti nel settore dell’energia, bandiscono gare periodiche per 

contratti di fornitura. Nel 2003 la Turchia ha riformato le procedure per l’approvvigionamento del settore pubblico: 

■ ha costituito un comitato indipendente per il controllo delle gare pubbliche; 

■ ha reso più trasparenti le procedure e ha abbassato l’offerta minima per le società estere che 

partecipano alla gara; 

■ ha previsto una preferenza per le offerte di società turche fino al 15%, che non è applicabile qualora 

le società turche partecipino in joint venture con imprese estere; 

■ ha esteso la definizione di impresa nazionale a tutte le società incorporate secondo la legge turca, 29 

incluse quelle costituite da società estere. 

Tuttavia, sebbene siano previste procedure concorrenziali per lo svolgimento di gare, spesso le 

società devono affrontare lunghe e complicate trafile per la partecipazione e per la negoziazione. 

La Turchia ha inoltre manifestato nel passato problemi di consistenza nell’azione degli organismi 

pubblici, come dimostra il caso dei progetti BOT e TOOR, dei quali parleremo più diffusamente nel 

prossimo paragrafo, per la costruzione di nuova capacità: 

■ nel 2001 il Governo ha cancellato 46 progetti Build-Operate-Transfer e Transfer-Of-Operating-Right 

per la costruzioni di nuovi impianti; 

■ nel 2002 la corte costituzionale turca ha stabilito che il governo deve onorare i contratti oppure 

compensare le controparti; 

■ ad oggi il governo non ha ancora cominciato i negoziati con le società coinvolte, una delle quali ha 

chiesto un arbitrato internazionale. 

18 28. Ricordiamo che la soglia di idoneità è pari a 7.8 GWh/anno. 

29. Sulla costituzione delle società si veda la nota 8.

Nel 2002 il Governo ha inoltre disposto che le società che partecipanti a impianti costruiti con progetti 

BOT già operativi richiedessero nuove licenze a EPDK e ha esercitato pressioni indirette affinché le 

società riducessero il prezzo dell’energia originariamente previsto dai contratti. 

5.7. Futuri scenari di sviluppo del mercato 

(privatizzazioni ed investimenti) 

Uno dei problemi principali della Turchia è quello di attrarre gli investimenti privati per poter far fronte 

alle esigenze di sviluppo futuro senza gravare eccessivamente sui conti pubblici. Per attrarre capitali 

privati per la costruzione di nuova capacità, il governo turco ha tradizionalmente usato quattro modelli: 

1. BOT (Build-Operate-Transfer) 

L’impresa costruisce e opera l’impianto a fronte della garanzia del governo di acquistare per un certo 

periodo l’elettricità prodotta a un prezzo tale da assicurare la copertura di parte dei costi (operativi 

e servizio del debito) e a garantire un certo rendimento sul capitale investito. Alla fine di tale 

periodo l’impianto è trasferito al governo senza costi ulteriori. 

2. BOO (Build-Operate-Own) 

Utilizzato per la costruzione di impianti termici, prevede che il Ministero dell’energia e delle risorse 

naturali decida quali impianti costruire e EUAS decida quale percentuale di elettricità prodotta 

debba essere acquistata. Il prezzo è determinato contrattualmente, come nel caso dei BOT, ma è 

generalmente inferiore a quello previsto da questo schema. 

3. Autoproduttori 

Possono diventare autoproduttori imprese industriali, ospedali e città satelliti aventi più di 5000 

abitanti. Gli autoproduttori possono costruire impianti per la produzione di elettricità per uso proprio. 

Se l’impianto è stato costruito da un gruppo di autoproduttori, l’elettricità prodotta può essere 

distribuita a tutti i componenti del gruppo. 

4. Modello TOOR (Transfer-Of-Operating-Rights) 

Il Governo cede ai privati il diritto di gestire e operare l’impianto per un periodo determinato di tempo 

a fronte del pagamento di un corrispettivo. Alla fine del periodo, l’impianto è nuovamente trasferito 

al governo senza costi. 

I progetti BOT attualmente operativi relativi ad impianti di potenza superiore a 50 MW sono elencati 

nella Tabella 5.7. 

Tabella 5.7 Progetti BOT attualmente operativi 

Regione Capacità (MW) Tecnologia dell'impianto 

Gebze Dilovasi 253, 4 Gas naturale 

Marmara Ereglisi 478 Gas naturale 

Marmara Ereglisi 478 Gas naturale 

Esenyurt 180 Gas naturale 

Birecik 672 Idroelettrico 

Camlica 84 Idroelettrico 

TOTALE 2145, 4 

Fonte: HC, Black Sea Regional Energy Centre 

Sebbene questi modelli offrissero prospettive interessanti per gli investitori, non è possibile dare un 

giudizio pieno sulla loro validità a causa delle vicissitudini descritte nel paragrafo precedente. 

È attualmente in corso una disputa fra Ministero dell’Energia e Ministero del Tesoro sul destino ultimo 

di tali progetti. Da un lato il Ministero dell’Energia, preoccupato dai rischi di black out che fronteggia 

la Turchia e che richiedono la disponibilità di nuova capacità in tempi brevi, ha lanciato gare per 

19

l’assegnazione di progetti BOT e TOR con la garanzia del Ministero del Tesoro; dall’altro il Ministero del 

Tesoro non ha flessibilità di bilancio sufficiente a fornire tali garanzie e, sulla base degli accordi col 

Fondo Monetario Internazionale, non può fornire garanzie se non ha stanziato fondi sufficienti. Come 

conseguenza, il Ministero del Tesoro ha confermato che fornirà la propria garanzia esclusivamente ai 

progetti che erano stati contrattati entro il 2000 (per un ammontare totale di circa 1.400 MW). 

A complicare ulteriormente la situazione concorre l’Amministrazione Turca per le Privatizzazioni (OIB) 

che ha il compito di privatizzare le società pubbliche dell’energia e sovrappone parte delle proprie 

competenze a quelle del Ministero dell’Energia. 

La Turchia aveva pianificato di privatizzare gli impianti termici di EÜAS, la cui capacità ammonta a circa 

8000 MW, fra 2003 e 2004. Il processo di privatizzazione ha però subito un rallentamento e non sono 

stati compiuti passi significativi. Allo stato attuale, per gli impianti per i quali è prevista la privatizzazione 

(KEMERKOY e YENIKOY) sta continuando il processo preparatorio ma la vendita non è ancora stata 

finalizzata. 

Lo stesso rallentamento è stato osservato nella privatizzazione delle imprese pubbliche in altre attività 

della filiera. Nel 2004 è proseguita la fase preparatoria per la cessione di parte della rete di TEDAS (tramite 

trasferimento di azioni oppure tramite TOOR). Il 2 aprile 2004 la stessa TEDAS è stata inserita nel 

programma di privatizzazione. 

Tabella 5.8 Società elettriche inserite nel programma di privatizzazione 

Turkish Electricity Distribution Inc 

Yeniköy Electricity generation and Trade Inc 

Kemerköy Electricity generation Inc 

1 Çatalagzı (Generazione, Lignite)* 16 Suatugurlu (Generazione, idroelettrico)* 

2 Orhaneli (Generazione, Lignite)* 17 Kılıçkaya (Generazione, idroelettrico)* 

3 Seyitömer (Generazione, Lignite)* 18 Çamlıgöze (Generazione, idroelettrico)* 

4 Ambarlı (Generazione, Lignite)* 19 Ataköy (Generazione, idroelettrico)* 

5 Ambarlı Fueloil (Generazione, 20 Köklüce (Generazione, idroelettrico)** 

Lignite e olio combustibile)* 

6 Hopa (Generazione, Lignite)* 21 Almus (Generazione, idroelettrico) 

7 Aliaga K.Ç.G.T. (Generazione, Lignite)* 22 Sarıyar (Generazione, idroelettrico)* 

8 Bursa(Generazione, Lignite e gas)* 23 Oymapınar Dam (Generazione, idroelettrico)** 

9 Jeotermal (Generazione, Lignite)* 24 Gökçeada (Generazione, idroelettrico)* 

10 Altınkaya (Generazione, idroelettrico)* 25 Yenice Hydroelectric Generation Plant* 

11 Hirfanlı (Generazione, idroelettrico)* 26 Beyköy (Generazione, idroelettrico)* 

12 Kesikköprü (Generazione, idroelettrico)* 27 Impianti ad acqua fluente* 

13 Derbent (Generazione, idroelettrico)* 28 TEDAS**** 

14 Kapulukaya (Generazione, idroelettrico)* 

15 Hasanugurlu (Generazione, idroelettrico)* 

* Inserito nel portafoglio il 30 Maggio 2003 

* * Inserito nel portafoglio il 3 Settembre 2003 e trasferito a Eti Aliminium 

*** Inserito nel portafoglio e nel programma il 13 Agosto 2003 

**** Inserito nel portafoglio e nel programma il 2 Aprile 2004 

Fonte: OIB, 2005 

20

6. Il mercato del gas 

6.1. Contesto regolatorio 

Sebbene la Legge sul Mercato del Gas sia stata emanata nello stesso anno di quella sul mercato elettrico 

(2001), la regolamentazione del settore del gas è in una fase meno avanzata di quella del settore elettrico. 

Il settore del gas si caratterizza per la presenza dominante di una impresa di stato, BOTAS, che 

possiede i gasdotti, i terminali GNL e importa gas in regime di monopolio, controllando in tal modo il 

98% dell’offerta. 30 

L’organizzazione attuale del mercato è basata sulla contrattazione bilaterale fra gli operatori delle diverse 

fasi della filiera e fra lato domanda e lato offerta. 

La domanda è segmentata in mercato libero (clienti con consumi superiori a 1 milione di metri cubi l’anno, 

generatori e co-generatori) e mercato vincolato. I clienti del mercato libero possono scegliere liberamente il 

proprio fornitore. 

La liberalizzazione dell’offerta ha segnato un altro passo avanti con gli emendamenti alla Legge introdotti 

nel giugno 2005, che prevedono la cessione, in più fasi, dei contratti di importazione ad operatori privati. 

A questi si aggiunge la separazione societaria di BOTAS in tre società (trasporto, stoccaggio e trading) 

a partire dal 2009. Entro due anni dalla separazione societaria, le società di stoccaggio e trading 

dovranno essere privatizzate. Fino al 2009, BOTAS ha l’obbligo di predisporre una contabilità separata 

per ciascuna attività svolta (separazione contabile). Al momento non è stato ceduto alcun contratto di 

importazione ma, in seguito alle pressioni di EPDK, BOTAS ha recentemente pubblicato un avviso di 

gara per la cessione di alcuni di questi. 31 

Le attività del settore gas individuate dalla Legge sul Mercato del Gas sono: 

■ Importazione; 

■ Produzione; 

■ Trasmissione; 

■ Stoccaggio; 

■ Vendita all’ingrosso; 

■ Export; 

■ Distribuzione. 

Sebbene al momento un certo grado di integrazione verticale sia concesso, per favorire la concorrenza il 

regolatore ha: 

■ limitato al 20% del consumo dell’anno, al netto di autoconsumi e perdite, la quota di mercato che 

ciascuna società può detenere; 32 

■ limitato le partecipazioni in altre attività che una società può detenere; 

■ limitato l’ammontare della partecipazione a una quota che non sia di controllo. 

La legge tuttavia preserva le partecipazioni esistenti di BOTAS. 

I privati possono svolgere qualsiasi attività previa concessione di una licenza da parte del regolatore. 

Unica eccezione sono le attività di produzione ed esportazione, per le quali la licenza è concessa dal 

Ministero dell’Energia e delle Risorse Naturali. EPDK ha concesso fino ad ora 72 licenze, 22 delle quali 

a privati operanti nella distribuzione di gas nelle città. 

La licenza è concessa per un minimo di 10 anni e per un massimo di 30 anni. La procedura per la 

concessione della licenza è simile a quella già descritta in precedenza per il mercato elettrico. 

Nell’ambito del processo di valutazione per la concessione della licenza, EPDK considera la rispondenza 

ai seguenti criteri: 

■ coerenza con gli obiettivi generali fissati dalla Legge sul Mercato del Gas; 

■ sviluppo della concorrenza e del mercato e protezione dei diritti dei consumatori; 

■ condizioni finanziarie della società e capacità di finanziarsi; 

■ esperienza e qualità dei servizi forniti dall’impresa sul mercato nazionale e internazionale. 

30. Intervento di Yusuf Günay (presidente di EPDK) nel meeting del Licencing/Competition Group di ERRA (Energy Regulators Regional Association). 

31. Si veda il paragrafo 6.3, la sezione dedicata alle importazioni. 

32. Ciascuna società può detenere partecipazioni in una sola società che svolga attività diverse dalla propria. Ad esempio, una società di produzione può detenere partecipazioni 

in una sola società di distribuzione. 

21

Le società estere che desiderano operare nel settore del gas devono essere costituite secondo la legge 

commerciale turca. Non è possibile operare come filiali di società estere. 

6.2. La domanda 

Nel 2004 la Turchia ha consumato circa 22 Bcm (Billion Cubic Metres, miliardi di m 3 ) di gas naturale e 

si prevede per il futuro una forte crescita della domanda di gas che potrebbe raggiungere i 50.6 bcm 

nel 2020. 

La generazione elettrica ha costituito il 64.5% delle domanda primaria di gas, seguita dal settore 

residenziale, 3.9 bcm (18%), e dall’industria 3 bcm (14.4%). Negli ultimi anni l’uso del gas è stato 

fortemente incoraggiato dal governo per limitare le emissioni inquinanti e in diversi settori di utilizzo, 

principalmente nella generazione elettrica, ha sostituito il carbone. 

L’uso del gas come combustibile è destinato ad aumentare nel tempo e le previsioni indicano, entro il 

2020, un raddoppio della domanda rispetto ai livelli attuali, come mostrato nella Figura 6.1. 

Figura 6.1 Evoluzione della domanda: 2005-2020 

Fonte: BOTAS, 2004. 

Figura 6.2 Evoluzione della domanda: composizione in percentuale 

Fonte: BOTAS, 2004. 

Attualmente il gas è intensamente impiegato nella generazione elettrica e nella cogenerazione che ha 

ricevuto negli ultimi anni un forte sostegno da parte del governo, soprattutto per via del crescente 

fabbisogno energetico. 

Nel 1994 erano in funzione solamente 4 impianti in cogenerazione, con una capacità totale pari a soli 30MW. 

Da allora sono stati offerti diversi incentivi per rendere vantaggiosi gli investimenti in cogenerazione e stime 

recenti indicano che nell’anno in corso la cogenerazione dovrebbe costituire circa il 20% della capacità 

complessiva di generazione stimata. 

22

6.3. L’offerta 

6.3.1. Produzione 

La Turchia dispone di limitate riserve di gas e la produzione nazionale copre una percentuale esigua 

della domanda. Le riserve attuali di gas ammontano a circa 8.5 bcm e la produzione è di circa 370 

mcm/anno, per la maggior parte coperti da TPAO, la società petrolifera pubblica. 

Vi sono 11 giacimenti di gas, 8 dei quali gestiti da TPAO. 33 Fino allo scorso anno erano in produzione i 

giacimenti di Kuzey Marmara e Degirmenköy (gestiti da TPAO) che si sono esauriti nel corso del 2004. 

TPAO ha in corso un progetto per la trasformazione dei due giacimenti in stoccaggio minerario. 34 Il progetto 

è finanziato dalla European Investment Bank, che nel 2002 ha concesso un prestito di $79 milioni 

a TPAO, per consentire la conversione dei giacimenti a stoccaggio e creare in tal modo il principale 

stoccaggio della Turchia. 

Box 6.1 

Türkiye Petrolleri Anonim Ortakligi (TPAO) 

TPAO è la società pubblica fondata nel 1954 col compito di svolgere attività di esplorazione, perforazione, 

produzione, raffinazione, trasporto e fornitura di petrolio, gas e prodotti petroliferi. 

Durante la riorganizzazione del settore petrolifero, TPAO ha continuato a svolgere le attività di esplorazione 

e produzione e ha delegato le attività a valle a 4 sussidiarie: BOTAS (trasporto via terra); DITAS (trasporto 

via mare); TÜPRAS (raffinazione) e POAS (commercializzazione). Il processo di privatizzazione e la 

riforma del settore gas hanno portato dapprima al trasferimento di BOTAS , DITAS e TÜPRAS 

all’Amministrazione Pubblica per le Privatizzazioni e successivamente alla separazione di BOTAS da 

TPAO e alla sua costituzione come impresa indipendente. 

Attualmente TPAO è impegnata nelle attività di esplorazione e produzione di petrolio, prodotti petroliferi e 

gas. La sua attività di esplorazione ha portato alla scoperta in Turchia di 61 giacimenti petroliferi e 11 

giacimenti di gas naturale e alla produzione di 54,3 milioni di tonnellate di petrolio. 

6.3.2. Import 

Le importazioni sono la principale fonte di approvvigionamento di gas della Turchia, 35 che ha stipulato 

contratti per complessivi 67.8 bcm a regime (si veda la Tabella 6.1). 

Tabella 6.1 Contratti di importazione 

Contratto Società Quantità Data stipula Data Plateau Durata Status 

(Plateau) di inizio (anni) 

bcm/anno 

Federazione Russa (Ovest) Soyuzgazexport 6 14-02-1986 1987 1993 25 Operativo 

Algeria (GNL) Sonatrach 4 14-04-1988 1994 1999 20 Operativo 

Nigeria (GNL) NLGN 1,2 9-11-1995 1999 2001 22 Operativo 

Iran NIGC 10 8-08-1996 dic-01 2007 25 Operativo 

Federazione Russa Gazexport 16 15-12-1997 dic-02 2008-2010? 25 Operativo 

(Blue Stream) 

Russia (Ovest) Turusgaz 8 18-02-1998 1998 2002-2003? 23 Operativo 

Turkmenistan - 16 21-05-1999 2005 2020? 30 ? 

Azerbaijan SOCAR 6,6 12-03-2001 2005 2008? 15 2007 

Fonte: BOTAS, World Gas Intelligence 

I contratti di importazione sono di proprietà di BOTAS. La riforma del mercato del gas prevede che 

BOTAS ceda progressivamente i contratti a imprese che abbiano ottenuto la licenza di importazione, 

fino a ridurre la propria quota di import al 20% entro il 2009. 

33. I giacimenti sono Hamitabat, Umurca, Karacaoglan, Karacali, Silivri, Camurlu, Ardic, Kumrular, Havrabolu-Gelindere, Tekirdag-Sig e Derin-Barbes. Tutti i giacimenti 

sono localizzati in Tracia ad eccezione del giacimento di Camurlu, che si trova in nel sud-est della Turchia. TPAO gestisce i giacimenti di Hamitabat, Umurca, 

Karacaoglan, Karacali, Degirmenköy, Kuzey Marmara e Silivri, Camurlu,Ardic. 

34. La capacità di stoccaggio prevista è 1.6 bcm. 

35. Le importazioni di gas naturale sono cominciate nel 1987. Tra il 1987 ed il 1994, l’ex Unione Sovietica è stata per la Turchia l’unico fornitore estero di gas naturale. 

Nel 1994, dopo la realizzazione del terminale GNL di Marmara, la Turchia ha avviato importazioni dall’Algeria che è diventato il secondo fornitore di gas del paese. 

23

Box 6.2 BOTAS 

BOTAS è stata creata nel 1974 come sussidiaria di TPAO per il trasporto del petrolio iracheno fino al Golfo 

di Iskenderun. Dal 1987 è cominciata anche l’attività di trasporto del gas. I diritti di monopolio di BOTAS su 

importazione, distribuzione, vendita e fissazione del prezzo per l’uso del gas naturale, garantiti alla società 

in quanto monopolista pubblico, sono stati aboliti dalla Legge sul Settore del Gas del 2001, che ha dato il 

via alla liberalizzazione del mercato. 

La Legge prevede che BOTAS ceda progressivamente i propri contratti di importazione a nuovi operatori 

fino a scendere a una quota del 20% delle importazioni entro il 2009 e che ogni anno metta all’asta il 10% 

dei propri diritti di acquisto. 

Nel 2004 BOTAS ha fornito gas ai consumatori turchi per circa 22 Bcm, quasi interamente provenienti 

da importazioni. Dopo il 2009, le attività attualmente svolte da BOTAS (trasmissione, stoccaggio e vendita 

all’ingrosso) saranno separate e daranno vita a tre società autonome. 

L’obbligo di cessione è pari al 10% del volume complessivamente importato ogni anno ed è in vigore a 

partire dal 2002, ma fino ad ora non è stato rispettato. Nel 2004 EPDK ha minacciato di sanzionare BOTAS 

se questa non avesse adempiuto i propri obblighi; a seguito di tali pressioni, BOTAS ha recentemente 

pubblicato un invito a presentare offerte per la cessione di alcuni contratti. I contratti in via di cessione sono 

riportati in Tabella 6.2 

Tabella 6.2 Cessione dei contratti di importazione 

Contratto 

Contraenti 

Provenienza/ 

Punto di consegna 

Quantità 

annua 

Scadenza del 

contratto 

Numero totale 

di lotti 

1 

Contratto di acquisto e 

vendita del gas naturale 

del 15.12.1997 

Venditore: 

Gazexport 

Acquirente: 

BOTAS 

Fed. Russa/ 

Samsun coast e Durusu 

Met. S. (Turchia) 

3 Bcm come definiti 

da contratto (*) 

01.01.2026 

12 

2 



del 18.02.1998 

Venditore: 

Gazexport 

Acquirente: 

BOTAS 

Fed. Russa / 

Frontiera Turchia-Bulgaria e 

Malkoçlar Met. S. (Turchia) 



01.01.2022 

16 

3 



del 14.02.1986 

Venditore r: 

Gazexport 

Acquirente: 

BOTAS 

Fed. Russa / 

Frontiera Turchia-Bulgaria e 

Malkoçlar Met. S. (Turchia) 



01.01.2012 

12 

4 



del 08.08.1996 

Venditore r: 

NIGC 

Acquirente: 

BOTAS 

Iran/ 

Frontiera Turchia-Iran e 

Bazargan Met. S. (Iran) 

3,66 Bcm come 

definiti da contratto 

(*) 

30.07.2026 

14 

5 


vendita di GNL 

del 09.11.1995 

Venditore: 

NLNG 

Acquirente: 

BOTAS 

Nigeria/ 

Terminale di 

rigassificazione 

di Marmara Eregilisi 

17,86 milioni 

MMBtu (**) 

01.10.2021 

2 

6 


vendita di GNL 

del 14.04.1988 

Venditore: 

Sonatrach 

Acquirente: 

BOTAS 

Terminale di 

rigassificazione 

di Marmara Eregilisi 

18 mld 

Thermy. 

01.10.2014 

8 

TOTALE 64 

Fonte: BOTAS 36 

(*) ogni contratto definisce i parametri fisici del gas che deve essere consegnato. 

(**) MMBtu = milioni di British Thermal Unit (unità di misura termica). 

I contratti saranno ceduti a imprese che siano in possesso di una licenza di importazione. L’impresa deve 

ottenere una licenza per ciascun contratto di importazione sottoscritto. 

24 

36. Il testo del bando si può trovare sul sito web di BOTA_: http://www.botas.gov.tr/eng/index.asp

Box 6.3 Licenze per l'importazione di gas 37 

Per ottenere la licenza, un’impresa deve essere in possesso dei seguenti requisiti: 

■ Idoneità tecnica ed economica per l’importazione; 

■ Avere a disposizioni informazioni adeguate e garanzie sul gas importato: 

■ Provenienza; 

■ Riserve; 

■ Impianti per l’estrazione; 

■ Sistema di trasporto; 

■ Disponibilità sul territorio turco per almeno 5 anni di capacità di stoccaggio pari al 10% delle 

importazioni annue; 

■ Capacità di contribuire allo sviluppo e al miglioramento delle condizioni di sicurezza del 

sistema di trasporto turco e al finanziamento degli investimenti della società di trasporto per 

l’espansione dei gasdotti. 

L’importatore è inoltre tenuto a fornire a EPDK informazioni su: 

■ Termini del contratto; 

■ Durata; 

■ Flusso annuo e stagionale; 

■ Eventuali variazioni dei flussi e delle obbligazioni contrattuali. 

Al momento sono state assegnate 9 licenze di importazione. Attualmente, tuttavia, il mercato delle 

importazioni è saturo, nel senso che i volumi importati con i contratti in essere coprono completamente 

il fabbisogno e non si esclude possano causare un eccesso di offerta nei prossimi anni a causa dell’elevata 

componente take-or-pay. 38 

Nel seguito sono riportati i dettagli principali dei contratti con Russia, Algeria, Nigeria, Iran, 

Turkmenistan e Azerbaijan. 

6.3.2.1. Contratti con la Russia 

Nel 1986, BOTAS ha siglato un contratto con Soyuzgasexport (Gazprom) per l’acquisto di gas naturale 

dai giacimenti russi per un periodo di 25 anni a partire dal 1987. 39 Un secondo contratto è stato firmato 

nel 1998 con Turusgaz, una joint-venture da BOTAS (35%), Gazprom (45%) ed un’altra società turca, 

Gama A.S. (20%), per l’importazione (a regime) di 8 Bcm/anno. Il contratto ha una durata di 23 anni. 

Il gas di entrambi i contratti è trasportato attraverso il gasdotto che collega la Russia alla Turchia 

attraversando Ucraina, Romania e Bulgaria. 40 Il gasdotto raggiunge le città di Ankara ed Hamitabat, 

dove fornisce gas ad una centrale elettrica a ciclo combinato. Ulteriori estensioni sono state ultimate 

successivamente all’entrata in esercizio del gasdotto: nel 1996 è stata ultimata una estensione di 209 

Km verso Ovest (linea “Izmit-Karadeniz-Eresli”) e, in seguito, il collegamento fra Bursa e la città di Çan 

(208 Km); nel 2000 è stato completato il collegamento fra Çan e la città portuale di Çanakkale (107 km). 

L’accordo siglato nel 1997 con Gazexport per l’esportazione in Turchia di gas dal Mar Nero attraverso 

il gasdotto Blue Stream prevede l’esportazione a regime di una quantità pari a 16 Bcm/anno e una durata 

del contratto pari a 25 anni. L’accordo originario prevedeva l’entrata in esercizio del gasdotto nel 2001 

e il raggiungimento del volume a regime nel 2008. La costruzione di Blue Stream è stata ultimata nel 

2002 e questo ha causato notevoli ritardi nell’applicazione del contratto. 41 

Recentemente i volumi ed i prezzi del gas russo sono stati rinegoziati a causa della domanda turca, 

risultata inferiore alle aspettative. 

37. Fino ad ora EPDK ha assegnato oltre 70 licenze per lo svolgimento di attività nel settore gas. 

38. La clausola take-or-pay implica che l’impresa importatrice debba pagare un determinato volume di gas indipendentemente dall’uso effettivo. La quantità take-or-pay 

è solitamente determinata come percentuale del volume complessivo del contratto. 

39. Secondo BOTAS, il prezzo del gas russo è inferiore a quello degli altri paesi europei. In base all’accordo, il 70% dell’ammontare pagato deve essere utilizzato dalla 

Russia per l’acquisto di beni in Turchia. 

40. Il punto di entrata è nei pressi della città di Malkoclar. 

41. Il gasdotto per l’importazione in Turchia di gas dal Mar Nero è costituito da 3 sezioni. La prima sezione, di circa 370 km., è in territorio russo ed è finanziata, 

realizzata e gestita da Gazprom. La seconda sezione è il gasdotto off-shore Blue Stream che collega Dzhubga, in Russia, a Samsun, città portuale in Turchia; il 

gasdotto è stato realizzato dalla SAIPEM (gruppo ENI) ed è gestito dalla Blue Stream Pipeline Company BV, costituita in modo paritetico da ENI e Gazprom. La terza 

sezione è in territorio turco (da Samsun ad Ankara) ed è finanziata, realizzata e gestita da BOTAS. 

25

6.3.2.2. Contratti con Algeria e Nigeria 

È stato siglato con Sonatrach nel 1988 un accordo ventennale per 2 bcm l’anno di gas naturale liquido 

(GNL). Le forniture sono cominciate nel 1994, in seguito all’entrata in servizio del terminale GNL presso 

Marmara Ereglesi, vicino Istanbul. 42 Nel 1995 è stato siglato un ulteriore accordo che prevede 

l’importazione di 2 Bcm/anno di GNL aggiuntivi rispetto a quelli contrattati nel 1988. 

BOTAS ha siglato nel 1995 un contratto con la Nigeria (NLGN) per l’importazione di 1.2 Bcm/anno di 

GNL. Il contratto ha una durata di 22 anni e il gas importato è rigassificato nel terminale di Marmara 

Ereglesi. 43 

6.3.2.3. Contratti con l’Iran 

Il contratto sottoscritto nel 1996 fra Turchia e Iran prevede l’importazione a regime di 10 Bcm/anno. 

L’importazione è effettuata tramite il gasdotto dell’est Anatolia, che collega Dogubayazit, al confine tra 

Turchia ed Iran, e Ankara/Seydisehir (Konya), entrato in servizio nel dicembre 2001 dopo alcuni ritardi. 

Nella prima metà del 2002 il flusso di importazioni è stato interrotto a seguito della crisi economica turca 

che ha ridotto drasticamente la domanda di gas. Le importazioni sono riprese nell’ottobre 2002 dopo la 

revisione del contratto, che ha concesso alla Turchia maggiore flessibilità nei prelievi. 

Infine il governo turco ha raggiunto un accordo per estendere il gasdotto dell’est Anatolia fino in Grecia. 

6.3.2.4. Contratti con Turkmenistan e Azerbaijan 

Nel 1998 la Turchia ha siglato col Turkmenistan un accordo (ratificato nel 1999) per l’importazione 

annuale di 30 Bcm, di cui 16 Bcm destinati al mercato turco e i rimanenti 14 Bcm al mercato europeo. 

L’accordo prevedeva la costruzione di un gasdotto per il collegamento (Trans-Caspian Gas Pipeline). 

Il gasdotto (circa 1.700 km.) dovrebbe avere origine in Turkmenistan e, attraverso Mar Caspio, 

Azerbaijan e Georgia, raggiungere Erzurum in Turchia. L’accordo originario prevedeva che Georgia e 

Azerbaijan avrebbero raccolto semplicemente diritti di transito ma nel 2000, in seguito alla scoperta del 

giacimento di Saha Deniz, vicino a Baku, l’Azerbaijan ha chiesto di poter disporre di almeno il 50% della 

capacità del gasdotto. 

A seguito del rifiuto del Turkmenistan, l’Azerbaijan ha siglato un accordo separato con la Turchia per 

l’esportazione di gas azero verso la Turchia a partire dal 2005 (6.6 Bcm/anno a pieno regime) e la 

costruzione di un gasdotto con capacità 7.2 Bcm per il collegamento fra Baku e Erzurum e l’immissione 

nel gasdotto dell’est Anatolia. 44 Questo progetto ha di fatto bloccato al momento il Trans-Caspian Gas 

Pipeline. 

6.4. Il trasporto e lo stoccaggio 

Il trasporto è operato da BOTAS. La legge non prevede che il trasporto sia svolto in regime di 

monopolio e l’attività di trasporto è aperta ai privati, che possono realizzare e gestire proprie reti. 

BOTAS resta in ogni caso l’impresa di trasporto principale, col compito di gestire e operare la rete di 

trasmissione nazionale e di garantire il buon funzionamento del sistema. 

L’attività di trasporto può essere svolta previa concessione di una licenza da parte di EPDK. La licenza 

prevede che il trasportatore: 

■ Connetta l’utente che ne faccia richiesta entro un periodo massimo di 12 mesi; l’eventuale rifiuto 

della connessione deve essere segnalato al regolatore e adeguatamente motivato; se il regolatore 

ritiene che sia stato violato il principio di non discriminazione può imporre al trasportatore di 

connettere l’utente al quale era stata rifiutata la connessione; 

■ Fornisca alle società che operano reti interconnesse con la rete di sua proprietà tutte le informazioni 

tecniche che consentano l’esercizio coordinato della rete e la sicurezza del sistema; 

■ Trasportino il gas nella rete di proprietà nel modo più sicuro ed efficace, fornendo tutti i servizi 

necessari a tal fine (principalmente gestione del linepack, modulazione e bilanciamento); 

■ Possa sottoscrivere contratti di trasporto con importatori, esportatori, produttori e grossisti; 

■ Possa sottoscrivere contratti di consegna con clienti idonei, società di generazione elettrica, società di 

stoccaggio e altre società di trasporto; 45 

26 

42. Il terminale ha una capacità di stoccaggio di 255.000 metri cubi di gas in forma liquida ed una capacità oraria economica di erogazione pari a 439.000 metri cubi di 

gas. La capacità oraria di erogazione di punta è pari a 695,000 metri cubi. 

43. A seguito delle importazioni dalla Nigeria il terminale GNL di Marmara ha raggiunto i 5,2 Bcm di gas trattato annualmente. 

44. L’accordo commerciale tra BOTAS e SOCAR è stato firmato nel marzo 2001. Il progetto di costruzione del gasdotto sarà realizzato con la collaborazione di BP e Statoil 

e costerà complessivamente $3 miliardi. Stando a fonti BP i lavori dovrebbero incominciare quest’anno. 

45. I contratti di consegna del gas sono relativi alle condizioni di consegna del gas e non alla sua vendita effettiva.

A tutt’oggi, per il trasporto di gas naturale è stata concessa una sola licenza (BOTAS); 10 licenze sono 

invece state concesse per il trasporto del GNL. 


Ci sono attualmente oltre 4000 km di rete di trasporto ad alta pressione e altri 1.338 km sono in fase di 

realizzazione, come riportato in dettaglio nelle tabelle seguenti: 

Tabella 6.3 Rete di trasmissione nazionale 

Gasdotto Diametro Lunghezza 

(Km) 

Entrata 

in servizio 

Federazione Russa - Turchia (Main Line) 24"-36" 842 1987 

Pazarcik-Karadeniz Eregli 16"-24" 209 1996 

Bursa-Çan 8"-24" 208 1996 

Çan-Çanakkale 12" 107 2000 

Dogubayazit - Erzurum 48" 291 2001 

Erzurum - Imranli 48" 307 2001 

Imranly-Kayseri 48" 256 2001 

Kayseri-Ankara 48" 320 2001 

Kayseri-Konya-Seydisehir 40"-16" 317 2001 

Karacabey-Izmir 36" 241 2002 

Samsun-Ankara 48" 501 2003 

Malkoçla-Kirklareli 36" 36 1998 

Önerler_Esenyurt 36" 77 1998 

Hersek-Yumurtatepe 24" 48 1998 

Kirklareli-Önerler 36" 99 2000 

Yapracik-Mihalliççik 40" 61 2001 

Eskisehir-Mihalliççik 40" 76 2002 

Bozüyük-Adapazari fase 1 36" 63 2002 

Bozüyük-Adapazari fase 2 36" 63 2002 

Bozüyük-Eskisehir 40" 75 2002 

Seçköy-Karacabey 36" 75 2003 

TOTALE 4272 

Fonte: BOTAS, 2005 

Tabella 6.4 Linee in costruzione 

Sivas-Malatya 24"-40" 195 

Malatya - G. Antep 16"-24"-40" 240 

G.Antep-Adana-Mersin 16"-24"-40" 280 

Konya-Isparta 16"-40" 257 

Isparta-Nazilli 16"-24"-40" 366 

TOTALE 1338 

Fonte: BOTAS, 2005 

Gasdotto Diametro Lunghezza (Km) 

BOTAS ha inoltre pianificato diversi investimenti per il potenziamento delle stazioni di compressione e 

di misura per migliorare la funzionalità della rete e riconsegnare agli utenti del sistema di trasporto gas 

alle condizioni richieste di volume e pressione. 46 

Nel 2004 BOTAS ha trasportato sulla propria rete circa 22 Bcm di gas naturale. I dati riferiti ai mesi 

di gennaio e febbraio dell’anno in corso riportano un volume trasportato pari a circa 5.2 Bcm (2.7 in 

gennaio e 2.5 in febbraio). 

46. La legge del 2001 sul Mercato del Gas prevede che gli investimenti in espansione della rete siano approvati dal regolatore. Ulteriori dettagli possono essere trovati 

sul sito web di BOTAS, www.botas,gov.tr. 

27

La capacità di stoccaggio della Turchia è alquanto limitata. Nel corso del 2004 si sono esauriti i giacimenti 

di Kuzey Marmara e Degirmenköy che saranno trasformati in stoccaggi sotterranei con una capacità di 

circa 2 Bcm. Si prevede che i due nuovi stoccaggi diventino operativi entro il 2005. BOTAS ha inoltre allo 

studio il “Salt Lake Natural Gas Underground Storage Project” per l’uso dei duomi salini del Salt Lake con 

una capacità di stoccaggio di 1 Bcm. 47 

L’accesso allo stoccaggio è fondamentale per importatori e grossisti per far fronte alle fluttuazioni stagionali 

dei profili di prelievo dei propri clienti e far fronte agli obblighi di legge che impongono agli importatori di 

avere accesso a una capacità di stoccaggio pari al 10% della quantità importata annualmente e ai 

grossisti di avere accesso a una capacità di stoccaggio “adeguata”. 48 

Un dibattito è in corso sulla capacità di stoccaggio concessa agli importatori, che si ritiene eccessiva 

rispetto alle reali esigenze di gestione delle fluttuazioni stagionali di molti operatori. 

Al momento i servizi di stoccaggio sono forniti esclusivamente da BOTAS ma nuove licenze sono state 

concesse recentemente dal regolatore. 


Le tariffe per l’accesso e l’uso del sistema di trasporto sono determinate dalla società di trasporto e 

sottoposte a EPDK per l’approvazione. 

BOTAS pubblica le tariffe praticate ai distributori al netto dell’IVA ma includendo un’addizionale sul 

consumo, che è applicata al momento della fatturazione. Dal febbraio 2004 le tariffe sono differenziate 

per categoria di consumo finale (residenziale e industriale) mentre è unica l’addizionale sul consumo. 

L’andamento delle tariffe dal febbraio 2004 all’aprile 2005 è riportato nella Figura 6.3. 

Figura 6.3 Tariffe applicate da BOTAS ai distributori 

320.000 

300.000 

280.000 

260.000 

240.000 

220.000 

200.000 

feb-04 mar-04 apr-04 mag-04 giu-04 lug-04 ago-04 set-04 ott-04 nov-04 dic-04 gen-05 feb-05 mar-05 apr-05 

Tariffa utenti residenziali (TL/Sm 3 ) Tariffa utenti industriali (TL/Sm 3 ) 

Fonte: BOTAS 

Le tariffe di stoccaggio non sono regolamentate e sono determinate su base contrattuale. 

6.5. La distribuzione e la vendita 

La distribuzione del gas può essere svolta da qualsiasi società previo ottenimento 

di una licenza di distribuzione da parte di EPDK. 

La licenza è concessa su base locale tramite gara per un massimo di 30 anni e può essere rinnovata. 

Il rinnovo dipende dalla qualità del servizio offerto dal distributore. Nel caso in cui la licenza non sia 

rinnovata viene bandita una nuova gara e il prezzo pagato dal vincitore è versato al distributore uscente. 

In seguito agli emendamenti alla Legge sul Mercato del Gas del giugno 2005, ogni società non può 

detenere licenze per più di due città. 

La distribuzione agli utenti finali è effettuata dalla società di distribuzione locale di proprietà della 

municipalità. La legge di liberalizzazione del mercato prevede la progressiva privatizzazione dei distributori 

e che i proventi siano utilizzati per il rimborso dei prestiti garantiti dal Tesoro. Le imprese di distribuzione 

sono tenute ad offrire una partecipazione del 10% alla municipalità senza chiedere alcun contributo di 

capitali. Un ulteriore 10% può essere offerto a fronte del versamento del capitale equivalente ma solo 

se il debito nei confronti del Tesoro è stato ripagato. 

28 47. Per ulteriori dettagli si veda il sito web di BOTAS, www.botas,gov.tr. 

48. La normativa non specifica cosa intenda per “adeguata”.

Fino ad ora sono state concesse 22 licenze a privati per la distribuzione locale di gas e due società 

sono state privatizzate. Gli inviti per partecipare alle gare di assegnazione delle licenze sono pubblicati 

da EPDK sul suo sito web. 

La vendita di gas ai clienti finali è fatta dalle società di distribuzione locale. Per svolgere l’attività di 

vendita all’ingrosso occorre essere in possesso di una licenza di vendita concessa da EPDK. Per le 

società in possesso di una licenza di importazione non è necessario ottenere anche una licenza di 

vendita all’ingrosso per poter vendere il gas ai clienti idonei e ai distributori. 

Per ottenere la licenza è necessario che la società fornisca informazioni adeguate sulle proprie fonti di 

approvvigionamento e sulla propria capacità di trasporto e dimostri di avere una sufficiente capacità 

tecnica ed economica e una adeguata capacità di stoccaggio per svolgere l’attività in condizioni di 

sicurezza per il sistema. 


Come per il trasporto, le tariffe di distribuzione sono fissate dalle imprese sulla base delle indicazioni 

generali fornite da EPDK e poi sottoposte a questa per l’approvazione. 

Le tariffe di distribuzione sono generalmente pubblicate sul sito web della società e sono differenziate 

fra utenze residenziali (in pratica il mercato vincolato, per le quali la tariffa praticata dal distributore 

remunera anche l’attività di vendita) e utenze industriali (che includono i clienti idonei che possono 

contrattare col distributore esclusivamente il servizio di distribuzione). 

La tariffa di distribuzione per le utenze residenziali include in generale diverse componenti fisse 

(canone fisso, contatore, interruzioni, installazione del contatore e un deposito cauzionale) e una 

componente variabile che dipende dal consumo. La somma di queste componenti serve a remunerare 

il costo del gas e del trasporto (versato a BOTAS) e i servizi forniti dal distributore (distribuzione e, nel 

caso di clienti vincolati, vendita). 

A titolo di esempio riportiamo le tariffe di distribuzione praticate da Bursagaz ai clienti residenziali 

nell’agosto 2005. 

Tabella 6.5 Tariffe di Bursagaz per i clienti residenziali, agosto 2005* 

Canone 150 $ 

Spese amministrative (G-4) 40 $ 

Interruzioni 

Installazione/rimozione 

* IVA non inclusa nel prezzo 

Fonte: http://www.bursa-gaz.com.tr/bg/konut_fiyat.php 

11,000,000 TL 

11,000,000 TL 

Deposito cauzionale Combi boiler 162,000,000 TL 

Costo del gas naturale 

Forni a gas - Flash heater 

Combi boiler 

Forni a gas 

Flash heater 

137,000,000 TL 

135,000,000 TL 

110,000,000 TL 

27,000,000 TL 

352,099 TL/m3 

33,092.01 TL/kWH 

Il Regolatore stabilisce, inoltre, i principi generali per la fissazione dei prezzi del gas sul mercato 

all’ingrosso (nell’ambito di tali principi, il prezzo del gas può essere contrattato liberamente) e le tariffe 

per la vendita ai clienti finali del mercato vincolato. 

Le tariffe per la vendita al mercato vincolato sono determinate fissando un margine sui costi operativi 

che tenga adeguatamente conto dell’inflazione e di un’adeguata remunerazione del capitale investito e 

sono una componente della tariffa di distribuzione. Al momento le tariffe di distribuzione non danno 

evidenza esplicita di quanto tale componente incida sulla tariffa complessiva. 

29

6.6. L’apertura alla concorrenza 

La soglia di idoneità alquanto ridotta fa si che il grado di apertura del mercato sia molto ampio (attualmente 

è pari all’80%). Tuttavia occorre notare come il settore del gas sia ancora fortemente dominato dalla 

presenza pubblica in ciascuna fase della filiera. 

Le attività sono aperte alla partecipazione delle imprese straniere, che possono operare purché 

costituiscano una società per azioni o a responsabilità limitata secondo la legge commerciale turca. 

Gli ostacoli alla piena partecipazione delle imprese straniere sono simili a quelli già osservati per il 

settore elettrico, l’eccessiva lunghezza delle procedure amministrative e il grado di dettaglio delle 

informazioni richieste dalle autorità turche. 

6.7. Futuri scenari di sviluppo del mercato 

(privatizzazioni ed investimenti) 

Sebbene a rilento, procede il programma di privatizzazione delle società di distribuzione locale. Nel primo 

trimestre del 2004 è stata finalizzata le privatizzazione tramite block sale di Esgaz (acquistata da Kolin 

Ins.Tur.San.A.S. per 43 mln$) e Bursagaz (acquistata da Çalik Enerji San. per 120 mln$). Il governo turco 

ha più volte annunciato l’intenzione di intensificare il processo ma al momento non sono state fornite 

informazioni di dettaglio. 

BOTAS ha in corso diversi investimenti per quanto riguarda l’espansione della rete di trasmissione e di 

distribuzione, il potenziamento del terminale di rigassificazione del GNL di Marmara Ereglesi e ha allo studio 

diversi progetti, in varia fase di attuazione, per la costruzione di nuovi gasdotti di importazione/esportazione 

e di stoccaggi: 

■ Gasdotto Turchia-Grecia (completata la fase antecedente lo studio di fattibilità; approvata la richiesta 

di fondi europei per lo studio di fattibilità nell’ambito del programma TEN; DEPA e Edison Gas hanno 

lanciato dei tender per lo studio di fattibilità); 

■ Gasdotto Turkmenistan-Turchia-Europa (la Turchia ha rispettato i propri impegni, il progetto è attualmente 

bloccato a causa di problemi nello sviluppo del collegamento fra Turkmenistan e Georgia); 

■ Gasdotto Azerbaijan-Turchia (completati studi fattibilità; sono stati lanciati i tender per la realizzazione 

del gasdotto); 

■ Gasdotto Iraq-Turchia (in fase di completamento l’accordo-quadro e la costituzione del consorzio di 

imprese; la realizzazione del progetto dipende fortemente dalla situazione irachena); 

■ Gasdotto Egitto-Turchia (firmato un accordo quadro fra Turchia ed Egitto nel marzo 2004; progetto 

ancora in fase di studio); 

■ Gasdotto Turchia-Bulgaria-Romania-Ungheria-Austria - progetto Nabucco - (in collaborazione con 

OMV Erdgas –Austria-, MOL –Ungheria-, Transgaz – Romania e Bulgargaz – Bulgaria; Nel 2003 la 

Commissione Europea, tramite il programma TEN, ha concesso finanziamenti che coprono la metà dei 

costi stimati per la realizzazione dello studio di fattibilità; sono stati completati lo studio di mercato e il 

business model ed è cominciato lo studio di fattibilità tecnica; nel giugno 2004 è stata costituita la 

Nabucco Company Pipeline Study GmBH per valutare opzioni di project finance; nell’ambito diel 

progetto, ciascun paese deve provvedere allo studio di fattibilità per quanto riguarda il suo territorio; la 

Turchia ha chiuso la gara e assegnato il contratto nel luglio 2004); 

■ Gasdotto Eastern Black Sea (avviati gli studi geologici e per l’individuazione del percorso); 

■ Gasdotto Western Black Sea (allo studio); 

■ Progetto per l’uso dei duomi salini di Salt Lake per lo stoccaggio (allo studio). 

30

7. Il rispetto degli obblighi di emissione 

Le emissioni in aria è uno dei problemi principali della Turchia. La Turchia non ha obiettivi specifici 

di emissione ma la richiesta di adesione alla Comunità Europea le impone l’adozione di politiche di 

contenimento. 

Le emissioni di carbonio in aria sono aumentate parallelamente all’aumento dei consumi energetici, 

passando, secondo i dati dell’istituto nazionale di statistica turco, da 200.7 mln t CO 2 eq/anno nel 1990 

a 271.2 mln t CO 2 eq/anno nel 1997. Le previsioni più recenti di UNPD e Banca Mondiale indicano che 

entro il 2025 il livello di emissione aumenterà di circa 6 volte rispetto al livello 1990. 

8. Finanziamenti per il settore dell’energia 

8.1. Finanziamenti internazionali 

Nel corso degli anni la Turchia ha spesso ricevuto finanziamenti dalle organizzazioni internazionali per la 

realizzazione di progetti nel settore dell’energia. 

8.1.1. World Bank 

8.1.1.1. Mercato energetico del Sud-Est Europa (APL) 

Il 1° aprile 2005 la World Bank ha approvato un finanziamento a favore di TEIAS per (i) la realizzazione 

di un sistema di gestione per la gestione del mercato elettrico; (ii) il rafforzamento del controllo, 

l’acquisizione di dati e la gestione dei flussi di energia per consentire una maggiore efficienza del sistema; 

e (iii) il potenziamento ed espansione della rete di trasmissione. 

Il progetto si inserisce nello schema più vasto dell’integrazione del sistema elettrico turco con quelli dei 

paesi confinanti per la creazione di un mercato regionale da integrare col sistema europeo. 

La Banca Mondiale ha approvato un programma per la creazione di un mercato regionale dell’elettricità 

nell’Europa Sud-Est (APL). Il programma è articolato in 5 fasi, la fase 1 (APL1) comincerà nel 2005 e 

la fase 5 (APL5) nel 2008. Il progetto coinvolge 9 paesi (Albania, Bosnia Erzegovina, Bulgaria, Croazia, 

Kosovo, Macedonia, Romania, Serbia e Montenegro e Turchia) e ha un valore complessivo di 1 miliardo 

di dollari. 

Nell’ambito di tale progetto, la Banca Mondiale ha previsto per la Turchia un finanziamento complessivo 

di 345 mln $articolato nel modo seguente: 

■ 66 mln $ nel 2005 relativamente alla fase APL2; 



La Banca Mondiale ha pubblicato il 30 giugno 2005 il piano generale degli approvvigionamenti. 

8.1.1.2. Energia rinnovabile 

Nel marzo 2004 la Banca mondiale ha finanziato un progetto per incrementare la generazione distribuita 

da fonti rinnovabili da parte di privati, senza garanzie da parte dello stato turco e nel contesto della Legge 

sul Settore Elettrico. 49 Il finanziamento ammonta a 202,03 mln $ a fronte di un costo complessivo del 

progetto di 502,03 mln di $. 

Secondo le stime fatte da Banca Mondiale, i primi impianti costruiti nell’ambito di questo progetto potrebbero 

essere pronti ad operare nel 2007. 

49. Nella generazione distribuita l’impianto è direttamente connesso alla rete di distribuzione. Si tratta in generale di piccoli impianti che utilizzano principalmente fonti 

rinnovabili. 

31

Box 8.1 Partecipazione ai progetti finanziati dalla Banca Mondiale 

Nell’ambito dei progetti finanziati dalla Banca Mondiale (“Banca”), sono i Governi nazionali a dover gestire i 

contratti per l’acquisizione di beni e servizi ai fini del progetto. Le modalità di assegnazione devono rispettare 

le procedure fissate dalla Banca per garantire che l’approvvigionamento di beni e servizi a supporto della 

realizzazione del progetto sia condotto in modo efficiente, trasparente e non discriminatorio. 1 La Banca effettua 

controlli per assicurarsi che le procedure rispondano a criteri di trasparenza e di non discriminazione. 

Per aumentare la concorrenza, la prima regola fissata dalla Banca Mondiale è che ogni impresa e ogni individuo 

appartenente a qualsiasi paese possono offrire beni e servizi nell’ambito di progetti finanziati dalla Banca 

Mondiale purchè dimostrino di avere le capacità richieste per eseguire il progetto. 

Le imprese possono partecipare da sole o in joint venture con altre imprese. Questa deve essere una libera 

scelta dell’impresa e Banca Mondiale non accetta che associazioni fra imprese siano imposte come condizione 

obbligatoria per la partecipazione alle gare. 

Di seguito riportiamo la informazioni essenziali per l’impresa che desideri fornire i propri beni e servizi nell’ambito 

di progetti finanziati dalla Banca Mondiale. 

Responsabilità dell’acquisizione di beni e servizi 

La responsabilità dell’implementazione del progetto, e quindi dell’acquisizione dei beni e servizi necessari, è 

in capo alla Società che ha contratto il prestito. La Banca ha esclusivamente il ruolo di garantire che i pagamenti 

siano effettuati solo quando le spese sono state effettuate e quindi non fa parte del contratto. I pagamenti 

sono fatti solo a seguito di una richiesta della società che ha ottenuto il prestito; tale richiesta deve essere 

corredata della documentazione necessaria a dimostrare che i fondi sono usati conformemente a quanto stabilito 

nei piani di approvvigionamento. I pagamenti possono essere fatti alla società che ha ottenuto il prestito nel 

caso in cui abbia anticipato risorse proprie, direttamente al fornitore oppure a una banca commerciale nel 

caso in cui i fondi transitino per il canale bancario. 

Ruolo della Banca 

La Banca effettua controlli sulle procedure di assegnazione seguite, sui documenti, sulle valutazioni, su 

raccomandazioni e su contratti per assicurarsi che le procedure rispondano a criteri di trasparenza e di non 

discriminazione. I controlli possono essere antecedenti la loro pubblicazione o successivi a questa. 

In caso di contratti di importo elevato, il controllo sui documenti è effettuato prima della pubblicazione. Se la 

Banca ritiene che le procedure siano conformi rilascia il “no objection” e il tender è effettuato. 

Negli altri casi la Banca può effettuare il controllo ex post. Se, in qualsiasi stadio del processo di assegnazione 

(anche dopo l’assegnazione del contratto), la Banca ritiene che le procedure non siano state seguite correttamente 

può dichiarare l’assegnazione irregolare e cancellare la parte di prestito destinata all’acquisto di tali beni e servizi. 

Il ruolo dell’offerente 

Quando l’offerente riceve i documenti per la partecipazione alla gara deve valutare attentamente se è in possesso 

dei requisiti tecnico-economici necessari e, in caso affermativo, procedere alla preparazione dell’offerta. Dopo 

aver scritto l’offerta è estremamente importante effettuarne una rilettura critica che consenta l’individuazione 

di eventuali criticità o di incongruenze. 

Per ogni gara sono individuati requisiti critici rilevanti (tecnici ed economici) e aspetti che, sebbene importanti, 

hanno un ruolo secondario. I partecipanti alla gara devono soddisfare tutti i requisiti previsti dalla gara (altrimenti 

l’offerta viene scartata). Vi sono tuttavia gare che consentono ai partecipanti di proporre modifiche su aspetti 

secondari del progetto. In tal caso, l’offerente deve indicare un prezzo per l’offerta che risponde esattamente 

a tutti i requisiti e alle richieste iniziali e indicare separatamente il prezzo al quale il servizio è offerto se la 

modifica proposta è accettata. 

Riservatezza 

Il processo di valutazione delle offerte è confidenziale fino all’assegnazione del contratto. Se in questo periodo 

l’impresa offerente desidera far pervenire ulteriori informazioni alla società o alla Banca lo deve fare per iscritto. 

Interventi della Banca. 

Le imprese offerenti possono rivolgersi alla Banca per informazioni, chiarimenti e comunicazioni. Nel caso di 

comunicazioni ricevute dalla Banca dopo l’apertura delle offerte si procede nel modo seguente: 

■ nel caso di contratti non soggetti al controllo della Banca, la comunicazione è inviata alla società che ha 

ottenuto il prestito per le dovute considerazioni e azioni, se necessarie, che saranno esaminate nella fase 

di controllo da parte della banca; 

■ 

nel caso di contratti soggetti al controllo preventivo della Banca, la comunicazione è esaminata direttamente 

dalla Banca, che si consulta con la società che ha ottenuto il prestito; nel caso sia necessario acquisire 

dati per la chiusura dell’esame, la Banca li richiede alla società finanziata; se sono necessarie ulteriori 

informazioni sull’impresa che ha fatto l’offerta, la Banca incarica la società finanziata di raccoglierle e di 

fornire un proprio parere o di inserirle nel rapporto di valutazione. 

Il controllo da parte della Banca non si conclude se non dopo aver esaminato dettagliatamente le comunicazioni 

pervenute. Eccetto che per confermare l’avvenuta ricezione delle comunicazioni, la Banca non ha contatti con 

le società che partecipano alla gara dall’apertura delle offerte fino all’assegnazione del contratto. 

Debriefing 

Dopo l’assegnazione del contratto, i partecipanti alla gara non vincitori che desiderano avere informazioni 

sulle motivazioni del rifiuto dell’offerta devono indirizzare la richiesta di chiarimenti alla società che ha ricevuto il 

finanziamento. Se la risposta non è soddisfacente, l’impresa può rivolgersi direttamente alla Banca tramite 

il Regional Procurement Adviser del paese interessato, che provvederà ad organizzare un incontro con gli 

interlocutori rilevanti. 

32 

Note: 1. In quanto segue, il termine servizi indica tutti i servizi tranne quelli di consulenza. 

Source: World Bank, Guidelines for Procurement Under IBRD Loans and IDA Credits, May 2004, 

http://web.worldbank.org/WBSITE/EXTERNAL/PROJECTS/PROCUREMENT/0,,contentMDK:20060840~menuPK:84282~pagePK:84269~piPK:60001558~theSitePK:84266,00.html

8.2. Strumenti finanziari ed assicurativi del Governo italiano 

8.2.1. Simest S.p.A. 

Per promuovere il processo di internazionalizzazione delle imprese italiane ed assistere gli imprenditori 

nelle loro attività all’estero è stata istituita la SIMEST SpA, società per azioni controllata dal Governo 

Italiano che detiene il 76% del pacchetto azionario. 

Box 8.2 Prodotti e servizi Simest S.p.A. 

TURCHIA 

Prodotti e Servizi SIMEST 

Studi di prefattibilità, fattibilità e Assistenza tecnica D.M.136/00 

Investimenti Esteri Legge 100/90 

Crediti all’esportazione Dlgs. 143/98 già legge 227/77 

Penetrazione Commerciale Legge 394/81 

Fondi di venture Capital - Fondo Mediterraneo 

Gare Internazionali Legge 304/90 

Servizi di assistenza tecnica e business Scouting 

Copertura di rischi politici 

Accordo Simest-Miga 

In Turchia la Simest SpA sostiene gli investimenti all’estero delle imprese italiane attraverso: 

■ la sottoscrizione del capitale delle società estere partecipate da imprese italiane (fino al 25%); 

■ l’agevolazione del finanziamento di quote sottoscritte dal partner italiano in società o imprese all’estero; 

■ la gestione di fondi di Venture Capital; 

per gli scambi commerciali opera invece attraverso: 

■ l’agevolazione di crediti all’esportazione; 

■ finanziamenti di studi di prefattibilità, fattibilità e programmi di assistenza tecnica; 

■ finanziamenti di programmi di penetrazione commerciale. 

SIMEST inoltre facilita la partecipazione delle imprese italiane a gare internazionali mediante il 

finanziamento a tasso agevolato delle spese sostenute. Tali facilitazioni sono limitate a gare indette in paesi 

non appartenenti alla Unione Europea (Legge n. 304/90). 

8.2.1.1. Partecipazione della SIMEST al capitale di imprese estere 

La partecipazione di SIMEST al capitale delle imprese estere consente di condividere il rischio potenziale 

della nuova iniziativa con un partner istituzionale che immette capitali propri. SIMEST valuta proposte di 

partecipazione provenienti da società di capitali, società di persone, cooperative, associazioni di imprese 

ma prioritariamente a PMI e loro consorzi. 

L’intervento SIMEST avviene, in via preferenziale, in imprese estere attive nello stesso settore di attività 

dell’impresa italiana richiedente, o in settori situati a monte o a valle del processo produttivo nell’ambito 

del concetto di "filiera". 

La partecipazione può durare al massimo 8 anni, entro i quali viene concordato con i partners italiani il 

periodo di riacquisto della quota SIMEST. Le condizioni della partecipazione SIMEST vengono concordate 

con le imprese partner in funzione della tipologia dell’attività prevista, dei risultati attesi, della situazione 

del Paese in cui si va ad operare, del ruolo e delle prospettive delle società italiane interessate. Il riacquisto 

della quota SIMEST avviene, in assenza di quotazioni ufficiali, con riferimento al valore patrimoniale 

dell’impresa estera. L’impegno del socio italiano al riacquisto della partecipazione SIMEST può essere 

garantito attraverso un ampio ventaglio di soluzioni preventivamente concordata con i partners. SIMEST 

esamina le richieste di partecipazione acquisendo le informazioni relative al progetto di investimento ed ai partners 

senza uno schema precostituito, ossia non impone alcuna modulistica di presentazione (vedi box 8.3). 

33

Box 8.3 Informativa per le partecipazioni proposte alla Simest 

La SIMEST non richiede alcuna formalità né modulistica predeterminata ma fornisce semplicemente 

una lista delle informazioni che successivamente viene adattata dagli analisti alle necessità di 

approfondimento che si rendono opportune per la singola iniziativa. 

1. Origine del progetto e motivazioni strategiche: Breve descrizione dell'origine del 

progetto e motivazioni del partner italiano per lo sviluppo dell’impresa estera e principali fattori di 

successo su cui si basa la nuova società. 

2. Notizie generali sulla società estera: Denominazione, Ragione sociale, Paese e località; 

Tipo di operazione (sviluppo ex novo, ristrutturazione, potenziamento); Denominazione partners 

(italiano, locale ed altri); Prodotti o servizi previsti, fatturato a regime (in valuta locale ed in Euro), 

addetti; Valore complessivo degli investimenti da realizzare; Eventuali accordi con partner locale 

ed ove già disponibile, schema di statuto per la nuova società. 

3. Programma di sviluppo della società estera o mista: Programma vendite; Prospettive 

di mercato ed azioni commerciali previste; Fattori di competitività dell'impresa estera (Programma 

investimenti in dettaglio); Descrizione tecnologia impiegata; Impatto ambientale e rispetto normativa 

locale (con riferimento a emissioni inquinanti, rischi ambientali nelle varie fasi di implementazione 

del progetto, assorbimento energetico, consumi e possibilità di riciclaggio materie prime); Management 

previsto, risorse umane, programma di formazione/addestramento; Esame delle principali forniture; 

Conti economici e situazioni patrimoniali finanziarie previsionali fino all'anno di regime; Confronto 

ricavi/costi principali per unità di prodotto con quelli dell’impresa italiana; Finanziamenti e fonti necessarie 

alla realizzazione del progetto, se già individuati, modalità e costi, Fabbisogni e coperture previste; 

4. Capitale sociale e quote previste: Criteri di valutazione dei conferimenti ed eventuali 

perizie, valutazioni o altro, richiesto dalle normative locali. 

5. Modalità sottoscrizione SIMEST: Quota di partecipazione proposta a SIMEST, valore in 

valuta locale ed in Euro od in altra valuta ed anno previsto per il riacquisto della quota SIMEST. 

6. Impresa italiana proponente: Denominazione partner italiano, localizzazione, eventuale 

gruppo di appartenenza e relativo schema; Proprietà della società e/o gruppo, management ed 

addetti; Posizione sul mercato e caratteristiche competitive - Banche principali con cui opera ed 

eventuali lettere di referenze; Bilanci completi ultimi 3 esercizi della società ed, in caso di Gruppo, 

fornire i bilanci consolidati (In caso di partecipazione all’iniziativa attraverso imprese controllate con 

sede in Stato dell’Unione Europea, fornire i bilanci completi degli ultimi 3 esercizi., statuto, atto costitutivo, 

iscrizione alla C.C.I.A.A. (della società partner nella impresa estera o mista) e Dichiarazione ai sensi 

della Legge 14 Maggio 2005 n° 80). 

7. Altri eventuali Partners (locali o esteri): Denominazione, localizzazione, proprietà; 

Aspetti principali dell'attività, prodotti, posizione sul mercato, mezzi di produzione, risorse umane; 

Informazioni salienti sull'andamento economico e finanziario ultimi tre anni (informazioni più dettagliate 

nel caso di quota maggioritaria del partner locale con fornitura di annual reports). 

8.2.1.2. Contributi agli interessi sul finanziamento della quota di 

partecipazione dell'impresa italiana (L. 100/90, Art. 4 e L. 19/91) 

In paesi non appartenenti all’Unione Europea, SIMEST concede agevolazioni ad imprese italiane per 

l’acquisizione di quote di capitale di rischio in società o imprese all’estero partecipate dalla SIMEST stessa. 

I beneficiari sono tutte le imprese che intendono costituire un’impresa all’estero o sottoscrivere un aumento 

del capitale sociale o acquisire quote in un’impresa estera già costituita. 

L’agevolazione è rappresentata da un contributo agli interessi a fronte di un finanziamento concesso 

all’impresa italiana da soggetti, italiani o esteri, autorizzati all’esercizio dell’attività bancaria. 

L’acquisizione di quote di capitale di rischio deve avvenire dopo la delibera di partecipazione della SIMEST 

nell’impresa estera. 

L’intervento agevolativo può essere concesso anche in presenza di interventi finanziari resi disponibili da 

organismi internazionali operanti nel settore della promozione degli investimenti all’estero, come ad esempio i 

programmi comunitari che possono essere attivati anche tramite SIMEST. 

34

L’agevolazione copre fino al 90% del controvalore in euro della quota di partecipazione italiana al capitale 

dell’impresa estera fino al 51% del capitale di quest’ultima. Pertanto, qualora la quota di partecipazione 

superi complessivamente il 51%, l’importo agevolabile del finanziamento è limitato al 90% del 51% del 

capitale dell’impresa estera. 

L’intervento è concesso entro i seguenti limiti di importo: 

■ importo massimo ammesso all’agevolazione per impresa e per anno solare: Euro 40 milioni; 

■ importo massimo ammesso all’agevolazione per gruppo economico (nell’ambito di uno stesso bilancio 

consolidato) e per anno solare: Euro 80 milioni. 

L’agevolazione è concessa nei limiti delle norme comunitarie. 

La durata massima del finanziamento bancario è di 8 anni a partire dalla prima erogazione del finanziamento, 

compreso un periodo massimo di utilizzo e preammortamento di 3 anni. Il tasso di interesse è liberamente 

concordato tra l’impresa e la banca finanziatrice. 

Le imprese italiane devono presentare la domanda di agevolazione direttamente alla SIMEST, allegando 

al modulo di domanda la documentazione in esso indicata. 

8.2.1.3. Fondi di Venture Capital 

Il Governo per sostenere gli investimenti delle imprese Italiane ha messo a disposizione fondi pubblici di 

venture capital che si aggiungono alla normale quota di partecipazione della SIMEST SpA all’iniziativa 

effettuata sulla base della legge 100/90. 

Grazie all’intervento dei Fondi di venture capital la partecipazione (SIMEST + Fondo di Venture Capital) può 

arrivare fino a un massimo del 49% delle imprese estere. 

Le imprese interessate possono presentare domanda alla Simest SpA, società incaricata della gestione del 

fondo e saranno sottoposte all’approvazione del Comitato di Indirizzo e Rendicontazione istituito presso la 

Direzione Generale per le Politiche di Internazionalizzazione del Ministero delle Attività Produttive. 

La SIMEST provvede ad informare l’impresa dell’esito della richiesta e, in caso positivo, prende i necessari 

accordi per la stipula del contratto di partecipazione alle risorse del Fondo che, in ogni caso, non potrà avvenire 

prima della stipula del contratto di partecipazione di SIMEST ai sensi della legge 100/90. 

Sono ammissibili le seguenti tipologie di operazioni: 

■ costituzione di nuova impresa; 

■ sottoscrizione di aumento di capitale sociale in impresa già costituita; 

■ acquisto da terzi di azioni o quote di impresa già costituita. 

L’intervento aggiuntivo del Fondo deve essere di importo non superiore al doppio della partecipazione 

connessa all’intervento SIMEST; 

I fondi venture capital sono stati istituiti per investimenti nelle seguenti regioni e paesi: 

Nome del fondo Paesi di destinazione Stanziamento 

Fondo Jugoslavia Serbia e Montenegro, Albania, Bosnia-Erzegovina, Macedonia, € 40.329.137,98 

Bulgaria e Romania 

Fondo Rep. 

Popolare Cinese Repubblica popolare cinese € 40.329.000,00 

Fondo Russia Federazione Russa, Ucraina, Moldavia, Armenia, Azerbaigian 

e Ucraina e Georgia. € 70.000.000,00 

Fondo Mediterraneo Paesi del Bacino del Mediterraneo: 

Algeria, Egitto, Giordania, Israele, Libano, Libia, Marocco, Siria, 

Tunisia, Turchia e Autorità palestinese 

Irak, o in Paesi confinanti con l’Irak (Iran, Arabia Saudita, Kuwait), 

purché l’oggetto sociale preveda in via esclusiva o prevalente 

l’attività nel suddetto Paese, e Tutti i restanti Paesi dell’Africa 

compresi quelli insulari € 64.139.350,40 

Fondo Balcani Albania, Bosnia-Erzegovina, Bulgaria, Croazia, Macedonia, 

Romania, Serbia-Montenegro € 13.758.913,32 

Fondo Balcani 50 Albania, Bosnia-Erzegovina, Bulgaria, Croazia, Macedonia, 

Romania, Serbia-Montenegro € 8.181.860,00 

50. Un ulteriore Fondo Rotativo per l’area dei Balcani assegnato dal Ministero delle Attività Produttive alla Finest SpA (www.finest.it) 

35

8.2.1.4. Finanziamenti per la partecipazione a gare internazionali 

(L. 304/90). 

La SIMEST agevola la partecipazione delle imprese italiane a gare internazionali indette in paesi non 

appartenenti alla Unione Europea e, comunque, non indette dalla UE mediante il finanziamento a tasso 

agevolato delle spese sostenute. 

Il finanziamento copre fino al 100% delle spese inserite nel preventivo spese per l’elaborazione, la 

presentazione e la discussione dell’offerta. 

L'ammontare del finanziamento varia in rapporto al valore della commessa e comunque non superiore a 

Euro 1.032.000,00 per impresa beneficiaria ed a Euro 2.582.000,00 per ciascuna gara internazionale. 

La durata del finanziamento è di 4 anni, compreso un periodo di preammortamento non superiore ad 

1 anno e mezzo. 

Box. 8.4 Procedura per la richiesta di Finanziamento 

L’impresa presenta la richiesta di finanziamento alla SIMEST, allegando alla domanda una copia del 

bando di gara o lettera di invito alla partecipazione o documentazione della gara, una breve illustrazione 

della gara anche nel suo iter procedurale, un preventivo con la descrizione analitica di tutte le spese 

da sostenere, la tipologia di garanzie previste, una sintetica presentazione dell’impresa, completa di 

alcuni dati e documenti, i bilanci degli ultimi tre esercizi disponibili. 

La SIMEST effettua l’istruttoria al fine di valutare la capacità economica e finanziaria dell’impresa, di 

accertare la finanziabilità delle spese preventivate e le modalità di partecipazione alla gara, nonché 

la validità economico-commerciale della gara stessa. In merito agli aspetti economico-commerciali, 

la SIMEST può chiedere un parere al Ministero delle Attività Produttive. 

La richiesta di finanziamento è sottoposta al Comitato sulla base di un criterio strettamente cronologico. 

All’agevolazione sono ammesse con priorità le domande presentate da imprese in possesso di 

certificazione di qualità. 

Il Comitato delibera in merito alla concessione del finanziamento e alla relativa garanzia. 

Dopo la delibera del Comitato, la SIMEST provvede alla stipula del contratto di finanziamento, 

all’assunzione delle garanzie ed alle erogazioni. 

8.2.1.5. Altri prodotti e servizi 

SIMEST agisce anche attraverso l’agevolazione dei crediti all’esportazione che consente alle 

imprese esportatrici italiane di offrire agli acquirenti/committenti esteri dilazioni di pagamento a medio/lungo 

terminea condizioni e tassi di interesse competitivi, in linea con quelli offerti da concorrenti di paesi OCSE. 

L'intervento è nella forma del contributo agli interessi su finanziamenti concessi da banche italiane o estere. 

Alle aziende italiane che attuano processi di internazionalizzazione, SIMEST fornisce anche servizi 

di assistenza tecnica e consulenza professionale comprese attività di scouting e machmaking, studi di 

prefattibilità/fattibilità ed assistenza legale e societaria per progetti di investimento all’estero che prevedono 

una successiva partecipazione di SIMEST stessa. 

Altre informazioni su SIMEST (e relativi moduli di richiesta dei vari servizi) sono disponibili sul sito www.simest.it. 

8.2.2. SACE S.p.A. 

SACE S.p.A. - Servizi Assicurativi del Commercio Estero - è la società di assicurazione 

italiana dei crediti all’esportazione; assume in assicurazione, riassicurazione e garanzia rischi di natura 

politica, valutaria, catastrofica e commerciale ai quali sono esposti gli operatori italiani. 

36

I rischi COMMERCIALI E POLITICI coperti da SACE sono: 

■ Rischio di produzione 

■ Rischio del credito mancato pagamento 

■ Rischio di escussione di fideiussioni 

■ Rischio di mancata restituzione di cauzioni, depositi e anticipazioni 

■ Rischio di distruzione, requisizione, confisca 

Nel caso di rapporto diretto SACE-impresa, strumenti assicurativi particolarmente utili risultano: 

Credito Fornitori o Polizza Individuale - L’azienda italiana che esporta beni, servizi, studi o 

progettazioni, concede di regola alla propria controparte dilazioni di pagamento per rendere più appetibile 

l’offerta commerciale. Con la polizza Credito Fornitore, SACE assicura le imprese dal rischio di mancato 

pagamento o di revoca del contratto per eventi di natura politica e commerciale. SACE consente inoltre di 

scontare (presso banche o intermediari finanziari) il credito vantato a tassi vantaggiosi in forma pro-soluto. 

Figura 8.1 Polizza Individuale di Sace S.p.A. 

Schema operazione 

SACE 

Garanzia 

Società 

Italiana 

Pagamento delle merci esportate 

Esportazione di merci/servizi/studi e progettazioni 

Società 

Estera 

Questa polizza è rivolta a quelle aziende italiane che effettuano esportazioni di merci, prestazioni di 

servizi, studi e progettazioni con l’estero, concedendo dilazioni di pagamento sia di breve che di 

medio/lungo termine. 

SACE copre fino al 100% dell'importo ammesso all'assicurazione. 

Polizza Investimenti - Tale polizza protegge gli apporti di capitale all’estero, anche “indiretti” (ovvero 

realizzati tramite società estere controllate da imprese italiane), rilasciando garanzie assicurative sugli 

eventi di natura politica che possono causare perdite e pregiudicare l’investimento, qualunque sia il settore 

di riferimento, la struttura e la taglia. In particolare sono assicurabili: 

1) apporti di capitali, beni strumentali, tecnologie, licenze e brevetti, servizi di progettazione, etc; 

2) finanziamenti con carattere di partecipazione e garanzia sugli stessi. 

Figura 8.2 Polizza Investimenti di Sace S.p.A. 

Caso A 

SACE 


Caso B 

SACE 

Fase 1 

Garanzia 

Fase 1 

Garanzia 

Società 

Italiana 

Società 

Estera 

(destinataria) 

Fase 2 

Apporto 

capitale/finanziamento 

Controllo 

azionario 

Società 

Italiana 

➠ 

Società 

Estera controllata 

(veicolo) 

Fase 2 

Apporto 

capitale/finanziamento 

Società 

Estera 

(destinataria) 

37

È rivolto ad aziende italiane che costituiscono o partecipano al capitale di società estere. 

L’investimento può assumere le seguenti forme: 

■ Apporto di capitale o beni strumentali, tecnologie, licenze e brevetti, servizi di progettazione, direzione 

e gestione lavori; 

■ Finanziamenti con carattere di partecipazione o garanzie a sostegno dei finanziamenti medesimi. 

Sono assicurabili anche gli investimenti “indiretti” ovvero realizzati tramite società estere controllate 

dall’impresa italiana. 

SACE può coprire fino ad un massimo del 95% dell’ammontare dell’investimento. 

Polizza lavori - Nell’eseguire lavori e commesse all’estero che prevedono pagamenti a SAL (Stato 

Avanzamento Lavori) o a Milestones, le aziende di costruzione o di impiantistica sono assoggettate a 

rischi di natura politica e commerciale. SACE, con la polizza Lavori, copre il 100% dei rischi abbinati di 

produzione e credito. L’importo assicurato è determinato dall'impresa sulla base di un'autonoma valutazione 

del cash-flow di commessa. SACE offre quindi un prodotto “su misura” per supportare l'assicurato durante 

l’intero periodo di realizzazione dell’opera. 

Figura 8.3 Polizza Lavori di Sace S.p.A. 


SACE 

Garanzia 

Società 

Italiana 

Pagamento lavori 

Esportazione lavori 

Committente 

Estero 

Si rivolge ad imprese di costruzione o di impiantistica italiane (o a partecipate estere) impegnate in lavori 

e/o forniture con posa in opera all'estero che prevedono termini di regolamento a SAL o a Milestones. 

SACE il 100% dell'importo ammesso all'assicurazione per la copertura abbinata dei rischi di produzione 

e credito e fino al 95% per quelli accessori. 

Nel caso di rapporto mediato da Banche o Società assicurative private, gli strumenti disponibili sono: 

Polizza fidejussioni - Copre dal rischio di debita/indebita escussione delle fidejussioni. La copertura 

rilasciata da Sace si configura come riassicurazione/controgaranzia di una quota della fidejussione emessa. 

SACE condivide il rischio con gli operatori bancari o assicurativi (in quest’ultimo caso, anche tramite 

riassicurazione). L’intervento di SACE “libera” risorse per ulteriori impieghi; 

Figura 8.4 Polizza Fidejussione di Sace S.p.A. 

SACE 

Fase 3 Garanzia 


Banca 

(italiana o estera 

operante in italia) 

Fase 2 

Richiesta di emissione 

fidejussione per conto 

dell’esportatore ed in 

favore della banca 

Società 

Italiana 

Fase 3 Emissione fidejussione 

Fase 1 Pagamento lavori 

Fase 1 Esecuzione lavori/prestazione servizi 

Banca estera 

(operante per la 

società estera) 

Fase 3 

Emissione fidejussione 

Commitente 

Estero 

SACE consente alle aziende italiane di non intaccare, per la quota garantita, le linee di fido complessivamente 

disponibili presso il sistema bancario ed assicurativo; può emettere direttamente garanzie fideiussorie 

38

per conto di esportatori e coprire fino ad un massimo del 70% dell’ammontare di ciascuna fideiussione 

emessa. 

Polizza Credito Acquirente - Per l’acquisto di beni capitali e servizi o per realizzare progetti di importo 

rilevante, gli acquirenti esteri richiedono spesso dilazioni di pagamento di lunga durata. L'esportatore 

italiano che si trova quindi nella necessità di ricorrere al sistema bancario per rispondere alle esigenze 

finanziarie del cliente estero. Con la polizza Credito Acquirente, il sistema bancario può finanziare 

l’acquirente estero e coprire con SACE i rischi di natura politica e commerciale dell’operazione. 

Figura 8.5 Polizza credito acquirente Sace S.p.A. 


SACE 


Banca 

Fase 2 

Finanziamento 

Società 

Italiana 

Fase 2 Pagamento delle merci esportate 

Fase2 Esportazione di merci/servizi 

Società 

Estera 

SACE può coprire fino ad un massimo del 100% dell’ammontare del finanziamento. È un servizio rivolto ad 

istituti di credito italiani ed esteri interessati ad assicurare crediti concessi a stati esteri, banche, enti pubblici o 

imprese private di paesi esteri, destinati al pagamento di esportazioni, prestazioni di servizi, studi e lavori 

all’estero eseguiti da imprese italiane. I crediti assicurabili possono essere a breve, a medio-lungo termine, 

tied/multitied [per un finanziamento di una/più operazioni di esportazione individuata/e] e open [per finanziare 

flussi esportativi verso specifici committenti esteri e con fornitori da identificare in fase successiva al rilascio della 

copertura assicurativa]. L'azienda Italiana ottiene il pagamento immediato delle merci e servizi esportati. Gli 

acquirenti esteri possono ottenere dilazioni anche di lungo termine a tassi di interesse fissi o variabili, comunque 

vantaggiosi rispetto a forme di finanziamento alternative e il finanziamento può includere fino all’85% del premio 

assicurativo e fino al 100% degli interessi relativi al periodo di costruzione. 

Conferme Credito Documentario - Gli istituti di credito italiani ed esteri interessati ad assicurare le 

conferme di apertura di crediti documentari disposte da una banca estera (residente in un paese diverso da 

quello della banca confermante), legate ad esportazioni italiane o ad attività ad esse collegate (prestazioni di 

servizi, studi e lavori di progettazione all’estero) possono usufruire dei seguenti strumenti assicurativi: 

1. Polizza Conferme di Credito Documentario: per singole operazioni di conferma di credito documentario; 

2. Polizza Credoc Online: per singole operazioni eseguite online; 

3. Linea di Credito Interna: per più operazioni con più banche preaffidate da SACE e localizzate in un unico paese; 

4. Convenzione Quadro: per più operazioni con più banche preaffidate da SACE e localizzate in più paesi 

Figura 8.6 Conferme Credito Documentario 

SACE 

Schema operazione singola (1-2) 


Banca 

(italiana o estera 

operante in Italia) 

Fase 2 Conferma di credito documentario 

Banca estera 

(operante per la 

società estera) 

Fase 4 

Pagamento del credito 

Fase 1 

Richiesta credito 

Società 

Italiana 

Fase 3 Esecuzione di merci/servizi 

Commitente 

Estera 

39

SACE offre inoltre prodotti di garanzia caratterizzati da un alto contenuto finanziario (es: strumenti di 

financial credit insurance finalizzati alla garanzia dei rischi creditizi di default e di performance di strumenti 

finanziari come prestiti societari, project bonds, ABCP, etc.) per i quali, tuttavia, l’attività sottostante 

finanziata sia riconducibile al processo di internazionalizzazione delle imprese beneficiarie. Tra questi: 

Garanzia Capitale Circolante - Le imprese italiane hanno necessità di fonti finanziarie adeguate 

per poter approntare forniture destinate all’export nonché per l’esecuzione di lavori all’estero. SACE 

garantisce i finanziamenti concessi dal sistema bancario, coprendo la banca dal rischio di mancato 

rimborso del prestito erogato. La garanzia su Capitale Circolante consente pertanto alla banca garantita 

di liberare risorse finanziarie per ulteriori impieghi, a diretto beneficio delle aziende italiane e della loro 

crescita all’estero. 

Si rivolge ad imprese italiane o a loro partecipate estere interessate a garantire finanziamenti (concessi 

dal sistema bancario) per il capitale circolante o i beni strumentali necessari per: 

■ attività preliminari e strumentali alla fornitura di beni e servizi all’estero; 

■ esecuzione di lavori all’estero. 

Di norma, SACE copre fino al 70% dell’ammontare del finanziamento. 

8.2.2.1. Prodotti di SACE BT 

SACE BT è la Compagnia di assicurazioni, specializzata nella copertura del rischio credito a breve termine, 

creata da SACE S.p.A. che ne detiene il 100% del C.S.. SACE BT può coprire, per i mercati internazionali 51 

oltre al rischio credito, anche eventi riconducibili al rischio politico. 

I più rilevanti strumenti assicurativi offerti, sono: 

Polizza Multiexport - È per le PMI che effettuano transazioni ripetute verso uno o più clienti esteri e 

consente le esportazioni di merci e/o servizi con dilazioni di pagamento non superiori a 12 mesi. È un 

prodotto unico nel mercato assicurativo del credito, consentendo all’azienda di coprire anche un solo 

acquirente o acquirenti selezionati. La polizza permette anche la copertura abbinata dei rischi politici e 

commerciali. 

La polizza copre il rischio di mancato rimborso dei crediti causato direttamente ed esclusivamente dal verificarsi 

di uno o più degli EGS (Eventi Generatori di Sinistro) di natura politica e commerciale. 

EGS commerciali: 

■ insolvenza di diritto o di fatto del debitore privato e, se del caso, del suo garante; 

■ inadempimento del debitore privato e, se del caso, del suo garante. 

EGS politici: 

■ decisione del Paese che ostacoli l’esecuzione del contratto commerciale (es. nazionalizzazione) 

■ moratoria generale 

■ mancato trasferimento valutario causato da eventi politico/economici 

■ disposizioni legali che conferiscano efficacia liberatoria ai versamenti effettuati in presenza di fluttuazione 

dei tassi di cambio 

■ embargo 

■ guerre e catastrofi naturali 

Copre tutti i paesi, con la sola esclusione di quelli in sospensiva, con percentuali di copertura differenziate; 

assicura le esportazioni dei beni e/o le prestazioni di servizi contro i rischi di mancato pagamento dei 

crediti; offre inoltre una diversificazione nella modalità di gestione della polizza a scelta del Cliente (polizza 

con e senza notifiche). 

La polizza multiexport ha validità annuale e si rinnova automaticamente, salvo disdetta di una delle parti, 

tre mesi prima della scadenza. Durante la vigenza della polizza l’Assicurato può chiedere l’inserimento di 

nuovi debitori e/o variare il relativo massimale. 

L’Assicurando, contestualmente all’invio del modulo di proposta, disponibile sul sito internet 

(http://www.sacebt.it/html/cgp.htm), è tenuto a fornire i bilanci degli ultimi 2 esercizi con verbale di 

approvazione e nota integrativa. 

Polizza Multimarket Globale - Per imprese italiane che vogliono assicurare il fatturato dilazionato 

con acquirenti italiani ed esteri. La Polizza prevede l'obbligo di globalità, ossia non consente all‘assicurato 

la selezione preventiva dei rischi da assicurare. È tuttavia ammesso il principio della cosiddetta globalità 

limitata, in base al quale è possibile assicurare segmenti omogenei di attività all'interno dei quali non è 

prevista alcuna selezione preventiva. La validità della polizza è annuale, salvo disdetta da comunicarsi tre 

mesi prima della scadenza. 

40 

51. La classificazione dei Paesi da parte di SACE, dunque, coincide di norma con quella OCSE per tutti quei Paesi classificati da tale organismo. Le categorie sono 8: 

alla categoria 0 corrisponde il rischio minore; alla 7a categoria corrisponde il rischio maggiore.

Condizioni di assicurabilità SACE 

Categoria OCSE 5/7 

Classe SACE 52 B 

Cat. Consensus 53 2 

Altre informazioni su SACE S.p.A. 

(e relativi moduli di richiesta dei vari servizi) sono disponibili sul sito www.sace.it e www.sacebt.it 

8.3. La finanza di progetto 

Il termine project financing (o finanza di progetto) identifica una vasta tipologia di operazioni di finanziamento 

la cui caratteristica costante è la valutazione della capacità autonoma del progetto finanziato di generare 

cash flow per il rimborso del debito in assenza di garanzie finanziarie di terzi. Coerentemente il finanziamento 

di tali iniziative (quindi la valutazione di merito creditizio) si fonda sulle capacità autonome di rimborso 

del debito contratto dal progetto e non richiede garanzie fideiussorie da parte di soggetti esterni. 

Si tratta quindi di una forma di finanziamento molto differente dalle operazioni corporate (basate sulla 

documentata capacità di generazione di risorse monetarie di un soggetto preesistente, quindi su una 

“storia aziendale” espressa attraverso bilanci, quote di mercato, posizionamento strategico ecc) nella 

quale il soggetto finanziatore è chiamato ad un esercizio di approfondita comprensione della business 

idea sottostante – eventualmente anche a negoziarne alcuni aspetti allo scopo di migliorare la “bancabilità” 

del progetto – analizzando nel dettaglio i singoli elementi della strategia industriale (asset), commerciale e 

della struttura giuridico–contrattuale in cui il progetto si concretizzerà (grande importanza, tipicamente, è 

assunta dalla contrattualistica commerciale). 

In definitiva, il project finance rende possibile il finanziamento di un progetto sulla base della autonoma 

valenza tecnico-economica di quest’ultimo, piuttosto che sulle capacità di indebitamento degli sponsor 

dell’iniziativa. 

L’architettura classica dei progetti finanziati con la forma del Project Financing può essere sintetizzata 

come in Fig. 8.7 

Figura 8.7 Architettura del Project Finance 

Amministrazione pubblica 

Costruttore 

Contartto di 

costruzione 

➠ 

Concessione 

Permassi e autorizzazioni 

➠ 

➠ 

Sponsor 

Contartto di 

capitalizzazione 

Contartto di 

finanziamento 

Banche 

Polizze 

➠ 

Compagnie 

Assicuratrici 

➠ 

SPV 

➠ 

Contratto vendita 

beni servizi 

Cliente 

➠ 

Gestione 

Contartto di O&M 

52. Classe A – paesi assicurabili con o senza particolari restrizioni: questo gruppo comprende tutti i paesi industrializzati e i paesi emergenti che non presentano particolari 

aspetti di rischiosità. 

Classe B – paesi verso i quali si adotta un atteggiamento di “apertura con restrizioni” comprende la maggioranza dei paesi che l’OCSE pone nelle categorie dalla 3a 

alla 6a e alcuni paesi della 7a categoria. L’atteggiamento nei confronti di tali paesi è definito partendo dal presupposto che occorre verificare, in relazione alla situazione 

politica e/o economico-finanziaria di ogni singolo Paese, l’opportunità di prevedere restrizioni specifiche per determinate tipologie di operazioni. 

Classe C – paesi per i quali è prevista o è stata realizzata la cancellazione del debito: si tratta dei Paesi considerati dalla Legge 209/2000 per i quali SACE adotta 

un atteggiamento di particolare cautela, limitando la propria operatività ad alcune tipologie di operazioni, con l’obiettivo di evitare interventi che possano contribuire 

a ricreare le condizioni per un nuovo aggravamento dell’onere debitorio. 

Classe D – paesi in sospensiva e in pausa di riflessione: in molti paesi di 7a categoria l’operatività di SACE è particolarmente limitata in considerazione del fatto che 

essi non sono in grado di ripagare prestiti a condizioni prevalentemente di mercato o presentano particolari problemi di instabilità politica ed economica. 

53. In base alla “categoria Consensus” (stabilita dall’omonimo Accordo internazionale in ambito OCSE) vengono definiti i termini massimi di dilazione di pagamento per 

le operazioni di credito all’esportazione con dilazione di pagamento di due anni e oltre. Tali dilazioni massime sono 

■ di 5 anni – con possibile estensione fino a 8,5 – per i Paesi di Prima categoria Consensus (ovvero i paesi a reddito medio-alto, secondo le classificazioni della 

Banca Mondiale); 

■ di 10 anni per quelli di Seconda categoria Consensus (ovvero tutti gli altri, a reddito basso); 

■ da 8,5 a 15 anni per le operazioni riguardanti la costruzione di navi, aerei, centrali elettriche convenzionali e nucleari, che sono disciplinate da specifica regolamentazione; 

■ fino a 14 anni per le operazioni di project finance. 

41

Al centro si trova lo Special Purpose Vehicle (SPV o Società di Progetto) che si rapporta alle principali 

controparti di Progetto (sponsor, banche, clienti etc.) attraverso strutture contrattuali che allochino in 

modo chiaro ed univoco ruoli, diritti, obblighi e responsabilità. 

Delle numerose differenze tra corporate finance e project financing se ne ricordano alcune utili per lo 

sviluppo teorico successivo: 

■ Il servizio del debito nelle operazioni corporate è assicurato dai flussi di cassa complessivi di un’azienda, 

tipicamente generati da una pluralità di business gestiti, mentre nel project financing sovente dipendono 

esclusivamente dai flussi di cassa generati di uno specifico progetto, 

■ in caso di insolvenza, i soggetti finanziatori su base corporate posso rivalersi su un attivo aziendale 

comprendente beni di norma fungibili (quindi “escutibili”), viceversa caratteristica del project financing 

è la scarsa (o assente) fungibilità dei beni (si pensi, ad esempio, all’escussione di un termovalorizzatore 

o di un’opera infrastrutturale). 

La “robustezza” di un progetto verrà quindi misurata – in primis – facendo riferimento agli indicatori di 

capacità di generazione di cash flow e di sua adeguatezza rispetto al servizio del debito (DSCR 54 – Debt 

Service Cover Ratio ed LLCR 55 – Loan Life Cover Ratio) piuttosto che prendendo in considerazione i 

tipici indicatori delle operazioni corporate (patrimonializzazione, liquidità primaria, redditività delle vendite 

e dell’attivo netto, ecc), la cui significatività è di scarsa rilevanza nelle operazioni in questione. 

Riprendendo lo schema in Fig. 8.8. il progetto “nasce” con l’identificazione di una domanda di beni o 

servizi: se si tratta di un’operazione con controparte un Ente Pubblico che esprime la domanda di servizi, 

questa verrà “concretizzata” in uno schema dettagliato di convenzione che regola i rapporti tra pubblico e 

privato e che costituisce la base di riferimento degli obblighi e diritti delle due parti. 

Figura 8.8 Gli elementi del Project Finance 

Domanda di 

beni o servizi 

Normativa 

settoriale 

strategia di 

offerta 

➠ 

S 

t 

r 

a 

t 

e 

g 

i 

a 

formula imprenditoriale e formule tecnico gestionali 

➠ 

➠ 

Ipotesi Quantitative Ipotesi economiche 

➠ 

Investimento Ricavi Costi 

➠ 

➠ ➠ 

➠ ➠ 

➠ 

flusso di cassa base 

Struttura finanziaria 

➠ 

➠ 

➠ 

Sensitivity Analysis 

DSCR 

A fronte della domanda, un soggetto privato (o misto) identifica una strategia di offerta (nell’esempio di cui 

sopra, tipicamente la realizzazione di un’opera e la gestione pluridecennale dell’opera stessa e la prestazione 

di correlati servizi) che si sostanzia in tre elementi: investimenti, ricavi e costi. 

Un elemento importante che spesso contraddistingue le iniziative oggetto di finanziamento in project 

finance è la presenza di un sistema normativo dettagliato e vincolante avente natura “invasiva” rispetto 

alle regole di funzionamento del business: trattandosi spesso di progetti in settori strategici (reti, energia, 

servizi pubblici, sanità, ecc.), a volte con situazioni di costituzione di “monopoli” naturali, il legislatore 

42 

54. 

55. 

CF 

DSCR = t 

K+I t 

CF = flusso di cassa per il servizio del debito; K = quota capitale da rimborsare; I = quota interessi da pagare 

s+m CF t 

∑ 

(1+i) t +R 

t=s 

LLCR = 

D t 

s = periodo di valutazione; s + m = ultimo periodo di rimborso del debito; CF = flusso di cassa per il servizio del debito 

D = debito residuo (outstanding); i = tasso di attualizzazione flussi di cassa; R = eventuale riserva a servizio del debito accumulata al periodo di valutazione

interviene pesantemente nelle regole di determinazione e adeguamento dei ricavi (tariffa o canone) 

rispetto alla dinamica dei costi (si pensi, ad esempio, agli schemi tariffari regolati nei settori del trasporto 

e della distribuzione di gas naturale) dettando una parte delle regole competitive: questo aspetto introduce 

elementi di “rigidità” nella manutenzione della business idea, limitando di fatto le possibilità di riaggiustamento 

della business idea stessa durante la vita del progetto e rendendo quindi più difficili manovre correttive di 

eventuali squilibri economici non adeguatamente valutati e gestiti nella fase di impostazione progettuale. 

Come detto, l’insieme di variabili che compongono la business idea è rappresentabile - in definitiva - 

attraverso tre categorie di valori il cui sviluppo delinea la valenza economica del progetto: investimenti, 

ricavi e costi. 

L’opportuna combinazione di tali elementi in un sistema di algoritmi che riproduca il funzionamento 

“fisico” del progetto (quasi sempre i “modelli” di project finance sono modelli “quantitativi” che cercano di 

replicare il più fedelmente possibile il reale svolgimento del progetto per poi “abbinare” a ciascuna variabile 

reale i prezzi e i costi sviluppando quindi le previsioni di cash flow) consente di giungere ad una proiezione 

di cash flow sulla cui base determinare la struttura finanziaria ottimale. 

Per poter apprezzare appieno il percorso che conduce alla determinazione di “bancabilità” è opportuno 

fare riferimento alla Fig. 8.9; a partire da una business idea e dal suo flusso previsionale “normale” di cash 

flow (laddove il termine base case definisce lo scenario a maggior probabilità di accadimento, ovvero quello 

elaborato assumendo, per ciascuna variabile, i valori aventi discreta probabilità di accadimento; ad esempio, 

nel settore petrolifero e del gas, il mercato riconosce come base case le ipotesi sviluppate su base P90 

ovvero prendendo in considerazione i valori di consistenza dei giacimenti con probabilità superiore o 

uguale al 90%) si definisce un’ipotesi di struttura finanziaria, quindi, in sintesi, il rapporto Debt / Equity che 

a fronte di un piano d’investimenti predefinito, a sua volta definisce quante risorse monetarie possono 

essere apportate dai finanziatori e quanto invece sia di spettanza dei soci come capitale. 

Figura 8.9 La struttura finanziaria del Project Finance 

Allocazione dei rischi 

Susiness Idea 

➠ 

➠ 

Sensitivity Analysis 

Base Case 

Flusso di cassa 

➠ 

Debt Service Cover 

Ratio 

➠ 

Debito massimo 

sostenibile 

➠ 

Debt / Equity Ratio 

IRR 

ROE 

➠ 

➠ 

Equity 

Quale sia la metodologia per passare dallo scenario “normale” (base case) al debito sostenibile è riassunto 

in due concetti chiave: allocazione dei rischi ed analisi di sensitività. 

In sostanza, una business idea è tanto più “robusta” (nel senso di affidabilità delle sue assunzioni economiche) 

quanto maggiormente ne risulta sviluppata la copertura ed allocazione dei rischi. 

Ogni variabile, infatti, è soggetta ad oscillazioni nel medio - lungo periodo: riduzione dei ricavi, aumento dei 

costi e/o degli investimenti e combinazione dei vari scenari; il tutto si ripercuote sul cash flow previsionale (e 

quindi sulla capacità di far fronte al servizio del debito) e l’ampiezza della potenziale variabilità dipende 

strettamente dall’allocazione dei rischi effettuata a monte, in fase di impostazione della strategia progettuale. 

Si prenda un esempio semplice: nel progetto di gestione di una centrale elettrica i costi di operation & 

maintenance di lungo termine possono variare significativamente ovvero esser stabilizzati in caso di un 

43

contratto di full O&M con controparti affidabili, prestazioni e performance predefinite e prezzi fissi. 

L’analisi di sensitività misura appunto l’impatto potenziale dei rischi non coperti ed aventi possibilità 

discreta di accadimento sul cash flow del progetto, quindi la variazione del DSCR rispetto agli scenari 

negativi: l’eventuale violazione del DSCR rispetto al livello minimo (uno) indica appunto la necessità 

di intervenire sulla struttura finanziaria (per evitare che, in quello specifico scenario, il progetto 

vada incontro al default) ovvero di correggere la strategia di allocazione dei rischi per stabilizzare 

maggiormente il progetto. 

Riassumendo, il project financing si sintetizza nei seguenti aspetti: 

■ si applica ad una specifica iniziativa o obiettivo; 

■ la finanziabilità dell’iniziativa dipende dalla capacità di generare un cash flow sufficiente a far 

fronte al servizio del debito ed ai costi di gestione, nonché a remunerare adeguatamente il capitale 

apportato dagli sponsor; 

■ gli sponsor dell'iniziativa, di norma, costituiscono un’apposita Società di Progetto, che consente 

di isolare i flussi di cassa dell'iniziativa dalle entrate ed uscite delle eventuali altre loro attività, 

conferendo autonomia economica e giuridica all’investimento; 

■ il finanziamento è detto fuori bilancio in quanto l’indebitamento non grava sui bilanci degli sponsor, 

ma su quello della società di progetto (non si considerano in questa sede le questioni del bilancio 

consolidato di gruppo e della segnalazione alla Centrale Rischi di gruppo); 

■ le garanzie reali svolgono un ruolo secondario. 

8.4. Servizi e prodotti per le imprese all’estero del Gruppo UniCredit 

8.4.1. La finanza di progetto e per le infrastrutture di 

UniCredit Banca MedioCredito 

Nell’ambito del Gruppo UniCredit l’area della finanza di progetto e per le infrastrutture è presidiata dai 

team specialistici che operano in UniCredit Banca MedioCredito S.p.A. (UBMC). 

Il Dipartimento che in UBMC si occupa di finanza di progetto è articolato in settori che coprono le aree 

di business delle utilities e delle infrastrutture: Energia, Oil & Gas, Ambiente, Risorse Idriche, 

Infrastrutture, Grandi Lavori e Real Estate sono i principali settori di intervento. Particolare attenzione 

è rivolta all’evoluzione della normativa settoriale ed alla strutturazione contrattualistica, aree di 

attività seguite dal team di legali del Dipartimento. 

I principali servizi offerti ai clienti si possono sintetizzare in: 

■ advising per la individuazione di soluzioni di finanziamento su misura attraverso combinazioni di 

diversi strumenti/modalità di finanziamento, ricercando la massimizzazione della redditività e la 

minimizzazione del rischio per gli sponsor nel rispetto della bancabilità del progetto; 

■ arranging per la strutturazione finanziaria del debito e della parte contrattuale del Progetto. 

■ svolgimento del ruolo di Technical Bank, Modelling Bank e Documentation Bank grazie a team di 

specialisti multidisciplinari con competenze tecniche, economico-finanziarie e giuridiche 

■ underwriting e sindacazione 

■ gestione in qualità di Banca Agente della relazione tra le banche finanziatrici e la Società di Progetto, 

durante la fase di costruzione (erogazione) e quella di gestione (rimborso), assicurando continuità 

operativa con le precedenti fasi di advisory ed arrangement 

■ gestione dei flussi di incasso e pagamento della Società di Progetto durante la vita operativa in 

qualità di Account Bank (tramite le banche del Gruppo) 

■ rilascio, anche attraverso le banche del Gruppo, di performance bond e garanzie per i partecipanti a gare 

e progetti (Bid Bonds, Advance Payment Bonds, Performance Bonds). 

■ soluzioni e strumenti di hedging per rendere il progetto immune dalle diverse tipologie di rischio 

di oscillazione del tasso di interesse e di cambio, agevolando la stabilizzazione del cash 

flow previsionale. La definizione della miglior strategia di hedging si avvale anche degli specialisti 

di UBM - CorporateLab che ha una posizione di leadership a livello europeo nella gestione dei 

rischi finanziari. 

44

Per maggiori informazioni contattare 

Responsabile del Dipartimento - Marco Recalcati - marco.recalcati@bancamediocredito.it 

Energia ed Oil & Gas - Sergio Alcini - sergio.alcini@bancamediocredito.it 

Infrastrutture e Real Estate - Angelo Colombo - angelo.colombo@bancamediocredito.it 

Sviluppo Europa Centro Orientale - Stefan Solinski - stefan.solinski@bancamediocredito.it 

Ambiente e Risorse Idriche - Giorgio De Fanis - giorgio.defanis@bancamediocredito.it 

8.4.2. Sviluppo Mercati Internazionali in UniCredit Banca di Impresa 

All’interno UniCredit Banca di Impresa è stata costituita un’unità organizzativa Sviluppi Mercati 

Internazionali (SMI) a supporto dell’ internazionalizzazione delle imprese italiane. 

La risorsa SMI svolge i seguenti compiti: 

■ funge da collegamento, per tutte le opportunità di business nel settore internazionalizzazione, fra la 

Rete UBI e la Rete Estera del Gruppo; 

■ assiste il Gestore UBI/Specialista Estero/Cliente in operazioni di internazionalizzazione, attivando i 

canali/strutture necessari al fine di garantire il risultato e mantenere costantemente informate le parti 

interessate; 

■ seguire l'andamento Paese di riferimento (aggiornamenti - attività promozionali, fieristiche, attività di 

sviluppo, nuove opportunità di business per internazionalizzazione etc.). 

Per supportare i loro clienti all’estero, SMI ha attivato una serie di collaborazioni: 

8.4.2.1. Accordo con Simest 

Per rafforzare l’azione propulsiva nell’ambito dei processi di internazionalizzazione, UniCredit Banca d’Impresa 

(SMI) ha stipulato con SIMEST SpA un accordo di collaborazione per l'impostazione di iniziative e attività sul 

piano della formazione, informazione ed assistenza tecnica dei servizi offerti alle imprese italiane a fronte dei 

loro programmi di internazionalizzazione. 

8.4.2.2. Accordo con Informest 

UniCredit Banca d’Impresa ha siglato un accordo di collaborazione con INFORMEST (UBI è unico 

sponsor del portale INFORMEST). 

INFORMEST (www.informest.it) è un ente pubblico creato con la legge n.19/91 per fornire ad imprese 

ed istituzioni formazione, documentazione, assistenza e consulenza in fase di realizzazione di investimenti 

sui Paesi dell’Est e dell’Asia centrale. 

Principali servizi a disposizione di UBI/SMI: 

■ Guide Paese 

■ Assistenza per la ricerca nuovi partner commerciali 

■ Consulenza Fondi Strutturali 

8.4.2.3. Assistenza per la partecipazione a gare d’appalto internazionali 

UniCredit Banca d’Impresa ha avviato un servizio di consulenza alle imprese clienti, finalizzato alla partecipazione 

delle stesse a gare internazionali proposte dalla Banca Mondiale e le altre Multilateral Lending Agencies (MLA) nei 

Paesi in via di sviluppo ed in quelli della Nuova Europa. A tali gare vengono solitamente invitati gli operatori 

economici e finanziari dei Paesi economicamente avanzati (www.tendemla.com). 

Il servizio, offerto tramite la società di consulenza Guizzetti e Associates (G&A) di Washington, si articola in due fasi: 

■ l’acquisizione delle informazioni relative alle gare di appalto tramite sito internet appositamente predisposto 

da G&A, in esclusiva per Unicredit Banca d’Impresa (www.tendermla.com); 

■ l’assistenza diretta all’impresa, da parte della società sopra citata, per tutte le problematiche inerenti 

la fase di istruzione della domanda di partecipazione all’appalto. 

L’intero servizio è fornito gratuitamente alle aziende interessate, le quali saranno chiamate a corrispondere 

a G&A una “success fee” solo in caso di aggiudicazione dell’appalto. 

Per ulteriori informazioni su Sviluppo Mercati Internazionali si può utilizzare 

il seguente indirizzo mail sviluppomercatiimpresa@unicredit.it 

45

8.4.3. Altri prodotti al servizio dell’internazionalizzazione delle imprese 

nel Gruppo UniCredit 

Il Gruppo UniCredito offre una vasta gamma di prodotti e servizi disponibili per le aziende che operano 

all’estero. Tra i più innovativi: 

8.4.3.1. Export/Import Financing 

Forfaiting - Si tratta di una operazione di compravendita di crediti rinvenienti da un'esportazione di 

macchinari e/o impianti con pagamento dilazionato, generalmente nel medio-lungo periodo, senza ricorso nei 

confronti del cedente (pro-soluto), permettendo all'esportatore di eliminare sia il rischio Paese che Commerciale. 

L'operazione si basa su strumenti rappresentativi del credito quali promissory notes e/o bills of exchange emesse 

su modello internazionale contenenti le clausole di pagamento effettivo nella valuta in cui è espresso il debito e 

caratterizzati dall'assenza di deduzioni per diritti, imposte e tasse presenti e future oltre che su impegni di pagamento 

emessi da banca italiana o dell'estero e/o bills of exchange emessi in utilizzo di crediti documentari. I singoli titoli di 

credito, possono essere avallati o garantiti da lettera di garanzia di una banca estera (eccezionalmente possono 

essere scontate notes prive di garanzia bancaria emesse da società di primario standing). 

Sconto pro-soluto con voltura di polizza credito Fornitore SACE - Nel caso di crediti 

all'esportazione assicurati dal cliente con polizza credito individuale SACE (meglio conosciuta come polizza 

credito fornitore), UniCredit Banca d’Impresa e UniCredit Banca S.p.A., ciascuna per la rispettiva clientela, sono 

in grado di effettuare operazioni di sconto pro-soluto di effetti cambiari (promissory notes o eventualmente bills 

of exchange). Le operazioni che meglio si adattano a questa operatività, presentano le seguenti caratteristiche: 

■ regolamento nel medio termine: da due a cinque anni; 

■ importo minimo, riferito a quota dilazionata, pari a 300.000 € o ctv; 

■ vendita di macchinari e parti di ricambio, fornitura di piccoli impianti e effettuazione lavori di ammodernamento. 

Per l’Azienda, i principali punti di forza commerciale dello strumento sono: 

■ maggiore competitività dal punto di vista commerciale/finanziario, data la possibilità di concedere 

la dilazione di pagamento più opportuna ed offrire quindi maggiore disponibilità nei confronti 

dell'acquirente; 

■ evitare la rappresentazione in bilancio di crediti a medio termine; 

■ interessante alternativa allo smobilizzo di effetti emessi/accettati dall’importatore e supportati da 

avallo o altra garanzia bancaria. 

Export/Import Factoring - È un servizio proposto da UniCredit Factoring (www.ucf.it), finalizzato al 

miglioramento delle relazioni commerciali sui mercati internazionali attraverso la copertura dei rischi 

all'esportazione e l'offerta di nuove forme di garanzia ai fornitori esteri. 

Il Prodotto è rivolto ad Aziende esportatrici/importatrici di beni e/o servizi con relazioni d'affari internazionali 

consolidate ed agli operatori che, avvalendosi dell'attività svolta da UniCredit Factoring nell'ambito degli 

accordi di collaborazione con i partners esteri e con il network internazionale del Gruppo UniCredit, 

vogliano affidare ad uno specialista la gestione / garanzia, con possibilità di finanziamento, del proprio portafoglio 

crediti all'esportazione ed ottimizzare il ciclo passivo offrendo forme innovative di regolamento 

all'importazione. 

8.4.3.2. Assicurazione Crediti Commerciali 

UniCredit Banca d’Impresa, ha stipulato con Euler Hermes Siac, Società parte del gruppo Allianz, leader 

mondiale del mercato dell’assicurazione dei crediti, una polizza contraente per l’assicurazione dei crediti 

commerciali entro i 6 mesi. L’accordo, permette a Unicredit Banca d’Impresa di offrire alla propria clientela uno 

strumento operativo particolarmente snello per assicurare i rischi derivanti dalle vendite a credito effettuate sia 

all'estero che in ambito nazionale.All'interno della polizza contraente ciascuna azienda sottoscrive una 

"sottopolizza" che contiene, con riferimento alla polizza quadro, tutte le personalizzazioni riservate all'azienda 

stessa. I principali vantaggi sono i seguenti: 

■ selezione e monitoraggio costante delle proprie controparti commerciali 

■ possibilità di usufruire del servizio legale e recupero crediti di EHS: 

– massimizzando l’efficacia dell’azione di recupero, salvaguardando il rapporto commerciale tra 

creditore e debitore e 

– sgravando l’Assicurato da tutte quelle attività che lo distraggono (in termini di tempi e costi) dalla 

sua attività principale, 

■ riduzione del rischio nelle fasi di acquisizione di nuova clientela o sviluppo in nuovi mercati, 

■ indennizzo in caso di sinistro pari all'80% per le vendite all'estero e 75% per le vendite all'interno, 

■ la clientela può, inoltre, beneficiare della presenza di UniCredit Banca d’Impresa, la quale, nel suo 

ruolo di parte contraente, assiste l'azienda per ottenere le migliori condizioni contrattuali. 

46 

Analogamente, UniCredit Banca S.p.A. ha stipulato con Euler Hermes Siac una polizza Globale contraente 

specifica per la propria clientela.

9. Opportunità per le imprese italiane 

La liberalizzazione del mercato dell’energia offre diverse opportunità alle imprese estere, sia nel caso 

in cui vogliano diventare operatori di mercato sia nel ruolo di fornitori delle imprese che operano sul 

mercato. 

I punti di riferimento per l’investitore straniero che voglia operare sul mercato turco dell’energia sono la Direzione 

Generale per gli Investimenti Esteri presso il Ministero del Tesoro Turco (www.investinginturkey.gov.tr) e 

l’Autorità di Regolazione del Mercato dell’Energia (EPDK, www.EPDK.org.tr), importante per ottenere le 

licenze che consentono l’accesso al mercato. 

In generale il settore pubblico si approvvigiona tramite gara, svolta secondo le leggi che regolano 

l’approvvigionamento pubblico (www.kik.gov.tr). I principali servizi pubblici (energia, settore idrico, trasporti 

e telecomunicazioni) sono tuttavia esentati dalle norme previste da tale legge e il governo turco dovrebbe in 

tempi ragionevoli emanare norme specifiche e promulgare un codice che riprenda i principi della direttiva EU 

93/38 circa l’assegnazione dei contratti pubblici nei settori interessati. 

Nell’ambito delle gare pubbliche, particolare attenzione è prestata al modo in cui le proposte sono preparate 

e alla loro aderenza alle specifiche tecniche e amministrative. La validità della proposta deve essere 

compresa fra 3 e 6 mesi dal momento in cui l’offerta è presentata e la stessa validità deve essere prevista 

per il bid bond (generalmente pari al 3% dell’offerta iniziale) che l’impresa deve versare a garanzia 

dell’offerta. 56 Per tutto il tempo di esecuzione del progetto deve essere versato un performance bond, pari 

al 6% dell’ammontare del contratto. Entrambi i bond devono essere garantiti da una banca turca di rilevanza 

nazionale. 

L’approvvigionamento delle società pubbliche ha un’apposita regolamentazione 

Il contatto personale è un requisito particolarmente rilevante nella comunità economica turca, molti 

investitori stranieri decidono di avere un rappresentante in loco. Questa presenza si rivela particolarmente 

importante nel caso di imprese che vogliono partecipare a gare pubbliche, solitamente caratterizzate 

da procedure burocratiche lunghe e complesse. 

9.1.1. Settore elettrico 

La liberalizzazione del settore elettrico di diversi impianti di produzione offre buone opportunità alle imprese 

che vogliano operare impianti di produzione come produttori indipendenti e autoproduttori. 

Il governo turco ha inoltre sottoposto al Parlamento per l’approvazione un disegno di legge per l’incentivazione 

della produzione da fonti rinnovabili. Se la legge sarà approvata, le società di vendita di vendita dovranno 

acquistare elettricità “verde” per un volume pari all’8% delle proprie forniture e ai produttori sarà pagato 

un prezzo medio di acquisto superiore ai prezzi medi di mercato. 

Oltre all’acquisto e alla costruzione di impianti di generazione, il settore elettrico ha evidenziato la necessità 

di approvvigionarsi di beni e servizi a supporto dell’attività di generazione quali turbine per impianti a gas e 

piccoli impianti idrici, generatori per impianti di piccole dimensioni (alimentati principalmente a gas) e caldaie. 

In questo settore sono già attive alcune imprese locali e joint venture di imprese locali ed imprese estere. 

Tabella 9.1 Principali imprese operanti nella fornitura di servizi e apparecchiature al settore elettrico 

Impresa Paese Settore 

Foster Wheeler Bimas US-Turchia Opere di ingegneria 

Desa Boiler Inc. Turchia Caldaie 

ABB Alamsas (ABB+Alarko) Svizzera-Turchia Caldaie 

Siemens Germania Commutatori 

AEG Germania Commutatori 

Groupe Schneider Francia Commutatori 

GES Turchia Commutatori 

BARMECK Turchia Commutatori 

BEST Turchia Trasformatori 

AEG Eti Germania-Turchia Trasformatori 

MAKSAN Turchia Trasformatori 

56. Se l’offerta è ritirata prima della scadenza il bid bond è incassato dall’acquirente. 

47

Ulteriori possibilità di business possono venire dalla privatizzazione delle reti di distribuzione. La necessità 

di migliorare la qualità del servizio offerto e di gestire le reti in modo efficiente, rende necessaria la 

fornitura e l’installazione di commutatori, trasformatori e altre apparecchiature che migliorino le prestazioni 

della rete oltre che di sistemi SCADA per il controllo delle linee e l’acquisizione dei dati. 

9.1.2. Settore gas 

Anche nel settore del gas, come in quello elettrico, la liberalizzazione del mercato offre buone possibilità 

alle imprese italiane sia che vogliano partecipare al mercato come operatori sia che partecipino in 

qualità di fornitori di beni e servizi per lo svolgimento delle attività di mercato. 

Entro il 2005 si prevede la cessione al settore privato di parte dei contratti di importazione di BOTAS, 

per circa 16 Bcm, pari a oltre il 60% del consumo totale previsto per il 2005 (circa 25 Bcm). Nella 

trasmissione, BOTAS progetta di effettuare entro il 2005 le gare pubbliche per la costruzione di oltre 

2.400 Km di gasdotti per l’espansione della rete di trasmissione nazionale 

Molte città turche hanno deciso di costruire le proprie reti di distribuzione locale. Le imprese turche sono 

alla ricerca di partner per joint ventures e di imprese che sappiano gestire reti di distribuzione e che 

forniscano apparecchiature e impianti necessari all’esercizio della rete quali stazioni di compressione, 

valvole per la riduzione della pressione, contatori e impianti per la sicurezza. 

48

10. Istituzioni di riferimento e indirizzi utili 

ISTITUZIONI ITALIANE IN TURCHIA 

Indirizzo 

Telefono 

Fax 

E-mail 

Settore 

Ambasciata d'Italia 

Atatürk Bulvari n. 118 - Kavaklidere 06680 

Çankaya - ANKARA 

+90-312-426 54 60 

+90-312-426 58 00 

ambasciata.ankara@esteri.it 

Consolato Generale d'Italia in 


Tom Tom Kaptan Sokak, 15 - 80073 Beyoglu 

+90-212-2431024 

+90-212-2525879 

consista@italyancons.org.tr 

Consolato d'Italia in Turchia 

Cumhuriyet Meydani, 12/13 - 35210 Izmir 

+90-232-4636676 

+90-232-4212512 

consolato.izmir@esteri.it 

ISTITUZIONI PUBBLICHE 

Ministero dell'Energia 

Inönü Bulvari No: 27 Bahçelievler ANKARA 

+90-312-212 64 20 

+90-312- 215 65 86 

bilgi@enerji.gov.tr 

Ministero dell'Ambiente 

Atatürk Bulvari No: 153 Bakanliklar - ANKARA 

+90-312-417 60 00 

+90-312-215 00 94 

www.cevreorman.gov.tr/ 

Ministero del Tesoro 

T.C. Basbakanlik Hazine Müstesarligi :Inönü 

Bulvari No:36 06510 Emek/ ANKARA 

+90-312-204 60 00 

www.treasury.gov.tr 

EPDK 

(Regolatore settore energia) 

Ziyabey Caddesi No. 19, Balgat - Ankara 

+90-312-2872560 

+90-312-2877800 

bilgi@epdk.org.tr 

Amministrazione per le 

privatizzazioni 

Ziya Gökalp Cad. No:80; 06600 Kurtulus /Ankara 

+90-312-4304560 

info@oib.gov.tr 

ASSOCIAZIONI 

"Unioncamere 

(Turkiye Ticaret, Sanayi, Deniz, 

Ticaret Odalari Ve TIicaret 

Borsalari Birligi)" 

Ataturk Bulvari 149; 06581 Bakanliklar - ANKARA 

+90-312-4177700 

+90-312-4183268 

www.tobb.org.tr 

Camera di Commercio Istanbul 

Resadiye Caddesi; 34378 Eminonu - ISTANBUL 

+90-212-4556000 

+90-212-5131565 

www.tr-ito.com 

Camera dell'Industria 

di Istanbul 

Mesrutiyet Caddesi, 118; 80050 Tepebasi - ISTAN- 

BUL 

+90-212-2522900 

+90-212-2495084 

www.iso.org.tr 

IKV (Fondazione per lo 

sviluppo economico) 

Rumeli Caddesi, N. 85 Kat 7; 80220 Osmanbey - 

ISTANBUL 

+90-212-2463657 

+90-212-2477587 

www.ikv.org.tr 

PRINCIPALI SOCIETA’ ITALIANE IN TURCHIA 

Agip Petroli 

Korukent Yolu Villa 24, 1. Levent - Istanbul 

+90-212-2661095 

+90-212-2756530 

agipturk@prizma.net.tr 

Petroli 

ENI 

Abdi Ipekci Cad. No: 61 D Blok K.7; 80200 Macka - 

Istanbul 

+90-212-2416248 

+90-212-2342674 

enireptr@prizma.net.tr 

Petrolchimica 

Foster Wheeler-Bimas 

Sarikanarya Sok. 22 Yolbulan Plaza B Blok K.8; 

81090 Kozyatagi - Istanbul 

+90-216-4451335 

+90-216-4451336 

deniz metin kaya@fwceu.com 

Progettazione 

Ilva Centrali Elettriche SPA 

Buyukdere Cad. Gun Apt. N. 26 K.6 D.12; 80290 

Mecidiyekoy - Istanbul 

+90-212-2725151 

+90-212-2729393 

osman@metalex.com 

Siderurgia 

SAIPEM (gruppo ENI) 

Ataturk Bulvari Saray Is Merkezi N. 576 Kat 4; 

Samsun 

+90-362-4357941 

+90-362-4356331 

Petrolchimica 

Snam Progetti (gruppo ENI) 

Suleyman Seba Cad. BJk Plaza B Blok D. 102; 

Besiktas - Istanbul 

+90-212-3274862 

+90-212-3274864 

snampist@prizma,net.it 

Petrolchimica 

UNICREDIT GROUP IN TURCHIA 

Koçbank 

Barbaros Bulvarı, Morbasan Sokak Koza Is Merkezi 

C Blok 80700 / Balmumcu 

Besiktas / Istanbul 

+90-212-274-77-77 

+90 -212 -274- 65 -49 

bilgi@kocbank.com.tr 

ISTITUZIONI E CONTATTI UTILI IN ITALIA 

Indirizzo Telefono Fax E-mail 

Simest S.p.A. 

Corso Vittorio Emanuele II, 323 

+39-06-686351 

+39-06-68635220 

www.simest.it 

00186 Roma 

info@simest.it 

Sace S.p.A. 

Via dei Molini, 4 

+39-0434-229811 

+39-0434-20704 

www.finest.it 

33170 Pordenone 

info@finest.it 

Finest S.p.A. 

Piazza Poli 37/42 

+39-06-67361 

+39-06-6736225 

www.sace.it 

00187 Roma 

Ministero delle Attività Produttive 

Viale Boston, 25 

+39-06-59931 

www.mincomes.it 

Area Internazionalizzazione 

00144 Roma 

info@mincomes.it 

Ministero degli Affari Esteri 

P.le della Farnesina,1 

+39-06-3691-2686 

+39-06-3691-8183 

www.esteri.gov.it 

Direzione Generale 

Per la Cooperazione Economica 

e Finanziaria Multilaterale 

Ufficio III 

00194 Roma 

Sezione per le imprese 

49

11. Glossario 

Autoproduttore 

CCGT 

Cliente Finale 

Cliente Idoneo 

Cliente Vincolato 

Cogenerazione 

Dispacciamento 

Fonti rinnovabili 

Grossista 

Mercato libero 

Mercato vincolato 

Must run 

Operatore di sistema 

Price cap 

Rete Interconnessa 

Impresa che, oltre alla propria attività principale, produce (individualmente 

o in associazione con altre imprese) energia elettrica per il proprio consumo 

in quantità non inferiore a una data percentuale fissata per legge (in Italia 

tale percentuale è pari al 70%) 

Ciclo combinato a gas. Tecnologia utilizzata nella produzione di energia 

elettrica che prevede l’uso di turbine a gas i cui gas di scarico alimentano 

una caldaia. Il vapore prodotto dalla caldaia è utilizzato da una turbina a 

vapore accoppiata a un generatore. 

Cliente che acquista energia elettrica o gas per uso proprio. 

Cliente che ha la capacità, ai sensi di legge, di stipulare contratti di fornitura 

con qualsiasi fornitore nazionale ed estero. 

Cliente che può stipulare contratti di fornitura di elettricità e/o gas solo con 

il distributore che effettua il servizio nella zona in cui è localizzato il cliente. 

Produzione combinata di elettricità e calore. 

Attività che dispone l’esercizio coordinato del sistema di trasmissione e dei 

servizi ausiliari; nell’ambito del sistema elettrico, l’attività di dispacciamento 

coordina l’uso e l’esercizio degli impianti di generazione, della rete di 

trasmissione e dei servizi ausiliari; l’attività di dispacciamento è svolta 

dall’operatore del sistema di trasmissione. 

Risorse idriche e geotermiche, sole, vento, maree e forza maremotrice e 

trasformazione in energia di rifiuti organici e inorganici e di prodotti vegetali 

Operatore che acquista e vende energia elettrica senza svolgere attività di 

produzione, trasmissione e distribuzione 

Mercato in cui operano in regime di concorrenza produttori e grossisti per 

la fornitura di elettricità e/o gas ai clienti idonei. 

Mercato per la fornitura ai clienti che non possono stipulare liberamente 

contratti di fornitura; il prezzo al quale è venduta l’energia (elettricità e gas) 

sul mercato vincolato è generalmente regolamentato. 

Impianti che per ragioni tecniche devono funzionare secondo modalità e 

tempi previsti dall’operatore di sistema 

Operatore responsabile della gestione unitaria del sistema di trasporto 

(operatore del sistema di trasporto - TSO) o di trasmissione (operatore del 

sistema di distribuzione - DSO). 

Limite imposto all’evoluzione delle tariffe tenuto conto dell’andamento 

dell’inflazione e dei recuperi di efficienza dell’operatore. 

Insieme di reti di trasmissione o distribuzione collegate con dispositivi di 

interconnessione. 

50

Rete di trasmissione Complesso di stazioni e linee di trasmissione/trasporto gestite unitariamente. 

nazionale/rete 

di trasporto nazionale 

Servizi ausiliari 

Soglia di idoneità 

TPA Regolato 

Vettoriamento 

Servizio necessari alle operazioni del sistema di trasporto o di distribuzione 

Limite di consumo annuo oltre il quale un cliente finale è definito cliente 

idoneo. 

Third Party Access. Accesso alle reti a condizioni non discriminatorie, 

garantito a tutti gli utenti che ne facciano richiesta e che siano in possesso 

dei necessari requisiti tecnici ed economici. 

Trasporto di elettricità o gas da un punto di immissione a un punto di prelievo 

12. Unità di misura 

Unità di misura comunemente usate nel settore elettrico 

1 Watt = unità di misura della potenza equivalente a 1 Joule/secondo (J/s) oppure a 1 Volt-Ampere (1 VA) 

1 kW = 1.000 Watt 

1 MW = 1.000 kW= 1.000.000 Watt 

1 GW = 1.000 MW = 1.000.000 kW = 1.000.000.000 Watt 

1 TW = 1.000 GW = 1.000.000 MW = 1.000.000.000 kW = 1.000.000.000.000 Watt 

1 kWh = 1 kilowattora = Quantità di energia elettrica pari a 1.000 Watt domandata/fornita in un’ora 

1 MWh = 1000 kWh = 1.000.000 Watt/ora 

1 GWh = 1000 MWh = 1.000.000 kWh = 1.000.000.000 Watt/ora 

1 TWh = 1000 GWh = 1.000.000 MWh = 1.000.000.000 kWh = 1.000.000.000.000 Watt/ora 

Volt = unità di misura della tensione elettrica 

1 kV = 1.000 Volt 

Unità di misura comunemente usate nel settore gas 

1 mc = 1 metro cubo di gas 

1 Mcm = 1.000.000 mc 

1 Bcm = 1.000.000.000 mc 

1 Joule = unità di misura dell’energia e del lavoro, pari al lavoro compiuto dalla forza di un newton che 

sposta 1 kg per la distanza di un metro 

1 MJ = 1.000.000 J 

1 GJ = 1.000 MJ = 1.000.000.000 

51

Appendice A. Schede di privatizzazione di TEDAS, Kemerköy e Yeniköy (www.oib.gov.tr) 

TÜRKIYE ELEKTRIK DAGITIM A.S. (TEDAS) 

COMPANY NAME 

COMPANY ADDRESS 

Türkiye Elektrik Dagitim A.S. (TEDAS) 

Türkiye Elektrik Dagıtım A.S. Genel Müdürlügü Inönü Bulvarı No:27 

Bahçelievler 06490 ANKARA 

General Manager (312)215 06 30 

COMPANY TEL. / FAX (312) 212 69 00-45 

Fax: (312) 213 88 73-74 

GENERAL MANAGER 

SECTOR 

Hasim KEKLIK 

Distribution and sale of electric energy 

TAKEN INTO 

PRIVATIZATION Privatization High Council Decision dated 02.04.2004 and Decree No: 

PORTFOLIO 2004/22 

CAPITAL 

SHARE HOLDING 

STRUCTURE 

1 billion 50 million YTL 

% 100 Privatization Administration 

NUMBER OF 

EMPLOYESS 31 950 (22.03.2005) 

Company will be privatized through the use of one or more of the 

methods mentioned below: 

PRIVATIZATION 

METHOD 

SUMMARY OF 

PRIVATIZATION 

IMPLEMENTATION 

NOTE: 

Sales, lease, grant of operational rights, establishment of property rights 

other than ownership, other legal dispositions depending on the nature of 

the business. 

Consulting firm to be carried out the privatization studies has been chosen 

and at the contract stage. 

The privatization will be carried out within the context of the High Planning 

Council Decision dated 17.03.2004 and Decree No:2004/3 

The following corporations have been established prior to privatization within the context of the High 

Planning Council Decision dated 17.03.2004 and Decree No:2004/3. 

52

CORPORATIONS 

Akdeniz Elektrik A.S. 

Aras Elektrik A.S. 

Çoruh Elektrik Dagıtım A.S. 

Dicle Elektrik Dagıtım A.S. 

Fırat Elektrik Dagıtım A.S. 

Gediz Elektrik Dagıtım A.S. 

Göksu Elektrik Dagıtım A.S. 

Çamlıbel Elektrik Dagıtım A.S. 

Menderes Elektrik Dagıtım A.S 

Osmangazi Elektrik Dagıtım A.S. 

Toroslar Elektrik Dagıtım A.S. 

Uludag Elektrik Dagıtım A.S. 

Vangölü Elektrik Dagıtım A.S 

Yesilırmak Elektrik Dagıtım A.S. 

Bagkent Elektrik Dagıtım A.S. 

Bogaziçi Elektrik Dagıtım A.S 

Istanbul Anadolu Yakası Elektrik 

Dagıtım A.S. 

Meram Elektrik Dagıtım A.S. 

Sakarya Elektrik Dagıtım A.S. 

Trakya Elektrik Dagıtım A.S. 

PROVINCES 

Antalya, Burdur, Isparta Il sınırları 

Erzurum, Agrı, Ardahan, Bayburt, Erzincan, 

Igdır,Kars 

Trabzon, Artvin, Giresun, Gümüshane, Rize 

Diyarbakır, Sanlıurfa, Mardin, Batman, Siirt Sırnak 

Elazıg, Bingöl, Malatya, Tunceli 

Izmir, Manisa 

Kahramanmaras, Adıyaman 

Sivas, Tokat, Yozgat 

Aydın, Denizli, Mugla 

Eskisehir, Afyon, Bilecik, Kütahya, Usak 

Adana, Gaziantep, Hatay, Mersin, Osmaniye, Kilis 

Balıkesir, Bursa, Çanakkale, Yalova 

Bitlis, Hakkari, Mus, Van 

Samsun, Amasya, Çorum, Ordu, Sinop 

Ankara, Kırıkkale, Zonguldak, Bartın, 

Karabük, Çankırı, Kastamonu. 

Istanbul ili Rumeli Yakası. 

Istanbul ili Anadolu Yakası. 

Kırsehir, Nevsehir, Nigde, Aksaray, 

Konya,Karaman. 

Sakarya, Bolu, Düzce, Kocaeli. 

Edirne, Kırklareli, Tekirdag. 

Fonte: http://www.oib.gov.tr/portfoy/tedas_eng.htm 

53

KEMERKÖY ELEKTRIK ÜRETIM VE TICARET A.S. (KEAS) 

COMPANY NAME Kemerköy Elektrik Üretim A.S. (KEDAS) 

COMPANY ADDRESS Kemerköy Elektrik Üretim A.S. Genel Müdürlügü PK.27, 48200 Milas/MUGLA 

COMPANY TEL. / FAX 0(252) 532 26 67-68 

Fax: 0(252) 532 26 60 

GENERAL MANAGER M.Emin ÖZYAZICIOGLU 

SECTOR 

Generation of electrical energy 

TAKEN INTO 



CAPITAL 

50 000 YTL. 

SHARE HOLDING 

STRUCTURE 


NUMBER OF 

EMPLOYESS 385 persons (22.03.2005) 

PRIVATIZATION 

METHOD 

Company will be privatized through the sale method 

SUMMARY OF 

PRIVATIZATION 


NOTE: 

Fonte: http://www.oib.gov.tr/portfoy/tedas_eng.htm 

The privatization will be carried out within the framework of the High 

Planning Council Decision dated 17.03.2004 and Decree No: 2004/3 

YENIKÖY ELEKTRIK ÜRETIM VE TICARET A.S. (YEAS) 

COMPANY NAME Yeniköy Elektrik Üretim A.S. (YEDAS) 

COMPANY ADDRESS Yeniköy Elektrik Üretim A.S. Genel Müdürlügü PK.25, 48201 Milas/MUGLA 

COMPANY TEL. / FAX 0(252) 558 02 90 

Fax: 0(252) 558 02 91 

GENERAL MANAGER Ramazan GÜVEN 

SECTOR 

Generation of electrical energy 

TAKEN INTO 



CAPITAL 

50 000 YTL. 

SHARE HOLDING 

STRUCTURE 


NUMBER OF 

EMPLOYESS 1276 persons (22.03.2005) 

PRIVATIZATION 

METHOD 

Company will be privatized through the sale method 

SUMMARY OF 

PRIVATIZATION 


NOTE: 

http://www.oib.gov.tr/portfoy/yenikoy_eng.htm 

The privatization will be carried out within the framework of the High Planning 

Council Decision dated 17.03.2004 and Decree No: 2004/3 

54

AGGIORNAMENTO: Settembre 2005 

REDAZIONE: 

Marcella Fantini - NERA Economic Consulting 

COLLABORAZIONE REDAZIONE ECONOMICA E FINANZIARIA: 

Sergio Alcini 

Flavio Caricasole 

Patrizia Conte 

Francesco Gabriele Lucchese 

Gianfranco Massaro 

DATI E PREVISIONI MACROECONOMICHE: 

Network di Ricerca New Europe di UniCredit 

COORDINAMENTO EDITORIALE E REDAZIONE: 

Gea Straccamore 

UniCredit Group - Relazioni Istituzionali Internazionali 

Via del Corso, 374 - 00186 Roma 

Via San Protaso, 3 - 20121 Milano 

Tel. 02 8862.1 

www.unicredit.it

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