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RELAZIONI ISTITUZIONALI E INTERNAZIONALI
I mercati energetici dell’est Europa:opportunità per le imprese italianenel settore elettrico e del gas
Romania
I mercati energetici dell’est Europa:opportunità per le imprese italianenel settore elettrico e del gas
Romania
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 ..........................................................................................................................................023.1. Gli scambi con l’estero ..........................................................................................................................04
4. Politica energetica..............................................................................................................................................05
5. Il settore elettrico................................................................................................................................................06
5.1. Contesto regolatio .................................................................................................................................075.2. La domanda ..........................................................................................................................................095.3 L’offerta ..................................................................................................................................................105.4. La trasmissione e il bilanciamento ........................................................................................................145.5. La distrubuzione e la vendita ................................................................................................................165.6. L’apertura alla concorrenza...................................................................................................................195.7. Futuri scenari di sviluppo del mercato (privatizzazioni ed investimenti) ...............................................19
6. Il settore del gas.................................................................................................................................................226.1. Contesto regolatorio ..............................................................................................................................236.2. La domanda ..........................................................................................................................................256.3. L’offerta..................................................................................................................................................25
6.4. Il trasporto e lo stoccaggio..........................................................................................................................276.5. La distribuzione e la endita ...................................................................................................................296.6. L’apertura alla concorrenza e i principali operatori di mercato .............................................................326.7. Futuri scenari di sviluppo del mercato (privatizzazioni ed investimenti ................................................32
7. Il rispetto degli obblighi di emissione .................................................................................................................34
8. Finanziamenti per settore dell’energia...............................................................................................................358.1. Finanziamenti internazionali..................................................................................................................358.2. Strumenti finanziari e assicurativi del Governo italiano ........................................................................378.3. La finanza di progetto............................................................................................................................488.4. Servizi e prodotti per le imprese all’estero del Gruppo UniCredit ........................................................52
9. Opportunità per le imprese italiane....................................................................................................................55
10. Istituzioni di riferimento e indirizzi utili................................................................................................................56
11. Glossario ............................................................................................................................................................58
12. Unità di misura ...................................................................................................................................................59
Appendice A.Bando di gara Hidroelectrica SA........................................................................................................................60
Appendice B.Esempio di Tender Europeaid............................................................................................................................61
Indice
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Figura 3.1 Tasso di crescita reale e inflazione ......................................................................................................03Figura 3.2 Composizione del PIL per settore ........................................................................................................03Figura 3.3 Andamento mensile di importazioni, esportazioni e saldo della bilancia commerciale .......................04Figura 3.4 Esportazioni ed esportazioni verso l’Italia (2004) ................................................................................04Figura 3.5 Esportazioni ed importazioni per paese (2004) ...................................................................................05Figura 5.1 Struttura del mercato............................................................................................................................06Figura 5.2 Riorganizzazione di CONEL (Decisione Governativa 627/2000).........................................................07Figura 5.3 Evoluzione della domanda 2000-2030 (GWh) .....................................................................................09Figura 5.4 Consumo per settore (%, 2002) ...........................................................................................................10Figura 5.5 Capacità per tipo di combustibile .........................................................................................................10Figura 5.6 Capacità e produzione da rinnovabili ...................................................................................................11Figura 5.7 Produzione di elettricità (GWh).............................................................................................................11Figura 5.8 Produzione per produttore (2003) ........................................................................................................11Figura 5.9 Generazione per tipo di combustibile (%) ............................................................................................12Figura 5.10 Tariffe di trasmissione...........................................................................................................................15Figura 5.11 Evoluzione del numero di fornitori: 1999-2004 ....................................................................................16Figura 5.12 Costo dell’elettricità per utenti industriali (2005) ..................................................................................18Figura 5.13 Costo dell’elettricità per utenti residenziali (2005) ...............................................................................18Figura 5.14 Evoluzione del numero di clienti idonei: 1999-2004.............................................................................19Figura 6.1 Struttura del mercato del gas naturale.................................................................................................22Figura 6.2 Flussi fisici e commerciali nel settore del gas. .....................................................................................22Figura 6.3 Evoluzione del numero di licenze 2000-2004 ......................................................................................24Figura 6.4 Evoluzione della domanda di gas naturale 1996-2010 ........................................................................25Figura 6.5 Evoluzione della produzione nazionale e delle importazioni ..............................................................27Figura 6.6 Evoluzione della capacità di stoccaggio .............................................................................................28Figura 6.7 Sistema di trasporto del gas.................................................................................................................28Figura 6.8 Vendite giornaliere di gas nel periodo 1 ottobre 1998-31 marzo 2004 ................................................30Figura 6.9 Prezzi del gas per utenti industriali (2005)...........................................................................................31Figura 6.10 Prezzi del gas per utenti residenziali (2005) ........................................................................................31Figura 8.1 Polizza Individuale di Sace S.p.A.........................................................................................................43Figura 8.2 Polizza Investimenti di Sace S.p.A.......................................................................................................44Figura 8.3 Polizza Lavori di Sace S.p.A. ...............................................................................................................44Figura 8.4 Polizza Fidejussione di Sace S.p.A......................................................................................................45Figura 8.5 Polizza credito acquirente di Sace S.p.A .............................................................................................45Figura 8.6 Conferme Credito Documentario di Sace S.p.A. .................................................................................46Figura 8.7 Architettura del Project Finance ...........................................................................................................49Figura 8.8 Gli elementi del Project Finance .........................................................................................................50Figura 8.9 La struttura finanziaria del Project Finance..........................................................................................51
Tabella 3.1 Principali Indicatori Macroeconomici ....................................................................................................03Tabella 5.1 Estensione e articolazione della rete di distribuzione di Electrica SA .................................................16Tabella 6.1 Società del gas nel portafoglio privatizzazioni di MEC-OPSPI ............................................................32Tabella 6.2 Società privatizzande ...........................................................................................................................33Tabella 8.1 Progetti in scadenza.............................................................................................................................37Tabella 8.2 Progetti previsti a breve termine ..........................................................................................................37
ii
Lista delle tabelle
Lista delle figure
Il processo di liberalizzazione del mercato romeno dell’energia, similmente a quanto accaduto in altripaesi europei, prevede il graduale passaggio da una struttura verticalmente integrata dominata dalmonopolista pubblico a una struttura caratterizzata da concorrenza nelle diverse fasi della filiera.Un primo deciso passo avanti verso la liberalizzazione è stato compiuto nel 2000, con la ristrutturazionedei monopolisti pubblici, CONEL e SNGN ROMGAZ, in diverse società, ciascuna delle quali operantein un diverso segmento della filiera. Nel 2003 è stata emanata la Legge sul Settore Elettrico che definisce i principi fondamentali della regolamentazione del settore elettrico con l’obiettivo di:(i) garantire un esercizio sicuro ed efficiente del sistema;(ii) introdurre la concorrenza nelle attività della filiera che per la loro struttura permettono la transizioneverso un regime concorrenziale in modo relativamente “semplice” (generazione e vendita);(iii) regolamentare l’accesso alle infrastrutture di rete, strategico per lo sviluppo della concorrenza sulmercato e dell’economia del paese;(iv) fissare i meccanismi tariffari in modo tale da garantire una adeguata protezione ai consumatori;(v) una congrua remunerazione alle imprese e agli investitori; (vi) un adeguato standard qualitativo del servizio.L’anno successivo è stata la volta della Legge sul Settore del Gas. Il processo di liberalizzazione nonpuò tuttavia considerarsi concluso, né sotto il profilo formale e neppure sotto quello “fattuale”: sotto ilprofilo formale, le leggi attualmente in vigore dovranno essere integrate in alcuni punti (ad esempio laseparazione legale fra le diverse attività della filiera) per essere coerenti con la normativa comunitaria invista dell’adesione della Romania all’Unione Europea del 2007; sotto il profilo “fattuale”, il settore dell’energia continua ad essere dominato dal settore pubblico e la partecipazione di operatori privati èlimitata.Attrarre finanziamenti da privati è una delle grandi sfide che attendono il settore dell’energia nei prossimianni. Il programma di privatizzazione originariamente previsto ha subito diversi ritardi e durerà più alungo di quanto inizialmente ipotizzato. All’inizio del 2005 si è osservato un interessante passo in avantisulla via delle dismissioni con la cessione di due distributori, Electrica Oltenia e Electrica Moldova, algruppo cecoslovacco CEZ e alla tedesca E.ON rispettivamente ma il numero di società da privatizzareè ancora elevato.Le privatizzazioni non sono l’unica opportunità che si presenta a chi voglia investire nel mercato romeno dell’energia. Le reti di trasmissione e di distribuzione sono piuttosto obsolete e necessitano diimportanti lavori di manutenzione e di modernizzazione, che offrono interessanti prospettive di ingressosul mercato alle imprese europee.
1. Introduzione
01
1. Dal 1 luglio 2005 è iniziata la rivalutazione della moneta nazionale, ovvero 10 mila lei (ora 27 euro centesimi) sostituiti da un nuovo leu pesante per porre fine ad unperiodo caratterizzato da un altissimo tasso d'inflazione.
Superficie 238.391 km2
Capitale BucarestPrincipali città Iasi, Constanza, Cluj-Napoca, Galazi, Timisoara, Brasov,
CraiovaPopolazione 21,68 milioni (2003)Tasso di crescita della popolazione 0.11 (2004)Lingua ufficiale Romeno; le minoranze etniche, nei casi previsti dalla legge,
possono usare la propria lingua madre nella scuola, nell’amministrazione e nel sistema giudiziario
Moneta Leu (ROL)1
Forma di governo Repubblica parlamentare
PIL 238.791 (2004), 273.774 mln ROL (stima per il 2005)Variazione reale del PIL 8,3 (2004), 5,1% (2005, stima)Composizione del PIL Servizi 53,2%, industria 33,7%, agricoltura 13,1% (2004)PIL pro capite € 2.717,55 (2004) € 3.210 (2005, stima)Disoccupazione 6,2% (2004), 5,8% (2005, stima)Inflazione (valore medio annuo) 11,9% (2004), 8,7% (2005, stima)Tasso di cambio/€ (valore medio annuo) 4,53% (2004), 3,6% (2005, stima)Tasso di interesse di riferimento (valore di fine anno) 17,96 (2004), 8,10% (2005, stima)Tasso di intervento (valore di fine anno) 17% (2004), 7,5% (2005, stima)Debito pubblico/PIL 23% (2004), 19% (2005, stima)IDE/PIL 7,1% (2004), 5% (2005, stima)Bilancia commerciale € 7,33 mld € (2004), -3,2 mld € (Gennaio - Maggio 2005)Produzione industriale +4.3% (2004) Esportazioni (FOB) 18,93 mld € (2004), 6,9 mld € nel primo trimestre 2005Importazioni (CIF) 26,28 mld € (2004), 9.2 mld € nel primo trimestre 2005Principali settori esportatori Prodotti minerali e combustibili, macchine, apparecchi,
equipaggiamenti elettrici; prodotti dell’industria chimica econnessi; veicoli ed equipaggiamenti di trasporto; strumenti ed apparecchi
Principali settori importatori Meccanica (macchinari e pezzi meccanici), prodotti minerali (petrolio, prodotti petroliferi, carbone, etc.), tessile, mezzidi trasporto, prodotti metallurgici, settore chimico
Principali paesi fornitori Italia, Germania, Federazione Russa, Francia, Turchia,Austria, Cina, Polonia, Ungheria
Principali paesi clienti Italia, Germania, Turchia, Francia, Regno Unito, Ungheria, USA, Austria, Olanda
Debito estero/PIL 30,8% (2004), 32,3% (2005, stima)
02
2. Struttura di governo e organizzazione dello stato
3. Scenario economico
Fonte: Unicredit, Romania Institutul National de StatisticaNOTA: mln = milioni; mld = miliardi
Fra i paesi dell’Europa centro-orientale, la Romania è fra quelli che negli ultimi anni ha mostrato i livelli dicrescita più elevati. Fra il 2003 e il 2004 il tasso di crescita del PIL romeno è passato da 4.9% a 8.1%,con un incremento del 65.3%, sostenuto da consumi elevati e da un’accelerazione degli investimenti.Alla crescita si è accompagnata anche una notevole riduzione dell’inflazione, che si prevede continueràla sua discesa anche nei prossimi anni.L’andamento del tasso di crescita e dell’inflazione nel periodo 1995-2004 e le previsioni per il periodo2005-2007 sono rappresentate in Figura 3.1.
Figura 3.1 Tasso di crescita reale e inflazione
L’analisi dei settori produttivi mostra una netta prevalenza dell’industria pesante e della petrolchimicafino agli inizi degli anni ’90. Il ritardo tecnologico accumulato da tali settori ne ha tuttavia ridotto gradualmente il peso a favore dei servizi e dell’agricoltura. Quest’ultima, tuttavia, risente del mutamentostrutturale che si è verificato nell’ultimo decennio con il passaggio dalla statalizzazione alla proprietàprivata e del deterioramento delle condizioni climatiche degli ultimi anni. Il settore in maggiore espansioneè quello dei servizi, le cui potenzialità non sono ancora state completamente sfruttate.
Le previsioni per l’anno in corso indicano un rallentamento della crescita rispetto a quanto osservato nel2004. Per i prossimi 2 anni è comunque previsto un tasso di crescita del PIL al di sopra del 5%. L’andamento dei principali indicatori macroeconomici nel breve/medio periodo è riassunto nella Tabella 3.1.
2003 2004 2005f 2006f 2007fTasso di crescita reale (%) 5,2 8,3 5,1 5,5 5,3Inflazione (%) 15,4 11,9 8,7 7,2 6,0Disoccupazione (%) 7,4 6,2 5,8 5,6 5,5Tasso di cambio /€ 3,756 4,053 3,585 3,45 3,413Tasso di interesse di riferimento 20,41 17,96 8,1 7,2 6,65Tasso sui depositi c/o Banca centrale 21,25 17,0 10,5 8,5 7,0Investimenti esteri diretti/PIL 3,8 7,1 5,0 5,2 4,3Debito pubblico/PIL 26,8 23,0 19,0 17,7 33,3
Fonte: Istituto Nazionale di Statistica Romeno, World Bank
Fonte: ICE, Istituto Nazionale di Statistica Romeno
Fonte: Unicredit, 2005
03
Figura 3.2 Composizione del PIL per settore
Tabella 3.1 Principali Indicatori Macroeconomici
Fonte: Unicredit, 2005
3.1. Gli scambi con l’esteroIl Ministero dell’Economia e del Commercio romeno ha recentemente evidenziato il ruolo dell’interscambio
con l’estero quale fattore di crescita dell’economia. Nel 2004 le esportazioni hanno raggiunto i 18,93miliardi di Euro e le importazioni i 26,28 miliardi,2 con un aumento del 21,3% e del 24% rispettivamente.
L’analisi a livello di settore evidenzia come per determinate categorie merceologiche (prodotti mineralie combustibili, macchine, apparecchi, equipaggiamenti elettrici, prodotti dell’industria chimica e connessi, veicoli ed equipaggiamenti per il trasporto, strumenti ed apparecchi ottici, fotografici e di misura; materie plastiche, gomma ed articoli in gomma; metalli, grassi ed oli animali e vegetali) iltasso di crescita (attorno al 36%) sia stato superiore a quello del totale delle esportazioni.
La crescita delle importazioni è stata generata principalmente dai prodotti industriali, dai combustibili e da beni capitali. Massiccia è stata l’importazione di mezzi di trasporto (+85%), prodotti metallurgici(+34%) e minerali (+34%).
04
Figura 3.3 Andamento mensile di importazioni, esportazioni e saldo della bilancia commerciale
Fonte: ICE
Figura 3.4 Esportazioni ed importazioni verso l’Italia (2004)
2 Valori FOB per le esportazioni e valori CIF per le importazioni.
05
A livello geografico, le esportazioni romene, oltre che verso l’Italia, si sono indirizzate principalmenteverso la Germania e la Francia mentre oltre il 50% delle importazioni proviene dall’area EU25 (Italia18,30%, Germania 17,89%, Francia 7,15%, Ungheria 6,05%, Gran Bretagna 3,40% e Olanda 2,82%),seguita da Federazione Russa (5,67%), Turchia (4,27%) e Cina (3,35%).
Fonte: ICE, 2004; Economist Intelligence Unit 2004.
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Figura 3.5 Esportazioni ed importazioni per paese (2004)
Italia
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8.00%6.00%4.00%2.00%0.00%
Esportazioni Importazioni
Ministero responsabile del settore energetico Ministero dell’Economia e del CommercioAutorità di regolamentazione A.N.R.E. (settore elettrico); A.N.R.G.N. (settore gas)Riserve petrolifere accertate 956 milioni di barili (stima 2005)Produzione petrolifera 115.000 barili/giorno (2004)Consumi petroliferi 396.000 barili/giorno (2004)Importazioni nette di petrolio 281.000 barili/giorno (2004)Capacità di raffinazione 8 mln t (2003)Riserve di gas naturale 107.08 mld m3 (stima 2005)Produzione di gas naturale 14,3 mld m3 (2004)Consumo di gas naturale 18,5 mld m3 (2003)Importazioni nette di gas naturale 5,4 mld m3 (2003)Produzione di carbone 29.92 mln t (stima 2005)Consumo di carbone 36,3 mln t (2002)Importazioni nette di carbone 2,7 mln t (2002)Riserve utilizzabili 1600 mln tCapacità di generazione 16.000 MW (stime 2005)Produzione elettrica netta 56.53 TWh (2003)Consumo di elettricità 57.5 TWh (2003)Operatori principali del mercato Hidroelectrica (generazione), Termoelectrica (generazione),
Nuclearelectrica (generazione), Transelectrica (trasmissioneelettrica), Electrica e ENEL (distribuzione e vendita elettricità); Romgaz, petrom e Amromco Energy (produzione gas), Transgaz (trasporto gas), Romgaz e Depomures (stoccaggio)
4. Politica energetica
06
Fonte: H. Bogdan, Overview Regarding the Romanian Electricity Sector Regulatory Framework Development.
5. Il settore elettrico
La struttura verticalmente integrata del settore elettrico ha imposto, come nella quasi totalità deipaesi europei, una transizione graduale verso una struttura di mercato concorrenziale.L’attuale struttura di mercato ha visto la progressiva introduzione della concorrenza nelle attività diproduzione e fornitura mentre sono soggette a regolamentazione le attività di trasmissione e distribuzione.
Il mercato romeno è basato su contratti bilaterali fra i partecipanti e sull’accesso non discriminatorioalle reti di trasmissione e distribuzione per tutti gli utenti che ne facciano richiesta e che siano in possesso dei necessari requisiti tecnici.
Attualmente operano sul mercato 89 produttori (di cui 37 in cogenerazione), 1società di trasmissione e dispacciamento, 23 distributori e 73 fornitori.
La domanda è segmentata in clienti idonei (clienti con un consumo annuo superiore a 1 GWh, chepossono liberamente scegliere il fornitore) e clienti vincolati, che ricevono l’elettricità dal distributoreche opera nell’area geografica in cui sono collocati.
La struttura del mercato, con l’indicazione dei flussi di energia e dei flussi contrattuali, è riportatanella Figura 5.1.
Figura 5.1 Struttura del mercato
ImportExport
Altri fornitori
Clienti vincolati
Clienti idonei
Operatore di sistema(trasmissione
Flussi di energia
Rapporti contrattuali
Operatore di mercato
Produttori
Fornitori
Distributori
Fornitori
Fonte: S. Gheorge, Deregulation of the Romanian Electricity Sector, 5 October 2004.
Figura 5.2 Riorganizzazione di CONEL (Decisione Governativa 627/2000)
07
5.1. Contesto regolatorio
Nell’ambito della riforma economica del 1990, il settore dell’energia romeno è stato riorganizzato definendodue categorie di imprese pubbliche autonome: Regis Autonomous (RAs), società pubbliche per la produzione e la fornitura di prodotti energetici considerati strategici (elettricità, petrolio, gas naturale,lignite e carbone) e le Società Commerciali (CCs), società per azioni per la gestione delle attività e deiservizi di supporto. La Regie Autonomous per l’Elettricità (RENEL) ha subito nel 1998 una ristrutturazione radicale che haportato alla creazione di CONEL, la società elettrica nazionale. Nel 2000, CONEL è stata riorganizzatain quattro diverse società: TRANSELECTRICA S.A. (di cui fa parte Opcom S.A., che gestisce il mercatoelettrico) che gestisce il trasporto di energia elettrica; TERMOELECTRICA S.A., per la produzione dienergia elettrica da impianti termici; HIDROELECTRICA S.A. per la produzione di energia elettrica daimpianti idroelettrici e ELECTRICA S.A. per la distribuzione e la fornitura di energia elettrica.
Il settore dell’energia è sotto la supervisione del Ministero dell’Economia e del Commercio, che ne definisce la politica e le strategie, ed è regolato da A.N.R.E., il regolatore indipendente del settore elettrico.3
3 Le responsabilità operative sono invece in capo alle RAs e CCs.
Box 5.1 Autoritatea Nationala de Reglementare in domeniul Energiei (A.N.R.E.)
A.N.R.E. è l’Autorità di regolazione del settore elettrico. E’stata istituita nel 1998 ed è coordinata direttamente dalPrimo Ministro. E’ formata da un presidente, un vice presidente e 3 commissari. Il Presidente e Vice Presidente sono nominati dal Primo Ministro su proposta del Ministro dell’Economia per unperiodo di 5 anni. I commissari sono nominati dal Ministro per un periodo di 5 anni.I compiti di A.N.R.E. sono stati ridefiniti recentemente dalla Legge sul Settore Elettrico del luglio 2003, che stabilisce le linee guida per la riforma del settore e definisce compiti e competenze del regolatore:■ Regolamentazione tecnica e commerciale delle società che operano nel settore;■ Rilascio delle licenze alle società che intendono operare nel settore elettrico;■ Determinazione delle metodologie per il calcolo delle tariffe delle attività regolate;■ Determinazione dei contratti-tipo che regolano i rapporti fra i diversi operatori;■ Controllo e monitoraggio del settore.A.N.R.E. è finanziata interamente con i proventi dei canoni che devono essere versati dalle imprese regolate (ad esempio per la concessione delle licenze e delle autorizzazioni) e, quindi, non incide sul bilancio pubblico.
08
Le norme fondamentali che regolano attualmente il settore elettrico sono contenute nella Legge sulSettore Elettrico del luglio 2003.Il settore elettrico romeno è ancora fortemente dominato dalla presenza pubblica in tutte le attività dellafiliera. Le attività gestite dal settore pubblico possono essere date in concessione; la concessione entrain vigore dalla data di pubblicazione sulla Gazzetta Ufficiale rumena (Moniturul Oficial al României).L’accesso dei terzi alle reti di trasporto e distribuzione è regolamentato. Hanno diritto ad accedere allarete tutti coloro che ne facciano richiesta e che siano in possesso dei necessari requisiti tecnici.La società che effettua la trasmissione può rifiutare l’accesso in caso non vi sia sufficiente capacitàoppure se la connessione del nuovo utente mette a rischio la stabilità del sistema e quindi la possibilità,per gli utenti già connessi, di usufruire del sistema di trasmissione. In ogni caso, l’eventuale rifiuto diaccesso deve essere motivato.
Gli utenti finali sono suddivisi fra clienti idonei, consumatori finali il cui consumo è superiore a 1GWh/anno e che possono liberamente scegliere il proprio fornitore, e clienti non idonei, definiti come iconsumatori che per ragioni tecniche e/o regolatorie non possono liberamente scegliere il proprio fornitore. I clienti idonei attualmente presenti sul mercato sono 74.
Nell’aprile 2005 è stata posta in consultazione una nuova Legge sul Settore Elettrico che mira ad approfondire e a regolamentare in maniera più dettagliata diversi aspetti del settore elettrico in vista dell’adesione della Romania all’Unione Europea prevista per il 2007.
Box 5.2 La Legge sul Settore Elettrico
La Legge 318 del’ 8 luglio 2003 (Legge sul Settore Elettrico) definisce i principi generali di regolazione del settore elettrico; si applica a tutti gli impianti di generazione con capacità superiore a 250 kW con l’eccezione dibatterie e gruppi mobili, sorgenti stazionarie di corrente continua e installazioni nelle acque territoriali.La Legge ha l’obiettivo di garantire l’esercizio sicuro ed efficiente di tutto il sistema elettrico, di creare un mercato concorrenziale dell’elettricità e di garantire agli utenti l’accesso alle reti di trasmissione e distribuzione aparità di condizioni. A tal fine, il Governo ha il compito di individuare le linee strategiche di sviluppo del settore,che saranno implementate dal Ministero dell’Energia e delle Risorse Naturali.Le attività che la Legge sul Settore Elettrico individua e per lo svolgimento delle quali è necessario ottenere unalicenza rilasciata da A.N.R.E. sono le attività di generazione, co-generazione, trasmissione, dispacciamento, distribuzione e fornitura.Le attività del settore elettrico possono essere svolte da qualsiasi impresa, anche estera, purché in possesso diuna licenza. Nel caso di imprese estere, è necessario avere una sede permanente in Romania per tutta la durata della licenza. La Legge fissa, inoltre, i diritti e doveri dei licenziatari, le attività dell’operatore della trasmissione, dell’operatore di mercato e dei distributori e dispone che le attività dello Stato nel settore elettricocosì come i servizi di interesse nazionale siano oggetto di una concessione.La Legge fissa anche i criteri per la determinazione delle tariffe e dispone che, oltre a contribuire all’uso efficiente del sistema, le tariffe siano differenziate per categoria di utenza e strutturate in modo tale da proteggere i consumatori e garantire la qualità del servizio offerto.
094 La domanda di punta è definita come la domanda massima registrata in un’ora nel corso dell’anno. A titolo di esempio, la domandadi punta in Italia nei primi 6 mesi del 2005 è stata pari a 54.100 MW.
Box 5.3 Il documento di consultazione sul settore elettrico
Nell’Aprile 2005 A.N.R.E. ha lanciato un nuovo documento di consultazione per modificare la Legge sul SettoreElettrico attualmente in vigore. Le modifiche principali proposte possono essere riassunte come segue:■ Estensione dell’applicazione della legge anche agli impianti di potenza inferiore a 250 kW;■ Inclusione della sicurezza dell’offerta e della promozione dell’uso della cogenerazione nella produzione di
energia elettrica fra gli obiettivi da perseguire;■ Ridefinizione degli obiettivi di medio-lungo periodo della politica energetica nazionale con l’inclusione di
misure di protezione per clienti disagiati, promozione di produzione da rinnovabili soprattutto per utenti inregioni isolate e promozione della cogenerazione;
■ Ridefinizione e specificazione delle competenze di Ministero e regolatore (verso una maggiore autonomiadel regolatore);
■ Autorizzazione per la costruzione di impianti da fonti rinnovabili o di cogenerazione o per il potenziamento diimpianti esistenti nel caso in cui il potenziamento sia effettuato con agevolazioni finanziarie;
■ Licenza per le operazioni commerciali di impianti con potenza superiore a 10 MW e per impianti mantenutiin esercizio con finanziamenti;
■ Introduzione dell’obbligo di servizio pubblico;■ Concessione unica per attività di trasporto e gestione dell’infrastruttura di trasporto;■ Durata minima della concessione per la distribuzione pari a 15 anni;■ Introduzione di aste per la costruzione di nuova capacità nel caso di capacità insufficiente;■ Esplicitazione delle condizioni di accesso alla rete;■ Definizione della struttura e delle operazioni del mercato elettrico (partecipanti al mercato, mercato del
giorno prima, mercato del bilanciamento).
Fonte: nostri calcoli su dati Transelectrica (2003) e Haas, Keseric, Resch (2004), Medium and Long-Term Effects of EUElectricity Enlargment.
5.2. La domandaLa domanda è segmentata in clienti idonei (clienti con un consumo annuo superiore a 1 GWh, che possonoliberamente scegliere il fornitore) e clienti vincolati, che ricevono l’elettricità dal distributore che opera nell’area geografica in cui sono collocati.La domanda complessiva nel 2003 è stata pari a circa 57.3 TWh, con una domanda di punta pari a 8.356MW.4 Le stime attualmente disponibili indicano un’evoluzione del tasso di crescita medio annuo della domanda vicino al 3,6% per il periodo 2006-2010 che porterà la domanda a circa 61.000 GWh nel 2010.
Figura 5.3 Andamento mensile di importazioni, esportazioni e saldo della bilancia commerciale
10
Per quanto riguarda i consumi settoriali, i consumi maggiori sono riferibili al settore industriale (39,6%), seguito da settore civile, servizi e agricoltura (36,4%), trasporti (16%) e usi non energetici (8%).
Buone prospettive sono date anche dalle fonti rinnovabili. Si tratta di impianti in fase iniziale di diffusione mache si prevede possano contribuire in futuro alla copertura di circa il 30% del fabbisogno.
5.3. L’offerta
5.3.1. Capacità installata
La capacità installata in Romania è di circa 23.000 MW. Se consideriamo però la capacità effettivamenteoperativa (cioè non in fase di rifacimento, potenziamento e dismissione), questa cifra scende a circa 16.000 MW, che si prevede si ridurranno ulteriormente nel corso del 2005 per effetto di ulterioridismissioni e rifacimenti. Il parco generazione romeno è caratterizzato dalla presenza di molti impianti la cui tecnologia è ormai obsoleta. Nel prossimo futuro, quindi, saranno necessari investimenti cospicui per consentire alla Romania di sviluppare e ammodernare la propria capacità di generazione in modo da garantire lasicurezza della fornitura. L’analisi dell’evoluzione della capacità per tipologia di combustibile mostra un ruolo sempre maggioredella capacità di tipo nucleare: nel 2006 è prevista l’entrata in funzione di un secondo reattore nella centrale di Cernavoda ed è probabile la costruzione di un terzo reattore dopo il 2010.
Fonte: TEIASNOTA: Dati in percentuale (2002)
Figura 5.4 Consumo per settore
Fonte: Istituto Turco di Statistica, Marzo 2005
Figura 5.5 Capacità per tipo di combustibile
11
5.3.2. Produzione nazionale
Dopo la riduzione nella produzione di energia elettrica osservata nel periodo 1996-1999, nel periodo1999-2003 la produzione di elettricità è cresciuta costantemente a un tasso medio annuo pari a circa il3.3%, come mostrato nella Figura 5.7.
La struttura della produzione per produttore evidenzia il ruolo preponderante del settore pubblico, checontrolla la maggior parte dell’elettricità prodotta.
Fonte: A.N.R.E. Rapporto Annuale, 2003
Figura 5.7 Produzione di elettricità (GWh)
Figura 5.8 Produzione per produttore (2003)
Figura 5.6 Capacità e produzione da rinnovabili
Fonte: A.N.R.E. Rapporto Annuale, 2003
90,000
80,000
70,000
60,000
50,000
40,000
30,000
20,000
10,000
0
1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
83,400
69,900
56,91254,195 55,476 55,136
59,26761,350
57,251 53,96849,892
51,95053,860 55,189 56,906
12
L’analisi della produzione per combustibile mostra il ruolo preponderante che carbone e lignite hannoancora nel parco generazione; seguono, con rilevanza comparabile, la produzione idroelettrica e termoelettrica da idrocarburi (sostanzialmente gas naturale). Ancora limitato il ruolo del nucleare, per ilquale si prevede un incremento significativo della quota di elettricità prodotta a partire dal 2010.La struttura della produzione per combustibile e l’evoluzione prevista sono riportati in Figura 5.9.
L’attività di generazione può essere esercitata da qualsiasi impresa in possesso di una licenza di generazione rilasciata da A.N.R.E.La legge prevede, inoltre, nell’ambito dell’attività di generazione, cogenerazione e dell’attività di trasmissione, che l’impresa debba essere in possesso di una ulteriore licenza (“licenza di impianto”),sempre rilasciata da A.N.R.E., per:
■ la costruzione di nuovi impianti con potenza superiore a 10 MW;
■ la costruzione di impianti di cogenerazione con potenza superiore a 10 MW;
■ il potenziamento e/o il rifacimento di impianti esistenti;
■ la costruzione di nuove linee di trasmissione e delle sottostazioni con voltaggio superiore a 110 kV;
■ il potenziamento/rifacimento delle rete con voltaggio superiore a 110 kV.
Figura 5.9 Generazione per tipo di combustibile (%)
Fonte: Transelectrica, 2004
Box 5.4 Le licenze: principi generali
La licenza è rilasciata alle imprese che dimostrino di avere i necessari requisiti tecnici e finanziari. Nel caso diimprese straniere, queste devono avere una sede permanente in Romania per l’intera durata della licenza. La durata massima della licenza è 8 anni per l’attività di fornitura e 25 anni per le altre attività. Il costo delle spesedi valutazione della documentazione inviata dall’impresa al regolatore per l’ottenimento della licenza varia secondo l’attività che si desidera intraprendere ma in nessun caso può essere inferiore a 11.400.000 ROL(circa280€). Le società in possesso di licenza devono inoltre versare ogni anno, a titolo di canone, un ammontare pariallo 0,035% del turnover.
13
5.3.3. Import ed export
La Romania è un esportatore netto di elettricità. Nel 2004 ha importato 1748 GWh da Bulgaria (989),ex Jugoslavia (22), Ungheria (31), Ucraina (282) e Moldavia (424).5 Nel corso dello stesso anno laRomania ha esportato 2941 GWh verso Bulgaria (732), ex Jugolslavia (2014), Ungheria (194) eUcraina (1).6
La Romania dispone attualmente delle seguenti interconnessioni:
■ Ukraina (750 kV e 400 kV);
■ Bulgaria (750 kV, 400 kV e 220 kV);
■ Serbia e Montenegro (400 kV e 3 linee da 110 kV);
■ Moldavia (3 linee da 110 kV);
■ Ungheria (400 kV).7
Il sistema romeno ha due interconnessioni sincrone: una con la Bulgaria, usata in situazioni di emergenza,e una con la Serbia e Montenegro, utilizzata principalmente per le importazioni. Le interconnessioni congli altri paesi sono attualmente effettuate isolando porzioni di rete per consentire lo scambio.
È prevista la costruzione di due nuove linee aeree:
■ Oradea-Bekescsaba (Ungheria), 400 kV, la cui entrata in esercizio è prevista nel 2007;
■ Suceava-Balti (Moldavia), 400 kV, la cui entrata in esercizio è prevista nel 2009.
Attualmente la Romania non evidenzia dipendenza dall’estero per il soddisfacimento della domanda dielettricità (è infatti un esportatore netto) e questa tendenza è confermata anche per il prossimo futuro.
Box 5.5 I principali produttori
Hidroelectrica SA è la società per azioni di proprietà dello stato che produce elettricità sfruttando le risorseidroelettriche del paese. Gli impianti di produzione sono distribuiti fra 12 succursali (Bistrita, Arges, Valcea, Cluj,Portile de Fier, Hateg, Caransebes, Buzau, Sebes, Targu Jiu, Slatina e Sibiu) la cui produzione complessiva nel2003 è stata di 13.195 GWh (di cui il 42,5%, pari a circa 5611 GWh, dalla succursale di Portile de Fier). Nel 2004ha effettuato investimenti per circa 130 milioni di Euro per l’ammodernamentoe il potenziamento degli impianti.
Termoelectrica SA è la società per azioni di proprietà dello stato, controllata dal Ministero dell’Economia eCommercio, per la produzione di elettricità da impianti termoelettrici. Oltre all’attività di produzione, Termoelettricasvolge attività di importazione ed esportazione e le attività di supporto necessarie alla generazione elettrica. Nel2003 Termoelectrica SA ha subito un’ampia ristrutturazione e attualmente è costituita da 3 sussidiarie con personalità giuridica per la produzione di elettricità e calore (SC Electrocentrale Deva SA, SC ElectrocentraleBucuresti SA si SC Electrocentrale Galati SA), 4 filiali per la produzione di elettricità e calore (SE Paroseni, SEDoicesti, SE Borzesti, SE Braila), 12 sussidiarie con personalità giuridica ((Termoserv-s) per la manutenzione ela fornitura di servizi alla produzione e una sussidiaria per la valorizzazione degli asset. A fine 2004 la capacitàinstallata era pari a 5.533 MW.
Nuclearelectrica SA è la società pubblica per la produzione di energia elettrica con tecnologia nucleare.Costituita il 2 luglio 1998, produce elettricità dall’impianto di Cernavoda (attualmente costituito da un reattoreCANDU da 655 MW; una seconda unità da 620 MW è in fase di costruzione e ulteriori 3 unità da 620 MW sonogià state pianificate) ed è attiva anche nella preparazione del combustibile per alimentare il reattore.
5 Dati UCTE, 2004.6 Dati UCTE, 2004.7 La linea Sandorfalva-Arad fra Ungheria e Romania è stata potenziata da 220 a 400 kV nel 1998.
148. La licenza n. 161 concessa da ANRE consente a Transelectrica di operare la rete di trasmissione romena; la licenza n. 162 consente lo svolgimento delle operazioni di
dispacciamento.9 Le 8 aree sono Bacau, Bucarest, Cluj-Napoca, Craiova, Constanta, Pitesti, Sibiu e Timisoara.10 Transelectrica SA, 2004.
5.4. La trasmissione e il bilanciamento
5.4.1. L’attività di trasmissione e bilanciamentoL’attività di trasmissione e dispacciamento è svolta da Transelectrica SA, società pubblica nata dallaristrutturazione di CONEL, sulla base di due licenze (una per l’attività di trasmissione e una per l’attività didispacciamento) concesse dal regolatore.8 La licenza ha un periodo di validità di 25 anni e fissa gliobblighi di Transelectrica:
■ Coordinamento tecnico e operativo e bilanciamento del sistema (tramite acquisto di servizi ancillari
e risorse proprie);
■ Manutenzione e sviluppo della rete;
■ Pianificazione dello sviluppo del sistema elettrico romeno e della rete di trasmissione;
■ Gestione delle interconnessioni con l’estero e dei transiti.
L’accesso alla rete di trasmissione è regolato e Transelectrica deve garantire l’accesso al sistema ditrasmissione, a parità di condizioni, a tutti gli utenti che ne facciano richiesta e che siano in possessodei requisiti tecnici necessari. Il bilanciamento in tempo reale del sistema è effettuato da Transelectrica con risorse proprie e con servizi ancillari (copertura delle perdite, riserva secondaria, riserva terziaria fast e slow, riserva rotante)acquistati da operatori qualificati sul mercato dei servizi ancillari. Attualmente gli operatori abilitati perla fornitura di servizi ancillari sono 8.
5.4.2. L’infrastruttura
La rete di trasmissione nazionale rumena è organizzata in 8 aree e comprende circa 9.000 km di lineead alta tensione (155 km a 750 kV, 4630 km a 400 kV, 4132 km a 220 kV e 38 km a 110 kV), 78 stazioni e 138 trasformatori la cui capacità complessiva raggiunge i 35.506 MVA.9 La capacità totale ditrasporto è di circa 22.000 MW e il flusso annuo vettoriato dalla rete è di circa 34 TWh.10
I parametri tecnici del sistema possono essere riassunti come segue:
■ Frequenza a 50 Hz con limiti di variazione fra 49.5 e 50.5 Hz al 95%;
■ Frequenza operativa compresa fra 49.75 Hz e 50.25 Hz al 99% in condizioni di normale operatività;
■ Frequenza operativa compresa fra 49.9 e 50.1 Hz al 90% in condizioni di normale operatività (le
frequenze fissate sono 49.95, 50.00 e 50.05 Hz);
■ Limite inferiore in condizioni eccezionali: 47.5 Hz;
■ Limite superiore in condizioni eccezionali: 52 Hz;
■ Voltaggio della rete in condizioni di normale operatività:- 750 kV, operato in condizioni normali fra 735 e 765 kV;- 400 kV, operato in condizioni normali fra 380 e 420 kV;- 220 kV, operato in condizioni normali fra 198 e 242 kV;- 110 kV, operato in condizioni normali fra 99 e 123 kV;
■ I limiti di variazione delle linee a 400 kV possono, in circostanze eccezionali, essere estesi fino a360 kV (limite inferiore, corrispondente a una variazione di -10%) e 440 kV (limite superiore, corrispondente a una variazione di +10%) per un periodo massimo di 15 minuti.
Nel corso del 2004 la rete è stata potenziata in seguito al completamento di diversi investimenti:
■ Completamento della modernizzazione delle stazioni 380/110 kV di Oradea Sud e Costanta Nord;
■ Conversione della linea Rosiori-Oradea Sud da 220 kV a 380 kV;
■ Potenziamento dell’autotrasformatore 2 380/220 kV della stazione di Portile de Fier 1 da 400 a 500 MVA.
15
5.4.3. Le tariffe di trasmissioneLe tariffe di trasmissione sono applicate a tutti i produttori e i fornitori. Sono differenziate in due grandigruppi, G e L (vi sono 6 zone G e 8 zone L) e riflettono, oltre ai costi per la fornitura del servizio di trasmissione (acquisto di servizi ancillari, risorse utilizzate per il dispacciamento di proprietà diTranselectrica, costi per la riserva terziaria fornita da impianti di cogenerazione), i costi dovuti alle perditee alle congestioni del sistema. Ai fornitori è inoltre applicata una componente tariffaria a copertura degli oneri di carattere amministrativo.La tariffa di trasmissione incide per circa il 10% sulla tariffa all’utente finale. Nel 2004 la tariffa media ditrasmissione è stata pari a circa 4,5 €/MWh, ma è previsto un incremento medio annuo pari a circa l’1.8%nell’arco del prossimo decennio.
L’evoluzione crescente della tariffe di trasmissione trova principalmente la propria ragione nella nuovapolitica tariffaria, resa necessaria dal futuro ingresso della Romania nell’Unione Europea. Le direttive europee sul mercato interno dell’elettricità, infatti, stabiliscono il divieto di sussidi incrociati sia fra categoriedi utenti sia fra diverse attività della filiera. La pratica dei sussidi incrociati ha caratterizzato per lungotempo la politica tariffaria romena e ha condotto nel passato a un sistema tariffario notevolmente distorto.La necessità di strutturare tariffe che coprano correttamente i costi, inclusi i costi di capitale, per ogni attività della filiera ha determinato, negli ultimi anni, un progressivo innalzamento delle tariffe per alcuniservizi (ad esempio la trasmissione) in corrispondenza all’evoluzione dei propri costi.
Box 5.6 Transelectrica SA
Transelectrica è la società pubblica di trasmissione e dispacciamento, nata nel 2000 dalla riorganizzazione di CONEL, il monopolista pubblico verticalmente integrato. Le azioni di Transelectricaappartengono interamente al Ministero per l’Economia e il Commercio, che è l’unico azionista.Ha il compito di trasportare l’elettricità sulla rete di trasmissione, come definito dalla Licenza no.161/2000 (trasmissione) e dalla Licenza 162/2000 (dispacciamento). Entrambe le licenze sonostate aggiornate nel 2002 e scadranno nel 2025.La società opera inoltre (i) sul mercato all’ingrosso dell’elettricità tramite la sussidiaria OPCOM, cheha il ruolo di gestore del mercato all’ingrosso; (ii) nelle operazioni di misura relative al mercatoall’ingrosso tramite la branca OMEPA; e (iii) nelle telecomunicazioni e nell’IT tramite la sussidiariaTeletrans.Transelectrica è organizzata in 8 branche territoriali di trasmissione e dispone di una rete di 9.000km di linee aeree di cui 155 km a 750 kV, 4630 km a 400 kV, 4132 km a 220 kV e 38 km a 110 kV.Per soddisfare gli standard imposti da UCTE (Union for the Coordination of Transmission ofElectricity), la società ha lanciato un imponente piano di investimenti per la modernizzazione e losviluppo della rete e in particolare delle sottostazioni di maggiore importanza per il funzionamentodel sistema.I principali indicatori finanziari per il 2003 e il 2004 sono riportati nella tabella seguente:
Fonte: Transelectrica, 2004
Figura 5.10 Tariffe di trasmissione(€/MWh)
Principali indicatori finanziari 2003 e 2004mln €
TurnoverCostiRicaviProfitto lordo
2003180.9187.1190.5
3.4
2004243.7247.2252.1
4.9
80
70
60
50
40
30
20
10
0
1
1999 2000 2001 2002 2003 2004
15
28
1953
73
16
5.5. La distribuzione e la venditaStoricamente, le attività di distribuzione e di vendita sono state svolte in modo integrato: il distributorevendeva anche l’elettricità agli utenti finali dell’area in cui svolgeva l’attività di distribuzione.La liberalizzazione del settore ha modificato parzialmente questa situazione consentendo ai clienti idonei di scegliere liberamente il proprio fornitore e, in alcuni paesi, imponendo vincoli all’esercizio simultaneo delle due attività.In Romania ci sono attualmente 23 distributori e 73 fornitori. Dei 23 distributori, 6 sono pubblici, 2,Electrica Banat e Electrica Dobrogea, sono stati recentemente privatizzati e 15 sono privati. I distributori pubblici e le due società privatizzate fanno parte di Electrica SA e, oltre alla fornitura aiclienti idonei, sono responsabili della fornitura al mercato vincolato (Electrica Banat e ElectricaDobrogea coprono complessivamente circa il 20% del mercato, servendo 1,4 milioni di utenti). I distributori privati invece servono esclusivamente i clienti idonei e le reti private di distribuzione sonodi estensione limitata.Le licenze per poter svolgere l’attività di distribuzione e l’attività di vendita sono distinte (ossia, un distributore che voglia svolgere anche l’attività di vendita deve essere in possesso di entrambe le licenze).La licenza di distribuzione ha una durata di 25 anni e specifica le zone nelle quali il distributore puòsvolgere tale attività. Il distributore deve garantire l’uso sicuro ed efficiente della rete di distribuzione daparte degli utenti ed è soggetto all’obbligo di servizio pubblico.La licenza di fornitura (necessaria per lo svolgimento dell’attività di vendita) ha una durata di 8 anni. Nel caso di società pubbliche, la licenza definisce, su base regionale, l’area in cui l’attività può esseresvolta. Per i fornitori privati, l’area di riferimento è il territorio nazionale. I fornitori sono soggetti all’obbligo di servizio pubblico se forniscono il mercato vincolato.L’evoluzione del numero di fornitori nel periodo 1999-2004 è riportata in Figura 5.11
5.5.1. L’infrastrutturaLa rete principale di distribuzione appartiene a Electrica SA e si estende per un totale di oltre 300.000km (di cui circa 18.300 km in alta tensione, 118.000 km in media tensione e 170.000 km in bassa tensione), include oltre 1200 stazioni di trasformazione e oltre 61.000 punti di trasformazione e prelievo. L’articolazione della rete in ciascuna delle aree gestite dalle 8 branche territoriali di Electrica SA è riportata nella Tabella 5.1.
Fonte: A.N.R.E. Rapporto Annuale, 2003; A.N.R.E.
Figura 5.11 Evoluzione del numero di fornitori: 1999-2004
Fonte: Elettrica S.A.
Tabella 5.1 Estensione e articolazione della rete di distribuzione di Electrica SA
Sussidiaria
Moldova
Dobrogea
Muntenia Nord
Oltenia
Banat
Transilvania Nord
Transilvania Sud
Muntenia Sud
TOTALE ELECTRICA S.A.
2.688
2.135
2.155
4.035
1.954
2.245
2.333
785
18.329
16.903
11.411
15.873
20.035
13.614
14.090
12.694
13.098
117.719
30.250
10.062
21.625
27.224
18.342
22.282
19.142
21.028
169.955
134
205
206
247
140
124
106
60
1.222
4.185
4.980
5.455
6.981
4.734
3.860
3.742
3.710
37.646
10.010
5.776
9.138
10.223
6.813
7.174
7.032
5.588
61.754
3.009
3.466
3.174
3.259
2.068
2.624
2.300
2.934
22.835
Linee elettrichea 110 kV
km
Linee elettricheMTkm
Linee elettricheBTkm nr MVA
Stazioni 110/MT e MT/MT
nr MVA
Punti di trasformazionee di prelievo
17
5.5.2. Tariffe di distribuzioneEsistono 5 diverse tariffe per l’uso di:
■ Rete a 110 kV;
■ Rete MT;
■ Rete BT;
■ Trasformatori 110 kV/MT;
■ Trasformatori MT/BT.
Come nel caso delle tariffe di trasmissione, anche le tariffe di distribuzione non dipendono dalla distanza percorsa. La tariffa media di distribuzione nel 2004 era pari a circa 1,85 €/MWh per i clienti in alta tensione, 3,71€/MWh per i clienti in media tensione e 10,65 €/MWh per i clienti in bassa tensione. La componentedistribuzione incide per oltre il 20% sul prezzo complessivo corrisposto dall’utente finale.
Fonte: sito web Electrica SA, http://www.electrica.ro
Box 5.7 Gli investimenti esteri nelle società di distribuzione
Il processo di privatizzazione delle imprese pubbliche operanti nel settore elettrico attualmente incorso in Romania ha visto l’interessamento di diverse imprese europee, che hanno acquisito partecipazioni di maggioranza nelle 4 società di distribuzione (Electrica Banat, Electrica Dobrogea,Electrica Moldova e Electrica Oltenia) privatizzate fino ad ora.Nell’aprile 2005 è stato finalizzato l’acquisto da parte di ENEL del 51% delle società Electrica Banate Electrica Dobrogea, che servono oltre 1.400.000 clienti e coprono circa il 20% della distribuzione inRomania. Il valore complessivo dell’operazione è di 112 milioni di Euro e rafforza ulteriormente la presenza di ENEL nell’Europa orientale (ENEL è presente in Slovacchia, dove ha firmato un contrattoper l’acquisto di Slovenske Elektrarne che, con 7.000 MW è il principale produttore slovacco e unodei principali produttori dell’area; in Bulgaria con 900 MW e nella Federazione Russa, con una centrale a ciclo combinato da 450 MW nella zona di San Pietroburgo).In Romania sono presenti anche la tedesca E.ON e la ceca CEZ. Nell’aprile 2005 E.ON ha acqustato il 51% del capitale di Electrica Moldova e CEZ il 51% di Electrica Oltenia. Entrambi i contratti devonoessere ancora perfezionati con il trasferimento delle azioni e il previsto aumento di capitale.
Box 5.8 SC Electrica SA
SC Electrica SA è la società pubblica di distribuzione controllata dal Ministero dell’Economia e delCommercio. Svolge principalmente l’attività di distribuzione e fornitura e fornisce, inoltre, le infrastrutture e i sistemi per la comunicazione, necessari per la gestione efficiente dei sistemi di distribuzione. Conla nuova unità di Servizi per l’Energia, la società ha ampliato il proprio ambito di azione, estendendolo alla manutenzione e all’installazione di installazioni elettriche.La società è organizzata in 8 sussidiarie, Electrica Moldova, Electrica Dobrogea, Electrica MunteniaNord, Electrica Oltenia, Electrica Banat, Electrica Transilvania Nord, Electrica Transilvania Sud eElectrica Muntenia Sud, ciscuna delle quali opera in una delle 8 aree geografiche in cui è stato suddiviso il territorio rumeno, che comprende diverse province (judete). Electrica SA serve complessivamente circa 8,5 milioni di clienti, per un totale di oltre 37.000 GWh/anno (pari a circa il75% del consumo totale nel 2004). L’articolazione territoriale delle diverse sussidiarie è la seguente:
■ Moldova: Iasi, Bacau, Botosani, P. Neamt, Suceava e Vaslui;
■ Dobrogea: Costanta, Calarasi, Slobozia, Tulcea;
■ Muntenia Nord: Galati, Ploiesti, Braila, Buzau, Targoviste, Focsani;
■ Oltenia: Pitesti, Craiova, Tg. Jiu, Dr. Tr. Severin, Alexandria, Rm. Valcea, Slatina;
■ Banat: Timisoara, Arad, Resita, Deva;
■ Transilvania Nord: Cluj, Oradea, Bistrita, Baia Mare, Satu Mare,Zalau;
■ Transilvania Sud: Sibiu, Brasov, Alba, Sf. Gheorghe, M. Ciuc, Tg. Mures;
■ Muntenia Sud: Bucuresti, Giurgiu, Ilfov.
Transilvania Nord
TransilvaniaSud
Moldova
Dobrogea
MunteniaSud
Oltenia
Banat
MunteniaNord
18
La Romania gode attualmente di prezzi dell’energia contenuti per il settore residenziale e di prezzisuperiori alla media europea per il settore industriale. Questa situazione, legata alla presenza di sussidi incrociati che hanno distorto la struttura tariffaria, è tuttavia destinata a cambiare in futuro, conl’eliminazione dei sussidi incrociati (vietati dalla normativa europea) e una maggiore aderenza delletariffe ai costi sostenuti dall’impresa.Il confronto internazionale del costo dell’elettricità dei consumatori industriali e residenziali rumeni conla media europea e il costo sostenuto dalle stesse categorie di utenza in altri paesi dell’Europa centro-orientale sono riportati nelle tabelle seguenti.
Il prezzo dell’elettricità per gli utenti industriali è sopra la media europea sia nel caso si considerino 25paesi sia nel caso in cui se ne considerino 15. La Romania ha, inoltre, il prezzo più alto frai paesi dell’Europa centro-orientale, seguita dalla Slovacchia e dalla Slovenia.
Situazione opposta per gli utenti residenziali. La Romania è fra i paesi a costo più basso,preceduta dalla Polonia e seguita da, Croazia e Repubblica Ceca.
Fonte: EurostatNOTA: Ai fini del confronto il consumatore industriale è definito come un consumatore con livello di consumo annuo pari a2.000 MWh e una domanda di punta di 500 kW; prezzi in c€/kWh al netto delle tasse.
Figura 5.12 Costo dell’elettricità per utenti industriali (2005)
Fonte: Eurostat*NOTA: Ai fini del confronto il consumatore residenziale è definito come un consumatore con livello di consumo annuo pari a3.500 kWh, di cui 1.300 kWh notturni; prezzi in c€/kWh al netto delle tasse.
Figura 5.13 Costo dell’elettricità per utenti residenziali (2005)
Europa(25 paesi)
8
7
6
5
4
3
2
1
0
12
10
8
6
4
2
0
Europa(15 paesi)
Croazia Polonia RepubblicaCeca
Romania Slovacchia Slovenia
Europa(25 paesi)
Europa(15 paesi)
Croazia Polonia RepubblicaCeca
Romania Slovacchia Slovenia
19
5.6. L’apertura alla concorrenza L’apertura del mercato è ancora limitata. Nel febbraio 2000 A.N.R.E. ha aperto circa il 10% del merca-to consentendo a grandi utenti industriali di scegliere il proprio fornitore; nell’ottobre dello stesso annoil grado di apertura del mercato è salito al 15% in seguito alla fissazione della soglia di idoneità a 100GWh/anno. Nel gennaio 2004 il grado di apertura potenziale del mercato è stato portato al 40% (conun grado di apertura effettiva è stimato essere attorno al 13%) e nel 1° gennaio 2005 tale percentualeè salita al 55%, con una soglia di idoneità pari a 1 GWh/anno.Il piano di sviluppo del mercato prevede che il grado di apertura salga all’80% entro il 30 giugno 2006e al 100% all’inizio del 2007, quando la Romania entrerà nell’Unione Europea.L’evoluzione dei clienti idonei nel periodo 1999-2004 è riportata in Figura 5.14.
5.7. Futuri scenari di sviluppo del mercato (privatizzazioni ed investimenti)La Romania ha lanciato negli ultimi anni un ambizioso progetto di privatizzazione nell’ambito del settoreelettrico. Nell’Aprile 2005 è stata completata la cessione a ENEL delle società di distribuzione ElectricaBanat e Electrica Dobrogea e sono in corso di perfezionamento gli accordi per la privatizzazione diElectrica Oltenia e Electrica Moldova. Sono inoltre cominciate le procedure per la privatizzazione diElectrica Muntenia Sud.
Nel corso del 2005 è attesa la privatizzazione degli altri tre distributori (Muntenia Nord, TransilvaniaNord e Transilvania Sud) e negli anni successivi la dismissione di:
■ Partecipazioni in società elettrico-minerarie (Turceni, Rovinari, Craiova);
■ Impianti di cogenerazione di Iernut, Palas, Bucarest Sud;
■ Borzesti;
■ Società di servizi per la produzione elettrica TERMOSERV (solo servizi o con gli impianti di riferimento).
È inoltre prevista la cessione di azioni di Termoelectrica a Termoserv Galati e Electrocentrale Galati ela privatizzazione di parte di Hidroelectrica e Transelectrica.
L’apertura effettiva del mercato alla concorrenza delle imprese estere è in una fase ancora più arretrata,anche se recentemente si è osservato il tentativo del Governo romeno di attrarre finanziamenti dall’estero,soprattutto nella produzione di energia elettrica.Secondo il National Trade Registry Office romeno, il volume di investimenti esteri in Romania negli ultimi14 anni è stato di circa 10 miliardi di Euro, che la collocano al quinto posto fra i paesi dell’area per volume diinvestimenti esteri, dopo Polonia, Repubblica Ceca, Ungheria e Slovacchia.La Romania non impone, in generale, restrizioni o limiti agli investimenti delle imprese estere. I soli settori in cui le imprese estere necessitano di approvazione governativa sono la difesa, i monopoli distato e la sicurezza nazionale.Per le imprese che desiderano ottenere una licenza per operare nel settore dell’energia è richiesta lacreazione di una sede permanente sul territorio romeno per tutta la durata della licenza.
Fonte: A.N.R.E. Rapporto Annuale, 2003; A.N.R.E.
Figura 5.14 Evoluzione del numero di clienti idonei: 1999-2004
80
70
60
50
40
30
20
10
0
0
1999 2000 2001 2002 2003 2004
19 19
4954
74
11 Per ulteriori dettagli si veda il sito del Ministero dell’Economia: http://www.minind.ro/
20
Il programma originariamente annunciato dal governo ha tuttavia subito dei ritardi, e il processo di privatizzazione è destinato a durare più a lungo di quanto originariamente previsto. Accanto al processo di privatizzazione, le imprese pubbliche romene hanno dato il via a forme di partenariato pubblico/privato per la realizzazione di particolari progetti e a progetti per la cessione dialcune attività. E’ questo il caso di Hidroelectrica e Transelectrica. Hidroelectrica sta progettando di aumentare il capitale privato e di creare una partnership pubblico/privato per il completamente di progetti nel settore idroelettrico e sta studiando nuove forme di partnership per la gestione e/o realizzazione di piccoli impianti idroelettrici (miniidro). Transelectrica sta invece studiando la possibilità di joint venturespubblico/privato per il potenziamento e l’espansione della rete.11
21
Box 5.9 Metodi di privatizzazione
La Legge 137/2002 sulle privatizzazioni prevede che la cessione di partecipazioni dello stato nelleimprese pubbliche avvenga tramite uno dei metodi seguenti:
■ Vendita di azioni. Lo stato può vendere le proprie azioni tramite (i) offerta pubblica; (ii) altre procedure finanziarie di mercato; (iii) trattativa privata; (iv) asta; (v) certificati bancari di depositoemessi da una banca d’investimento o da grandi banche internazionali; (vi) qualsiasi combinazione dei metodi precedenti;
■ Aumenti di capitale finanziati da capitale privato. L’aumento di capitale è fissato dall’istituzione interessata, sulla base dei risultati di studi di fattibilità, ed è realizzato tramite gara pubblica; l’aumento di capitale è effettuato sia tramite versamento diretto del capitale sottoscritto siatramite conferimento di beni;
■ Cessione gratuita o vendita di attività sociali. Le società in cui lo stato o le autorità locali detengono la maggioranza possono decidere la cessione di attività a carattere sociale; la cessione è a titolo gratuito se l’acquirente è un’istituzione pubblica e a titolo oneroso se si tratta di un investitore privato.
Le informazioni sui programmi di privatizzazione e i bandi sono regolarmente pubblicati sul sitodell’Autorità Nazionale per le Privatizzazioni.I passi che le società interessate al processo di privatizzazione devono compiere sono i seguenti:
1. Invio al Ministero dell’Economia – OPSPI (l’ufficio che gestisce le proprietà pubbliche e le privatizzazioni) di una espressione di interesse;
2. Firma di un accordo di riservatezza fra OPSPI e potenziale investitore;3. Invio al potenziale investitore di tutte le informazioni sull’impresa verso la quale è stato manifestato
interesse;4. Visita del potenziale investitore alla società di interesse;5. Partecipazione al processo di privatizzazione tramite la presentazione di un’offerta in seguito
all’annuncio di vendita, pubblicato sui principali quotidiani.
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Fonte: Romania security of supply
6. Il settore del gas
La Romania ha il più grande mercato del gas dell’Europa centrale ed è stato il primo paese ad usare ilgas per scopi industriali. Nel 2003, la dimensione del mercato era di circa 18 mld m3, di cui il 70% prodotti internamente e il restante 30% importato dalla Federazione Russa.La struttura del mercato del gas è riportata in Figura 6.1.
I flussi fisici e commerciali sono evidenziati in Figura 6.2.
Figura 6.1 Struttura del mercato del gas naturale
Fonte: G. Stephan, 2002, Outlining the Role of Romania in the European Gas Transit Chain: Current Status and Prospective
Figura 6.2 Flussi fisici e commerciali nel settore del gas.
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6.1. Contesto regolatorio
Il settore del gas ha seguito negli ultimi anni il percorso di liberalizzazione già osservato per il mercatoelettrico. Prima della liberalizzazione, il monopolista integrato S.N.G.N. ROMGAZ. S.A. operava in tuttele attività della filiera. Nel 2000, in seguito alla decisione del Governo romeno di avviare il processo diliberalizzazione, S.N.G.N. ROMGAZ. S.A. è stata divisa in 5 imprese pubbliche:
■ S.C. DISTRIGAZ SUD S.A. Bucuresti e S.C. DISTRIGAZ NORD S.A. Targu-Mures (distribuzione e
vendita);
■ S.C. EXPROGAZ S.A. Medias (produzione e stoccaggio);
■ S.C. DEPOGAZ S.A. Ploiesti (stoccaggio sotterraneo);
■ S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. Medias (trasmissione e transito sul territorio nazionale).
Nel 2001 il Governo ha deciso la fusione di EXPROGAZ S.A. e DEPOGAZ S.A. in un’unica società(S.N.G.N. ROMGAZ. S.A.) che svolge le attività di esplorazione, produzione e stoccaggio sotterraneoe nel 2003 il Governo ha approvato la strategia di privatizzazione delle due società di distribuzione.A.N.R.G.N., autorità di regolamentazione del settore del gas, è stata istituita nel Febbraio 2000 conl’Ordinanza del Governo n. 41/2000. È un’istituzione pubblica, coordinata dal Primo Ministro e sottopostaall’autorità del governo.Dopo l’istituzione del regolatore, molte delle competenze dell’Agenzia Nazionale per le RisorseMinerarie (ANRM) riguardanti il gas naturale sono state trasferite al nuovo organo. Regolatore e ANRMcollaborano alla definizione delle tariffe per il trasporto del gas.
Box 6.1 A.N.R.G.N.
L’Autoritatea Nationala de Reglementare in Domeniul Gazelor Naturale (A.N.R.G.N.) è il regolatore del settoredel gas. Istituita nel 2000, A.N.R.G.N. è coordinata direttamente dal Primo Ministro, che nomina Presidente eVice Presidente per un periodo di 5 anni. Nello svolgimento della propria attività regolatoria e nelle decisioni circa il rilascio delle licenze agli operatori, ilPresidente e il Vice Presidentesono assistiti da un “Comitato Regolatorio”, composto da Presidente, VicePresidente e 3 membri di A.N.R.G.N. scelti dal Presidente. Le decisioni sottoposte al Comitato sono adottate col voto favorevole di almeno 3 membri.Il Comitato regolatorio è a sua volta assistito da un Consiglio formato da 9 membri nominati dal Ministro dell’economia su proposta di:
■ associazioni di operatori del settore gas (1 membro);■ sindacati dei lavoratori del settore gas (2 membri);■ trasportatori (1 membro);■ società di stoccaggio (1 membro);■ distributori (1 membro);■ associazioni dei consumatori (1 membro);■ Autorità Nazionale per la protezione dei consumatori (1 membro);■ Ministero dell’Economia e del Commercio (1 membro).
A.N.R.G.N. ha il compito di rilasciare, sospendere, ritirare licenze e autorizzazioni, definire la metodologia tariffaria e approvare le tariffe per gli utenti vincolati e per le attività di trasmissione, stoccaggio e distribuzione,approvare le norme tecniche per la costruzione e l’esercizio di impianti, definire la regolamentazionecommerciale del mercato del gas e prevenire eventuali abusi di posizione dominante.
2412 Per ulteriori dettagli sull’accesso alle reti si vedano le sezioni sul trasporto e sulla distribuzione e vendita.
Il settore è regolamentato dalla Legge 351 del 14 luglio 2004 (Legge per il Settore del Gas), che fornisce lo schema generale di regolamentazione del settore e le linee guida per lo sviluppo della concorrenza e della trasparenza.
Le imprese che desiderano operare nel settore del gas devono essere in possesso di una licenza e/ diuna autorizzazione rilasciate da A.N.R.G.N.
L’ottenimento di una licenza è indispensabile per svolgere le attività di fornitura, trasporto, stoccaggio,dispacciamento, distribuzione e transito (definito come il trasporto, tramite gasdotti dedicati, sul territorio romeno di gas proveniente da uno stato estero e destinato a un altro stato estero).
Nell’ambito di tali attività, è necessaria l’autorizzazione di A.N.R.G.N. per costruire, modificare e operare impianti connessi alle attività di produzione, impianti connessi alle attività di stoccaggio, capacità ditrasporto, capacità di transito, dispacciamento e capacità di distribuzione.
L’accesso alla rete di trasporto e alle reti di distribuzione è regolato. Il trasportatore e i distributori nonpossono negare l’accesso alla rete se l’utente che ne fa richiesta è in possesso dei requisiti tecnici edeconomici necessari.
L’accesso può essere negato in caso di capacità insufficiente oppure se l’accesso determina una situazione che impedisca l’uso sicuro del sistema di trasporto da parte degli utenti già connessi. In casodi rifiuto, l’utente può appellarsi a A.N.R.G.N., che deve comunicare la propria decisione entro 60 giorni dal ricevimento dell’appello.12
Attualmente operano sul mercato 4 produttori, 2 fornitori esteri, 1 trasportatore, 3 operatori di stoccaggio, 24 distributori, 43 grossisti e vi sono 102 clienti idonei.
Fonte: A.N.R.G.N., 2005
Figura 6.3 Evoluzione del numero di licenze 2000-2004
25
6.2. La domandaFra i paesi dell’Europa centrale, la Romania è il primo paese ad aver utilizzato in modo massiccio il gasnaturale nell’industria. All’inizio degli anni ’80 le scelte di politica energetica del governo romeno, mirate ad allentare la dipendenza della Romania dalle importazioni di combustibile, hanno condotto allamassima espansione del mercato e all’intenso sfruttamento dei giacimenti nazionali e all’inevitabileconseguente declino della produzione interna dalla fine degli anni ‘80.
Nel 2003 il consumo di gas in Romania è stato di circa 18.07 mld m3, di cui il 70% (12.67 mld m3) soddisfatto da produzione interna e il restante 30% (5.4 mld m3) importati dalla Federazione Russa.Il gas naturale costituisce il 40% circa dei consumi di energia primaria e le previsioni attuali indicano unruolo di primo piano anche nei prossimi anni.
Il consumo di gas proviene principalmente dal settore industriale e commerciale, seguito dal settorecivile e dagli impianti termoelettrici. L’evoluzione della domanda di gas naturale nel periodo 1996-2010è riportata in Figura 6.4.
6.3. L’offerta
6.3.1. ProduzioneLa Romania ha sfruttato le proprie risorse di gas naturale fin dal periodo antecedente la prima guerramondiale. In seguito alle massicce esplorazioni degli anni ’60, la produzione di gas è andata progressivamente aumentando fino a raggiungere il culmine nel 1986, con una produzione di 36,3miliardi di metri cubi. Se da un lato questo ha consentito all’economia romena di poter contare su risorse proprie per tutti gli anni ’80, lo sfruttamento intenso delle risorse ha portato a un rapido impoverimento dei giacimenti.I principali produttori attualmente operativi sul mercato sono S.N.G.N. Romgaz S.A., S.N.P. Petrom S.A.(che congiuntamente detengono la quasi totalità del mercato), Amromco Energy, e L.LC. New YorkImport.
L’evoluzione della domanda mostra un incremento dell’uso del gas nel settore chimico, nella generazione elettrica e nel settore residenziale e una stabilizzazione dei consumi nel settore industriale.L’andamento complessivo della domanda mostra una stabilizzazione dei livelli di consumo per il prossimo quinquennio, con un leggero incremento verso il 2010.
Fonte: A.N.R.E. Annual Report, 2003; A.N.R.E.
Figura 6.4: Evoluzione della domanda di gas naturale 1996-2010
2613 Per ciclo di stoccaggio si intende l’immissione e lo svuotamento periodico del giacimento.
La quota di mercato degli altri produttori è molto limitata e si prevede possa raggiungere il 3% nel 2007e il 10% nel 2015.
Box 6.2 Romgaz e Petrom
S.N.G.N. Romgaz S.A. è il produttore principale. Creata nel 2001 a seguito della riforma del settore del gas,è attiva nell’esplorazione per l’individuazione di giacimenti di idrocarburi, nella produzione di gas naturale, nellostoccaggio e nella vendita di gas. Il livello di produzione è attualmente di circa 6,7 mld m3/anno di gas da oltre3600 campi in esercizio. Per l’attività di stoccaggio dispone di 20 stazioni di compressione e di 6 stoccaggi sotterranei con una capacità di stoccaggio di 2,75 mld m3/ciclo.13
Per il quinquennio 2005-2010 le priorità di Romgaz sono:ESPLORAZIONE: Diversificazione delle attività di esplorazione; Esplorazione in zone della Moldaviae della Muntenia in partnership con società estere; Identificazione di nuove aree di interesse;Elaborazione di progetti stratigrafici e studi per lo sviluppo dei giacimenti e dello stoccaggio;Identificazione di aree estere di interesse petrolifero e a basso rischio per lo svolgimento di attivitàpetrolifere.PRODUZIONE: Effettuazione di oltre 100.000 metri di nuove perforazioni; Entrata in esercizio dioltre 70 nuovi pozzi; Controllo di circa 700 pozzi; controllo delle stazioni di compressione e loromodernizzazione; Modernizzazione delle infrastrutture di superficie per lo sfruttamento dei pozzi edei sistemi di separazione, de-umidificazione e misura; Ripresa dell’attività di produzione da risorse proprie in collaborazione con imprese estere.STOCCAGGIO: Potenziamento della capacità di stoccaggio; Sviluppo di nuova capacità di stoccaggioin aree con difficoltà di approvvigionamento negli inverni particolarmente freddi; Incremento della flessibilità nel prelievo da stoccaggio da 18 a 30 milioni di m3/giorno; Incremento del fattore di sicurezza nell’offerta a valori prossimi a quelli dei paesi europei.
Romgaz ha attualmente in corso accordi di joint venture con:■ WINTERSHALL L per lo sviluppo e lo sfruttamento del blocco RG03 Transilvania Sud;■ FALCOL OIL&GAS per lo sfruttamento dei blocchi Brodina e Cuejdiu;■ AMROMCO ENERGY LLC per la ricostituzione di 11 campi di produzione di gas; ■ SCHLUMBERGER LOGELCO INC per la ricostituzione del campo di Lasl Mare.
S.N.P. Petrom S.A. Petrom è la società petrolifera romena, attiva sia nel settore petrolifero(esplorazione, produzione, raffinazione e vendita di prodotti petroliferi) sia nella produzione di gasnaturale. Nel 2004 ha aumentato la propria produzione di gas a 6.44 mld m3, a fronte dei 6.13 mld m3
prodotti nel 2003 e dei 6.06 mld m3 prodotti nel 2002. Nel corso del 2004 l’attività di esplorazionee produzione oil&gas ha iniziato i lavori per 11 nuovi pozzi di esplorazione e sono cominciate leperforazioni in 7 pozzi di esplorazione, mentre per 31 pozzi sono cominciati i test di produzione.Petrom è stata privatizzata nel primo semestre 2004. L’austriaca OMV ha acquisito dapprima il33,34% di Petrom (pari a 669 mln €) e successivamente ha aumentato la sua partecipazione al 51% finanziando un aumento di capitale pari a 831 mln €. Fra gli azionisti principali di Petrom,oltre a OMV e al Ministero dell’Economia, troviamo EBRD, che ha convertito 73 mln $ del prestitoconcesso a Petrom nel 2002 nel 2.03% del capitale della società. Al 31 dicembre 2004 la capitalizzazione di mercato di Petrom era pari a 185.921 mld ROLe rappresentava il 54,45% dellacapitalizzazione del mercato azionario romeno.
27
6.3.2. ImportazioniLe importazioni romene di gas provengono esclusivamente dalla Federazione Russa.14 Considerata lanecessità di aumentare la sicurezza della fornitura, la Romania sta cercando nuove fonti diimportazione. Al momento le aree più promettenti sembrano essere L’Unione Europea, il mar Caspio eil Medio Oriente. L’evoluzione della produzione nazionale e delle importazioni è illustrata nella Figura 6.5.
6.4. Il trasporto e lo stoccaggioL’attività di trasporto e dispacciamento del gas sulla Rete di Trasporto Nazionale (RTN) è effettuata da S.N.T.G.N. Transgaz S.A. (Transgaz), che nel 2002 ha trasportato oltre 14 mld m3 di gas.
Come risulta evidente dalle previsioni, la quota di importazione è destinata ad aumentare sempre piùnel corso del tempo, passando dal 30% circa della domanda totale nel 2004 al 70% della domanda totalenel 2015.
14 I punti di ingresso sono Isaccea e Mediesu Aurit.
Fonte: A.N.R.G.N., 2005
Figura 6.5 Evoluzione della produzione nazionale e delle importazioni
Box 6.3 Transgaz
Transgaz è una società per azioni pubblica che svolge l’attività di trasporto e dispacciamento del gas e chegarantisce il transito sul territorio romeno del gas proveniente da stati terzi e diretto verso altri stati. Transgaz hainoltre il compito di condurre studi e ricerche per il miglioramento del sistema di trasporto. Come trasportatore,Transgaz ha il compito di assicurare il bilanciamento fra immissioni e prelievi dal sistema, monitorare il rapporto fra acquisti e vendite di gas da parte degli operatori per evitare fenomeni di accaparramento della capacità e monitorare l’interdipendenza fra le caratteristiche dei prelievi dalle fonti di approvvigionamento (campinazionali e importazioni), i parametri del sistema (flussi, pressione, immissioni/prelievi da stoccaggio, fluttuazioniorarie, giornaliere e stagionali, domanda di picco) e i profili di prelievo da parte dei consumatori.
28
6.4.1. La rete di trasportoLa RTN gestita da Transgaz si estende per una lunghezza complessiva di 11,838 km; il diametro deigasdotti interni varia da 150 a 800 mm e la pressione fra i 6 e i 45 bar; la RTN include inoltre:
■ 6 stazioni di compressione;
■ oltre 600 punti di consegna dotati di sistemi di misura e regolazione della pressione;
■ oltre 700 stazioni di protezione catodica per la protezione delle condutture;
■ Un sistema di telecomunicazioni privato per il controllo remoto.
Figura 6.7 Sistema di trasporto del gas
L’attività di stoccaggio è svolta da S.N.G.N. Romgaz S.A. e S.C. Depomures S.A. La capacità di stoccaggio stimata per il 2005 ammonta complessivamente a circa 3,5 mld m3, che si prevede raggiungeranno i 4,5 mld m3 nel 2010, passando dal 17.5% al 22.5% del consumo totale.
Fonte: A.N.R.G.N., 2005
Figura 6.6 Evoluzione della capacità di stoccaggio
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Il sistema è interconnesso con l’Europa occidentale tramite il gasdotto Arad-Nadlac-Szeged (Ungheria),con capacità 1,5 mld m3/anno e diametro 24”. La lunghezza della tratta romena è di 60 km.
Sono in corso di valutazioni ulteriori connessioni: Turnu Magurele-Levski (Bulgaria), Iasi-Ungheni-Balti(Moldavia) e un’interconnessione con la Jugoslavia.
La Romania dispone inoltre di circa 500 km. di gasdotti internazionali per il transito del gas con diametro variabile fra 1000 e 1200 mm e pressione a regime di 55 bar. Attualmente la Romania effettua il servizio di transito per Turchia, Bulgaria, Grecia e Macedonia attraverso 3 gasdotti di circa200 km. l’uno:
■ Servizio di transito per la Bulgaria: gasdotto del diametro di 1000 mm con capacità massima di 8mld m3/anno;
■ Servizio di transito per Turchia, Grecia e Macedonia: gasdotto del diametro di 1200 mm con capacità massima di 10 mld m3/anno;
■ Transito verso i paesi del sud-est Europa potenziato dall’entrata in esercizio di un terzo gasdotto condiametro 1200 mm e ulteriore capacità di 10 mld m3/anno.
6.4.2. Le tariffe di trasportoL’Ordine 873/141 del 14 giugno 2004 fissa la tariffa di trasporto per il periodo 1 luglio 2004-30 giugno2005. La tariffa ha due componenti:
■ Componente di capacità, pari a 96.745 Leu per 1000 m3 per ora impegnata (pari a circa 2,38 € per1000 m3 per ora impegnata);
■ Componente variabile pari a 115.518 Leu (pari a circa 2,85 €) ogni 1000 m3 trasportati.
In altre parole, l’utente che desidera utilizzare il sistema di trasporto deve pagare sia per la capacitàimpegnata (cioè per la porzione fisica di conduttura che vuole riservare per il trasporto del suo gas) siain proporzione ai volumi di gas che trasporta.
6.5 La distribuzione e la vendita La distribuzione di gas è effettuata da oltre 24 società delle quali le due principali sono S.C. DISTRIGAZ SUD S.A. e S.C. DISTRIGAZ NORD S.A., che servono 908.975 clienti (di cui 861.466 residenziali) e gestiscono la maggior parte della rete di distribuzione.
6.5.1. L’infrastrutturaLa rete di distribuzione consiste di oltre 20.000 km di gasdotti.
S.C. DISTRIGAZ SUD S.A. opera una rete di circa 13.630 km (di cui 1.180 km in polietilene) e 2.079 stazioni di regolazione della pressione e di misura mentre S.C. DISTRIGAZ NORD S.A. opera una rete di17.050 km (di cui 1.038 km in polietilene) e 2.404 stazioni di regolazione della pressione e di misura.
La rete è piuttosto obsoleta e sono necessari investimenti notevoli per la sostituzione delle condutturemaggiormente danneggiate. Nel 2002 DISTRIGAZ SUD ha investito 32.3 milioni di dollari (19,8 mln $di risorse proprie e il rimanente con una quota di prestito World Bank) per la sostituzione di 510 km dicondutture, rimpiazzando i vecchi tubi di acciaio con il polietilene, che ha una vita utile più lunga (40-45 anni contro i 10-15 dell’acciaio) e nel 2001 aveva rimpiazzato altri 250 km di rete investendo18,5 mln $ di risorse proprie. Nello stesso periodo DISTRIGAZ NORD ha rimpiazzato 354 km della propria rete investendo circa 20 mln $.
30
Fonte: A.N.R.G.N., 2005
Figura 6.8 Vendite giornaliere di gas nel periodo 1 ottobre 1998-31 marzo 2004
Nella vendita sono operative 43 società, delle quali le principali sono Petrom e Romgaz che, comemostra la Figura 6.8 servono la maggior parte del mercato.15
Box 6.4 Le società di distribuzione
S.C. DISTRIGAZ SUD S.A. è organizzata in 11 filiali regionali che servono 21 province nella zona sud dellaRomania, dove la società distribuisce gas a circa 625 comuni. La società distribuisce circa 5 mld m3/anno di gasa circa 673.000 clienti; i volumi più consistenti sono distribuiti ai clienti industriali (3,7 mld m3/anno), seguiti daimpianti termoelettrici e di produzione di calore (1,6 mld m3/anno) e dagli utenti residenziali (1,4 mld m3/anno).L’area geografica di attività di maggior rilevanza è Bucarest, dove la rete si estende per 3120 km e la societàserve 134.000 utenti privati, 10.000 Comunità e 7200 clienti industriali.la rete è tuttavia molto vecchia (oltre 50anni) e il 70% delle condutture sono oltre la propria vita utile.la società è stata recentemente parzialmente privatizzata e l’accordo con Gaz de France per l’acquisizione del 51% del capitale sarà perfezionato nel corsodell’anno.
S.C. DISTRIGAZ NORD S.A. è organizzata 12 filiali che servono 20 province nella zona nord del paese,dove la società serve 702 comuni. La società distribuisce circa 3 mld m3/anno a 915.000 utenti ; i volumi distribuiti vanno per il 48% a utenti industriali, per il 38% a utenti residenziali e il restante 14% a impianti termoelettrici e di produzione di calore. La società è stata recentemente parzialmente privatizzata e l’accordo conE.ON/Ruhrgas per l’acquisizione del 51% del capitale sarà perfezionato nel corso dell’anno.
Box 6.5 Evoluzione del sistema tariffario
A.N.R.G.N. ha avviato nel 2001 la riforma del sistema tariffario nell’ambito della liberalizzazione del mercatointerno del gas al fine di evitare sussidi incrociati fra diverse categorie di utenti e per implementare un nuovosistema che rifletta i costi effettivi della fornitura di gas e stimoli gli investimenti nel settore. La riforma del sistema tariffario è prevista in quattro fasi:
■ La prima fase ha visto l’implementazione di strumenti per la regolamentazione del prezzo del gas pagato daiclienti vincolati;
■ La seconda fase ha incluso una differenziazione delle tariffe sulla base delle soluzioni tecniche adottate (allacciameno alla rete di trasporto nazionale vs allacciamento al sistema di distribuzione);
■ La terza fase mira a differenziare le tariffe di distribuzione per i clienti idonei per categoria di utente, con categorie determinate sulla base del consumo annuo, della potenza installata e delle caratteristiche di consumo di ciascuna classe di utenza. Le tariffe saranno inoltre differenziate per area e per distributore. In questa fasela tariffa di trasporto resterà unica a livello nazionale, determinata con un meccanismo di revenue cap;
■ La quarta fase prevede l’adozione di un sistema di tipo entry-exit (come quello attualmente in vigore in Italia).
15 Per ulteriori dettagli su Petrom e Romgaz si veda il paragrafo sulla produzione.
31
Anche per il gas è possibile fare un raffronto fra il costo sostenuto dagli utenti romeni, la media europea e il costo sostenuto dagli utenti industriali dell’Europa centro-orientale. A tal fine è necessarioutilizzare una definizione di consumatore industriale e residenziale uniforme per tutti i paesi, che è riportata in calce alle tabelle.
La Figura 6.9 mostra che il prezzo del gas per l’industria romena è notevolmente sotto la media europea sia nel caso si considerino 25 paesi sia nel caso di 15 paesi. Il prezzo è inoltre il più basso frai paesi dell’Europa centro-orientale.
La situazione osservata in precedenza per i consumatori industriali rimane inalterata anche nel casodegli utenti residenziali, per i quali il costo dell’elettricità è inferiore alla media Europea e a quello di tuttii paesi dei paesi dell’Europa centro-orientale (il differenziale di prezzo fra Romania e Polonia, secondofra i paesi col prezzo più basso, è pari a circa il 35%).
Fonte: EurostatNOTA: Ai fini del confronto il consumatore industriale è definito come un consumatore con livello di consumo annuo pari a41.860 GJ; prezzi in €/GJ al netto delle tasse.
Figura 6.9 Prezzi del gas per utenti industriali (2005)
Fonte: EurostatNOTA: Ai fini del confronto il consumatore industriale è definito come un consumatore con livello di consumo annuo pari a 83.7GJ che usi gas per le attività domestiche (cucina, riscaldamento acqua e riscaldamento domestico); prezzi in €/GJ al nettodelle tasse.
Figura 6.10 Prezzi del gas per utenti residenziali (2005)
Europa(25 paesi)
7
6
5
4
3
2
1
0
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
Europa(15 paesi)
Croazia Polonia RepubblicaCeca
Romania Slovacchia Slovenia
Europa(25 paesi)
Europa(15 paesi)
Croazia Polonia RepubblicaCeca
Romania Slovacchia Slovenia
32
Tabella 6.1 Società del gas nel portafoglio privatizzazioni di MEC-OPSPI
6.6. L’apertura alla concorrenza e i principali operatori di mercato
Il 1° Agosto 2001 il grado di apertura del mercato fu fissato pari al 10% del consumo nazionale di gas
naturale e 17 clienti furono dichiarati idonei.
Nel il 2002 il grado di apertura potenziale del mercato fu fissato al 25% e il numero di clienti idonei salì
a 41, con un consumo totale pari a 3.375 Bcm e un grado di apertura effettiva del mercato pari al
21.29%.
Nel 2003 il numero di clienti idonei fu portato a 51, con un consumo complessivo di 4.8 Bcm, pari a un
grado di apertura del mercato (potenziale ed effettivo) del 30%.
Nel 2004 il grado di apertura potenziale del mercato è stato fissato pari al 40% e il numero di clienti
idonei è salito a 125. Per il 2005 il grado di apertura del mercato è stato fissato pari al 50%, per un
consumo massimo pari a circa 9.15 Bcm.
L’apertura del mercato continuerà progressivamente: 60% previsto per il 2006,destinato ad aumentare al 100% entro il 1° luglio 2007.
Anche sul mercato del gas l’apertura effettiva alla concorrenza delle imprese estere è piuttosto limitata.
Recentemente il governo romeno ha costituito delle joint ventures con imprese estere per la costruzione
di un oleodotto per portare GPL a Bucarest e per la costruzione di un terminale GNL annesso al porto
di Costanza e per l’eventuale espansione del porto stesso.
Imprese straniere stanno anche partecipando a marketing ventures nelle fasi a valle della filiera. Shell,
ad esempio, ha investito 4 mln $ in un impianto di cooking gas.
6.7. Futuri scenari di sviluppo del mercato (privatizzazioni ed investimenti)I progetti di privatizzazione nel settore del gas per il 2005 sono ambiziosi e coinvolgono il principale produttore romeno (Romgaz), due società di distribuzione (Distrigaz Nord e Distrigaz Sud) e la societàdi trasporto (Transgaz).
■ S.N.G.N. ROMGAZ S.A. E’ previsto l’inizio del processo di privatizzazione:
- selezione di un consulente finanziario internazionale che definisca la strategia di privatizzazioneper la cessione della quota di maggioranza a un investitore strategico;
- vendita sul mercato azionario di una quota massima di capitale pari al 15%.
Gas Naturale % PRIV.1 SC DISTRIGAZ SUD SA - BUCURESTI 51
2 SC DISTRIGAZ NORD SA - TARGU MURES 51
3 SN ROMGAZ SA - MEDIAS
4 SN TRANSGAZ SA – MEDIAS
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■ S.C. DISTRIGAZ NORD S.A. and S.C. DISTRIGAZ SUD S.A.Il Ministro dell’Economia e del Commercio, tramite l’Ufficio per la Proprietà dello Stato e laPrivatizzazione nell’industria:
- amministrerà una partecipazione significativa in entrambe le società;- monitorerà il rispetto degli obblighi contrattuali;- finalizzerà le modalità di attuazione della strategia di privatizzazione approvata, sulla base della
quale i dipendenti delle società hanno il diritto di acquistare una quota di capitale fino al 10% diciascuna delle due società S.C. Distrigaz Nord S.A. e S.C. Distrigaz Sud S.A.
- potrà offrire sul mercato quote di minoranza detenute dal Ministero dell’Economia e delCommercio-Ufficio per la Proprietà dello Stato e la Privatizzazione nell’industria.
La finalizzazione degli accordi con E.ON/Ruhrgas e Gaz de France per l’acquisizione del 51% del capitale in DISTRIGAZ NORD e DISTRIGAZ SUD rispettivamente è attesa nel corso dell’anno.
■ S.N. TRANSGAZ S.A. Vendita sul mercato azionario di una quota massima pari al 15% del capitale.
Maggiori dettagli sulle società sono riportati nella tabella seguente:
Source: Ufficio per per la Proprietà dello Stato e la Privatizzazione nell’industria
Box 6.6 Espressione di interesse per la partecipazione al processo di privatizzazione e perl'acquisizione di attività di società pubbliche
Le imprese che desiderano partecipare al processo di privatizzazione devono comunicare i seguenti dati:■ Dati sulla società per la quale si sta inviando la manifestazione di interesse
- Nome della società;- Localizzazione;- Metodo di privatizzazione;
■ Dati sull’investitore: - Nome;- Sede dell’impresa/indirizzo;- Tel./Fax/E-mail ;- Attività principali;- Persona da contattare (nome, indirizzo, tel., fax, e-mail).
Nel caso di acquisizione di attività di una società pubblica, la procedura è analoga. Dopo aver ricevuto un’espressione di interesse, per l’acquisizione di attività, la procedura prevede i passi seguenti:
■ Approvazione del CdA della società;■ Selezione del valutatore■ Valutazione■ Annuncio della vendita■ Asta■ Negoziazione e firma del contratto■ Trasferimento degli asset.
Tabella 6.2 Società privatizzande
Gas naturale
1
2
3
4
SC DISTRIGAZ SUD SA - BUCURESTI
SC DISTRIGAZ NORD SA - TARGU MURES
SN ROMGAZ SA - MEDIAS
SN TRANSGAZ SA – MEDIAS
% PRIV.
51%
51%
Attività
Distribuzione gas
Distribuzione gas
Produzione,
stoccaggio,
importazione,
vendita
Trasporto
1.241.262.700
3.031.407.325
3.826.869.200
1.036.308.700
12.431.084.676
9.797.932.412
21.671.389.663
3.895.669.277
12.132.156.277
9.583.075.158
18.000.915.186
3.840.324.727
193.362.715
493.883.427
2.638.583.200
702.255.986
Capitale (000 ROL)
Totale proventi (000 ROL)
Turnover (000 ROL)
Risultato netto (000ROL)
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Box 7.1 Progetti di Joint Implementation (JI)
I progetti JI rappresentano uno dei meccanismi di flessibili previsti dal Protocollo di Kyoto. Il meccanismoprevede che imprese in paesi con vincoli di emissione dei paesi industrializzati (come ad esempio le impreseitaliane) o con economie in transizione possano realizzare progetti per la riduzione di emissioni in altri paesi convincoli di emissione.In tal modo, l’impresa di un paese dove la riduzione di emissioni è molto costosa può investire in progetti per lariduzione di emissioni in paesi dove l’abbattimento è meno oneroso e in tal modo ridurre gli oneri per il rispettodegli obblighi di Kyoto.
7. Il rispetto degli obblighi di emissione
La Romania ha ratificato il protocollo di Kyoto nel 1991 e, sulla base degli accordi sottoscritti,deve ridurre dell’8% il proprio livello di emissioni rispetto ai livelli del 1989 nel periodo 2008-2012.Il livello di emissioni del 1989 era pari a circa 249 mln t CO2 eq.; l’obiettivo di Kyoto è pari a 230.26 mlnt CO2 eq. Nel 2002 le emissioni annue erano pari a circa 120 mln t CO2 eq, pari al 48% in meno rispetto ailivelli 1989. La ripresa dell’attività economica e l’alta intensità energetica condurranno inevitabilmente aun incremento dell livello di emissioni nel prossimo futuro anche se questo non mette a rischio il raggiungimento dell’obiettivo di Kyoto. Le emissioni previste per il 2010 sono di circa 173 mln t CO2 eq,cioè 57,26 mln t CO2 eq rispetto all’obiettivo fissato.
Il contributo alle emissioni deriva principalmente dalla generazione elettrica (77%), e la Romania staprogettando e implementando diversi progetti per la riduzione delle emissioni in tale settore. Vi sonodiversi strumenti a disposizione di un paese per ridurre le proprie emissioni. La riduzione necessariapuò essere raggiunta tramite azioni nazionali (come ad esempio le inizitive per il risparmio energetico)oppure tramite l’uso dei meccanismi flessibili previsti dal Protocollo di Kyoto (Emission Trading, CleanDevelopment Mechanism (CDM) e Joint Implementation (JI)).
Fra le misure nazionali, la Romania sta promuovendo fortemente l’uso di risorse rinnovabili per la generazione elettrica, anche se, al momento, i costi che la produzione da rinnovabili comporta la rendono scarsamente competitiva rispetto alle fonti tradizionali. Allo sviluppo produzione da rinnovabili siaffiancano le misure per il raggiungimento di una maggiore efficienza energetica, che porterebbe a ridu-zioni delle emissioni a costi meno elevati.
La Romania sta inoltre considerando attentamente i benefici che potrebbero venire dall’implementazionedel protocollo di Kyoto, sia sotto il profilo della vendita di quote di emissione non utilizzate (come già sottolineato, la Romania emette meno di quanto potrebbe e si stima che dalla vendita di tali quote potrebbericavare circa 2 mld €) sia consentendo ad altri paesi la realizzazione di progetti JI sul proprio territorio.16
In altre parole, in cambio di investimenti la Romania cede parte del proprio diritto ad inquinare.
Ci sono attualmente 11 progetti JI in diverse fasi di sviluppo. Fra questi ricordiamo:
■ “Sawdust 2000”, progetto pilota lanciato nel 2000 e realizzato nella cittadina di Tasca (Romania) dall’agenzia danese per la protezione ambientale (DEPA) e dal Ministero per l’Ambiente romeno perla sostituzione dei combustibili fossili nella produzione di calore con polvere di legno (sawdust);
■ La modernizzazione di 3 unità dell’impianto idroelettrico Portile de Fier I (gestito da Hidroelectrica);
■ La modernizzazione di 4 unità dell’impianto idroelettrico Portile de Fier II (gestito da Hidroelectrica).
Danimarca, Austria, Olanda, Francia, Norvegia, Svezia, Svizzera sono i paesi che stanno già usufruendo delle opportunità “ambientali” offerte. Italia e Germania hanno mostrato interesse e gliaccordi di collaborazione sono in via di perfezionamento.
16 La Romania è nei paesi cd “Annex 1”, cioè paesi industrializzati o con economia in transizione per i quali è previsto l’uso di strumenti quali emission trading e JI.
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8.1. Finanziamenti internazionali
La Romania, grazie a finanziamenti ricevuti da organizzazioni internazionali, sta realizzando numerosiprogetti nel settore energetico.
8.1.1. Banca Mondiale
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 ela 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 milardodi dollari.
Nell’ambito di tale progetto, la Banca Mondiale ha previsto per la Romania un finanziamento complessivo di 335 mln $ articolato nel modo seguente:
■ 84 mln $ nel 2005 relativamente alla fase APL1;
■ 126 mln $ nel 2007 relativamente alla fase APL4;
■ 125 mln $ nel 2008 relativamente alla fase APL5;
La fase APL1 prevede il ripristino dell’impianto sul fiume Lotru (che si immette nell’Olt, il quale si immettea sua volta nel Danubio al confine fra Romania e Bulgaria) e coinvolge la sola Romania.17
Hidroelectrica avrà il compito di monitorare i progressi in fase di realizzazione del progetto e di presentare rapporti trimestrali sullo stato di avanzamento del progetto.
Nell’Appendice A riportiamo, a titolo di esempio, l’invito alla fase di pre-qualificazione pubblicato sul sitodi Hidroelectrica SA.
8. Finanziamenti per il settore dell’energia
17 L’impianto di Lotru fornisce a Transelectrica servizi per la gestione del sistema, che Transelectrica utilizzerà per operazioni di sistema che facilitino l’interconnessio-ne fra tutti i paesi dell’area. Allo stesso modo OPCOM, l’operatore che gestisce il mercato elettrico romeno, gestirà le operazioni di mercato con un approccio sem-pre più regionale.
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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 dallaBanca per garantire che l’approvvigionamento di beni e servizi a supporto della realizzazione del progetto sia condotto inmodo efficiente, trasparente e non discriminatorio.1 La Banca effettua controlli per assicurarsi che le procedure rispondanoa 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 appartenentea qualsiasi paese possono offrire beni e servizi nell’ambito di progetti finanziati dalla Banca Mondiale purché dimostrino di averele 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 eBanca 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 progettifinanziati dalla Banca Mondiale.
Responsabilità dell’acquisizione di beni e serviziLa responsabilità dell’implementazione del progetto, e quindi dell’acquisizione dei beni e servizi necessari, è in capo allaSocietà 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 richiestadella 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 possonoessere fatti alla società che ha ottenuto il prestito nel caso in cui abbia anticipato risorse proprie, direttamente al fornitoreoppure a una banca commerciale nel caso in cui i fondi transitino per il canale bancario.
Ruolo della BancaLa Banca effettua controlli sulle procedure di assegnazione seguite, sui documenti, sulle valutazioni, su raccomandazioni esu contratti per assicurarsi che le procedure rispondano a criteri di trasparenza e di non discriminazione. I controlli possonoessere 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 chele 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 dopol’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’offerenteQuando l’offerente riceve i documenti per la partecipazione alla gara deve valutare attentamente se è in possesso dei requisititecnico-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. Ogni gara individua 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.
RiservatezzaIl 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 BancaLe imprese offerenti possono rivolgersi alla Banca per informazioni, chiarimenti e comunicazioni. Nel caso di comunicazioniricevute 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 dellabanca;
■ 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 fattol’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 chepartecipano alla gara dall’apertura delle offerte fino all’assegnazione del contratto.
DebriefingDopo l’assegnazione del contratto, i partecipanti alla gara non vincitori che desiderano avere informazioni sulle motivazionidel rifiuto dell’offerta devono indirizzare la richiesta di chiarimenti alla società che ha ricevuto il finanziamento. Se la rispostanon 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.
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
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8.1.2. Unione Europea (EUROPEAID)
L’Unione Europea, tramite l’ufficio di cooperazione EUROPEAID ha finanziato e sta finanziando numerosi progetti nell’area dell’Europa centro-orientale. Di seguito riportiamo i dati principali dei progetti attualmenteaperti e dei progetti per i quali si prevede saranno pubblicati i bandi di gara nei prossimi mesi.
Tabella 8.1 Progetti in scadenza
8.2. Strumenti finanziari e assicurativi del Governo italiano
8.2.1. Simest S.p.A.Per promuovere il processo di internazionalizzazione delle imprese italiane ed assistere gli imprenditorinelle loro attività all’estero è stata istituita la SIMEST SpA, società per azioni controllata dal GovernoItaliano che detiene il 76% del pacchetto azionario.
Tabella 8.2 Progetti previsti a breve termine
Box 8.2 Prodotti e servizi Simest S.p.A.
ROMANIAProdotti 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
Fondi di Venture Capital - Fondo Balcani e Fondo Jugoslavia
Penetrazione Commerciale Legge 394/81
Gare Internazionali Legge 304/90
Servizi di assistenza tecnica e business Scouting
Copertura di rischi politici Accordo Simest-Miga
Progetto
Consolidamento della capacità regolatoria di ANRE
Preparazione di progetti per grandi infrastrutture
Titolare del finanziamento
Ministero delleFinanze
Ministero perl'Integrazione Europea
Finanziamento
Phare 2004/016-772.03.10.01
Phare 2003 -RO2003/005-
551.05.01
Budget massimo (€)
770.000
3.000.000
Scadenza
4 Luglio 2005
luglio 2005
Fonte: Unione Europea, Europeaid
Progetto
Costruzione della linea aerea a 400 kV Arad-Nadab
Costruzione della linea aerea a 400 kV Arad-Nadab
Assistenza tecnica per l'implementazione dipartnership pubblico/privato in progetti localinelle località di Botosani, Craiova, RamnicuVilcea, Slatina e Videle
Sviluppo di sistemi per il miglioramento dellacapacità regolatoria di ANRE
Fornitura per la caratterizzazione dei riviutiradioattivi della centrale di Cernavoda
Assistenza a ANRGN per lo sviluppo delCodice di Rete
Titolare del finanziamento
Ministero delleFinanze
Ministero delleFinanze
Ministero delleFinanze
Ministero delleFinanze
Ministero delleFinanze
Ministero delleFinanze
Finanziamento
Phare 2004/016-772.03.10.04.01
Phare 2004/016-772.03.10.04.02
Phare 2004:RO2004/016-772.05.01.01
Phare 2003: RO 005-551.04.09.02
Phare 2003: RO5812.06.04.02
Phare 2004/016-772.03.10.02
Budget massimoindicativo (€)
500.000
nd
1.000.000
nd
nd
780.000
Data prevista di pubblicazione del band
Agosto 2005
Gennaio 2006
Giugno 2005
Aprile 2004 ma nonancora pubblicato
Novembre 2004 manon ancora pubblicato
Maggio 2005 ma nonancora pubblicato
Fonte: Unione Europea, Europeaid, htto://europa.eu.int/comm/europeaid/index_en.htm
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In Romania 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 inpaesi non appartenenti alla Unione Europea (Legge n. 304/90).
8.2.1.1. Partecipazione della SIMEST al capitale di imprese estereLa partecipazione di SIMEST al capitale delle imprese estere consente di condividere il rischio potenzialedella nuova iniziativa con un partner istituzionale che immette capitali propri. SIMEST valuta proposte dipartecipazione provenienti da società di capitali, società di persone, cooperative, associazioni di impresema prioritariamente a PMI e loro consorzi.
L’intervento SIMEST avviene, in via preferenziale, in imprese estere attive nello stesso settore di attivitàdell’impresa italiana richiedente, o in settori situati a monte o a valle del processo produttivo nell’ambitodel concetto di "filiera";
La partecipazione può durare al massimo 8 anni, entro i quali viene concordato con i partners italiani ilperiodo di riacquisto della quota SIMEST. Le condizioni della partecipazione SIMEST vengono concordatecon le imprese partner in funzione della tipologia dell’attività prevista, dei risultati attesi, della situazione delPaese 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 valorepatrimoniale dell’impresa estera. L’impegno del socio italiano al riacquisto della partecipazione SIMESTpuò 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 diinvestimento ed ai partners senza uno schema precostituito, ossia non impone alcuna modulistica di presentazione. (vedi box 8.3)
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Box 8.3 Informativa per le partecipazioni proposte alla Simest
La SIMEST non richiede alcuna formalità né modulistica predeterminata ma fornisce semplicemente una listadelle informazioni che successivamente viene adattata dagli analisti alle necessità di approfondimento che sirendono 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 lanuova società.
2. Notizie generali sulla società estera: Denominazione, Ragione sociale, Paese e località; Tipo di operazione (sviluppo ex novo, ristrutturazione, potenziamento); Denominazione partners (italiano, localeed altri); Prodotti o servizi previsti, fatturato a regime (in valuta locale ed in Euro), addetti; Valore complessivo degliinvestimenti da realizzare; Eventuali accordi con partner locale ed ove già disponibile, schema di statuto per lanuova società.
3. Programma di sviluppo della società estera o mista: Programma vendite; Prospettive di mercatoed 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, modalitàe costi; Fabbisogni e coperture previste.
4. Capitale sociale e quote previste: Criteri di valutazione dei conferimenti ed eventuali perizie, valutazioni o altro richieste dalle normative locali.
5. Modalità sottoscrizione SIMEST: Quota di partecipazione proposta a SIMEST, valore in valuta localeed 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 diappartenenza 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 ibilanci completi degli ultimi 3 esercizi., statuto, atto costitutivo, iscrizione alla C.C.I.A.A. (della società partnernella 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 principalidell'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 maggioritariadel partner locale con fornitura di annual reports).
40
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 perl’acquisizione di quote di capitale di rischio in società o imprese all’estero partecipate dalla SIMESTstessa.I beneficiari sono tutte le imprese che intendono costituire un’impresa all’estero o sottoscrivere unaumento 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 concessoall’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 dellaSIMEST nell’impresa estera.L’intervento agevolativo può essere concesso anche in presenza di interventi finanziari resi disponibilida organismi internazionali operanti nel settore della promozione degli investimenti all’estero, come adesempio i programmi comunitari che possono essere attivati anche tramite SIMEST.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 al90% 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 diinteresse 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 CapitalIl Governo per sostenere gli investimenti delle imprese Italiane ha messo a disposizione fondi pubblicidi venture capital che si aggiungono alla normale quota di partecipazione della SIMEST SpAall’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 Rendicontazioneistituito presso la Direzione Generale per le Politiche di Internazionalizzazione del Ministero delleAttività Produttive.
La SIMEST provvede ad informare l’impresa dell’esito della richiesta e, in caso positivo, prende inecessari 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 legge100/90.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 partecipazioneconnessa all’intervento SIMEST.
41
Nome del fondo Paesi di destinazione StanziamentoFondo Jugoslavia Serbia e Montenegro, Albania, Bosnia-Erzegovina,
Macedonia, Bulgaria e RomaniaFondo Rep. Repubblica popolare cinesePopolare CineseFondo Russia Federazione Russa, Ucraina, Moldavia, Armenia,e Ucraina Azerbaigian e Georgia.Fondo Mediterraneo Paesi del Bacino del Mediterraneo:
Algeria, Egitto, Giordania, Israele, Libano, Libia,Marocco, Siria, Tunisia, Turchia e Autorità palestineseIrak, 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 irestanti Paesi dell’Africa compresi quelli insulari
Fondo Balcani Albania, Bosnia-Erzegovina, Bulgaria, Croazia, Macedonia, Romania, Serbia-Montenegro
Fondo Balcani18 Albania, Bosnia-Erzegovina, Bulgaria, Croazia, Macedonia, Romania, Serbia-Montenegro
€ 40.329.137,98
€ 40.329.000,00
€ 70.000.000,00
€ 64.139.350,40
€ 13.758.913,32
€ 8.181.860,00
I fondi venture capital sono stati istituiti per investimenti nelle seguenti regioni e paesi:
18 Un ulteriore Fondo Rotativo per l’area dei Balcani assegnato dal Ministero delle Attività Produttive alla Finest SpA (www.finest.it)
8.2.1.4. Finanziamenti per la partecipazione a gare internazionali(L. 304/90).
La SIMEST agevola la partecipazione delle imprese italiane a gare internazionali indette in paesi nonappartenenti alla Unione Europea e, comunque, non indette dalla UE, mediante il finanziamento a tassoagevolato 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 garainternazionale. La durata del finanziamento è di 4 anni, compreso un periodo di preammortamento non superiore ad 1anno e mezzo.
8.2.1.5. Altri prodotti e servizi SIMEST agisce anche attraverso l’agevolazione dei crediti all’esportazione che consente alle imprese esportatrici italiane di offrire agli acquirenti/committenti esteri dilazioni di pagamento a medio/lungo termine a condizioni e tassi di interesse competitivi, in linea con quelli offerti da concorrenti di paesi OCSE.
L'intervento è nella forma del contributo agli interessi su finanziamenti concessi da banche italiane o estere.
Alle aziende italiane che attuano processi di internazionalizzazione, SIMEST fornisce anche servizi diassistenza tecnica e consulenza professionale comprese attività di scouting e machmaking, studi diprefattibilità/fattibilità ed assistenza legale e societaria per progetti di investimento all’estero che prevedono una successiva partecipazione di SIMEST stessa.
42
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 digara o lettera di invito alla partecipazione o documentazione della gara, una breve illustrazione della gara anchenel suo iter procedurale, un preventivo con la descrizione analitica di tutte le spese da sostenere, la tipologia digaranzie 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 diqualità.
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’assunzionedelle garanzie ed alle erogazioni.
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.
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 rischiodi 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.
Questa polizza è rivolta a quelle aziende italiane che effettuano esportazioni di merci, prestazioni diservizi, studi e progettazioni con l’estero, concedendo dilazioni di pagamento sia di breve che dimedio/lungo termine. SACE copre fino al 100% dell'importo ammesso all'assicurazione.
43
Figura 8.1 Polizza Individuale di Sace S.p.A.
SACE
Schema operazione
SocietàItaliana
SocietàEstera
Pagamento delle merci esportate
Garanzia
Esportazione di merci/servizi/studi e progettazioni
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.
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 (StatoAvanzamento Lavori) o a Milestones, le aziende di costruzione o di impiantistica sono assoggettate arischi di natura politica e commerciale. SACE, con la polizza Lavori, copre il 100% dei rischi abbinati diproduzione 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.
44
Figura 8.2 Polizza Investimenti di Sace S.p.A.
Figura 8.3 Polizza Lavori di Sace S.p.A
SACE
Schema operazione
SocietàItaliana
CommitenteEstero
Pagamento lavori
Garanzia
Esecuzione lavori
SACE
Schema operazioneCaso A Caso B
SocietàItaliana
SocietàItaliana
SocietàEstera
(destinataria)
SocietàEstera
(destinataria)
SocietàEstera controllata
(veicolo)
SACEFase 1
Garanzia
Controlloazionario
Fase 1Garanzia
Fase 2Apporto
capitale/finanziamento
Fase 2Apporto
capitale/finanziamento➠➠
Si rivolge ad imprese di costruzione o di impiantistica italiane (o a partecipate estere) impegnate in lavorie/o forniture con posa in opera all'estero che prevedono termini di regolamento a SAL o a Milestones.
SACE copre 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 coperturarilasciata da Sace si configura come riassicurazione/controgaranzia di una quota della fidejussioneemessa. SACE condivide il rischio con gli operatori bancari o assicurativi (in quest’ultimo caso, anchetramite riassicurazione). L’intervento di SACE “libera” risorse per ulteriori impieghi;
SACE consente alle aziende italiane di non intaccare, per la quota garantita, le linee di fido complessivamentedisponibili presso il sistema bancario ed assicurativo; può emettere direttamente garanzie fideiussorieper conto di esportatori e coprire fino ad un massimo del 70% dell’ammontare di ciascuna fideiussioneemessa.
Polizza Credito Acquirente - Per l’acquisto di beni capitali e servizi o per realizzare progetti di importorilevante, gli acquirenti esteri richiedono spesso dilazioni di pagamento di lunga durata. È rivolto quindiall’esportatore italiano che si trova 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.
45
Figura 8.4 Polizza Fidejussione di Sace S.p.A
SACE
Schema operazione
Banca(italiana o estera operante in italia)
Banca estera(operante per la società estera)
Fase 3 Garanzia
Fase 3 Emissione fidejussione
Fase 1 Pagamento lavori
Fase 1 Esecuzione lavori/prestazione servizi
Fase 2 Richiesta di emissionefidejussione per contodell’esportatore ed infavore della banca
Fase 3 Emissione fidejussione
Figura 8.5 Polizza credito acquirente di Sace S.p.A
SACE
Schema operazione
SocietàItaliana
SocietàEstera
Banca
Fase 2 Pagamento delle merci esportate
Fase 1 Garanzia
Fase 2Finanziamento
Fase2 Esportazione di merci/servizi
SocietàItaliana
CommitenteEstero
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 statiesteri, 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 rilasciodella copertura assicurativa]. L'azienda Italiana ottiene il pagamento immediato delle merci e servizi esportati. Gli acquirenti esteripossono 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 assicurarele conferme di apertura di crediti documentari disposte da una banca estera (residente in un paesediverso 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.
SACE offre inoltre prodotti di garanzia caratterizzati da un alto contenuto finanziario (es: strumenti difinancial 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:
46
Figura 8.6 Conferme Credito Documentario di Sace S.p.A.
SACE
Schema operazione singola(1-2)
Banca(italiana o estera operante in italia)
Banca estera(operante per la società estera)
Fase 3 Garanzia
Fase 2 Conferma di credito documentario
Fase 3 Esportazione merci/servizi
Fase 4 Pagamento del credito
Fase 1 Richiesta credito
SocietàItaliana
SocietàEstera
Garanzia Capitale Circolante - Le imprese italiane hanno necessità di fonti finanziarie adeguateper poter approntare forniture destinate all’export nonché per l’esecuzione di lavori all’estero. SACEgarantisce 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 edella loro crescita all’estero.Si rivolge ad imprese italiane o a loro partecipate estere interessate a garantire finanziamenti (concessidal 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.
Rischio del credito per eventi di natura commerciale. Di norma, SACE copre fino al 70% dell’ammon-tare 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 Spa che ne detiene il 100% del C.S.. SACE BT può coprire, per i mercati internazionali19 oltre al rischio credito, anche eventi riconducibili al rischio politico. I più rilevanti strumenti assicurativi offerti, sono:
Polizza Multiexport - Per le PMI che effettuano transazioni ripetute verso uno o più clienti esteri econsente le esportazioni di merci e/o servizi con dilazioni di pagamento non superiori a 12 mesi. È unprodotto unico nel mercato assicurativo del credito, consentendo all’azienda di coprire anche un soloacquirente o acquirenti selezionati. La polizza permette anche la copertura abbinata dei rischi politici ecommerciali .La polizza copre il rischio di mancato rimborso dei crediti causato direttamente ed esclusivamente dalverificarsi 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 difluttuazione 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 mancatopagamento 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’inserimentodi 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 diapprovazione e nota integrativa.
4719 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.
Polizza Multimarket Globale - Per imprese italiane che vogliono assicurare il fatturato dilazionatocon acquirenti italiani ed esteri. La Polizza prevede l'obbligo di globalità, ossia non consente all‘assicurato la selezione preventiva dei rischi da assicurare. E' tuttavia ammesso il principio dellacosiddetta 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, salvodisdetta da comunicarsi tre mesi prima della scadenza.
8.3. La finanza di progettoIl 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 sullecapacità autonome di rimborso del debito contratto dal progetto e non richiede garanzie fideiussorie daparte di soggetti esterni.
Si tratta, quindi, di una forma di finanziamento molto differente dalle operazioni corporate (basate sulladocumentata capacità di generazione di risorse monetarie di un soggetto preesistente, quindi su una“storia aziendale” espressa attraverso bilanci, quote di mercato, posizionamento strategico ecc) nellaquale il soggetto finanziatore è chiamato ad un esercizio di approfondita comprensione della businessidea 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 autonomavalenza tecnico-economica di quest’ultimo, piuttosto che sulle capacità di indebitamento degli sponsordell’iniziativa.
48
20 Classe A - paesi assicurabili con o senza particolari restrizioni: questo gruppo comprende tutti i paesi industrializzati e i paesi emergenti che non presentano parti-colari 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 3aalla 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 situa-zione 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 unatteggiamento di particolare cautela, limitando la propria operatività ad alcune tipologie di operazioni, con l’obiettivo di evitare interventi che possano contribuire aricreare 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 cheessi non sono in grado di ripagare prestiti a condizioni prevalentemente di mercato o presentano particolari problemi di instabilità politica ed economica.
21 In base alla “categoria Consensus” (stabilita dall’omonimo Accordo internazionale in ambito OCSE) vengono definiti i termini massimi di dilazione di pagamento perle 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.
Condizioni di assicurabilità SACECategoria OCSE 5/7
Classe SACE20 B Cat. Consensus21 2
Altre informazioni su SACE (e relativi moduli di richiesta dei vari servizi) sono disponibili sul sitowww.sace.it e www.sacebt.it
L’architettura classica dei progetti finanziati con la forma del Project Financing può essere sintetizzatacome in Fig. 8.7
Al centro si trova lo Special Purpose Vehicle (SPV o Società di Progetto) che si rapporta alle principalicontroparti di Progetto (sponsor, banche, clienti etc.) attraverso strutture contrattuali che allochino inmodo 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 financingsovente 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 dicapacità di generazione di cash flow e di sua adeguatezza rispetto al servizio del debito (DSCR22 – DebtService Cover Ratio ed LLCR23 – Loan Life Cover Ratio) piuttosto che prendendo in considerazione itipici 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.
49
Figura 8.7 Architettura del Project Finance
Amministrazione pubblica
Costruttore Sponsor
Gestione
Polizze Contratto venditabeni servizi
CompagnieAssicuratrici Cliente
Banche
ConcessionePermassi e autorizzazioni
Contartto di costruzione
Contartto di finanziamento
Contartto di O&M
Contartto di capitalizzazione
SPV
➠
➠
➠
➠
➠
➠
➠
22.
CF = flusso di cassa per il servizio del debito; K = quota capitale da rimborsare; I = quota interessi da pagare
23.
s = periodo di valutazione; s + m = ultimo periodo di rimborso del debito; CF = flusso di cassa per il servizio del debitoD = debito residuo (outstanding); i = tasso di attualizzazione flussi di cassa; R = eventuale riserva a servizio del debito accumulata al periodo di valutazione
DSCR =CFtK+It
Dt
CFt
(1+i)t
s+m
t=sLLCR =
+R∑
Figura 8.8 Gli elementi del Project Finance
Riprendendo lo schema in Fig. 8.8. il progetto “nasce” con l’identificazione di una domanda di beni oservizi: se si tratta di un’operazione con controparte un Ente Pubblico che esprime la domanda di ser-vizi, questa verrà “concretizzata” in uno schema dettagliato di convenzione che regola i rapporti tra pub-blico e privato e che costituisce la base di riferimento degli obblighi e diritti delle due parti.
A fronte della domanda, un soggetto privato (o misto) identifica una strategia di offerta (nell’esempio dicui sopra, tipicamente la realizzazione di un’opera e la gestione pluridecennale dell’opera stessa e laprestazione 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 projectfinance 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, illegislatore interviene pesantemente nelle regole di determinazione e adeguamento dei ricavi (tariffa ocanone) rispetto alla dinamica dei costi (si pensi, ad esempio, agli schemi tariffari regolati nei settori deltrasporto e della distribuzione di gas naturale) dettando una parte delle regole competitive: questoaspetto 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 cercanodi replicare il più fedelmente possibile il reale svolgimento del progetto per poi “abbinare” a ciascunavariabile reale i prezzi e i costi sviluppando quindi le previsioni di cash flow) consente di giungere aduna 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 opportunofare riferimento alla Fig. 8.9; a partire da una business idea e dal suo flusso previsionale “normale” dicash 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 sviluppatesu base P90 ovvero prendendo in considerazione i valori di consistenza dei giacimenti con probabilità
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Normativasettoriale
strategia di offerta
Struttura finanziaria
formula imprenditoriale e formule tecnico gestionali
Investimento Ricavi Costi
flusso di cassa base
Sensitivity Analysis
DSCR
Ipotesi Quantitative Ipotesi economiche
Strategia
➠➠ ➠
➠
➠
➠➠
➠➠
➠
Domanda di beni o servizi
➠ ➠➠
➠
Figura 8.9 La struttura finanziaria del Project Finance
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, aumentodei 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 potenzialevariabilità dipende strettamente dall’allocazione dei rischi effettuata a monte, in fase di impostazionedella 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 uncontratto 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 discretadi 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 interveniresulla 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 fronteal 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 diisolare i flussi di cassa dell'iniziativa dalle entrate ed uscite delle eventuali altre loro attività, conferendoautonomia 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 bilancioconsolidato di gruppo e della segnalazione alla Centrale Rischi di gruppo);
■ le garanzie reali svolgono un ruolo secondario.
superiore o uguale al 90%) si definisce un’ipotesi di struttura finanziaria, quindi, in sintesi, il rapportoDebt / Equity che a fronte di un piano d’investimenti predefinito, a sua volta definisce quante risorsemonetarie possono essere apportate dai finanziatori e quanto invece sia di spettanza dei soci comecapitale.
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➠➠
➠
➠
➠➠
➠
Allocazione dei rischi
IRRROE Equity
Susiness Idea
Sensitivity Analysis Base CaseFlusso di cassa
Debt Service CoverRatio
Debito massimosostenibile Debt / Equity Ratio
8.4. Servizi e prodotti per le imprese all’estero del Gruppo UniCredit
8.4.1. La finanza di progetto e per le infrastrutture in UniCredit BancaMedioCredito
Nell’ambito del Gruppo UniCredit l’area della finanza di progetto e per le infrastrutture è presidiata daiteam 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 seguitedal 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 didiversi 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 dispecialisti 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 diProgetto, durante la fase di costruzione (erogazione) e quella di gestione (rimborso), assicurandocontinuità 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 dioscillazione 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.
8.4.2. Sviluppo Mercati Internazionali in UniCredit Banca di Impresa All’interno UniCredit Banca di Impresa è stata costituita un’unità organizzativa Sviluppi MercatiInternazionali (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 laRete UBI e la Rete Estera del Gruppo;
■ assiste il Gestore UBI/Specialista Estero/Cliente in operazioni di internazionalizzazione, attivando icanali/strutture necessari al fine di garantire il risultato e mantenere costantemente informate le partiinteressate;
■ seguire l'andamento Paese di riferimento (aggiornamenti - attività promozionali, fieristiche, attività disviluppo, nuove opportunità di business per internazionalizzazione etc.).
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Per maggiori informazioni contattareResponsabile del Dipartimento - Marco Recalcati - [email protected]
Energia ed Oil & Gas - Sergio Alcini - [email protected] e Real Estate - Angelo Colombo - [email protected]
Sviluppo Europa Centro Orientale - Stefan Solinski - [email protected] e Risorse Idriche - Giorgio De Fanis - [email protected]
Per supportare i loro clienti all’estero, SMI ha attivato una serie di collaborazioni:
8.4.2.1. Accordo con SimestPer rafforzare l’azione propulsiva nell’ambito dei processi di internazionalizzazione, UniCredit Bancad’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 alleimprese 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 unicosponsor 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 diinvestimenti 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 MultilateralLending 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 inerentila 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 utilizzareil seguente indirizzo mail [email protected]
8.4.3. Altri prodotti al servizio dell’internazionalizzazione delleimprese nel Gruppo UniCredit
Il Gruppo UniCredit offre una vasta gamma di prodotti e servizi disponibili per le aziende che operanoall’estero. Tra i più innovativi:
8.4.3.1. Export/Import FinancingForfaiting - Si tratta di una operazione di compravendita di crediti rinvenienti da un'esportazione dimacchinari e/o impianti con pagamento dilazionato, generalmente nel medio-lungo periodo, senzaricorso nei confronti del cedente (pro-soluto), permettendo all'esportatore di eliminare sia il rischioPaese che Commerciale. L'operazione si basa su strumenti rappresentativi del credito quali promissorynotes e/o bills of exchange emesse su modello internazionale contenenti le clausole di pagamentoeffettivo 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,
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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 larispettiva 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 ladilazione 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 daavallo 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 rischiall'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 Factoringnell'ambito degli accordi di collaborazione con i partners esteri e con il network internazionale delGruppo UniCredit, vogliano affidare ad uno specialista la gestione/garanzia, con possibilità di finanziamento, del proprio portafoglio crediti all'esportazione ed ottimizzare il ciclo passivo offrendoforme innovative di regolamento all' importazione.
8.4.3.2. Assicurazione Crediti CommercialiUniCredit 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’assicurazionedei 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 dallevendite 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, tuttele 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 tracreditore e debitore;
– sgravando l’Assicurato da tutte quelle attività che lo distraggono (in termini di tempi e costi) dallasua 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 suoruolo di parte contraente, assiste l'azienda per ottenere le migliori condizioni contrattuali.
Analogamente, UniCredit Banca S.p.A. ha stipulato con Euler Hermes Siac una polizza Globale contraentespecifica per la propria clientela.
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9. Opportunità per le imprese italiane
Il massiccio programma di privatizzazione e la disponibilità di fondi internazionali offrono diverse opportunità per le imprese italiane che operano nel settore dell’energia e/o dei servizi connessi.
Oltre alle nuove gare per la privatizzazione di società che operano nel settore dell’energia, interessantiopportunità possono essere colte anche nell’ambito di progetti finanziati con fondi internazionali. Ilpaese che ha ottenuto il prestito ha l’incarico di gestire il progetto e di assicurarsi i beni e servizi necessari al suo completamento e sono le diverse istituzioni nazionali competenti a pubblicare i bandi di gara.
La necessità di ammodernamento e potenziamento del settore energetico apre diverse opportunitànella fornitura di beni e servizi per l’ammodernamento delle centrali termoelettriche a carbone e dellevecchie turbine a vapore (di tecnologia russa) e nella costruzione di nuove linee aree di trasmissione(si veda, per esempio, la linea Arad-Nadab).Di particolare rilevanza la necessità di dotare il sistema energetico romeno di sistemi di controllo inremoto (ad esempio sistemi SCADA) e di software per il monitoraggio degli impianti e delle reti di distribuzione. A questi si aggiungono i servizi di tipo ambientale, fra i quali un ruolo di primo piano spetta ai servizi per l’incremento dell’efficienza energetica.
La Romania ha notevoli capacità produttive per quanto riguarda la produzione di turbine e di apparecchiaturemeccaniche per l’industria elettrica e del gas, che sono state esportate anche all’estero in paesi qualiTurchia, Russia, Ucraina, Paesi Arabi e Cina. Una prospettive interessante per società di ingegneria italiane potrebbe quindi essere la costituzione di joint ventures con le imprese romene per la fornituradi parti meccaniche nell’ambito dell’ammodernamento degli impianti.
Vi sono invece beni e servizi che devono essere importati perché quelli prodotti localmente non raggiungono gli standard internazionali richiesti. Si tratta di apparecchiature per impianti nucleari,sistemi di controllo e strumentazione elettronica, pompe e compressori speciali (ad esempio per lagestione del gas in alta pressione), trasformatori ad alto voltaggio e isolanti. In questo caso le impreseitaliane si trovano a competere con altre imprese occidentali, soprattutto tedesche e americane.
Un nuovo settore interessante per le imprese italiane è quello beni e servizi per l’incremento dell’efficienza energetica. La Romania sta cercando di sviluppare il proprio “potenziale ambientale” alfine di massimizzare la propria partecipazione al mercato delle emissioni e incrementare in tal modo leentrate provenienti dalla vendita ad altri paesi dei certificati di emissione. La riduzione di emissioni tramite l’incremento dell’efficienza energetica ha l’effetto di aumentare il numero dei permessi di emissione che possono essere venduti sul mercato e quindi le entrate del paese da “emission trading”.
La Romania non impone restrizioni agli investimenti di società estere, sia che si tratti dell’acquisizione della proprietà, di joint ventures o di partecipazioni in imprese romene. Espressa autorizzazione da parte del Governoè richiesta esclusivamente per le imprese operanti nel settore della difesa, nei monopoli di stato enella sicurezza nazionale. Incentivi. La legge 332/2001 per la promozione degli investimenti diretti con impatto significativo sull’economiaesenta dalle imposte doganali particolari beni d’importazione che fanno parte dell’investimento. L’esenzione èapplicata alle imprese che investono oltre 1 milione di dollari in Romania entro 30 giorni dalla registrazione presso l’Agenzia Romena per gli Investimenti Esteri. La legge prevede anche agevolazioni fiscali (ad esempiol’uso dell’ammortamento accelerato per tutti gli asset fissi tranne gli immobili). La normativa fiscale prevede l’esenzione dall’IVA nel caso di importazioni di macchinari e di materie di base non prodotte nel paese e per lequali esiste un deficit a livello nazionale).Garanzie. Gli investimenti esteri non sono soggetti a nazionalizzazione, espropriazione, requisizione o misure simili se non nel caso di prevalente interesse nazionale e previa congrua compensazione. La Romaniaè membro della Multilateral Investment Guarantee Agency (MIGA).Repatriation. I profitti possono essere rimpatriati dopo il pagamento della tassa sui profitti (e sui dividendi nel casoin cui siano distribuiti anche dividendi). Al termine dell’investimento, il capitale può essere rimpatriato.
Box 9.1 Investimenti esteri in Romania
Riprendendo lo schema in Fig. 8.8. il progetto “nasce” con l’identificazione di una domanda di beni oservizi: 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 trapubblico e privato e che costituisce la base di riferimento degli obblighi e diritti delle due parti.
10. Istituzioni di riferimento e indirizzi utili
IndirizzoAmbasciata d'Italia
Consolato d'Italia - Bucarest
Consolato d'Italia – Timisoara
Autoritatea Nationala deReglementare in DomeniulEnergiei - ANRE
Autoritatea Nationala deReglementare in DomeniulGazelor Naturale - ANRGN
MINISTERUL ECONOMIEI SICOMERTULUI
CAMERA DE COMERT AROMANIEI
AGENTIA DE DEZVOLTAREREGIONALA Bucuresti – Ilfov
AUTORITATEA PENTRUVALORIFICAREA ACTIVELORSTATULUI (Ex: FONDULPROPRIETATII DE STAT)
CENTRUL ROMAN DECOMERT EXTERIOR
AIIR (Associazione ImprenditoriItaliani in Romania)
CAMERA DI COMMERCIOITALIANA PER LA ROMANIA
FUNDATIA SISTEMAITALIA ROMANIA
UNIMPRESA ROMANIA
AGIP ROMANIA SA
ANSALDO
ANTRICE SA
BUTAN GAS ROMANIA SA
DANIELI ROMANIA SRL
FINSIEL ROMANIA SRL
IPACRI ROMANIA SRL
MARCONI SELENIA COMMU-NICATIONS ROMANIA SRL
RARTEL SA (NUOVA TELE-SPAZIO - TELECOM)
SIELTE ROM SA
SNAM PROGETTI ROMANIASRL
TOMEX – SEL
NUOVA ARIO (VI.RO)
UniCredit Romania
Str. Henri Coanda, 7, sector 1, 010667 - Bucuresti
Str. Arh. Ion Mincu, 12, sector 1, 011358 - Bucuresti
Str. Putna nr. 6, 300593 - Timisoara, Romania
Str. Constantin Nacu, 3, 020995 - Bucuresti
Sos. Cotroceni, Nr.4, Sector 6 - Bucuresti
Calea Victoriei, nr. 152, sector 1, 010096 -Bucuresti
Bd. Octavian Goga, no.2, sector 3, 030982 -Bucuresti
Calea Victoriei, 16-20, sc.A, et.2, sector 3, 030027- Bucuresti
Str. Cpt.Av.Alexandru Serbanescu, no.50, sector1, 014294 - Bucuresti
Str. Apolodor, 17, sector 5, 050741 - Bucuresti
Bd. Gh.Magheru, nr. 9, et.3, sector 1, 010323 -Bucuresti
Bd. Corneliu Coposu, 3, bl. 101, sc.3, et.6, ap.56,Sector 3, 030601 Bucuresti
Str.Lascar Catargiu, nr.47-53, etaj 2, sector 1,010665 - Bucuresti
Str.Lascar Catargiu, nr.47-53, etaj 2, sector 1,010665 - Bucuresti
Bucuresti, Str. Barbu Vacarescu, 162, sector 2, 020284
Bucuresti, Bd. Dacia, nr. 65, et.1, ap.2, sector 1, 010407
Str. Emanoil Porumbaru, nr.4-4°, sector 1,Bucuresti - 011425
Bucuresti, Str. Coralilor, nr.18, Sector 1, 013328
Splaiul Unirii, nr.4, bl.B3, tronson 3, et.6, ap.6.1, sec-tor 4, 040104 – Bucuresti
Bucuresti, Bd.Ficusului, no.44A, et.1, Sector 1 , 013975
Bucuresti – 010827,Str. Crisana, no.9, sector 1,
Str. Dr. Louis Pasteur, no.8 sector 5, Bucuresti,050535
011041 – Bucuresti, Sector 1, Str.Dr. Felix, no. 70,et.3
060313 – Bucuresti, Str. General Petre Popovat,no.81, sector 6
Baneasa Business Center Sos. Bucuresti – Ploiesti,nr.17-21, et.6, sector 1, Bucuresti
010784 – Bucuresti, Sector 1, Str. Luigi Cazzavillan, 35
310426 – Arad, Jud. Arad, Str. Cocorilor, no.24 A
Bucharest Head-Office16 Splaiul Unirii; Bucharest, 4
Telefono+40-21-2315053; 2315054
+40-21-2225734; 2221915; 2232424
+40-256 408630
+40-21-311 22 44
+40-21-303.38.00; 303.38.01;303.38.02; 303.38.03
+40-21-212.94.37; 212.94.15
+40-21-3229535-39; 3229549;3229526;24
+40-21-3159659
+40-21-3036301
+40-21-4107235; 3353445
+40-21-3310753
+40-21-3203127/9; 3203105
+40-21-2084150
+40-21-2084150
+40-21-2318484
+40-21-2113991; 2110297
+40-21-2236848; 2237141
+40-21-4087333 ;4087300; 4087310
+40-21-3018965; 3018966
+40-21-2320193; 94; 95
+40-21-2126595; 96; 97; 98
+40-21-4109530
+40-21-2125715
+40-21-2238246; 2238247
+40-21-2322987
+40-21-3101684; 3101631;
+40-257-275406
+40-21-3015 555
Fax+40-21-3120422; 2234550
+40-21-2234550
+40-256.408661
+40-21-312 43 65
+40-21-303.38.08
+40-21-3273468
+40-21-3159665
+40-21-3036521;2333272
+40-21-3111491
+40-21-3310754
+40-21-3203108
+40-21-2084153
+40-21-2084153
+40-21-2318486
+40-21-2113990
+40-21-2237757
+40-21-4087329; 4087330
+40-21-3311380
+40-21-2329807
+40-21-2126598
+40-21-4109550
+40-21-2125718
+40-21-2219937
+40-21-2322782
+40-21-3120489
+40-257/275446
+40-21-3015 202
Settore
Energia.
Metalmeccanica.
Elettronica.
Energia.
Metalmeccanica.
Telecomunicazioni - informatica
Telecomunicazioni - informatica.
Telecomunicazioni.
Telecomunicazioni.
Telecomunicazioni.
Progettazioni petrolchimica
Metalmeccanica.
Metalmeccanica.
[email protected] ; [email protected]
[email protected] , [email protected] ; www.ccir.ro
[email protected] ; www.adrbi.ro
[email protected] ;www.apaps.ro
[email protected] , [email protected]
[email protected] ; www.finsiel.ro
[email protected] ; [email protected] ; [email protected] ; [email protected]
[email protected] ; www.rartel.
ISTITUZIONI PUBBLICHE ROMENE
ASSOCIAZIONI
PRINCIPALI SOCIETA’ ITALIANE IN ROMANIA
UNICREDIT GROUP IN ROMANIA
ISTITUZIONI ITALIANE IN ROMANIA
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IndirizzoUniCredit Romania Bucharest Head-Office
16 Splaiul Unirii; Bucharest, 4
Telefono+40-21-3015 555
Fax+40-21-3015 202
UNICREDIT GROUP IN ROMANIA
Indirizzo Telefono Fax E-mailSimest S.p.A.
Sace S.p.A.
Finest S.p.A.
Ministero delle Attività ProduttiveArea Internazionalizzazione
Ministero degli Affari Esteri
Direzione Generale Per la Cooperazione Economica e Finanziaria Multilaterale Ufficio III
Corso Vittorio Emanuele II, 323 00186 Roma
Via dei Molini, 4 33170 Pordenone
Piazza Poli 37/42 00187 Roma
Viale Boston, 2500144 Roma
P.le della Farnesina, 1 00194 Roma
+39-06-686351
+39-0434-229811
+39-06-67361
+39-06-59931
+39-06-3691-2686
+39-06-68635220
+39-0434-20704
+39-06-6736225
+39-06-3691-8183
www.sace.it
www.esteri.gov.itSezione per le imprese
ISTITUZIONI E CONTATTI UTILI IN ITALIA
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11. Glossario
Autoproduttore Impresa che, oltre alla propria attività principale, produce (individualmenteo in associazione con altre imprese) energia elettrica per il proprio consumo in quantità non inferiore a una data percentuale fissata per legge (in Italiatale percentuale è pari al 70%)
CCGT Ciclo combinato a gas. Tecnologia utilizzata nella produzione di energiaelettrica che prevede l’uso di turbine a gas i cui gas di scarico alimentanouna caldaia. Il vapore prodotto dalla caldaia è utilizzato da una turbina avapore accoppiata a un generatore.
Cliente Finale Cliente che acquista energia elettrica o gas per uso proprio.
Cliente Idoneo Cliente che ha la capacità, ai sensi di legge, di stipulare contratti di fornitura con qualsiasi fornitore nazionale ed estero.
Cliente Vincolato Cliente che può stipulare contratti di fornitura di elettricità e/o gas solo conil distributore che effettua il servizio nella zona in cui è localizzato il cliente.
Cogenerazione Produzione combinata di elettricità e calore.
Dispacciamento Attività che dispone l’esercizio coordinato del sistema di trasmissione e deiservizi ausiliari; nell’ambito del sistema elettrico, l’attività di dispacciamento coordina l’uso e l’esercizio degli impianti di generazione, della rete di trasmissione e dei servizi ausiliari; l’attività di dispacciamento è svolta dall’operatore del sistema di trasmissione.
Fonti rinnovabili Risorse idriche e geotermiche, sole, vento, maree e forza maremotrice etrasformazione in energia di rifiuti organici e inorganici e di prodotti vegetali
Grossista Operatore che acquista e vende energia elettrica senza svolgere attività diproduzione, trasmissione e distribuzione
Mercato libero Mercato in cui operano in regime di concorrenza produttori e grossisti perla fornitura di elettricità e/o gas ai clienti idonei.
Mercato vincolato Mercato per la fornitura ai clienti che non possono stipulare liberamentecontratti di fornitura; il prezzo al quale è venduta l’energia (elettricità e gas)sul mercato vincolato è generalmente regolamentato.
Must run Impianti che per ragioni tecniche devono funzionare secondo modalità etempi previsti dall’operatore di sistema
Operatore di sistema Operatore responsabile della gestione unitaria del sistema di trasporto(operatore del sistema di trasporto - TSO) o di trasmissione (operatore delsistema di distribuzione - DSO).
Price cap Limite imposto all’evoluzione delle tariffe tenuto conto dell’andamento dell’inflazione e dei recuperi di efficienza dell’operatore.
Rete Interconnessa Insieme di reti di trasmissione o distribuzione collegate con dispositivi diinterconnessione.
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Rete di trasmissione Complesso di stazioni e linee di trasmissione/trasporto gestite unitariamente.nazionale/rete di trasporto nazionale
Servizi ausiliari Servizio necessari alle operazioni del sistema di trasporto o di distribuzione
Soglia di idoneità Limite di consumo annuo oltre il quale un cliente finale è definito clienteidoneo.
TPA Regolato Third Party Access. Accesso alle reti a condizioni non discriminatorie,garantito a tutti gli utenti che ne facciano richiesta e che siano in possesso dei necessari requisiti tecnici ed economici.
Vettoriamento Trasporto di elettricità o gas da un punto di immissione a un punto di prelievo
Unità di misura comunemente usate nel settore elettrico1 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 gas1 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
12. Unità di misura
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NOTIFICARE
ACHIZITIE SPECIFICA
Invitatie la Precalificare
ROMANIA
PROIECT: RETEHNOLOGIZAREA HIDROCENTRALEI LOTRU-CIUNGET
ICB No: RO-HPP-WB01
Prezenta invitatie se refera la acelasi contract pentru care au fost publicate invitatii la precalificare indata de 13 octombrie, 2004 in ziarele romanesti Adevarul si Economistul. Prezenta invitatie la precalificare este urmarea notificarii generale de achizitie lansata pentru acest proiectsi care a aparut in publicatiile Development Business si DG Market online la data de 15 iunie, 2004. S.C. HIDROELECTRICA S.A. a efectuat o aplicatie pentru un imprumut la Banca Internationala pentruReconstructie si Dezvoltare (BIRD) in vederea acoperirii costurilor Proiectului de RetehnologizareaHidrocentralei Lotru-Ciunget si intentioneaza sa afecteze o parte din incasarile rezultate in urma acestui imprumut efectuarii platilor in baza contractului de Retehnologizarea Hidrocentralei Lotru-Ciunget.S.C. HIDROELECTRICA S.A. are in intentie precalificarea de contractori si/sau firme pentru lucrarile deinginerie, proiectare, furnizare, livrare, montare, punerea in functiune a echipamentelor mecanice, electrice, automatizare si instalatiilor de comanda si control in conditiile unui contract la cheie. Aplicantiitrebuie sa prezinte un istoric cu cel putin doua contracte la cheie similare atestate ca reusite in ultimii cinciani. Precalificarea se va derula pe baza procedurilor de precalificare specificate in Regulamentul BanciiMondiale : Guidelines: Procurement under IBRD Loans and IDA Credits, May 2004, si este deschisatuturor ofertantilor provenind din tari eligibile, asa cum se defineste in regulament. Aplicantii eligibili interesati pot obtine informatii suplimentare precum si viziona documentul de precalificare la sediul S.C. HIDROELECTRICA S.A. (la adresa de mai jos ) intre orele 07:30 si 15:30.Un set complet cu documentatia de precalificare in limba engleza se poate achizitiona de catre aplicantii interesati in baza expedierii unei cereri scrise la adresa mentionata mai jos. Aplicatiile de precalificare se vor trimite in plicuri sigilate, cu destinatie la adresa de mai jos, pana la orele 12:00 , 18 aprilie, 2005 si vor fi inscriptionate citet ”Aplicatie la Precalificare pentruRetehnologizarea Hidrocentralei Lotru-Ciunget ”.
Departamentul de Marketing, Privatizare si Afaceri Internationale
Doamna Carmen Marin, Director
Str. Constantin Nacu Nr 3; 020995 Bucuresti, Romania
Tel: + 40.21.303.25.12
Fax: + 40.21.311.11.74
Email: [email protected]
Appendice A. Bando di gara Hidroelectrica SA
INVITO A PARTECIPARE ALLA FSE DI PREQUALIFICAZIONE PER LA PARTECIPAZIONE AL PROGETTO DI RIQUALIFICAZIONE DELLA CENTRALE LOTRU-CIUNGET
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Public document to be completed by the Contracting AuthorityCompulsory use for service tender procedures of EUR 200,000 or moreSERVICE PROCUREMENT NOTICEConsolidation of the regulatory capacity of ANRELocation - Romania1. Publication reference EuropeAid/120996/D/SV/RO2. ProcedureRestricted3. ProgrammePhare 20044. FinancingFinancing Memorandum Phare 2004/ 016-772.03.10.015. Contracting Authority
Central Finance and Contracts Unit (CFCU), Ministry of Public Finance,Mircea Voda Avenue, no. 44, B entrance, Sector 3, Bucharest, Romaniaphone: 00 40 21 326 87 33fax:00 40 21 326 87 30CONTRACT SPECIFICATION6. Nature of contractTechnical Assistance - fee-based contract7. Contract descriptionThe project aim is to support ANRE to put in place a transparent and predictable regulatory framework.ANRE needs technical assistance in order to realize the transition from restrained eligibility to full liberalization of retail market, to develop the mechanisms necessary to identify and prevent marketpower and to avoid any abuse of a dominant position, to develop the mechanisms to ensure long termsecurity of supply in the event that sufficient power generation capacity is not built on the basis of theauthorization procedure, in line with the EU practice, to develop the instruments for tariffs, customer’sprotection, and to improve the skills of ANRE staff through a training program.8. Numbers and titles of lotsNot applicable9. Maximum budgetEUR 770,000 (700,000 Euro Phare + 70,000 Euro National Co-financing)10. Scope for additional servicesNot applicableCONDITIONS OF PARTICIPATION11. EligibilityParticipation is open on equal terms to all natural and legal persons of the EU Member States or of thePhare countries (Bulgaria, Romania, Turkey) and SAP-countries (Albania, Bosnia-Herzegovina,Croatia, Former Yugoslav Republic of Macedonia, Serbia- Montenegro).12. CandidatureAll eligible natural and legal persons (as per item 11 above) or groupings of such persons (consortia)may apply.A consortium may be a permanent, legally-established grouping or a grouping which has been constituted informally for a specific tender procedure. All members of a consortium (i.e., the leader andall other partners) are jointly and severally liable to the Contracting Authority.The participation of an ineligible natural or legal person (as per item 11) will result in the automaticexclusion of that person. In particular, if that ineligible person belongs to a consortium, the whole consortium will be excluded.
TENDER PER IL PROGETTO DI CONSOLIDAMENTO DELLA CAPACITA’ REGOLATORIADI A.N.R.E.
Appendice B. Esempio di tender Europeaid
(fonte: EUROPEAID)
13. Number of applicationsNo more than one application can be submitted by a natural or legal person (including legal persons withinthe same legal group), whatever the form of participation (as an individual legal entity or as leader or partner of a consortium submitting an application). In the event that a natural or legal person (includinglegal persons within the same legal group) submits more than one application, all applications in whichthat person (and legal persons within the same legal group) has participated will be excluded.14. Shortlist alliances prohibitedAny tenders received from tenderers comprising firms other than those mentioned in the short-listedapplication forms will be excluded from this restricted tender procedure. Short-listed candidates may notform alliances or subcontract to each other for the contract in question.15. Grounds for exclusionAs part of the application form, candidates must submit a statement to the effect that they are not in anyof the exclusion situations listed in Section 2.3.3 of the Practical Guide to contract procedures financedfrom the General Budget of the European Communities in the context of external actions (available fromfollowing Internet address: http://europa.eu.int/comm/europeaid/index_en.htm).16. Sub-contractingThe value of the sub-contracted part of the services may not exceed 30% of the contract value.17. Number of candidates to be short-listedOn the basis of the applications received, at least 4 and at most 8 candidates will be invited to submitdetailed tenders for this contract.PROVISIONAL TIMETABLE18. Provisional date of invitation to tenderSeptember 200519. Provisional commencement date of the contractNovember 200520. Initial period of execution and possible extension of the contractThe initial contract duration is 12 calendar months.SELECTION AND AWARD CRITERIA21. Selection criteriaThe following selection criteria will be applied to candidates. In the case of applications submitted by aconsortium, these selection criteria will be applied to the consortium as a whole:1) Economic and financial standing of candidate [based on item 3 of the application form]• The average annual turnover of the applicant entity (individual or JV/consortium altogether) over the
last three years must exceed 800,000 Euros• The average annual operating profit of the applicant of the past three years (2001, 2002 and 2003)
must be positive.2) Professional capacity of candidate [based on items 4 and 5 of the application form]• At least 10 persons of all permanent staff working for the applicant currently works in fields related
to this contract as provided under point 7 above.3) Technical capacity of candidate [based on items 5 and 6 of the application form]• The applicant (individual company or JV/consortium altogether) has completed and implemented at
least one major project in fields related to this contract in the past five years, and having a share ofinvolvement (proportion of services carried out by the candidate) amounting to more than 600,000Euros.If more than 8 eligible candidates meet the above selection criteria, the relative strengths and weaknesses of the applications of these candidates must be reexamined to identify the eight bestapplications for the tender procedure. The only factors which will be taken into consideration duringthis re-examination are:
1) The number of relevant reference projects (identified under selection criteria no.3, see above) provided by each eligible candidate and
2) In case of competition between two or more applicants having the same number of relevant projects,will prevail their values/amounts taking into consideration only their share of involvement (proportionof services carried out by the candidate), in the above mentioned projects.
Nota bene: The Candidate must provide the relevant economic and financial information in order to beassessed by applying the above criteria. Please fill in and include in your application the below tablewith relevant financial data to prove compliance with the selection criteria as published:
62
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22. Award criteriaAs specified in the tender dossier annexed to the letter of invitation to tender which will be sent to short-listed candidates.
APPLICATION23. Deadline for receipt of applications4 July 2005, 16:00 hrs. Local timeAny application received after this deadline will not be considered.24. Application format and details to be providedApplications must be submitted using the standard application form (available from thefollowing Internet address: http://europa.eu.int/comm/europeaid/index_en.htm), whose format andinstructions must be strictly observed.Any application which does not observe these provisions will be automatically eliminated. Any additional documentation (brochure, letter, etc) sent with an application will not betaken into consideration.25. How applications may be submittedApplications must be submitted in English exclusively to the Contracting Authority:· EITHER by recorded delivery (official postal service) to :Central Finance and Contracting UnitMinistry of Public Finances, RomaniaMircea Voda Av., no 44, entrance BSector 3, BucharestTel: 0040 21 326 87 33Fax: 0040 21 326 87 30Contact person: Daniela Tala – Project OfficerOR hand delivered (including courier services) directly to the Contracting Authority in return for asigned and dated receipt to:Central Finance and Contracting UnitMinistry of Public Finances, RomaniaMircea Voda Av., no 44, entrance BSector 3, BucharestTel: 0040 21 326 87 33Fax: 0040 21 326 87 30Contact person: Daniela Tala – Project OfficerThe Contract title and the Publication reference (see item 1 above) must be clearly marked on the envelope containing the application and must always be mentioned in all subsequent correspondence with the Contracting Authority.
Applications submitted by any other means will not be considered.26. Operational languageAll written communications for this tender procedure and contract must be in English. 27. Additional informationNot applicable28. Date of publication of contract forecastFebruary 200529. Legal basisCouncil Regulation no.3906/89 of 18 December 1989 on economic aid to certain countries of Centraland Eastern Europe, as amended on 17 December 2001 through the Council Regulation (EC) no.2500/2001 concerning pre-accession financial assistance for Turkey and as amended on 21 April 2004through the Council Regulation (EC) no.769/2004.
Financial data 2001 2002 2003Leader * Annual turnover (EUR)
Annual operating profit (EUR)Partner 2 * Annual turnover (EUR)
Annual operating profit (EUR)Etc …
AGGIORNAMENTO: Settembre 2005
REDAZIONE:Marcella Fantini - NERA Economic Consulting
COLLABORAZIONE REDAZIONE ECONOMICA E FINANZIARIA:Sergio AlciniFlavio CaricasolePatrizia ConteFrancesco Gabriele LuccheseGianfranco Massaro
DATI E PREVISIONI MACROECONOMICHE:Network di Ricerca New Europe di UniCredit
COORDINAMENTO EDITORIALE E REDAZIONE:Gea Straccamore
UniCredit Group - Relazioni Istituzionali InternazionaliVia del Corso, 374 - 00186 RomaVia San Protaso, 3 - 20121 MilanoTel. 02 8862.1www.unicredit.it
