Croazia. I mercati energetici dell est Europa: opportunità per le imprese italiane nel settore elettrico e del gas

RELAZIONI ISTITUZIONALI E INTERNAZIONALI Croazia I mercati energetici dell est Europa: opportunità per le imprese italiane nel settore elettrico e del gas

Croazia I mercati energetici dell est Europa: opportunità per le imprese italiane nel settore elettrico e del gas

Indice Indice.......................................................................... i Lista delle figure........................................................................ ii Lista delle tabelle....................................................................... ii 1. Introduzione....................................................................... 01 2. Struttura di Governo e organizzazione dello stato........................................... 02 3. Scenario economico................................................................. 02 3.1. Gli scambi con l estero......................................................... 04 4. Politica energetica................................................................... 06 5. Il settore elettrico.................................................................... 06 5.1. Contesto regolatorio........................................................... 06 5.2. La domanda................................................................. 08 5.3. L offerta.................................................................... 09 5.4. La trasmissione e il bilanciamento................................................ 11 5.5. La distribuzione e la vendita.....................................................13 5.6. L apertura alla concorrenza e i principali operatori del mercato........................... 17 5.7. Futuri scenari di sviluppo del mercato (privatizzazioni ed investimenti)..................... 17 6. Il mercato del gas....................................................................19 6.1. Contesto regolatorio........................................................... 19 6.2. La domanda................................................................. 20 6.3. L offerta.................................................................... 20 6.4. Il trasporto e lo stoccaggio...................................................... 22 6.5. La distribuzione e la vendita..................................................... 25 6.6. L apertura alla concorrenza e i principali operatori di mercato............................ 27 6.7. Futuri scenari di sviluppo del mercato (privatizzazioni ed investimenti)..................... 27 7. Il rispetto degli obblighi di emissione..................................................... 29 8. Finanziamenti per il settore dell energia................................................... 30 8.1. Finanziamenti internazionali..................................................... 30 8.2. Strumenti finanziari e assicurativi del Governo italiano................................. 32 8.3. La finanza di progetto.......................................................... 40 8.4. Servizi e prodotti per le imprese all estero del Gruppo UniCredit.......................... 43 9. Opportunità per le imprese italiane...................................................... 46 10. Istituzioni di riferimento e indirizzi utili.................................................... 47 11. Glossario.......................................................................... 48 12. Unità di misura..................................................................... 49 i

Lista delle figure Figura 3.1 Tasso di crescita reale e inflazione................................................ 03 Figura 3.2 Composizione del PIL per settore................................................. 03 Figura 3.3 Andamento mensile di importazioni, esportazioni e saldo della bilancia commerciale.......... 04 Figura 3.4 Importazioni dall Italia 2004 (mln )............................................... 05 Figura 3.5 Esportazioni e importazioni per paese 2004......................................... 05 Figura 5.1 Evoluzione della domanda (TWh)................................................. 08 Figura 5.2 Capacità installata (Maggio 2005, MW)............................................ 09 Figura 5.3 Evoluzione della produzione nazionale lorda, destinata al consumo e dei servizi della produzione 1998-2003..................................................... 10 Figura 5.4 Rete di trasmissione croata e connessioni con i paesi confinanti......................... 12 Figura 5.5 Elettricità distribuita e venduta agli utenti finali (TWh).................................. 13 Figura 5.6 Elettricità venduta per categorie di utenza (2004)..................................... 14 Figura 5.7 Costo dell elettricità per utenti industriali (2005)....................................... 16 Figura 5.8 Costo dell elettricità per utenti residenziali (2005)..................................... 16 Figura 5.9 Privatizzazione di HEP......................................................... 18 Figura 6.1 Consumo di gas in Croazia..................................................... 20 Figura 6.2 Vendite all ingrosso di gas naturale (Bcm, 2004)...................................... 20 Figura 6.3 Offerta di gas (Bcm, 2004)...................................................... 21 Figura 6.4 Produzione di gas naturale 1992-2004............................................. 21 Figura 6.5 Importazioni di gas naturale e uso dello stoccaggio....................................22 Figura 6.6 Breakdown del consumo in produzione nazionale e importazioni......................... 22 Figura 6.7 Sistema di trasporto gas in Croazia............................................... 23 Figura 6.8 Prezzi del gas per utenti industriali (2005).......................................... 26 Figura 6.9 Prezzi del gas per utenti residenziali (2005)......................................... 26 Figura 8.1 Polizza Individuale di Sace S.p.A................................................. 36 Figura 8.2 Polizza Investimenti di Sace S.p.A................................................ 36 Figura 8.3 Polizza Lavori di Sace S.p.A..................................................... 37 Figura 8.4 Polizza Fidejussione di Sace S.p.A............................................... 37 Figura 8.5 Polizza credito acquirente di Sace S.p.A............................................ 38 Figura 8.6 Conferme Credito Documentario di Sace S.p.A....................................... 38 Figura 8.7 Architettura del Project Finance.................................................. 40 Figura 8.8 Gli elementi del Project Finance................................................. 41 Figura 8.9 La struttura finanziaria del Project Finance.......................................... 42 Lista delle tabelle Tabella 3.1 Principali indicatori macroeconomici.............................................. 04 Tabella 5.1 Domanda di energia elettrica per settore........................................... 09 Tabella 5.2 Bilancio energetico 2003 e 2004................................................. 10 Tabella 5.3 Elettricità venduta per livello di voltaggio........................................... 14 Tabella 6.1 Diametro e lunghezza dei gasdotti appartenenti alla rete di trasmissione nazionale........... 24 Tabella 6.2 Caratteristiche delle principali tratte della rete nazionale di trasporto...................... 24 ii

1. Introduzione La Croazia ha ottenuto nel 2004 lo status di paese candidato per l adesione all Unione Europea. Questo ha imposto al Governo e agli ex monopolisti integrati operanti nel settore elettrico e del gas di accelerare il processo di riorganizzazione e liberalizzazione del settore per far fronte alle richieste della Comunità Europea. Il processo di riforma del settore dell energia croato è cominciato il 1 gennaio 2002 con l entrata in vigore della Legge sul Settore dell Energia, che ha introdotto l accesso regolato alle reti (TPA regolato) e ha istituito un Regolatore indipendente. L avanzamento verso la completa liberalizzazione del settore è stato, tuttavia, spesso ritardato per le cause più disparate e ora la Croazia si trova a scontare notevoli ritardi nella riorganizzazione del settore energetico, in particolare nel settore del gas dove il processo di liberalizzazione, soprattutto nelle fasi a valle del trasporto, è appena cominciato. La Legge sul Settore dell Energia è stata emendata in diversi punti nel dicembre 2004. Gli emendamenti hanno introdotto nel sistema gli elementi necessari a predisporre la liberalizzazione del settore elettrico e del gas secondo quanto previsto dalle direttive europee emanate nel 2003; Attualmente è in fase di completamento l emanazione della legislazione secondaria per la loro implementazione. Al momento è tuttavia prematuro fare ipotesi su quale sarà il loro impatto sulla struttura del settore perché molto dipenderà dalle modalità di implementazione delle modifiche previste e dalle scelte di Governo e del Regolatore. L esperienza di altri paesi dell Europa centro-orientale, ad esempio la Polonia, mostra che una ristrutturazione del settore, che non tenga adeguatamente conto delle condizioni reali di partenza, rischia di limitare la possibilità per le imprese dell energia nazionali di fronteggiare la concorrenza di imprese europee di più solida struttura. 1 Il 2005 e il 2006 saranno anni cruciali per l evoluzione del settore energetico croato. Le linee di sviluppo fino ad ora delineate insistono sulla necessità per la Croazia di attrarre investimenti privati per la costruzione di nuova capacità di generazione e per la modernizzazione di un sistema che, oltre ai danni provocati dal conflitto degli anni 90, soffre spesso delle inefficienze legate all obsolescenza. Una delle grandi sfide che il settore dell energia si troverà ad affrontare è quella delle privatizzazioni. Sebbene le leggi sulla privatizzazione dei grandi monopolisti pubblici siano state emanate nel 2002, la privatizzazione di HEP (settore elettrico) deve ancora iniziare e quella di INA (settore gas) si è arrestata dopo la cessione nel 2003 all ungherese MOL della quota riservata all investitore strategico (25% del capitale + 1 azione). La privatizzazione dei due colossi pubblici è considerata fondamentale per l effettiva liberalizzazione del settore, soprattutto oltre il 2007, data prevista per l ingresso della Croazia nell Unione Europea. 1. Nel caso della Polonia la separazione fra le diverse attività della filiera ha portato nel settore elettrico a una insufficiente integrazione verticale fra attività di generazione e attività di fornitura, limitando la possibilità per le imprese polacche di competere con i colossi europei. 01

2. Struttura di Governo e organizzazione dello stato Superficie 56.542 Km 2 Capitale Zagabria (779,145 ab) Principali città Spalato 175.100 ab., Fiume 143.800 ab., Osijek 90.400 ab., Zara 69.600 ab., Slavonski Brod 58.600 ab., Pola 58.600 ab. Popolazione 4,2 milioni (2004); 4,5 milioni (2005, stima) Tasso di crescita della popolazione -0.02% Lingua ufficiale Croato Moneta Kuna Croato (HRK) Forma di Governo Repubblica presidenziale 3. Scenario economico PIL (nominale) 207.082 mln HRK (2004), 220,547 mln HRK (2005, stima) Variazione reale del PIL 3,8 (2004), 3,4% (2005, stima) Composizione del PIL Agricoltura 8,2%; industria 30,1%; servizi 61,7% (2004) PIL pro capite 7.732$ (stima 2004) Disoccupazione 13,8 (2004), 13,6% (2005, stima) Inflazione (valore medio) 2,1 (2004), 2,8 (2005, stima) Tasso di cambio/ (valore medio) 7,5 (2004), 7,5 (2005, stima) Tasso di interesse di riferimento 5,8 (2004), 4,2 (2005, stima) (1w Zibor, valore medio) Debito pubblico/pil 47% (2004), 48% (2005, stima) IDE/PIL 3,6 (2004), 4,0% (2005, stima) Bilancia commerciale -6,88 mld (2004) Produzione industriale +3,7% (valore medio 2004) Esportazioni 6,44 mld (2004) Importazioni 13,33 mld (2004) Principali settori esportatori Materie prime; legname; petrolio e derivati; materie plastiche; mezzi di trasporto; motori elettrici; apparecchi elettrici; prodotti chimici. Principali settori importatori Macchinari ed attrezzature industriali; combustibili; macchine, attrezzature e impianti elettrici; mezzi di trasporto. Principali paesi fornitori Italia 17,1%, Germania 15,5%, Russia 7,3%, Slovenia 7,1%, Austria 6,8%, Francia 4,4% (2004) Principali paesi clienti Italia 22,8%, Bosnia & Erzegovina 14%, Germania 11,1%, Austria 9%, Slovenia 7,5%, (2004) Debito estero 26,3 mld $ (2004), 29,2 mld $ (2005 est.) Fonte: Unicredit, ICE NOTA: mln = milioni; mld = miliardi A partire dal 2000 la Croazia ha fatto enormi progressi nel processo di trasformazione della propria economia che l hanno portata ad essere fra i paesi a maggior crescita nell Europa centro-orientale, con un tasso di crescita medio annuo del 4%. Un rallentamento della crescita si è osservato a partire dal 2003, dovuto a una diminuzione della domanda interna legata alle politiche macroeconomiche in atto per il contenimento del debito estero e per la riduzione del disavanzo commerciale. Le previsioni tuttavia indicano per i prossimi anni una ripresa della crescita economica a tassi più elevati e il tasso di crescita dovrebbe tornare sopra il 4% già a partire dalla fine del 2006. 02

Andamento opposto per il tasso di inflazione: in aumento fra 2003 e 2005 e nuovamente in discesa fra 2005 e 2006, come riportato in Figura 3.1. Figura 3.1 Tasso di crescita reale e inflazione 5.5 5.5 5 5 4.5 4 4.5 3.5 4 3 3 3.5 2.5 2 3 2003 2004 2005f 2006f 2007f 1.5 2003 2004 2005f 2006f 2007f Fonte: Unicredit, 2005 Dopo gli eventi bellici che ne hanno bruscamente arrestato lo sviluppo, dal 2001 la Croazia ha manifestato una nuova ripresa economica, trainata dal settore industriale e dei servizi. Quest ultimo ha assunto negli ultimi anni un ruolo di primo piano e contribuisce per oltre il 60% alla formazione del reddito. Nell ambito dei servizi, un ruolo di primo piano è svolto dal settore turistico che genera la quantità maggiore di reddito e occupazione. Figura 3.2 Composizione del PIL per settore Fonte: ICE, 2004 Le previsioni attuali indicano una ripresa della crescita, che dovrebbe tornare sopra al 4% nel 2007. L andamento dei principali indicatori macroeconomici di breve/medio periodo è riportato nella Tabella 3.1. 03

Tabella 3.1 Principali indicatori macroeconomici 2003 2004 2005f 2006f 2007f Tasso di crescita reale (%) 4,3 3,8 3,4 3,8 4,1 Inflazione (%) 1,8 2,1 2,8 2,4 2,3 Disoccupazione (%) 14,3 13,8 13,6 13,1 12,5 Tasso di cambio / 7,56 7,50 7,50 7,50 7,50 Tasso di interesse di riferimento 4,0 5,8 4,2 4,0 4,0 Investimenti esteri diretti/pil 7,0 3,6 4,0 4,3 3,6 Debito pubblico/pil 44,7 47,5 48,0 47,8 47,3 Fonte: Unicredit, 2005 3.1. Gli scambi con l estero Come per diversi paesi appartenenti all area balcanica, gli scambi internazionali sono fra i principali fattori di sviluppo economico del paese. Figura 3.3 Andamento mensile di importazioni, esportazioni e saldo della bilancia commerciale Fonte: Unicredit, 2005 L Italia è il principale partner commerciale della Croazia; le esportazioni dalla Croazia verso l Italia si concentrano nel settore delle macchine e mezzi di trasporto, delle materie prime grezze, dei combustibili di origine minerale e degli alimenti. Le importazioni dall Italia si concentrano principalmente nelle macchine e nei mezzi di trasporto; l Italia fornisce inoltre oltre il 40% delle importazioni croate di pellami, il 30-25% delle importazioni di calzature, il 35% delle importazioni di abbigliamento e una quota analoga delle importazioni di mobili e di loro parti. 2 04 2. I.C.E. Zagabria, Commercio con l estero della Croazia Interscambio con l Italia, 2005

Figura 3.4 Importazioni dall Italia 2004 (mln ) 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 Macchine e mezzi di trasporto Prodotti chimici Prodotti merallici Alimenti e animali vivi Prodotti tessili Ferro e acciaio Combustibile di origine minerale Prodotti minerali non metallici Fonte: ICE, 2005 L analisi a livello geografico mostra un interscambio con l estero particolarmente variegato. Fra i paesi verso i quali si dirigono le esportazioni, l Italia è seguita da Bosnia & Erzegovina, Germania, Austria e Slovenia. La Bosnia & Erzegovina non è invece presente fra i 10 paesi principali fornitori della Croazia, dominati da Italia e Germania, come mostrato nella Figura 3.5 Figura 3.5 Esportazioni e importazioni per paese 2004 25,00% ESPORTAZIONI 20,00% 15,00% 10,00% 5,00% 0,00% Italia Bosnia & Erzegovina Germania Austria Slovenia Serbia & Montenegro Stati Uniti Francia Russia Unigheria 18,00% 16,00% IMPORTAZIONI 14,00% 12,00% 10,00% 8,00% 6,00% 4,00% 2,00% 0,00% Italia Germania Russia Slovenia Austria Francia Cina Ungheria Repubblica Ceca Stati Uniti Fonte: ICE, 2005 05

4. Politica energetica Regolatore Hrvatska Energetska Regulatorna Agencija (HERA) Riserve petrolifere accertate 68.38 mln bbl (2003) Produzione petrolifera 21.000 bbl/giorno (2004e) Consumi petroliferi 5 mln t (2003) Importazioni nette di petrolio 3,77 mln t (2003) Capacità di raffinazione 5,5 mln t (2003) Riserve di gas naturale 24,5 mld m 3 (2003) Produzione di gas naturale 1.64 mld m 3 (2004) Consumo di gas naturale 2.8 mld m 3 (2004) Importazioni nette di gas naturale 1.05 mld m 3 (2004) Produzione di carbone Non vi è produzione nazionale perché troppo onerosa; dal 1999 tutto il carbone utilizzato è importato Consumo di carbone Meno del 3% dei consumi energetici Importazioni nette di carbone n.d. Riserve carbonifere n.d. Capacità di generazione 3.995 MW (2004) Produzione elettrica netta 14.955 GWh (2004) Consumo di elettricità 13.630 GWh (2004) Operatori principali del mercato HEP Proizvodnja d.o.o.(elettricità), TE Plomin d.o.o. (elettricità), NE Krsko d.o.o. (elettricità), INA d.d. (oil&gas). Nota: bbl = barili 5. Il settore elettrico Il processo di liberalizzazione del settore elettrico è cominciato nel 2001 con l approvazione delle leggi principali che definiscono il contesto regolatorio del settore: la Legge sul Settore dell Energia, la Legge sul Mercato Elettrico e la Legge sulla Regolamentazione delle Attività del Settore Elettrico. Il settore elettrico rimane tuttavia fortemente integrato e dominato dalle società nate dalla disaggregazione (unbundling) di Hrvatska Elektroprivreda (HEP), ex monopolista integrato, in società destinate ad essere privatizzate. 5.1. Contesto regolatorio Le linee-guida per lo sviluppo del settore energetico sono fissate dal Ministero dell Economia, che è il ministero competente per il settore dell energia. Il Ministero dell Economia sottopone al Governo gli indirizzi di politica energetica e collabora col Regolatore alla definizione dei principi generali sui quali sarà basata la regolamentazione del settore. La Legge sul Settore dell Energia definisce la struttura del settore, le strategie di sviluppo e i principi generali sui quali si basa la regolamentazione dell intero settore. La Legge dispone la redazione di un piano di sviluppo decennale (Energy Strategy Act) che definisce, oltre alla strategia di sviluppo del settore, gli investimenti necessari. Il piano di sviluppo decennale è adottato dal Parlamento su proposta del Governo e deve essere conforme ai piani di sviluppo del paese. Il Programma di Implementazione adottato dal Governo, definisce le misure da intraprendere, le istituzioni responsabili, i metodi di realizzazione e la tempistica e ha durata triennale. Alla scadenza, il Governo deve inviare al Parlamento un rapporto sullo stato dell implementazione e proporre le eventuali correzioni che si dovessero rendere necessarie. 06

Box 5.1 La Legge sul Settore dell Energia 3 La Legge, emanata nel 2001, entrata in vigore il 1 gennaio 2002 e modificata nel dicembre 2004, definisce le linee guida per lo sviluppo e la regolamentazione del settore dell energia croato in quanto: (1) identifica nell ambito del settore energetico le attività del settore elettrico, del settore gas, del settore petrolifero e le attività relative alla generazione di calore e alla produzione e trasporto di biocombustibili; definisce le condizioni generali e i requisiti per lo svolgimento di tali attività; definisce il sistema di formazione dei prezzi dell elettricità per i clienti vincolati e per i clienti idonei; definisce il sistema di incentivi per la generazione da fonti rinnovabili e per la cogenerazione di elettricità e calore; definisce le condizioni di fornitura ai clienti vincolati e misure di protezione per i consumatori. Le attività elencate dalla Legge possono essere svolte da persone fisiche e da persone giuridiche previa concessione di una licenza da parte del Regolatore. La licenza non è richiesta per la produzione di elettricità per autoconsumo, per la produzione da impianti con potenza inferiore a 5 MW e per lo stoccaggio di petrolio e prodotti petroliferi per uso proprio. La licenza è rilasciata alle imprese che dimostrano di avere le necessarie caratteristiche tecniche, economiche e di onorabilità. La durata delle licenze è determinata dal Governo su proposta del Regolatore, sentito il Ministero dell Economia. In caso il Regolatore rifiuti di rilasciare la licenza, l impresa interessata può appellarsi al Ministero. Le tariffe per i clienti vincolati includono componenti a copertura dei costi di produzione, trasmissione, distribuzione e fornitura dell energia oltre a componenti per la copertura dei costi di incentivazione per la produzione da fonti rinnovabili e da cogenerazione, dei costi non recuperabili (i cd. stranded cost), dei maggiori costi sostenuti dalle imprese a causa degli obblighi di servizio pubblico, dei costi di organizzazione del mercato elettrico e dei costi di funzionamento del Regolatore. Le modalità per la fissazione di tali componenti sono determinate dal Regolatore. La Legge inoltre dispone che per i clienti vincolati appartenenti alla stessa classe di utenza il costo dell elettricità sia uguale su tutto il territorio croato. Il costo dell energia per i clienti idonei include invece sia componenti regolate (per l uso delle reti di trasmissione e distribuzione) sia componenti di mercato, determinate dalla contrattazione fra clienti idonei e fornitori (costo di generazione e di fornitura). Anche i clienti idonei sono tenuti al pagamento di una componente tariffaria a copertura degli oneri di incentivazione per la produzione da rinnovabili e cogenerazione. Gli incentivi alla produzione sono sotto forma di prezzo amministrato per l acquisto di elettricità. L implementazione del sistema di incentivazione sarà fatta dalla Legge sulla Generazione da Rinnovabili. Note: (1) Fra le modifiche di maggior rilievo apportate nel 2004, l esclusione delle operazioni del sistema di trasmissione dall elenco delle attività del settore elettrico e la loro inclusione nell ambito dell attività di trasmissione e una definizione più puntuale della composizione del prezzo dell elettricità per i clienti vincolati e per i clienti idonei. Fonte: HERA website L applicazione al settore elettrico dei principi generali contenuti nella Legge sul Settore dell Energia è contenuta nella Legge sul Mercato Elettrico, che specifica condizioni e obblighi per lo svolgimento delle attività di: generazione; trasmissione; distribuzione; vendita; organizzazione del mercato elettrico. La Legge sul Mercato Elettrico definisce diritti e doveri degli operatori che intraprendono le diverse attività, delle quali parleremo più diffusamente nelle sezioni specifiche, e le competenze dell operatore di sistema (TSO) e di mercato (MO). 3. http://www.vred.hr/english/documents/pdf/lee.pdf 07

L accesso alle reti di trasmissione e distribuzione è regolato; le società che svolgono le attività di trasmissione e distribuzione devono garantire l accesso agli utenti a parità di condizioni e sono obbligate a rendere pubblici i dati sull uso effettivo del sistema e sulle possibilità di accesso. In caso di rifiuto di accesso, la società di trasmissione o di distribuzione deve fornire adeguata motivazione per iscritto. L utente cui sia stato rifiutato l accesso può appellarsi al regolatore, HERA. Nei casi in cui un generatore e un cliente idoneo intendano sottoscrivere un contratto per la fornitura di elettricità ma non ottengano l accesso alle reti di trasmissione e distribuzione, possono costruire, previa approvazione del Regolatore, una linea diretta. Le condizioni per l uso del sistema di trasmissione e di distribuzione sono contenute nel Codice di Rete. Il Codice di Rete è predisposto dall operatore di sistema e deve essere approvato dal Ministero dell Economia, sentito HERA. Le imprese che operano nel settore elettrico possono svolgere più attività. Per garantire l indipendenza della trasmissione e della distribuzione, chi svolge attività di trasmissione e di distribuzione di energia elettrica non può svolgere attività di trading e deve essere indipendente da generazione e fornitura (la legge tuttavia non specifica cosa si debba intendere esattamente per indipendente). Nel caso in cui l impresa svolga più attività, deve predisporre una contabilità e redigere un bilancio separato per ciascuna attività svolta. 4 Recentemente la Croazia, per meglio adattarsi alla normativa europea in vista dell adesione ha modificato il proprio modello di mercato, passando da un modello che prevedeva la presenza di un unico operatore del sistema di trasmissione e del mercato dell energia indipendente (Independent System and Market Operator ISMO) a un modello in cui le funzioni di operatore del sistema di trasmissione e operatore di mercato sono indipendenti. Gli obblighi derivanti dalla separazione (unbundling) delle diverse attività prevista dalla legge, l obbligo di unificare le funzioni di trasmissione dell energia e di gestione delle operazioni di sistema previsto dalle modifiche apportate alla Legge sull Energia nel Dicembre 2004 e la modifica del modello di mercato hanno portato alla creazione di un operatore di sistema (HEP-OPS, di cui parleremo più diffusamente nella sezione dedicata alla trasmissione) facente parte del gruppo HEP (e quindi di proprietà pubblica) ma con propria autonomia e di Hravatski Operator Trzista Energije d.o.o. (operatore del mercato dell energia col compito di organizzare il mercato elettrico come servizio di pubblica utilità). Anche quest ultima società fa attualmente parte del gruppo HEP ma è in corso il trasferimento della proprietà al Governo croato. 5 5.2. La domanda La domanda di elettricità negli ultimi anni è aumentata costantemente, passando dai 13,4 TWh del 1998 ai circa 16,1 TWh del 2004, con un tasso di crescita medio annuo del 3.11%. La crescita è stata trainata dall incremento dei consumi energetici nel settore dei servizi (+7.4% nel periodo considerato), dei materiali da costruzione (+7.2%), del settore cartario (+5.4%) e del settore alimentare (+4.7%), che hanno abbondantemente controbilanciato la riduzione dei consumi del settore siderurgico (-7%). Figura 5.1 Evoluzione della domanda (TWh) Fonte: Damian Medimorec, Reform of the Croatian Electricity Sector, 6th Energy Trading Central & Eastern Europe Conference, Budapest, May 25, 2005. 08 4. Questa norma si applica anche nel caso in cui un impresa che opera nel settore elettrico svolga anche attività esterne al settore. 5. Hravatski Operator Trzista Energije d.o.o è operativa dal 4 Aprile 2005. L operatività della società al momento è tuttavia alquanto ridotta. Il numero di dipendenti è pari a 9 e si prevede sarà portato a 20 entro la fine dell anno. Il finanziamento delle attività della società avverrà verosimilmente tramite componenti tariffarie che devono ancora essere fissate dal Governo.

Nel 2004 la domanda complessiva è stata di circa 16 TWh, 6 con una domanda di punta pari a 2.792 MW, in aumento del 4,45% rispetto ai 2.673 MW del 2003. L analisi per settore mostra che la domanda proviene principalmente dal settore residenziale (oltre il 40%) seguito da servizi e industria. È interessante notare che: nel corso del tempo il settore residenziale ha ridotto i propri consumi, passando da un incidenza del 49,1% nel 1999 al 43,9% nel 2003; Il settore industriale, al secondo posto come consumi fino al 2000, è stato sopravanzato negli ultimi anni dal settore dei servizi; nel 2003, l industria incideva sui consumi per il 24,2% e il settore dei servizi per il 26,9% Tabella 5.1 Domanda di energia elettrica per settore GWh 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Domanda 100% 100% 100% 100% 100% 100% Industria 25,1% 23,6% 23,8% 23,9% 22,8% 24,2% Trasporti 2,3% 2,1% 2,4% 2,2% 2,2% 2,2% Residenziale 47,4% 49,1% 48,5% 46,4% 46,9% 43,9% Servizi 22,0% 22,4% 22,8% 24,9% 25,6% 26,9% Agricoltura 0,6% 0,6% 0,6% 0,6% 0,5% 0,5% Costruzioni 2,6% 2,3% 2,1% 2,1% 2,0% 2,3% Fonte: nostri calcoli su dati Ministarstvo gospodarstva, rada I produzetnistva, 2004 5.3. L offerta 5.3.1. Capacità installata La capacità complessivamente installata è di 4.012 MW, di cui 2207 MW da impianti idroelettrici, 1.427 MW da impianti termoelettrici, 338 MW di capacità nucleare e 40 MW da rinnovabili. 7 La quasi totalità del mercato (oltre l 86%) è controllata da Hrvatska Elektroprivreda (HEP), azienda pubblica che detiene direttamente la totalità degli impianti idroelettrici e circa il 72% di tutti gli impianti termoelettrici. Oltre a HEP sono operative TE Plomin d.o.o., che detiene 205 MW termici e NE Krsko (338 MW nucleari), partecipate per il 50% da HEP. 8 Figura 5.2 Capacità installata (Maggio 2005, MW) 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 Idroelettrica Termoelettrica Nucleare Rinnovabile TOTALE Fonte: Damian Medimorec, Reform of the Croatian Electricity Sector, 6th Energy Trading Central & Eastern Europe Conference, Budapest, May 25, 2005. La privatizzazione di HEP è prevista nei prossimi anni, anche se il 51% della società è destinato a rimanere sotto il controllo pubblico fino a quando la Croazia non entrerà nell Unione Europea. Nella generazione elettrica, oltre ad HEP, sono operativi autoproduttori (complessi industriali con impianti propri) e proprietari di piccoli impianti alimentati da fonti rinnovabili. 6. Damian Medimorec, Reform of the Croatian Electricity Sector, 6th Energy Trading Central & Eastern Europe Conference, Budapest, May 25, 2005. 7. Damian Medimorec, op. citata. 8. TE Plomin d.o.o. è partecipata da HEP (50%) e dalla tedesca RWE (50%); NE Krsko gestisce un impianto nucleare partecipato da HEP (50%) e dalla slovena ELES GEN d.o.o. 09

5.3.2. Produzione Nel periodo 1998-2003 la produzione è aumentata ad un tasso medio del 3.1% l anno. Gli incrementi maggiori si sono osservati nella produzione da impianti pubblici di cogenerazione (+16.9%) e da impianti termoelettrici (+5.3%). Leggermente inferiore risulta il tasso di crescita della produzione destinata al consumo, dovuto a un aumento dell incidenza dei servizi di centrale pari al 7.9%. Figura 5.3 Evoluzione della produzione nazionale lorda, destinata al consumo e dei servizi della produzione 1998-2003 14.000 12.000 10.000 8.000 6.000 4.000 2.000 0 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Totale Produzione Lorda Servizi della Produzione Produzione netta destinata al consumo Fonte:elaborazioni su dati Ministarstvo gospodarstva, rada I produzetnistva, 2004 NOTA: dati in GWh. I risultati per il 2004 mostrano un incremento ulteriore della produzione interna lorda a 14.955 GWh, con un incremento pari a circa il 18.4%. Il bilancio energetico per il 2004 e il confronto con il 2003 sono riportati nella Tabella 5.2. Tabella 5.2 Bilancio energetico 2003 e 2004 GWh 2004 2003 Variazione 2003/2004 - idroelettrica 7.001,0 4.897,0 43,0% - termoelettrica 4.068,0 5.087,0-20,0% Impianto nucleare di Krsko 2.606,0 1.623,0 60,6% TE Plomin d.o.o. 1.320,0 1.616,0-18,3% Totale Produzione Nazionale Lorda 14.995,0 13.223,0 13,4% Importazioni 2.573,0 2.659,0-3,2% Elettricità disponibile al sistema 17.568,0 15.882,0 10,6% Fonte: calcoli su dati HEP, 2005 Nota: le importazioni sono al lordo delle esportazioni Il grande incremento dell energia prodotta da fonte idroelettrica (+43%), dovuto a condizioni idrologiche particolarmente favorevoli, e da fonte nucleare (+60,6%) è parzialmente bilanciato dalla minore produzione termoelettrica e dalla minore produzione dovuta a TE Plomin d.o.o., che limitano l incremento complessivo della produzione nazionale a 13,4%. Se si considera che anche le importazioni vedono una flessione di circa il 3%, risulta un incremento complessivo dell energia disponibile al sistema pari circa all 11%. 9 10 9. L energia disponibile al sistema può essere definita in senso ampio come l energia di cui il sistema può complessivamente disporre per (i) soddisfare la domanda; (ii) far fronte ai propri autoconsumi, dovuti agli impianti di produzione e alla gestione del sistema di trasmissione e distribuzione; e (iii) gestire le perdite di rete.

5.3.3. Import ed export Il volume delle importazioni è aumentato nel periodo 1998-2003 ad un tasso medio annuo del 3,4%, arrivando ad un totale di circa 4,5 TWh, per poi diminuire bruscamente nel corso del 2004 fino a raggiungere i 2,6 TWh. La Croazia è anche esportatrice di elettricità: nel 2004 ha esportato circa 1,5 TWh che, a fronte dei 2,6 TWh importati, conducono a un saldo netto di 1,1 TWh importati nel 2004 per la copertura della domanda nazionale. La Croazia è membro dell UCTE (Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity) dal 1975 e dispone di interconnessioni con Serbia e Bosnia & Erzegovina: Linea Ernestinovo-Mladost (400 kv), verso Serbia e Montenegro; Linea Ernestinovo-Ugljevik (400 kv), verso Bosnia-Erzegovina; Linea Konjsko-Mostar (400 kv), verso Bosnia-Erzegovina; Linea Dakovo-Gradaec (220 kv), verso Bosnia-Erzegovina. L operatività delle interconnessioni è stata fortemente ridotta nel 1991 con la distruzione della stazione 400/110 kv di Ernestinovo a causa del conflitto armato che ha coinvolto la Croazia che ha comportato la perdita di sincronizzazione fra la zona 1 e la zona 2 dell area UCTE. 10 Il ripristino del sistema di interconnessione ha richiesto un lungo lavoro di ricostruzione della stazione di Ernestinovo e della stazione 400/220/110 kv di Zerjavinec che si è concluso nel 2004 e ha permesso la risincronizzazione delle zone 1 e 2 dell area UCTE. 5.4. La trasmissione e il bilanciamento L operatore di trasmissione è HEP Operator prijenosnag sustava d.o.o. (HEP OPS). HEP-OPS fa parte del gruppo HEP ed è diventata operativa il 4 Aprile 2005. Oltre ad essere responsabile della gestione del sistema elettrico nazionale (trasmissione, dispacciamento e bilanciamento del sistema), HEP-OPS ha la responsabilità della costruzione, sviluppo e manutenzione della rete. Nel 2004 la domanda di trasmissione è stata pari a 15,1 TWh con un aumento del 3,7% rispetto all anno precedente. 11 5.4.1. L infrastruttura La rete di trasmissione include circa 6.892 km di linee ad alta tensione, di cui 6.778 km di linee aeree e 114 km di linee sotterranee: 12 Linee a 400 kv: 1.158,9 km, aeree; Linee a 220 kv: 1.144,5 km, aeree; Linee a 110 kv: 4.588,7 km, di cui 4.474,4 aeree e 114,3 sotterranee. Nell ambito della rete di trasmissione sono incluse 108 stazioni di trasformazione: 5 stazioni nelle linee a 400 kv per un totale di 4.100 MVA; 6 stazioni per la trasformazione 220/110 kv per un totale di 2.250 MVA; 97 stazioni per la trasformazione a partire da 110 kv per un totale di 4.652 MVA. Le perdite relative alla rete di trasmissione nel corso del 2004 sono state di 587 GWh, con una riduzione dell 11,1% rispetto ai valori del 2003, e pari a circa il 3,7% del consumo totale di elettricità misurato a livello della rete di trasmissione. Nel 2004 si sono avuti sulla rete croata transiti (cioè elettricità immessa e prelevata al di fuori della rete di trasmissione croata ma che transita sulla rete per fluire dal punto di immissione al punto di prelievo) per circa 2 TWh. 10.La zona 1 UCTE include Portogallo, Spagna, Francia, Belgio, Olanda, Lussemburgo, Svizzera, Italia, Slovenia, Austria, Germania, Repubblica Ceca, Polonia, Slovacchia, Ungheria, Croazia, Bosnia-Erzegovina e la Danimarca come paese associato; la zona 2 include Serbia e Montenegro, Romania, Bulgaria, Macedonia, Grecia; l Albania opera in sincrono con la zona 2. 11.La domanda di trasmissione è determinata dall elettricità venduta sul mercato interno ed esportata. Per i dati sulle vendite e le esportazioni, si veda il paragrafo 5.5 su distribuzione e vendita. 12.La rete di trasmissione è riportata in Figura 5.4. Maggiori dettagli sono disponibili sul sito di HEP, http://www.hep.hr. 11

Figura 5.4 Rete di trasmissione croata e connessioni con i paesi confinanti Leggenda: 400 kv line 220 kv heavy line 220 kv two-system line 110 kv (20 mm 2 ) 110 kv heavy line 110 kv two-system line 110 kv (150 mm 2 and less) 110 kv cable line 400/220/110 kv 400/110 kv 220/110 kv 110/x kv EVP TE HE Industrijska TE Fonte: HERA, Annual Report, 2003. 5.4.2. Le tariffe di trasmissione Le tariffe di trasmissione sono indipendenti dalla distanza fra punto di immissione e punto di prelievo, dal voltaggio e dalla categoria di utenza e sono calcolate sulla base dei costi sostenuti dall azienda per le operazioni di sistema, la manutenzione, lo sviluppo e il potenziamento della rete. La tariffa di trasmissione è articolata in diverse componenti: 13 Componente capacity, che è la componente a copertura dei costi per la capacità di trasmissione chiesta dall utente; Componente commodity, cioè una componente a copertura dei costi legati alla quantità di elettricità trasportata; Componente fissa, indipendente dalla capacità e dalla quantità trasportata. 14 Tali componenti devono coprire i costi per l uso del sistema, per la fornitura da parte dell operatore di 12 13.Decisione dell Energy Regulatory Council del 26 Giugno 2003. 14.Di solito tale componente serve a coprire i costi amministrativi di gestione dei punti di immissione e prelievo.

sistema dei servizi di dispacciamento, bilanciamento e in generale dei servizi necessari al funzionamento del sistema e per le perdite di trasmissione. I costi di trasporto sono sostenuti dagli utenti finali. I produttori pagano per il trasporto solo nel caso in cui la rete sia stata potenziata per consentire loro l immissione dell elettricità prodotta. L ammontare dovuto dai produttori è in generale ridotto rispetto a quello dovuto dall utente finale. Box 5.2 HEP - Operator Prijenosnog Sustava d.o.o. (HEP-OPS) HEP-OPS è l operatore di sistema indipendente creato recentemente dall unbundling del gruppo HEP. Ha sede a Zagabria ed è operativo dal 4 Aprile 2005. È composto attualmente di 1214 dipendenti e deriva le proprie risorse finanziarie dalle tariffe di trasporto. Nel 2004 il reddito operativo è stato pari a 821.097.000 Kune, con un profitto netto di 44.977.000 Kune. Le attività principali svolte dalla società nel 2004 includono il completamento dei lavori di ripristino delle interconnessioni con l estero distrutte dalla guerra, il potenziamento della rete, la sostituzione di trasformatori (per un totale di 180 MW) e del busbar system da 400 kv della stazione di Melina e ricostruzione della linea di trasmissione (2.110 kv) che collega l impianto idrico e la sottostazione di Kraljevac. 5.5. La distribuzione e la vendita L attività di distribuzione è svolta da HEP Distribuciji d.o.o., società del gruppo HEP. Oltre ad essere responsabile per le attività di distribuzione, misura e fatturazione, HEP Distribuciji è responsabile anche della manutenzione, sviluppo e potenziamento della rete di distribuzione. La rete di distribuzione è suddivisa in 21 zone e nel 2004 ha distribuito un volume di elettricità pari a circa 16 TWh. L accesso alla rete è regolamentato e garantito agli utenti che ne facciano richiesta e siano in possesso dei requisiti necessari. A breve è attesa l entrata in vigore del Codice di Rete, delle Condizioni Generali di Fornitura e la definizione delle regole per la determinazione dei costi di connessione. Uno dei problemi principali della rete è costituito dalle perdite e dai prelievi illegali; nel 2004 questi fattori hanno causato una perdita di elettricità pari a circa 1,6 TWh. Figura 5.5 Elettricità distribuita e venduta agli utenti finali (TWh) 16.00 16.00 14.00 14.00 12.00 12.00 10.00 10.00 8.00 8.00 6.00 6.00 4.00 4.00 2.00 2.00 0.00 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 Quantità distribuita Perdite Quantità venduta agli utenti finali 0.00 Fonte: HEP Distribuciji, 2005 13

Nel 2004 la rete di distribuzione ha fornito elettricità a 2.129.068 clienti di cui: 37 in alta tensione; 1.927 in media tensione; 170.462 commerciali in bassa tensione; 18.412 illuminazione pubblica in bassa tensione; 1.938.230 residenziali. L elettricità venduta per livello di voltaggio è riportata nella Tabella 5.3. Tabella 5.3 Elettricità venduta per livello di voltaggio TWh 1990 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 110 kv 0,37 0,20 0,75 0,82 0,88 0,88 0,87 0,82 0,89 35 e 10 kv 3,65 2,59 2,61 2,53 2,52 2,67 1,94 2,92 3,05 0,4 kv 6,51 7,52 7,60 8,22 8,31 8,35 9,89 9,12 9,69 Residenziali 4,49 5,19 5,27 5,74 5,73 5,56 5,95 5,69 6,07 Non residenziali 2,02 2,33 2,34 2,48 2,58 2,79 3,94 3,43 3,62 TOTALE 10,52 10,31 10,96 11,58 11,71 11,90 12,69 12,85 13,64 Fonte: HEP Distribuciji Analizzando le vendite per categoria di utenza, si evidenzia che il 44% delle vendite sono destinate al settore residenziale, 24% agli utenti commerciali in bassa tensione e il 22% agli utenti in media tensione (principalmente industria). Figura 5.6 Elettricità venduta per categorie di utenza (2004) 16000 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 AT MT BT-Commerciali BT-Illuminazione Pubblica BT-Residenziali Clienti idonei TOTALE VENDITE Esportazioni TOTALE AI CLIENTI VENDITE NAZIONALI Fonte: HEP, Annual Report 2004 NOTA: AT=Alta tensione; MT=Media tensione; BT=Bassa tensione 14

5.5.1. L infrastruttura La rete di distribuzione è costituita da circa 100.000 km di linee e include 22.593 stazioni di trasformazione. Le linee possono essere così classificate: Linee in alta tensione (110 kv): - 66 km di linee aeree; - 4 km di linee interrate; Linee in media tensione (35, 30 kv): - 3.505 km di linee aeree; - 1.074 km di linee interrate; - 142 km di linee sottomarine; Linee in media tensione (20 kv): - 2.194 km di linee aeree; - 1.142 km di linee interrate; - 35 km di linee sottomarine; Linee in media tensione (10 kv): - 21.655 km di linee aeree; - 8.424 km di linee interrate; - 188 km di linee sottomarine; Linee in bassa tensione (0,4 kv): 61.523 km di linee di cui 48.106 km di linee aeree e 13.417 km di linee sotterranee. La rete dispone inoltre di stazioni con diverso livello di voltaggio: 110/10(20) kv: 6 stazioni; 35(30)/10(20)kV: 339 stazioni; 20/0,4 kv: 2.059 stazioni; 10/0,4 kv: 20.189 stazioni. 5.5.2. Le tariffe di distribuzione Le tariffe di distribuzione, come quelle di trasporto, sono determinate sulla base delle indicazioni del Regolatore. Rimandiamo quindi alla sezione sulle tariffe di trasporto per la discussione circa la composizione della tariffa. I dati più recenti disponibili sul costo dell elettricità indicano un costo medio ponderato per gli utenti finali pari a 6,7 c /kwh con: Utenti residenziali: 7,2 c /kwh; Utenti commerciali; 7,5 c /kwh; Utenti industriali: 4,2 c /kwh. Il confronto del costo dell elettricità dei consumatori industriali e residenziali croati (effettuato sulla base dei dati Eurostat per utenti industriali e residenziali) con la media europea e il costo sostenuto dalle stesse categorie di utenza in altri paesi dell Europa centro-orientale sono riportati nelle tabelle seguenti. 15 15.I dati Eurostat calcolano il costo all utente finale per un utente rappresentativo, in altre parole per un utente con caratteristiche di consumo ritenute rappresentative della classe di utenza cui appartiene; le caratteristiche dell utente sono omogenee per tutti i paesi inclusi nella rilevazione e rendono possibile il confronto internazionale. Tali dati possono tuttavia differire da quelli comunicati da altre fonti (ad esempio Regolatore, Ministero, etc) che sono in generale calcolati come sulla base delle caratteristiche di consumo specifiche del paese e quindi non direttamente confrontabili a livello internazionale. 15

Figura 5.7 Costo dell elettricità per utenti industriali (2005) 8 7 6 5 c /kwh 4 3 2 1 0 Europa (25 paesi) Europa (15 paesi) Croazia Polonia Repubblica Ceca Fonte: Eurostat NOTA: Ai fini del confronto il consumatore industriale è definito come un consumatore con livello di consumo annuo pari a 2.000 MWh e una domanda di punta di 500 kw; prezzi in c /kwh al netto delle tasse. Si può notare come il costo dell elettricità per gli utenti industriali è sotto la media europea sia nel caso si considerino 25 paesi sia nel caso in cui se ne considerino 15. La Croazia ha inoltre uno dei costi più bassi fra i paesi dell Europa centro-orientale, ed è seconda solo alla Polonia, in cui il costo, al netto delle tasse, risulta inferiore di circa il 9%. Figura 5.8 Costo dell elettricità per utenti residenziali (2005) Romania Slovacchia Slovenia 12 10 8 c /kwh 8 4 2 0 Europa (25 paesi) Europa (15 paesi) Croazia Polonia Repubblica Ceca Romania Slovacchia Slovenia Fonte: Eurostat NOTA: Ai fini del confronto il consumatore residenziale è definito come un consumatore con livello di consumo annuo pari a 3.500 kwh, di cui 1.300 kwh notturni; prezzi in c /kwh al netto delle tasse. La situazione per gli utenti residenziali è leggermente diversa. Sebbene la Croazia continui ad avere un costo dell elettricità nettamente inferiore alla media europea, la sua posizione relativa nei confronti degli altri paesi dell Europa centro-orientale è leggermente diversa. Ancora una volta i costi inferiori sono quelli registrati in Polonia, seguita da Romania e Croazia. L analisi dei differenziali di prezzo mostra che i prezzi registrati in Polonia sono del 16% più bassi di quelli croati; il differenziale si riduce al 6% nei confronti della Romania. 16

5.6. L apertura alla concorrenza e i principali operatori del mercato Il grado di apertura effettivo del mercato croato è ancora piuttosto ridotto. A partire dal 1 gennaio 2005 sono idonei i clienti il cui consumo annuo è superiore a 20 GWh. Ci sono attualmente 39 clienti idonei che costituiscono il 13% circa della domanda. Il programma di apertura del mercato della Croazia è piuttosto ambizioso: Dal 1 luglio 2006 la soglia di idoneità si abbasserà a 9 GWh; Dal 1 luglio 2007 saranno idonei tutti i consumatori non residenziali; Dal 1 luglio 2008 saranno idonei tutti i consumatori finali. Sebbene formalmente il grado di apertura potenziale del mercato sarà pari al 100% nel 2008, qualche perplessità esiste su quale sarà il grado di apertura effettivo, in altre parole su quanti saranno gli utenti finali che eserciteranno il proprio diritto di scelta del fornitore. Questa perplessità nasce anche dal fatto che il mercato croato è nelle primissime fasi del processo di liberalizzazione e la concorrenza sul mercato è attualmente praticamente inesistente. Al momento è prematuro azzardare stime sul sentiero evolutivo che seguirà la liberalizzazione del settore. La struttura attuale del mercato vede i primi ingressi di operatori stranieri nel settore della generazione, mentre sono ancora saldamente in mano pubblica tutte le fasi a valle della generazione. 5.7. Futuri scenari di sviluppo del mercato (privatizzazioni ed investimenti) Nel 2002 è stata approvata la legge sulla privatizzazione di HEP. La legge stabilisce che fino all ingresso della Croazia nell Unione Europea, HEP mantenga la proprietà esclusiva delle sussidiarie che svolgono le attività di trasmissione e distribuzione e che hanno la proprietà delle infrastrutture. La privatizzazione si svolgerà nel modo seguente: Il 7% delle azioni sarà trasferito a titolo gratuito ai veterani di guerra e ai loro familiari; Fino al 7% delle azioni sarà venduto a condizioni preferenziali (determinate dal Governo) a dipendenti ed ex dipendenti di HEP; Non meno del 15% delle azioni sarà venduto sul mercato tramite offerta pubblica di vendita (IPO) a: - Cittadini croati che avranno diritti di prelazione e condizioni economiche agevolate fissate dal Governo al momento della quotazione di HEP; - Persone giuridiche croate e investitori stranieri ma senza diritti di prelazione e condizioni economiche agevolate. Le azioni residue saranno vendute a condizioni di mercato sul mercato dei capitali con modalità che saranno determinate dal Governo. Il Governo manterrà la proprietà del 51% di HEP fino all ingresso della Croazia nell Unione Europea (previsto per il 1 gennaio 2007). La legge di privatizzazione impone anche che: fino a quando il Governo deterrà il 50% e oltre di HEP, la società non potrà entrare in transazioni il cui valore superi il 3% del valore degli asset senza il consenso preventivo del Governo; il Governo potrà siglare accordi che definiscano i diritti di voto delle azioni in mano pubblica; nessuno, tranne il Governo, può detenere più del 10% dei diritti di voto; fino a quando il Governo deterrà una azione di HEP con diritto di voto, HEP non potrà, senza il consenso preventivo del Governo, decidere di: - sciogliere la società; - rinunciare a licenze o autorizzazioni per lo svolgimento di attività di interesse pubblico; - spostare la sede principale della società all estero. Nel caso di liquidazione di HEP, il Governo, fino a quando deterrà almeno un azione con diritto di voto, avrà la prelazione sull acquisto dei relativi asset. Il Governo è tenuto a presentare trimestralmente al Parlamento un rapporto sullo stato di avanzamento del processo di privatizzazione. 17

Figura 5.9 Privatizzazione di HEP Governo (fino all ingresso della Croazia nell UE) Veterani Lavoratori HEP IPO Mercato dei capitali Il processo è ancora nella fase preliminare in quanto si sta concludendo la fase di ristrutturazione di HEP ma si prevedono significativi passi avanti entro la fine dell anno. Il Governo ha inoltre cominciato nel 2004 un massiccio programma di investimenti per garantire la sicurezza delle forniture, sia in termini di costruzione di nuova capacità (nazionale ed acquisita all estero) che in termini di ricostruzione e potenziamento delle infrastrutture distrutte durante il conflitto degli anni novanta e di misure per la riduzione delle perdite di rete. A tale programma, il Governo ha affiancato programmi di incentivo all uso delle rinnovabili e modifiche della regolamentazione volte al contenimento dei costi operativi delle imprese elettriche e alla fissazione di prezzi e tariffe sulla base di consolidati principi economici. Box 5.3 Il processo di privatizzazione La dismissione di attività pubbliche avviene tramite due modalità principali: gara pubblica e asta pubblica. Offerta pubblica l offerta pubblica è usata nel caso in cui il Fondo di Privatizzazione (Hravatski Fond za Privatizaciju HFP) detenga nella società privatizzanda un quota di capitale di notevole entità oppure nel caso di privatizzazione di società che operano in settori considerati strategici. Le fasi principali della gara pubblica sono le seguenti: HFP pubblicizza la gara sui mezzi di comunicazione e sul proprio sito web e tramite email indirizzate a ambasciate, camere di commercio e potenziali investitori; I potenziali investitori possono acquistare la documentazione relativa alla gara ed effettuare una due diligence; Entro il termine previsto dal bando, le offerte devono essere inviate all HFP; le offerte di potenziali investitori che non abbiano acquistato la documentazione relativa alla gara (il cui costo è pari a 15.00 kuna) almeno 48 ore prima della scadenza del termine non sono prese in considerazione. L apertura delle buste avviene il giorno fissato per la consegna; Il senior executive team e il consiglio di amministrazione dell HFP, assieme al Governo croato, valutano le offerte; Viene firmato il contratto. Il criterio di selezione del vincitore non si basa solo sul prezzo offerto ma tiene in considerazione anche i piani di investimento e sviluppo proposti dal potenziale acquirente, così come il subentrare nelle passività dell azienda nei confronti di dipendenti e creditori. L HFP è obbligato a comunicare per iscritto gli esiti della gara a tutti i partecipanti. Asta L HFP vende le proprie partecipazioni di minoranza nelle imprese tramite asta pubblica sul mercato borsistico di Zagabria. Possono acquistare azioni tutte le persone fisiche e giuridiche croate e straniere che siano registrate come partecipanti al mercato borsistico. Il prezzo varia da 1 kuna per le imprese in bancarotta, al valore nominale dell azione per le imprese con maggiore solidità. La transazione è liquidata in contanti entro 7 giorni dal momento della sua conclusione. 18