Polonia I mercati energetici dell'est Europa: opportunità per le imprese italiane nel settore elettrico e del gas - UniCredit Group
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RELAZIONI ISTITUZIONALI E INTERNAZIONALI
Polonia
I mercati energetici dell’est Europa:
opportunità per le imprese italiane
nel settore elettrico e del gas
Polonia 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 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 03
3.1. Gli scambi con l’estero . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 04
4. Politica energetica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 05
5. Il settore elettrico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 05
5.1. Contesto regolatorio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 06
5.2. La domanda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 07
5.3. L’offerta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 08
5.4. La trasmissione e il bilanciamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
5.5. La distribuzione e la vendita . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
5.6. L’apertura alla concorrenza . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
5.7. Futuri scenari di sviluppo del mercato (privatizzazioni ed investimenti) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
6. Il mercato del gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
6.1. Contesto regolatorio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
6.2. La domanda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
6.3. L’offerta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
6.4. Il trasporto e lo stoccaggio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25
6.5. La distribuzione e la vendita . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
6.6. L’apertura alla concorrenza . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
6.7. Futuri scenari di sviluppo del mercato (privatizzazioni ed investimenti) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
7. Il rispetto degli obblighi di emissione . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
8. Finanziamenti per il settore dell’energia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
8.1. Finanziamenti internazionali . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
8.2. Strumenti finanziari e assicurativi del Governo italiano . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
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
9.1. Settore elettrico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46
9.2. Settore del gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46
10. Istituzioni di riferimento e indirizzi utili . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48
11. Glossario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49
12. Unità di misura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50
i
Lista delle figure
Figura 3.1 Tasso di crescita reale e inflazione . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 03
Figura 3.2 Composizione PIL per settore . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 03
Figura 3.3 Andamento mensile di importazioni, esportazioni e saldo della bilancia commerciale . . . . . . . . . . 04
Figura 3.4 Esportazioni verso l’Italia e importazioni dall’Italia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 04
Figura 3.5 Esportazioni e importazioni per paese . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 04
Figura 5.1 Attività del settore elettrico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 05
Figura 5.2 Consumi nazionali di energia elettrica (TWh) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 07
Figura 5.3 Evoluzione della capacità di generazione . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 08
Figura 5.4 Composizione della capacità di generazione . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 08
Figura 5.5 Produzione netta di elettricità . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 09
Figura 5.6 Composizione della produzione per combustibile . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
Figura 5.7 Andamento di produzione e consumi . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
Figura 5.8 Rete di trasmissione della Polonia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
Figura 5.9 Rete di trasmissione con indicazione delle zone di distribuzione . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
Figura 5.10 Costo dell’elettricità per utenti industriali (2005) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
Figura 5.11 Costo dell’elettricità per utenti residenziali (2005) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
Figura 6.1 Evoluzione della domanda di gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
Figura 6.2 Numero di utenti industriali . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
Figura 6.3 Produzione e consumo di gas naturale 1990-2001 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
Figura 6.4 Importazioni per paese (mln m3) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
Figura 6.5 Evoluzione delle quote di importazione 2001-2004 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
Figura 6.6 Ubicazione dei siti di stoccaggio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
Figura 6.7 Rete di distribuzione . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28
Figura 6.8 Prezzi del gas per utenti industriali (2005) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
Figura 6.9 Prezzi del gas per utenti residenziali (2005) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
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 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 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 03
Tabella 5.1 Impianti termici di proprietà pubblica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 09
Tabella 5.2 Componenti della tariffa di trasmissione (2005) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
Tabella 5.3 Tariffe di ZEB S.A. (2003) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
Tabella 5.4 Partecipazione del settore privato alla generazione (al marzo 2004) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
Tabella 8.1 Progetti World Bank attivi in Polonia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
Tabella 8.2 Progetti proposti . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
Tabella 8.3 Progetti approvati da EBRD negli ultimi 3 anni . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
ii
1. Introduzione
L’adesione della Polonia all’Unione Europea ha aperto nuove prospettive per il settore energetico del
paese. Il processo di liberalizzazione del settore dell’energia in Polonia è cominciato ormai da diversi
anni ma l’ingresso della Polonia nell’Unione Europea e l’adeguamento alla normativa comunitaria
rendono necessari ulteriori e significativi cambiamenti.
La riorganizzazione del settore dell’energia (elettricità e gas) è cominciata nel 1997, con l’emanazione
della Legge sull’Energia che ha suddiviso la filiera elettrica e quella del gas nelle sue attività fondamentali
(produzione, trasmissione, distribuzione e vendita) e ha istituito un regolatore indipendente.
Gli emendamenti alla Legge approvati nel marzo 2005 hanno reso le norme che regolano il settore
conformi alle Direttive Europee del 2003 sul mercato interno del gas e dell’elettricità e hanno aperto la
strada alla piena liberalizzazione del settore.
Rimangono tuttavia dei nodi irrisolti, sui quali le istituzioni non si sono ancora pronunciate in via definitiva,
quali i contratti di lungo termine a prezzo amministrato (PPAs) che coprono circa fra il 60 e il 70% della
produzione di energia elettrica; la necessità per le imprese produttrici di elettricità di un consolidamento
con le imprese di fornitura per fronteggiare la concorrenza delle altre imprese elettriche europee, che
presentano un maggior grado di integrazione verticale; la creazione dei margini di riserva strategica per
petrolio e gas. Un ulteriore problema della Polonia, rispetto ad altri paesi dell’Unione Europea, è dato
dalla complessità delle norme che regolano gli scambi di energia con i paesi non-europei e alla
mancanza di una chiara definizione delle regole per gli investimenti in infrastrutture di trasmissione che
limitano l’interscambio con i paesi circostanti.
La vera grande sfida della Polonia rimane tuttavia quella della privatizzazione delle imprese di stato che
operano nel settore dell’energia. Si stima che attualmente circa il 75% degli impianti di produzione e
il 25% degli impianti di cogenerazione siano in mano pubblica, così come l’80% delle società di
distribuzione e il 100% di PGNiG che controlla circa il 95% del mercato del gas.
La proprietà pubblica rischia di creare una barriera alla ristrutturazione e al rafforzamento delle società
dell’energia, che si trovano ora a competere con le grandi società che operano a livello europeo. È quindi
necessario attrarre capitali privati che consentano l’ammodernamento delle infrastrutture e degli
impianti di produzione. Tale necessità ha indotto il governo a una maggiore apertura verso gli investitori
privati e ad aumentare le quote di capitale destinate alla privatizzazione.
01
2. Struttura di governo e organizzazione dello stato
Superficie 312.685 km2
Capitale Varsavia
Principali città Lodz, Cracovia, Wroclaw, Poznan, Gdansk, Szczecin,
Bydgoszcz, Katowice, Lublin
Popolazione 38,6 milioni
Tasso di crescita della popolazione 0.02% (2004); 0.03% (2005, stima)
Lingua ufficiale Polacco
Moneta Zloty (PLN)
Forma di governo Repubblica
3. Scenario economico
PIL 885,3 mld PLN (2004), 939,9 mld PLN (2005, stima)
Variazione reale del PIL +5,4% (2004), +3,3% (2005, stima)
Composizione del PIL Agricoltura:2,9%; Industria: 31,3%; Servizi: 65,9% (2004, stima)
PIL pro capite $ 12,000 (2004, stima)
Disoccupazione 19,1 (2004), 17,8% (2005, stima)
Inflazione (valore medio annuo) 3,5% (2004), 2,3% (2005, stima)
Tasso di cambio/€ (valore medio annuo) 4,53 (2004), 4,02 (2005, stima)
Tasso di interesse
(WIBOR-3M, valore medio annuo) 6,08 (2004), 9,93% (2005, stima)
Debito pubblico/PIL 43,60% (2004), 42,1% (2005, stima)
IDE/PIL 2,5% (2004), 2,2% (2005, stima)
Bilancia commerciale -11,7 mld € (2004)
Produzione industriale +10% (2004, stima)
Esportazioni 59,7 mld € (2004)
Importazioni 71,4 mld € (2004)
Principali settori esportatori Veicoli stradali, settore meccanico (macchine e impianti),
elettrotecnica, sistema moda
Principali settori importatori Meccanico (macchine, impianti), sistema moda, chimico,
metallurgia
Principali paesi fornitori Germania, Italia, Russia, Francia
Principali paesi clienti Germania, Francia, Italia, Russia
Debito estero 99.15 mld $ (2004, stima)
Fonte: Unicredit, ICE
Fra tutti i paesi dell’Europa centro-orientale, la Polonia è quello che ha avuto il ritmo medio di crescita
più sostenuto nel primo decennio dal passaggio da un’economia di Stato a quella di mercato.
Dopo il notevole rallentamento che l’economia polacca ha registrato nel 2001 e nel 2002, passando
da un tasso di crescita del PIL del 4% del 2000 a un valore dell’1% e 1,3% rispettivamente, una
decisa accelerazione dell’economia si è verificata a partire dal secondo trimestre del 2003, con
un incremento del PIL attestatosi su base annua sul 3,7%. L’andamento del tasso di crescita e
dell’inflazione nel periodo 1997-2004 e le previsioni per il triennio 2005-2007 sono rappresentate in
Figura 2.1.
02
Figura 3.1 Tasso di crescita reale e inflazione
Tasso di crescita reale (%) Inflazione (%)
6 4
3,5
5,5
3
5
2,5
4,5 2
1,5
4
1
3,5
0,5
3 0
2003 2004 2005f 2006f 2007f 2003 2004 2005f 2006f 2007f
Fonte: Eurostat, ICE
Dal 1990 l'incidenza dell'agricoltura sulla formazione del Prodotto Interno Lordo è in progressivo calo.
Il contributo dell'agricoltura al PIL nel 2001 era pari al 3,8% rispetto al 2,9% del 2004. Tale diminuzione è
dovuta, tra l'altro, al rapporto sfavorevole dei prezzi. Il totale della produzione agricola e costituita per
il 52,3% dai prodotti della terra e per il 62,7% da quelli animali. Nonostante i cambiamenti in molti
settori dell'agricoltura, la Polonia vanta una posizione di leader europeo ed anche mondiale per quanto
riguarda la produzione ortofrutticola. I dati relativi all’evoluzione degli ultimi anni della composizione per
settore del GDP sono riportati nella Figura 3.2.
Figura 3.2 Composizione PIL per settore
Fonte: nostri calcoli su dati Banca Mondiale
Le previsioni per l’anno in corso e di quelli successivi sono risultati importanti, se si rapportano a una
non favorevole congiuntura economica europea (in particolare della Germania, primo partner commerciale
polacco), nonché alle incertezze della politica economica del Governo.
L’andamento dei principali indicatori macroeconomici nel breve/medio periodo è riassunto nella Tabella 3.1.
Tabella 3.1 Principali Indicatori Macroeconomici
2003 2004 2005e 2006f 2007f
Crescita PIL (%) 3,8 5,4 3,3 4,8 5,1
Inflazione (%) 0,8 3,5 2,3 2,8 2,8
Disoccupazione (%) 20 19,1 17,8 16,4 15,8
Tasso di cambio /€ 4,4 4,53 4,02 3,85 3,7
WIBOR 3M 5,69 6,08 4,93 5,04 5,00
Investimenti esteri diretti/PIL 2,7 2,5 2,2 2,6 3,0
Debito pubblico/PIL 45,3 43,6 42,1 42,5 41,6
Fonte: Unicredit
03
3.1. Gli scambi con l’estero
La forte crescita economica registrata all’inizio del 2004 è stata trainata da due fattori principali. In primo luogo,
la diminuzione dei tassi di interesse in seguito a un periodo di profonda ristrutturazione microeconomica.
Inoltre, la rapida crescita delle esportazioni dovuta alla svalutazione dello zloty. Nel 2004 le esportazioni
hanno raggiunto i 53,6 mld $ e le importazioni 68,0 mld $.
Figura 3.3 Andamento mensile di importazioni, esportazioni e saldo della bilancia commerciale
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0 giu-04 lug-04 ago-04 set-04 ott-04 nov-04 dic-04 gen-05 feb-05 mar-05 apr-05
-1.000
Dall’analisi di settore dell’ultimo quinquennio emerge un quadro pressoché immutato nel tempo, con
piccoli aumenti che seguono l’andamento positivo dell’interscambio polacco. Gli autoveicoli hanno
registrato un leggero aumento, mentre i macchinari restano sempre forti, con aumenti rilevanti delle
esportazioni polacche verso l’Italia. In leggera contrazione appare il settore dell’elettrotecnica, che nello
scorso biennio aveva registrato ottime performance. Sono in flessione i beni di consumo, sia perché il
mercato polacco è ormai abbastanza maturo, ma anche per le difficoltà registrate nel settore occupazionale.
Figura 3.4 Esportazioni verso l’Italia e importazioni dall’Italia
Esportazioni Importazioni
30,0%
40,0%
35,0% 25,0%
30,0%
20,0%
25,0%
20,0% 15,0%
15,0% 10,0%
10,0%
5,0%
5,0%
0,0% 0,0%
Agricoltura Macchinari Materiali e Minerali e Tessili e Veicoli a Macchinari Materiali e Minerali e Prodotti in Tessili e Veicoli a
Allevamento fornitura Metalli Abbigliamento motore fornitura Petrolio Metallo Abbigliamento motore
industriali industriali
Fonte: ICE, 2004
Il panorama dei principali Paesi partner non mostra negli anni variazioni di rilievo. L’unione Europea è il primo
mercato, sia di approvvigionamento (61,1%) che di sbocco (68,8%), per l’interscambio polacco. Il principale
partner commerciale si conferma la Germania, mentre l’Italia si attesta al secondo posto.
Figura 3.5 Esportazioni e importazioni per paese
Esportazioni 2004 per paese Importazioni 2004 per paese
0,35 0,3
0,3
0,25
0,25
0,2
0,2
0,15
0,15
0,1
0,1
0,05
0,05
0 0
Germania Francia Italia Gran Paesi Bassi Altri Resto Canada Italia Russia Francia Cina Altri
Bretagna paesi UE del mondo Paesi UE
Fonte: ICE, 2004
04
4. Politica energetica
Regolatore Urzad Regulacji Energetyki – URE
Riserve petrolifere accertate 26,1 mln t (2004)
Produzione petrolifera 600.000 t (2003)
Consumi petroliferi 420.000 bbl/giorno (2002)
Importazioni nette di petrolio 413.700 bbl/giorno (2001)
Capacità di raffinazione 350.000 bbl/giorno (2004)
Riserve di gas naturale 109.5 Bcm (2004)
Produzione di gas naturale 4,3 Bcm (2004)
Consumo di gas naturale 13,4 Bcm (2004)
Importazioni nette di gas naturale 9.3 Bcm (2004)
Produzione di carbone Circa 100 mln t (2004)
Consumo di carbone n.d.
Importazioni nette di carbone La Polonia è un paese esportatore di carbone
Riserve carbonifere 22,2 mld t (2004)
Capacità di generazione 34.715 MW
Produzione elettrica netta 138.9 TWh
Consumo di elettricità 112.7 TWh
Operatori principali del mercato PSE, PGNiG
5. Il settore elettrico
Prima del 1990 il settore elettrico era organizzato in 5 utility regionali verticalmente integrate. Nel 1990
il settore è stato ristrutturato e le 5 utility hanno dato vita a 32 generatori, una società di trasmissione e
33 società di distribuzione.
Nel 1997 è cominciato il processo di liberalizzazione, con la Legge sull’Energia che ha separato le
funzioni principali della filiera (generazione, trasmissione e distribuzione) e istituito un regolatore
indipendente (Urzad Regulacji Energetyki – URE).
Figura 5.1 Attività del settore elettrico
05Box 5.1 Urzad Regulacji Energetyki – URE
Il regolatore del settore (URE) è stato istituito con la Legge sull’Energia del 1997 (vedi Box 5.3). I
compiti principali di URE sono (i) il rilascio, la modifica e la revoca delle licenze per lo svolgimento di
attività del settore energetico; (ii) approvazione e controllo delle tariffe; (iii) esame dei piani di
espansione e di sviluppo delle reti e della capacità; (iv) verifica della qualità dell’offerta e del
servizio; (v) la risoluzione delle controversie; (vi) l’imposizione di sanzioni pecuniarie; (vi) la
pubblicazione di informazioni.
URE è governata da un Presidente nominato dal Presidente del consiglio dei Ministri su proposta
del Ministro dell’Economia per un periodo di 5 anni; la nomina può essere rinnovata per ulteriori 5
anni. Il presidente è coadiuvato da un vice presidente, nominato dal Ministro dell’Economia su
proposta del Presidente di URE. La sede principale di URE è a Varsavia; vi sono inoltre 8 sedi
regionali sotto la responsabilità di altrettanti direttori regionali.
Il settore elettrico polacco ha una struttura “mista”, nel senso che prevede la presenza contemporanea
di contratti bilaterali (che è il modo principale in cui l’energia è contrattata) e di un mercato all’ingrosso
dell’elettricità (Gielda Energji), dove gli operatori contrattano le proprie forniture e, soprattutto, l’elettricità
necessaria a mantenere il bilanciamento fra immissioni in rete e prelievi dei propri clienti finali.
Box 5.2 Gielda Energji
La borsa elettrica polacca (Gielda Energji) ha sede a Varsavia. Ha cominciato ad operare nel 2000
e il suo capitale è detenuto dal Ministero del Tesoro, dall’operatore di sistema (PSE-TSO) e dai
principali operatori del mercato (Elektrim, Endesa e la borsa di Varsavia).
Si tratta di un mercato non obbligatorio; in altre parole, gli operatori sono liberi di contrattare le
proprie forniture sia tramite contratti bilaterali sia operando sul mercato organizzato. Attualmente
sul mercato organizzato è contrattato circa il 2% di tutta l’elettricità consumata (il 70% è coperto da
contratti di lungo periodo firmati da PSE, il 25% da contratti bilaterali e il 4% da impianti must run,
da impianti cioè che per ragioni tecniche devono funzionare secondo modalità e tempi previsti
dall’operatore di sistema.
5.1. Contesto regolatorio
La Legge sull’Energia del 1997, i cui principi fondamentali si richiamano ai principi della Direttiva
Europea 96/92/CE sulla realizzazione del mercato interno dell’elettricità, ha avviato il processo di
liberalizzazione del mercato polacco.
I principi fondamentali che governano il mercato polacco dell’energia possono essere riassunti in:
■ Licenza per svolgere qualsiasi attività del settore energetico;1
■ Accesso regolamentato alle reti di trasmissione e distribuzione (TPA regolato);
■ Evidenza contabile distinta per ogni attività svolta (“separazione contabile”);
■ Tariffe regolate per clienti vincolati.
La licenza è concessa dal regolatore alle imprese che abbiano le caratteristiche tecniche ed economiche
necessarie allo svolgimento dell’attività.
In Polonia è in vigore un TPA regolato, ossia, l’accesso alla rete di trasporto e alle reti di distribuzione
deve essere garantito a parità di condizioni e senza discriminazione a tutti gli utenti che ne facciano
richiesta e che siano in possesso dei necessari requisiti tecnici ed economici. L’accesso può essere
rifiutato solo nel caso in cui non vi sia capacità sufficiente, o se la connessione del nuovo utente mette
a repentaglio la sicurezza del sistema.
Le tariffe di rete sono calcolate dalle società sulla base dei principi fissati dal Regolatore, al quale devono
essere sottoposte per l’approvazione.
1. Costituiscono una eccezione a questo principio generale alcune attività di piccolissime dimensioni quali, ad esempio, la generazione da impianti di capacità inferiore
06 a 5 MW (il limite precedente era 1MW) e il trasporto e la distribuzione di combustibili gassosi in reti di capacità inferiore a 1 MJ/s. L’elenco completo delle attività è
contenuto nella legge, consultabile sul sito del Regolatore.Nel maggio 2004 è stato fatto un ulteriore passo avanti nella liberalizzazione della fornitura con il
rilascio a 291 società (incluse le maggiori utility europee) della licenza per il trading di elettricità in
Polonia. Tuttavia, il regolatore ha rilevato come i clienti idonei polacchi (cioè i clienti con livello di
consumo superiore a 1 GWh/anno) siano riluttanti a cambiare fornitore. Tale timore è spesso giustificato
sulla base del comportamento discriminatorio dei distributori.
Box 5.3 Legge sull'Energia2
La Legge sull’Energia è stata approvata il 10 Aprile 1997 ed è entrata in vigore 6 mesi dopo la
sua approvazione. Si applica all’intero settore (elettricità e gas) e contiene i principi che ne
regolano lo sviluppo, definisce le linee guida della politica energetica, le condizioni per la
concessione delle licenze necessarie per lo svolgimento delle attività del settore elettrico e i
principi per la determinazione delle tariffe. Scopo della Legge è “creare le condizioni per lo
sviluppo sostenibile del paese, la sicurezza degli approvvigionamenti, l’uso razionale dell’energia,
lo sviluppo della concorrenza sui mercati energetici, proteggere l’ambiente, il rispetto degli
obblighi internazionali, la protezione dei consumatori e la minimizzazione dei costi”. I principi
fondamentali possono essere sintetizzati come segue:
■ Istituzione di un regolatore indipendente il cui presidente è nominato dal Governo per un periodo
di 5 anni (che può essere rinnovato);
■ Introduzione di un Third Party Access (TPA) regolato per l’accesso alle reti di trasporto e
distribuzione che garantisca parità di trattamento fra gli utenti dei servizi di rete;
■ Determinazione delle tariffe con frequenza minima annuale e basate sui costi “giustificabili”;
■ Definizione dei criteri per la concessione delle licenze;
■ Definizione dei contenuti dei contratti di trasporto, distribuzione e fornitura e degli oneri di
connessione alle reti e degli obblighi degli operatori della trasmissione e della distribuzione;
■ Obbligo dell’introduzione in rete di quote di energia prodotta da fonti rinnovabili e dell’energia
prodotta da cogenerazione;
■ Definizione del ruolo dello stato nella programmazione energetica e degli enti locali nella
programmazione a livello regionale e obbligo per le imprese di trasporto e distribuzione di
predisporre piani di sviluppo delle reti per un periodo minimo di 3 anni.
5.2. La domanda
La Polonia è il principale mercato energetico dei paesi dell’Europa centro-orientale. Nel 2003 la domanda è
stata pari a circa 139 TWh, aumentata a 142 TWh nel 2004 (+1,9%). La domanda tiene conto del
consumo degli utenti finali (nazionali ed esteri, quindi anche delle esportazioni) e delle perdite di sistema.
Queste ultime sono piuttosto consistenti e pari a circa il 10% dell’elettricità immessa in rete.
L’evoluzione dei consumi nazionali è riportata in Figura 5.2
Figura 5.2 Consumi nazionali di energia elettrica (TWh)
Fonte: PSE
2. La versione inglese della Legge sull’Energia può essere consultata all’indirizzo http://www.elektrownie-wiatrowe.org.pl/en/inne/energy_law.pdf: la versione in lingua 07
originale può essere consultata sul sito del regolatore http://www.ure.gov.plLe previsioni attualmente disponibili indicano un’espansione sostenuta della domanda di energia
elettrica anche per i prossimi anni. Naturalmente l’espansione della domanda di energia elettrica dipenderà
in modo cruciale dalla crescita economica. Le stime attuali indicano che per tassi di crescita del PIL
reale compresi fra 2,3 e 5% il livello della domanda oscillerà fra i 202 e i 280 TWh nel 2020.
5.3. L’offerta
Vi è un numero elevato di produttori in Polonia, sia privati che pubblici. Tuttavia il settore della generazione
è ancora fortemente dominato dallo stato in quanto anche i produttori privati sono legati a PSE da
Purchasing Power Agreements (PPAs) di lungo periodo (35 anni), stipulati fra il 1994 e il 1998 principalmente
per incentivare gli investimenti nella modernizzazione dei vecchi impianti alimentati da combustibili
fossili (carbone e lignite) per rispettare i vincoli sulle emissioni.3
Si stima che attualmente circa il 70% della produzione di energia sia coperta da PPA, che sono considerati
uno dei nodi cruciali da sciogliere per garantire l’effettiva liberalizzazione del mercato.
5.3.1. Capacità installata
La capacità attualmente installata in Polonia è di circa 33.600 MW, di cui il 94% è capacità
termoelettrica e il restante 6% è idroelettrica e da fonti rinnovabili.
Figura 5.3 Evoluzione della capacità di generazione
Fonte: US Department of Energy, PSE
Se si analizza la composizione della capacità attualmente in uso, è evidente la netta prevalenza di
carbone e lignite quali combustibili e il ruolo limitato di capacità idroelettrica e fonti rinnovabili.
Figura 5.4 Composizione della capacità di generazione
Fonte: calcoli NERA su dati PSE
08
3. Per maggiori dettagli sui PPAs si veda il Box 5.4.I produttori principali includono 17 grandi impianti e 19 impianti di cogenerazione pubblici. 4 impianti
termoelettrici sono stati privatizzati. URE ha concesso 122 licenze di generazione per impianti con
capacità superiore a 5 MW ma generalmente di piccola e media dimensione, segnalando in tal modo il
ruolo sempre crescente che i piccoli e medi produttori indipendenti hanno nella generazione di elettricità.
Tabella 5.1 Impianti termici di proprietà pubblica
Impianto MW Combustibile Impianto MW Combustibile
Belchatow 4.320 carbone Siekierki 572 antracite
Kozienice 2.720 antracite 50 antracite
Turow 2.120 carbone Adamow 600 carbone
Tadeusz Kosciusco 1.800 antracite Olstroleka 626 antracite
Rybnik 1.760 antracite 67 antracite
Dolna Odra 1.720 antracite Skawina 590 antracite
Opole 1.490 antracite Konin 395 carbone
Patnow 1.200 carbone 93 carbone
400 olio combustibile Stalowa Wola 275 antracite
Polaniec 1.490 antracite 110 antracite
Jaworzno III 1.290 antracite Blanchownia 220 antracite
Laziska 1.040 antracite 61 antracite
Lagisza 840 antracite Plock 275 olio combustibile
Siersza 740 antracite Zeran 235 antracite
15 antracite
Fonte: US Department of Energy
NOTA: Gli impianti attualmente privatizzati sono: Polaniek, Rybnik e il complesso produttivo Patnow-Adamow-Konin (PAK)
L’ingresso della Polonia nell’Unione Europea ha portato il settore della generazione a dover affrontare
sempre maggiori pressioni concorrenziali e ambientali. L’elevata percentuale di impianti che producono
da combustibili fossili (carbone e lignite) con tecnologie ormai datate ha portato all’attenzione di regolatore e
governo la necessità di modernizzare gli impianti esistenti relativamente più recenti e di dismettere e
rimpiazzare gli impianti obsoleti.
La maggior parte degli impianti, infatti, è stata costruita negli anni Settanta; attualmente, circa il 60%
degli impianti operativi ha più di 15 anni, il 40% ne ha più di 20 e almeno 1.500 MW sono in servizio
da più di 30 anni. Il problema dell’obsolescenza degli impianti è stato acuito anche dalla mancanza di
investimenti in manutenzione e ammodernamento e quindi si prevede che entro il 2010 non meno di
4.000 MW dovranno essere rimodernati o definitivamente dismessi.
5.3.2. Produzione
Dopo la diminuzione osservata nel 2002, la produzione di elettricità sembra aver ripreso nuovamente il suo
trend crescente, con tasso medio di crescita del 2% annuo.
Figura 5.5 Produzione netta di elettricità
140
135
130
TWh
125
120
115
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
Fonte: US Department of Energy, PSE
09La composizione della produzione per combustibile rende evidente ancora una volta il ruolo di assoluto primo
piano del carbone e della lignite, che forniscono la quasi totalità della produzione.
Figura 5.6 Composizione della produzione per combustibile
Fonte: US Department of Energy, PSE
L’attività di generazione di energia elettrica può essere svolta da qualsiasi società purché in possesso di una
licenza di generazione rilasciata dal regolatore.
La licenza è concessa dal regolatore alle imprese che:
■ Abbiano le caratteristiche tecniche ed economiche necessarie allo svolgimento dell’attività;
■ Dimostrino che il personale addetto ha i necessari requisiti di professionalità;
■ Partecipino a programmi di sviluppo dell’area.
Box 5.4 Power Purchasing Agreements (PPA)
I PPA sottoscritti da produttori e PSE nel periodo 1994-2004 sono una forma di finanziamento di lungo
periodo che sicuramente ha contribuito all’ammodernamento del settore elettrico polacco.
Nonostante i PPA abbiano consentito alla generazione di attrarre investimenti per circa 6 miliardi di
Euro che hanno contribuito alla modernizzazione del settore e a contenere l’impatto delle emissioni
(ricordiamo che oltre l’80% della capacitò di generazione utilizza combustibili fossili), il governo ha
recentemente deciso si abbandonare tale schema a causa dell’impatto negativo sulla struttura del
settore e sulle possibilità di introdurre nella generazione una concorrenza effettiva, attualmente limitata
dalla quota di generazione coperta dai contratti e quindi nella disponibilità di PSE (si calcola sia circa il 70%).
Il governo ha proposto alle parti interessate di terminare i PPA a fronte di compensazioni dirette basate sui
costi non recuperabili (stranded cost) ma ha incontrato resistenze notevoli sia da parte dei produttori
(che si troverebbero esposti alla normale concorrenza di mercato) sia delle banche che hanno contribuito
a finanziare acquisizioni di impianti e/o interventi di modernizzazione e che vedrebbero aumentare
improvvisamente il livello di rischio dell’investimento. Si stima che i costi complessivi risultanti dalla
cancellazione dei PPA sono nell’ordine dei 14-16 mld PLN; un tale ordine di grandezza crea un problema
di reperimento dei fondi per il pagamento delle compensazioni. La soluzione attualmente allo studio prevede
il reperimento di tali fondi sui mercati internazionali tramite emissioni obbligazionarie (securitisation bond issue).
Il governo sembra in ogni caso determinato a risolvere la questione in tempi rapidi e questo porterà
inevitabilmente a una nuova ristrutturazione del settore e, probabilmente, a un maggiore consolidamento
fra generazione e fasi a valle della filiera (distribuzione e fornitura).
10La produzione di elettricità degli ultimi 5 anni è stata superiore ai consumi, facendo della Polonia un
paese esportatore netto (come vedremo in maggior dettaglio nel paragrafo 5.3.3)
Figura 5.7 Andamento di produzione e consumi
Fonte: PSE
Le previsioni attualmente disponibili confermano tale tendenza anche nei prossimi anni, anche se
l’obsolescenza di diversi impianti, assieme agli ammodernamenti necessari per il controllo delle
emissioni, porterà a una riduzione della capacità effettivamente disponibile e alla necessità di nuovi
investimenti per mantenere l’attuale surplus di produzione.
5.3.3. Importazioni ed esportazioni
La Polonia è un paese esportatore di energia. Nel 2002 le esportazioni sono state pari a 9,951 TWh, saliti a
13,039 TWh nel 2003 (con un incremento medio pari a circa il 35%) e a 14,6 TWh nel 2004, con un
incremento complessivo negli ultimi due anni pari a circa il 46,8%.
La Polonia dispone di una capacità complessiva di interconnessione di 3.500 MW, pari a circa il 10% della
potenza installata, distribuita sulle frontiere elettriche con Bielorussia, Germania, Repubblica Ceca, Svezia e
Ucraina.
Le esportazioni sono effettuate da PSE sulla base di contratti pluriennali con diverse società estere:
■ Con una società austriaca per le esportazioni verso l’Austria;
■ Una società svedese per le esportazioni verso la Svezia;
■ Con una società svizzera per le esportazioni verso Germania, Repubblica Ceca, Slovacchia e Ungheria;
■ Con società di distribuzione ceche per le esportazioni verso la Repubblica Ceca attraverso linee a 110
kV gestite dai distributori.
Ai contratti pluriennali si aggiungono contratti di breve e medio termine, contratti per il transito attraverso la
rete polacca di elettricità proveniente dall’estero e destinata a paesi terzi e contratti di dispacciamento che
PSE ha stipulato per esportazioni verso Austria, Germania, Repubblica Ceca, Slovacchia, Svezia e Ungheria
Il sistema di trasmissione polacco è stato sincronizzato nel 1996 con i sistemi di trasmissione dell’Europa
occidentale nell’ambito del sistema CENTREL (gruppo formato dagli operatori di sistema di Repubblica
Ceca, Ungheria, Repubblica Slovacca e Polonia), adiacente al sistema UCTE (Union for the Co-ordination
of Transmission of Electricity), di cui gli operatori di trasmissione aderenti a CENTREL fanno parte e che
coordina gli scambi transfrontalieri fra i paesi europei.
Il notevole incremento delle esportazioni osservato negli anni recenti è stato spesso il risultato di differenziali
di prezzo vantaggiosi osservati fra il mercato elettrico polacco e quello tedesco e fra il mercato polacco e
quello svedese. Nel 2003 è stato siglato un nuovo accordo bilaterale con la Svezia sulla base del quale la
direzione dei flussi di energia e i volumi scambiati dipendono dal differenziale di prezzo fra i prezzi registrati
sul mercato elettrico polacco (Gielda) e su quello svedese (NORDPOOL).
11La Polonia, tramite PSE, sta inoltre intensificando la cooperazione internazionale con diversi paesi:
■ Ucraina: le comunicazioni in fibra ottica lungo la linea a 220 kV che connette Dobrotwór con Zamosc ha
portato alla connessione permanente di Burshtyn Island (Ucraina) con il sistema UCTE;
■ Russia: continua la cooperazione con RAO EES Rossii per valutare la possibilità di costruzione delle linee
a 400 kV Kaliningrad-Elblag e Ros-Bialystok-Narew, oltre che di una linea a fibra ottica fra Varsavia e
Mosca;
■ Bielorussia: sono allo studio diversi progetti per la costruzione di: (i) interconnessioni che consentano le
importazioni/esportazioni di elettricità fra i due paesi; (ii) impianti di cogenerazione che utilizzino il carbone
di provenienza polacca; (iii) una linea a 400 kV;
■ Iraq: nel 2003 PSE ha costituito un consorzio per la partecipare alla ricostruzione delle infrastrutture di
trasmissione in Iraq.
Fino al maggio 2004 PSE godeva di un diritto di monopolio su importazioni ed esportazioni di energia elettrica.
Il diritto è ora decaduto e URE ha concesso diverse licenze di importazione ad altri operatori ma di fatto PSE
mantiene il controllo delle importazioni. Le regole per accedere alla capacità di importazione, infatti, non sono
chiare e meccanismi trasparenti e non discriminatori devono essere ancora implementati.
5.4. La trasmissione e il bilanciamento
L’attività di trasmissione è svolta da Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA (PSE-SA) tramite PSE-OPERATOR SA,
società del gruppo PSE operativa dal 1° luglio 2004.
PSE-OPERATOR SA è titolare della licenza per la trasmissione e distribuzione dell’elettricità sul territorio
polacco per le linee a 750 kV, 400 kV, 220 kV e 110 kV e ha il compito di:
■ Dispacciare gli impianti connessi alla rete di trasmissione e bilanciare il sistema;
■ Garantire la sicurezza dell’offerta di elettricità sul territorio nazionale operando in modo tale da
garantire che il sistema disponga sempre della capacità necessaria a coprire la domanda di punta
più un congruo margine di riserva;
■ Garantire che le operazioni del sistema di trasmissione siano svolte in modo efficiente e al minimo
costo, tenendo conto anche degli scambi transfrontalieri di elettricità;
■ Acquistare i servizi necessari a garantire il corretto funzionamento del sistema;4
■ Garantire il funzionamento della rete eseguendo le necessarie operazioni di manutenzione;
■ Coordinare con i distributori le operazioni sulle linee a 110 kV, comuni al sistema di trasmissione e
di distribuzione.
PSE-OPERATOR è inoltre membro di UCTE, ETSO (European Transmission System Operators Association)
e CENTREL.
5.4.1. L’infrastruttura
La rete di trasmissione polacca include:
■ 1 linea a 750 kV con lunghezza pari a 114 km;
■ 60 linee a 400 kV con una lunghezza complessiva di 4.660 km;
■ 155 linee a 22 kV, con lunghezza complessiva 7.888 km;
■ 14 linee a 110 kV, con lunghezza complessiva 32,6 km;
■ 93 sottostazioni ad altissima tensione.
Le caratteristiche principali del sistema di trasmissione polacco possono essere riassunte nel modo
seguente:
■ Frequenza: 50 Hz con una tolleranza in diminuzione di -0,5 Hz e in aumento di +0,2 Hz;
■ La deviazione massima, nell’arco di 15 minuti, del voltaggio della rete dal valore nominale non può
eccedere l’intervallo [-10%; +5%] nelle linee con voltaggio inferiore a 110 kV e nelle linee a 400 kV
e non può eccedere l’intervallo [-10%; +10%] nelle reti a 110 e 220 kV.
12
4. I servizi necessari al funzionamento del sistema sono i cosiddetti “servizi ancillari” (riserva, bilanciamento e risoluzione delle congestioni).Figura 5.8 Rete di trasmissione della Polonia
750 kv 450 kv 400 kv 200 kv 110 kv
- Linee Aeree Operative
- In Costruzione
- Temporaneamente attive 220 kv
- Sottostazioni 110 kv
- Distribuzione
- Stazione di conversione
- Impianti
- Termoelettrici
- Idroelettrici
- Trasformatori
409/110 kv 409/220/110 kv 220/110 kv
220/110 kv
Fonte: PSE
5.4.2. Le tariffe
Per poter utilizzare il sistema di trasporto, l’utente è tenuto al pagamento dei costi di connessioni alla rete e
delle tariffe di trasporto.
I costi di connessione sono determinati caso per caso sulla base delle caratteristiche tecniche della connessione
richiesta (ad esempio, tipo di linea, necessità di trasformatori, apparecchiature di sicurezza, contatori, etc.)
Le tariffe di trasmissione sono costituite da due componenti:
■ componente fissa, espressa in PLN/MW/anno, a copertura dei costi di capacità; e
■ componente variabile, espressa in PLN/MWh, a copertura dei costi connessi ai volumi trasportati.
Oltre alla tariffa di trasmissione, gli utenti del sistema sono tenuti al pagamento di:
■ una componente a copertura degli oneri di sistema, cioè dei costi sostenuti dall’operatore di sistema per
mantenere qualità, affidabilità e sicurezza del sistema, espressa in PLN/MWh;
■ una componente a copertura degli oneri di bilanciamento (espressa in PLN/MWh); e
■ una componente a copertura degli oneri di misura e degli oneri commerciali (espressa in PLN/punto di
consegna/mese).
13I valori per il 2005 sono riportati nella Tabella 5.2.
Tabella 5.2 Componenti della tariffa di trasmissione (2005)
Ammontare Unità di misura
Componente fissa 83.943,66 PLN/MW/anno
Componente variabile 3,45 PLN/MWh
Oneri di sistema 40,46 PLN/MWh
Oneri di bilanciamento 0,30 PLN/MWh
Oneri di misura e commerciali 4.092,24 PLN/punto di consegna/mese
Fonte: PSE-OPERATOR
Box 5.5 Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA (PSE)
PSE SA è stata costituita nel 1990 dal Ministro dell’Industria come società pubblica detenuta dal
Ministero del Tesoro. Nel 2003 PSE ha venduto 69,6 TWh a distributori, impianti di pompaggio e clienti
idonei e ha esportato circa 13 TWh verso i paesi interconnessi per un totale di 15,5 mld PLN.
PSE svolge attualmente le attività di generazione, trasmissione, dispacciamento e bilanciamento
del sistema e di vendita all’ingrosso. Il 23 ottobre 2003 il consiglio di amministrazione di PSE ha
approvato il piano di ristrutturazione del gruppo che prevede:
i. trasferimento delle attività di trasmissione, dispacciamento e bilanciamento a PSE-Operator;
ii. Ristrutturazione dei contratti di lungo periodo (PPAs) per l’acquisto di energia elettrica;
iii. Creazione delle società PSE-Operator SA (operatore della trasmissione) e PSE-Energia SA (grossista);
iv. Dismissione delle attività non strategiche.
Dopo la ristrutturazione PSE SA ha assunto il ruolo di capo gruppo con compiti di indirizzo strategico e
gestionale. La nuova struttura del gruppo prevede che le diverse attività del gruppo siano articolate
come segue:
■ trading: PSE-ELECTRA SA;
■ operazioni di sistema: 6 società regionali (PSE Póloc Sp. z.o.o., PSE Poludnie Sp. z.o.o., PSE
Wschód Sp. z.o.o., PSE Zachód Sp. z.o.o., PSE Centrum Sp. z.o.o., e PSE-System Sp. z.o.o);
■ generazione: Elektrownie Szczytowo-Pompowe SA;
■ servizi di consulenza: EPC SA e Energo-Utech SA;
■ IT: PSE Info Sp. z.o.o.;
■ Telecomunicazioni: TEL-ENERGO SA e NOM Sp. z.o.o.
Nel corso del 2003 PSE ha effettuato investimenti per 364,3 mln PLN che includono il completamento
della linea a 400 kV Dobrzen-Wielopole e la sua cablatura (105 km); la modernizzazione della
sottostazione 400/220 kV di Joachimów e la simultanea costruzione di una linea in fibra ottica di 15
km; la modernizzazione della switching station a 220 kV nella sottostazione 220/110 kV di Piotrków
e la modernizzazione della linea a 110 kV che collega l’impianto di Polaniec alla rete di trasmissione.
Nuovi investimenti sono programmati per i prossimi anni, coperti in parte da fondi propri e in parte da un
prestito della Banca Mondiale, per l’espansione della rete e il potenziamento delle interconnessioni
con l’estero e per la gestione del sistema elettrico.
145.5. La distribuzione e la vendita
Il sistema di distribuzione è un sistema articolato che vede da una parte la presenza di distributori pubblici a
livello regionale o supra-regionale con funzioni di gestori della rete di distribuzione e dall’altra produttori che
operano anche come distributori su piccola scala.
La rete di distribuzione a livello regionale è operata da 29 grandi distributori pubblici (il cui azionista è
il Ministero del Tesoro) che agiscono come operatori del sistema di distribuzione (Distribution System
Operators – DSOs)5 e servono oltre 15 milioni di clienti finali.
I 29 distributori formano attualmente 14 gruppi regionali:
■ Enea S.A. (5 distributori);
■ EnergiaPro S.A. (5 distributori);
■ Energa S.A. (8 distributori);
■ Enion S.A. (5 distributori);
■ RZE S.A.;
■ ZKE S.A.;
■ ZEORK S.A.;
■ Lubzel S.A.;
■ ZEWT S.A.;
■ ZEB S.A.;
■ LZE S.A.;
■ ZELT S.A.;
■ GZE S.A.; e
■ Stoen S.A..
Oltre ai grandi distributori vi sono produttori che operano come distributori nell’ambito, ad esempio, di
singole imprese, di miniere, di speciali zone economiche oppure che sfruttano risorse locali per la
produzione di elettricità che è successivamente distribuita a clienti della zona e delle zone adiacenti.
La vendita all’ingrosso e al dettaglio è svolta sia dai distributori sia da veri e propri trader, che acquistano
elettricità sia dai produttori sia da altri trader per poi rivenderla a clienti finali, distributori o altri trader.
5.5.1. L’infrastruttura
La rete di distribuzione include oltre 300.000 km di linee in media e alta tensione (fra 1 e 110 kV) e 368.268
km di linee in bassa tensione (al di sotto di 1 kV) che distribuiscono elettricità a oltre 15 milioni di utenti, che
includono circa 13 milioni di utenti residenziali in aree urbane e rurali.
Le zone di distribuzione sono evidenziate in Figura 5.9.
15
5. Gli operatori di distribuzione svolgono per la rete di distribuzione le stesse funzioni che l’operatore della trasmissione (TSO) svolge per la rete di trasmissione.Figura 5.9 Rete di trasmissione con indicazione delle zone di distribuzione
POLSKIE SIECI ELEKTROENERGETYCZNE SA
LINEE DI TRASMISSIONE 750 kv 400 kv 220 kv 110 kv
Operative
In Costruzione
SOTTOSTAZIONI
Distribuzione
Linee di trasmissione
IMPIANTI in HUDC 450 Kv
Termoelettrico Stazione di conversione AC/DC
Idroelettrico
Trasformazione Zona di distribuzione
750/450/ 450/110 210/110
110 kv kv kv
5.5.2. Le tariffe
Le tariffe di distribuzione sono calcolate da ciascuna società sulla base delle regole fissate dal regolatore.
Il principio fondamentale adottato dal regolatore è quello della copertura dei costi efficienti, cioè dei costi
sostenuti dalla società per la fornitura efficiente del servizio di distribuzione. Le tariffe di distribuzione, così
come quelle di trasporto, devono essere approvate dal regolatore.
A titolo di esempio riportiamo le tariffe praticate da Zaklad Energetyczny Bialistok SA (ZEB S.A), distributore
principale nell’area nord-est della Polonia che serve oltre 650.000 clienti con consumo medio per cliente pari
a 4,05 MWh/anno.
16Tabella 5.3 Tariffe di ZEB S.A. (2003)
Voltaggio Gruppo Numero GWh Costo medio
tariffario di utenti per kWh (c€)
Alta tensione A 2 78 4,32
B 844 917 5,15
Bassa tensione C* 55.178 657 8,27
G** 597.460 993 7,10
TOTALE 653.484 2.645
*Bassa tensione per usi industriali e commerciali
** Famiglie e piccoli esercizi commerciali
Fonte: Nostri calcoli su dati ZEB SA
La struttura delle tariffe mostra una struttura inversamente correlata con i livelli di consumo, con i grandi
utenti industriali che hanno una tariffa inferiore a quella di tutte le altre categorie. Fa eccezione il gruppo
tariffario G, che include le famiglie e ha una tariffa inferiore a quella dei piccoli esercizi commerciali.
Il confronto internazionale del costo dell’elettricità dei consumatori industriali e residenziali polacchi
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.
Figura 5.10 Costo dell’elettricità per utenti industriali (2005)
8
7
6
5
c€/kWh
4
3
2
1
0
Europa Europa Croazia Polonia Repubblica Romania Slovacchia Slovenia
(25 paesi) (15 paesi) 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.
Il prezzo 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 Polonia ha inoltre il prezzo più basso fra i paesi dell’Europa
centro-orientale, seguita dalla Croazia, in cui il costo sostenuto dagli utenti industriali risulta superiore di
circa il 9%.
17Figura 5.11 Costo dell’elettricità per utenti residenziali (2005)
12
10
c€/kWh 8
6
4
2
0
Europa Europa Croazia Polonia Repubblica Romania Slovacchia Slovenia
(25 paesi) (15 paesi) Ceca
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.
Stessa situazione per gli utenti residenziali. Ancora una volta è la Polonia ad avere il costo dell’elettricità più
basso, seguita da Romania, Croazia e Repubblica Ceca.
5.6. L’apertura alla concorrenza
La Polonia è il maggiore mercato dell’Europa centro-orientale. L’industria elettrica sta lentamente
modificando la propria struttura per adattarsi a quanto previsto dalla Direttiva Europea 2003/54/CE che
prevede l’apertura del mercato a tutti gli utenti non residenziali dal 1° luglio 2004 e l’apertura a tutti i
clienti finali dal 1° luglio 2007.
L’apertura progressiva del mercato elettrico può essere riassunta come segue:
■ Gennaio 2002: consumatori con consumo annuo superiore a 10 GWh (grado di apertura del mercato: 37%);6
■ Gennaio 2004: consumatori con consumo annuo superiore a 1 GWh (grado di apertura del mercato: 53%);
■ Gennaio 2006: tutti gli utenti finali (grado di apertura del mercato: 100%).
Occorre tuttavia tenere presente che il grado di apertura del mercato “potenziale” può essere molto diverso
dal grado di apertura effettivo. Infatti a tutto il 2003 solo il 7% dei clienti potenzialmente idonei (il cui consumo
ammontava a circa 7 TWh) risultava aver cambiato fornitore.7 Questo fenomeno è tipico di tutti i paesi che
hanno liberalizzato, o stanno liberalizzando, i mercati (Italia inclusa) e indica in maniera netta la difficoltà degli
utenti, soprattutto di quelli piccoli, a cambiare fornitore.
Da tempo la Polonia ha cominciato il processo di apertura alla concorrenza nelle fasi della filiera che
più naturalmente si adattano alla liberalizzazione, in particolare nella generazione che è stata la prima
attività della filiera elettrica ad essere liberalizzata.
L’apertura effettiva alla concorrenza, tuttavia, è ancora limitata dalla quota significativa di produzione coperta da
PPA e dal controllo dello Stato sulla maggior parte della capacità di generazione. A questo si aggiunga che
l’esposizione alla concorrenza effettiva per gli impianti di produzione in cogenerazione è cominciata solo nel
2005 con l’abolizione del prezzo amministrato al quale era acquistata l’elettricità prodotta (nella generazione da
impianti non cogenerativi l’abolizione del prezzo amministrato è avvenuta nel 2001) e che PSE, nonostante la
creazione di PSE-OPERATOR SA come operatore di sistema indipendente, controlla ancora saldamente
tramite le proprie sussidiarie la possibilità per i generatori di accedere ai distributori e, quindi, agli utenti finali.
I fattori delineati in precedenza, oltre ad avere un impatto sull’efficienza complessiva dell’industria,
influenzano la possibilità di trovare finanziamenti per gli investimenti in nuovi impianti (e nella
modernizzazione di quelli esistenti) che saranno necessari nei prossimi anni.
6. Il grado di apertura potenziale del mercato indica la percentuale di consumatori potenzialmente liberi di scegliere il proprio fornitore.
18 7. Nel 2002 i clienti idonei erano circa 641. L’abbassamento della soglia di idoneità a 1 GWh/anno nel 2004 ha fatto salire il numero di clienti idonei a circa 6.000, con
un consumo pari a circa il 7% del consumo totale.5.7. Futuri scenari di sviluppo del mercato
(privatizzazioni ed investimenti)
Ad oggi sono stati privatizzati 4 dei 17 grandi impianti termici e 9 impianti di cogenerazione.
La partecipazione del settore privato al marzo 2004 è riportata nella Tabella 5.4.
Tabella 5.4 Partecipazione del settore privato alla generazione (al marzo 2004)
Società Investitori principali Partecipazione (%) Capacità (MW)
elettrica termica
Cogenerazione (brownfield)
Krakow CHP EdF 66 460 1390
Bedzin CHP Envia Mitteldeutsche Energie 70 65 496
Wybrzeze CHP EdF 78 353 1225
Bialystok CHP SNET 64 155 557
Warsaw CHP Vattenfall 69 928 4823
Kogeneracja CHP EdF, EnBW 33 360 1420
Zielona Gora CHP EdF 100 23 303
EC Torun/Energotur Torun CHP EdF 49 8 409
PEC Poznan CHP EdF, Veolia Environment 85 272 1035
Skawina CHP PSEG Global 75% meno 1 azione 590 618
Generazione (brownfield)
PAK Elektrim SA 42 2700
Polaniec Electrabel 100 1800
Rybnik EdF, EnBW 94 1800
Generazione (greenfield)
ENS Prisma Energy 97,5 116
Elcho PSEG 93 220 500
Energobaltic Petrobaltic, Rolls Royce Power 46.6, 41.4 11 17
Fonte: Joshua C. House, The Polish Electricity Market Investment Context, 2004
Le norme per la privatizzazione delle principali attività dello stato risalgono alla fine degli anni Novanta.
Il processo di privatizzazione è proceduto nel tempo con un ritmo discontinuo che ha visto frequenti battute
d’arresto che ne hanno rallentato il completamento. Nel 2003 è stato varato un nuovo programma di
privatizzazione per il periodo 2003-2006, che mira a trasformare la struttura dell’economia polacca
entro il 2006.
Sulla base di tale piano di azione, è previsto per il 2005 sia il proseguimento delle operazioni di
privatizzazione cominciate negli anni precedenti sia l’intensificazione delle operazioni necessarie alla
predisposizione delle imprese alla privatizzazione. A queste si aggiunge il monitoraggio e l’implementazione
degli accordi sottoscritti dagli investitori.
Nel marzo 2005 il governo polacco ha invitato investitori strategici ad acquisire una quota di non meno del
10% nell’impianto di Kozienice (2.800 MW, alimentato a carbone) e del 15% nella società Zespol Elektrowni
Dolna Odra, principale produttore del nord est della Polonia che gestisce 3 impianti di cogenerazione
alimentati a carbone. Le principali società che hanno manifestato interesse nell’acquisizione sono la
belga Tractebel, la svedese Vattenfall e la ceca CEZ.
Per il settore elettrico è previsto, inoltre, il proseguimento del programma delineato nel documento di
implementazione adottato dal Consiglio dei Ministri nel gennaio 2003 che prevede:8
■ Rafforzamento di Poludniowy Koncern Energetyczny SA (PKE), gruppo energetico che opera nel sud
del paese, tramite fusione con società di generazione e successivo consolidamento nell’ambito del
gruppo BOT Górnictwo i Energetyka S.A. (generazione) e inizio del processo di privatizzazione;
■ Completamento del processo di separazione dell’attività di trasmissione del gruppo PSE e separazione
delle restanti aree di attività;
■ Vendita tramite offerta pubblica delle azioni di Grupa Energetyczna ENEA S.A. risultante dal consolidamento
di 5 società di distribuzione operanti nella Polonia occidentale;
■ Consolidamento delle società di distribuzione in diverse aree del paese:
19
8. Il programma prevede che i programmi di consolidamento e ristrutturazione siano portati avanti separatamente per generazione, trasmissione e distribuzione.Puoi anche leggere
