Emirati Arabi Uniti

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12.10
Emirati Arabi Uniti
12.10.1 Introduzione federale che stabilisca in anticipo le condizioni che rego-
lano il rilascio dei permessi di esplorazione e sviluppo.
Gli Emirati Arabi Uniti (EAU) sono da lungo tempo uno La Costituzione degli EAU affida alcune materie,
dei maggiori produttori di petrolio del mondo, in un’a- tra cui gli affari petroliferi, alla competenza dei singo-
rea d’importanza cruciale come il Golfo Persico. Gli li Emirati membri. Ciascun Emirato produttore di petro-
EAU fanno parte sia dell’Organizzazione dei Paesi Espor- lio ha il proprio Ministero del Petrolio, tra cui spicca
tatori di Petrolio (OPEC, Organization of the Petroleum per importanza quello di Abu Dhabi. A questo proposi-
Exporting Countries) – Abu Dhabi divenne membro to, occorre aggiungere che, a partire dal 1988, in que-
dell’organizzazione nel 1967 e la Federazione ne entrò st’ultimo Emirato il Ministero del Petrolio è stato sosti-
a far parte nel 1974 – sia, dal 1970, dell’Organizza- tuito dal Supremo Consiglio del Petrolio (SPC, Supreme
zione dei Paesi Arabi Esportatori di Petrolio (OAPEC, Petroleum Council) dell’Emirato di Abu Dhabi. Que-
Organization of Arab Petroleum Exporting Countries). sti organismi si occupano tra l’altro del rilascio dei per-
Possiedono vaste riserve di olio e di gas e possono con- messi di esplorazione e delle concessioni petrolifere,
tare su una capacità produttiva di tutto rispetto. In effet- della conclusione di accordi con le compagnie, della
ti, il petrolio rappresenta la pietra angolare della loro definizione della politica petrolifera di ciascun Emira-
economia. to e dello svolgimento delle altre funzioni pubbliche nel
Esso fu scoperto per la prima volta nell’Emirato di campo petrolifero.
Abu Dhabi nel 1958. La produzione iniziò nel 1962 Data la particolare posizione di Abu Dhabi, l’Emi-
dalle aree marine e si estese l’anno successivo ai gia- rato che vanta le maggiori riserve di petrolio e la più
cimenti sulla terraferma. Il settore petrolifero si svi- lunga storia di rapporti con le compagnie petrolifere stra-
luppò con estrema rapidità: Abu Dhabi cominciò a niere, è preferibile concentrarsi sul quadro legislativo
esportare greggio nel 1963 e divenne ben presto uno che regola lo sviluppo delle risorse petrolifere in questo
dei principali esportatori di petrolio del mondo. A Dubai, Stato, in quanto rappresentativo dell’intera Federazione.
la scoperta di petrolio in quantità commercialmente
apprezzabili avvenne nel 1966 e la prima petroliera
diretta all’estero salpò nel 1969. Nel 1972 furono sco- 12.10.2 Sovranità
perti i giacimenti di Sharjah, che iniziò a esportare nel sulle risorse petrolifere
1974. Seguì infine la scoperta e lo sfruttamento delle
risorse petrolifere dell’Emirato di Ràs Al Khaymah, Nel periodo postbellico, gli sforzi congiunti dei paesi in
nel 1983. Dei sette Emirati che formano la Federazio- via di sviluppo portarono al varo di una serie di Risolu-
ne, Abu Dhabi è quello che produce più petrolio e che zioni delle Nazioni Unite relative alla questione della
possiede le maggiori riserve di idrocarburi (oltre il 90% sovranità permanentesulle risorse naturali delle nazio-
delle riserve stimate di olio e di gas della Federazione, ni. Nella prima Risoluzione, approvata nel 1952, si con-
valutate a 92,26 miliardi di barili, contro 4 miliardi di sigliava ai paesi ospiti di esercitare la propria sovranità
Dubai, 1,5 miliardi di Sharjah e 0,1 miliardi di Ràs Al permanente per assicurarsi i massimi vantaggi dall’e-
Khaymah). splorazione delle risorse naturali, accelerando il proces-
Gli EAU non si sono dotati di una politica petrolife- so di acquisizione del pieno controllo delle fasi di pro-
ra federale unitaria, né di una legislazione petrolifera duzione, gestione e commercializzazione.
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VOLUME IV / ECONOMIA, POLITICA, DIRITTO DEGLI IDROCARBURI
LA DISCIPLINA NAZIONALE DELL’INDUSTRIA DEGLI IDROCARBURI
Armati di questa nuova carta dei diritti economici, i suoi principali obiettivi: esercitare un efficace control-
avallata dal più alto forum internazionale, i paesi medio- lo della fase produttiva (i livelli e i limiti della produ-
rientali produttori di petrolio intensificarono gli sforzi zione sono stabiliti da una decisione unilaterale del Gover-
per migliorare i termini e le condizioni degli accordi di no e i prezzi del greggio vengono fissati sulla base delle
concessione esistenti, alla luce dei dettami della dottri- risoluzioni dell’OPEC); partecipare attivamente al pro-
na della sovranità permanente. cesso decisionale; fornire ai propri cittadini la possibi-
L’accordo di joint venturerappresentò il tentativo di lità di accumulare esperienza e professionalità, assicu-
giungere a un compromesso tra l’esigenza di mantene- randosi al tempo stesso il contributo di partner stranieri
re la sovranità permanente di una nazione sulle proprie ricchi di know how e di competenza.
risorse naturali e la necessità di sviluppare tali risorse
nel modo più efficace. Tale formula venne introdotta per
la prima volta in Medio Oriente nel 1957, quando la com- 12.10.3 La proprietà e la titolarità
pagnia petrolifera di Stato italiana, l’ENI (oggi Eni), gui- delle risorse petrolifere
data dallo scomparso Enrico Mattei, concluse due accor- sotterranee
di di questo tipo con l’Egitto e l’Iran.
Abu Dhabi non adottò questa forma di accordo, ma Le risorse petrolifere sotterranee, così come altre risor-
seguì la strada del miglioramento delle condizioni dei se naturali, appartengono allo Stato: l’art. 23 della Costi-
due principali accordi di concessione petrolifera già esi- tuzione degli Emirati Arabi Uniti stabilisce che «le risor-
stenti – con ADPC (Abu Dhabi Petroleum Company), se e le ricchezze naturali presenti in ciascun Emirato
per i campi sulla terraferma, e con ADMA (Abu Dhabi saranno considerate patrimonio pubblico di quell’Emi-
Marine Areas), per le aree marine – cercando allo stes- rato. L’Autorità Pubblica sarà responsabile della prote-
so tempo di concludere nuovi accordi di concessione zione e del corretto sfruttamento di tali risorse e ricchezze
modernizzati, con termini e condizioni più favorevoli, naturali, a vantaggio dell’economia nazionale».
nelle aree ancora disponibili. Una prima serie di accor- L’art. 1206 del Codice civile degli EAU afferma: «I
di di concessione di nuovo tipo fu conclusa negli anni minerali scoperti nel sottosuolo sono proprietà dello
1967-71. Una seconda serie di accordi, ulteriormente Stato, anche se il terreno in cui si trovano appartiene a
perfezionati, fu portata a termine nel periodo 1980-81. privati».
Verso la fine del 1972, la scena petrolifera medio- Occorre notare che, secondo la maggioranza delle
rientale fu radicalmente trasformata dall’introduzione di scuole islamiche, la proprietà delle risorse naturali spet-
un nuovo concetto: la partecipazionedei paesi ospiti alle ta allo Stato, che rilascia le concessioni agli investitori
concessioni petrolifere esistenti. Nel dicembre del 1972, in cambio di vari tipi di pagamento. Secondo la dottrina
i Governi di diversi paesi produttori della regione (più islamica, un individuo possiede solo ciò che ha prodot-
esattamente, Arabia Saudita, Abu Dhabi, Qatar e Kuwait) to o sviluppato con la propria attività (El Malik, 1993).
conclusero un accordo generale sulla partecipazione con Nel 20°secolo, la maggior parte dei paesi islamici si è
i titolari delle concessioni petrolifere nei diversi paesi. mossa in questa direzione (Arabia Saudita, Kuwait, Iraq,
La quota di partecipazione spettante allo Stato, stabilita EAU, Egitto, ecc.). Anche altri Stati mediorientali, oltre
inizialmente al 25%, fu portata al 60% nel 1974, grazie a quelli già citati, hanno aderito alla dottrina della pro-
alle pressioni esercitate dai Governi interessati sulle com- prietà pubblica delle risorse minerarie. L’art. 1 del Codi-
pagnie petrolifere. Nel caso di Abu Dhabi, nel settem- ce minerario dell’Arabia Saudita formula chiaramente
bre del 1974 il Governo raggiunse un accordo con entram- tale principio: «Tutti i depositi naturali di minerali, in
bi i principali concessionari, ADPC per la terraferma e qualsiasi forma o combinazione, sia in superficie sia nel
ADMA per le aree marine, per elevare la quota di par- sottosuolo, appartengono esclusivamente allo Stato. Que-
tecipazione pubblica al 60%. sto vale sia per la terraferma sia per il fondo marino, piat-
L’Accordo di partecipazione del 1974 era un breve taforma continentale compresa».
documento dove si stabilivano i principii generali della
materia, lasciando a un successivo accordo attuativo il
compito di definire i dettagli delle condizioni e delle pro- 12.10.4 La struttura
cedure. L’Emirato di Abu Dhabi concluse due accordi dei regolamenti petroliferi
attuativi: il primo, nel 1977, con ADMA e l’altro, nel e le condizioni operative
1978, con ADPC. Più avanti sarà fornita una breve descri-
zione degli accordi attuativi di partecipazione conclusi A causa delle peculiarità del quadro giuridico che rego-
tra Abu Dhabi e le compagnie concessionarie. la lo sviluppo delle risorse petrolifere nell’Emirato di
Attraverso questi accordi e queste intese, il Governo Abu Dhabi, la struttura dei regolamenti petroliferi e le
di Abu Dhabi ritiene di aver riaffermato la propria sovra- condizioni operative non possono essere trattate separa-
nità sulle risorse petrolifere del paese e di aver raggiunto tamente.
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ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI
EMIRATI ARABI UNITI
Nell’Emirato di Abu Dhabi non esiste una legisla- L’evoluzione di queste concessioni seguì inoltre un per-
zione petrolifera completa che stabilisca in anticipo i ter- corso simile. Nel 1966, il Governo di Abu Dhabi e i due
mini e le condizioni che regolano l’assegnazione dei per- concessionari si accordarono per sostituire la royalty
messi di esplorazione e sviluppo delle risorse di idro- fissa, di tre rupie a tonnellata, con una royalty del 12,5%.
carburi. Tuttavia, alcuni aspetti dell’industria petrolifera Inoltre, le due società accettarono di adeguarsi alla Legge
sono disciplinati da norme specifiche. A tale proposito, sull’imposta sul reddito del 1965 e di pagare l’imposta
si possono citare tre atti che interessano il settore petro- sul reddito con un’aliquota del 50%, portata al 55% nel
lifero: il Decreto sull’imposta sul reddito del 1965 e suc- 1971. Questo progressivo aggiustamento dei termini
cessivi emendamenti; la legge n. 8/1978 sulla Conser- finanziari degli accordi durò fino al 1974, quando fu
vazione delle risorse petrolifere; la legge n. 4/1976 sulla applicata la formula OPEC.
Proprietà del gas dell’Emirato di Abu Dhabi.
Il quadro giuridico che regola lo sviluppo delle risor- Gli accordi di concessione tra il 1967 e il 1981
se petrolifere è pertanto determinato dai termini e dalle Il Governo di Abu Dhabi, come quelli degli altri Stati
condizioni dei singoli accordi conclusi di volta in volta petroliferi del Medio Oriente, oltre a servirsi di tutti i
tra il Governo e le diverse compagnie petrolifere stra- mezzi a sua disposizione per migliorare i termini dei
niere. Lo sviluppo di tali accordi ha attraversato diver- vecchi accordi di concessione, approfittando di ogni
si stadi, a partire dalle prime concessioni di vecchio tipo. occasione favorevole per sollecitarne la revisione, pun-
Le pagine successive saranno dedicate a un’ampia tava al tempo stesso a concludere nuovi accordi, con ter-
panoramica degli accordi petroliferi nell’Emirato di Abu mini e condizioni migliorati, per il rilascio di conces-
Dhabi e a una descrizione delle tappe principali della sioni relative alle aree abbandonate dai due concessio-
loro evoluzione. nari maggiori.
A partire dal 1967, il Governo di Abu Dhabi con-
I primi accordi di concessione cluse un certo numero di nuovi accordi che, pur conser-
e la loro successiva evoluzione vando la forma legale del sistema della concessione, con-
Nell’Emirato di Abu Dhabi, come in altri paesi pro- tenevano tuttavia termini e condizioni più favorevoli.
duttori di petrolio del Medio Oriente, lo sviluppo delle Una prima serie di tali accordi perfezionati fu conclusa
risorse petrolifere fu regolato dagli accordi di vecchio negli anni 1967-71. Una seconda serie, con ulteriori
tipo dall’epoca delle prime scoperte fino all’inizio degli miglioramenti, fu conclusa invece tra il 1980 e il 1981.
anni Settanta del secolo scorso, quando furono conclu- A partire dalla fine del 1980 il Governo di Abu Dhabi
si i primi accordi di partecipazione. Gli elementi comu- rilasciò numerose nuove concessioni a compagnie stra-
ni fondamentali che caratterizzavano i vecchi accordi di niere. Di tali concessioni, sei furono rilasciate tra il 1980
concessione sono ben noti. e il 1981.
Il primo accordo di concessione petrolifera di Abu Queste nuove concessioni meritano di essere esami-
Dhabi, raggiunto tra il Sovrano di Abu Dhabi e la Tru- nate con particolare attenzione, in quanto rappresenta-
cial Coast Petroleum Development Company, apparte- no il modello più aggiornato di accordo petrolifero con-
nente agli azionisti di Iraq Petroleum Company (IPC), cluso dal Governo di Abu Dhabi. Occorre notare che,
fu sottoscritto nel gennaio del 1939. Nel 1962, la società dopo quelle del periodo 1980-81, il Governo di Abu
cambiò nome e divenne Abu Dhabi Petroleum Company Dhabi non ha rilasciato altre concessioni. Questi accor-
(ADPC). La concessione aveva una durata di 75 anni e di seguono un prototipo unico contenente termini e con-
copriva l’intero territorio di Abu Dhabi, compreso il dizioni di base standardizzati e rientrano a pieno titolo
fondo marino. In seguito a una serie di esplorazioni pre- tra quelli che gli esperti petroliferi chiamano accordi di
liminari effettuate dopo la Seconda Guerra Mondiale, la concessione modernizzati. L’Accordo Deminex, conclu-
società rinunciò alle aree del fondo marino, conservan- so il 3 maggio 1981, è un tipico esempio del modello più
do solo quelle sulla terraferma. La produzione di petro- recente di accordo di concessione adottato dal Governo
lio ebbe inizio nel 1963. di Abu Dhabi.
La seconda concessione fu quella rilasciata nel 1953 L’Accordo avrà termine dopo un periodo di trenta-
ad Abu Dhabi Marine Areas (ADMA) e riguardava tutte cinque anni, a partire dalla data della sua entrata in vigo-
le aree marine dell’Emirato per una durata di 65 anni. re (art. 4).
La produzione di petrolio ebbe inizio nel 1962. L’art. 3, intitolato Proprietà del gas naturale, stabi-
L’esplorazione e lo sfruttamento delle risorse petro- lisce che «tutto il gas naturale scoperto o prodotto nel-
lifere continuarono così a essere regolati dalle condizio- l’area della concessione, associato al greggio o indipen-
ni fissate da questi due grandi accordi di concessione fino dente da esso, sarà soggetto alle condizioni della legge
all’avvento, nei primi anni Settanta, dell’era della parte- n. 4/1976». La legge n. 4/1976 sancisce il diritto esclu-
cipazione, che segnò, come si è detto, la fine del ben noto sivo di proprietà dell’Emirato di Abu Dhabi su tutto il
modello di accordo adottato per le prime concessioni. gas, associato o no, presente sul suo territorio.
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LA DISCIPLINA NAZIONALE DELL’INDUSTRIA DEGLI IDROCARBURI
L’art. 6 indica gli obblighi di lavoro del concessio- L’art. 38, intitolato Migliori termini, prevede una sorta
nario e specifica le somme minime che dovranno esse- di clausola di adattamento o di ‘clausola della nazione
re spese ogni anno per le operazioni di perforazione e di più favorita’.
sviluppo durante i primi otto anni, con un aumento gra- L’art. 44 stabilisce il diritto del Governo di acquisi-
duale degli importi da 2,5 milioni di dollari nel primo re, in qualsiasi momento successivo alla scoperta di petro-
anno, a 8 milioni nell’ottavo. lio in quantità commercialmente apprezzabili, una quota
L’art. 10 regola il pagamento dei bonus: un bonus ini- di partecipazione, fino a un massimo del 60%, a tutti i
ziale di 2 milioni di dollari, altri 2 milioni dopo la scoper- diritti e gli obblighi previsti dall’Accordo.
ta di un giacimento commercialmente apprezzabile, 5 milio- Queste sono le caratteristiche principali delle nuove
ni nel momento in cui le esportazioni regolari di greggio concessioni rilasciate dal Governo di Abu Dhabi all’ini-
hanno raggiunto una media di 100.000 barili al giorno e zio degli anni Ottanta.
10 milioni al raggiungimento dei 200.000 barili al giorno.
L’art. 11 stabilisce i canoni annuali, mentre l’art. 12 Il quadro giuridico per lo sviluppo delle risorse
regola il rilascio delle aree. La compagnia è tenuta a resti- di gas
tuire al Governo non meno del 25% della parte non pro- I vecchi accordi di concessione conferivano ai con-
duttiva dell’area della concessione entro tre anni dalla cessionari operanti nell’area mediorientale diritti e pri-
data di entrata in vigore dell’accordo, un altro 25% entro vilegi spropositati. Le compagnie straniere ottenevano il
cinque anni e un ulteriore 25% entro otto anni. diritto esclusivo di esplorare, sviluppare e disporre libe-
L’art. 13 riguarda il pagamento delle royalty, adot- ramente del petrolio, definizione che comprendeva tutti
tando il concetto di royalty progressiva o a scaglioni: la gli idrocarburi, sia liquidi sia gassosi. Di conseguenza, i
compagnia dovrà pagare allo Stato una royalty (da ver- paesi ospiti non potevano esercitare alcun controllo sul-
sare interamente) pari al 12,5% del prezzo tabellare del l’utilizzo del gas prodotto unitamente al petrolio.
greggio prodotto ogni anno. Se il livello della produzio- In presenza di tali condizioni, la scelta delle compa-
ne raggiungerà entro l’anno solare una media di 100.000 gnie operanti nell’area mediorientale di bruciare in fiac-
barili al giorno, la compagnia dovrà pagare una royalty cola il gas associato all’olio divenne ben presto, e rima-
del 16%. La royalty salirà al 20% se la produzione rag- se a lungo, una delle principali cause di attrito con i
giungerà un livello medio di 200.000 barili al giorno. Governi dei paesi ospiti.
L’art. 17 riguarda la tassazione, basata sul principio Per risolvere in maniera definitiva tale problema, il
dell’imposta progressiva sul reddito, e stabilisce il paga- Governo di Abu Dhabi decise di promulgare una legge,
mento da parte della compagnia di un’imposta di base la n. 4/1976, e di avviare alcuni progetti per lo sfrutta-
sul reddito del 55%. Tuttavia, se nel corso di un anno mento economico delle proprie riserve di gas.
solare la produzione di greggio raggiungerà un livello La legge n. 4/1976 stabilì che le risorse di gas, asso-
medio di 100.000 barili al giorno, la compagnia dovrà ciato e non associato all’olio, presenti sul territorio di
pagare un’imposta sul reddito del 65%. Se la produzio- Abu Dhabi, appartengono in via esclusiva allo Stato, il
ne raggiungerà un livello medio di 200.000 barili al gior- quale, attraverso la Abu Dhabi National Oil Company
no, la compagnia pagherà un’aliquota dell’85%. (ADNOC), controlla totalmente le attività di sfruttamento
La valutazione dell’entità dell’imposta e il suo ver- del gas effettuate sul suo territorio.
samento sono soggetti alle disposizioni del Decreto sul- ADNOC ha realizzato da allora importanti progetti
l’imposta sul reddito del 1965, e successivi emendamenti, per espandere l’estrazione, la lavorazione, la liquefazio-
integrato dalle disposizioni dell’art. 17 dell’Accordo. ne e l’esportazione del gas.
Dopo aver determinato l’entità dell’imposta appli- Nel campo dello sviluppo delle risorse di gas, la poli-
cabile al concessionario, l’art. 18 dell’Accordo aggiun- tica seguita da ADNOC è stata sin dall’inizio mirata al
ge che la compagnia non potrà essere obbligata al ver- recupero del gas associato, che non viene più bruciato,
samento di tasse, dazi, diritti o oneri diversi o superiori bensì utilizzato per produrre energia sul posto o trasfor-
all’imposta sul reddito. mato in GNL (Gas Naturale Liquefatto) e GPL (Gas di
L’art. 35 riguarda l’arbitrato, per il quale è prevista Petrolio Liquefatti), destinati all’esportazione.
una procedura di tipo internazionale, basata in linea gene- Nel campo della lavorazione del gas, ADNOC pos-
rale sulle relative norme procedurali seguite dalla Corte siede e gestisce in modo autonomo alcuni impianti di
Internazionale di Giustizia, indicando come quadro giu- trattamento, e ha dato vita, con alcune imprese stranie-
ridico di riferimento «i principii giuridici normalmente re, a due joint venturesper la realizzazione di altri due
riconosciuti dagli Stati civilizzati in generale, compresi impianti di grandi dimensioni. Il primo è l’Abu Dhabi
quelli che sono stati applicati dai tribunali internazio- Gas Liquefaction Company (ADGAS), per la liquefa-
nali». L’art. 35 (Arbitrato) sarà oggetto di un esame più zione del gas estratto in mare, di cui ADNOC possede-
approfondito in seguito, quando sarà affrontato il tema va una quota del 51% fino al dicembre del 1997, quando
della risoluzione delle controversie. la sua partecipazione salì al 70%. Le quote rimanenti
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ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI
EMIRATI ARABI UNITI
sono ripartite tra Mitsui Group, BP e Total. Il secondo da ADNOC. Le decisioni del Consiglio di Amministra-
impianto è l’Abu Dhabi Gas Industries (GASCO), per zione sono prese con una maggioranza semplice di tre
lo sfruttamento del gas associato prodotto sulla terra- voti, compresi quelli dei due membri ADNOC.
ferma, di cui ADNOC detiene il 68%, CEP (Total) e Shell Ciascun partecipante ha il diritto di ricevere la sua
il 15% ciascuna, e PARTEX il 2%. percentuale della produzione e di disporne liberamente,
ed è responsabile del pagamento dell’imposta sul reddi-
to e della royalty, relativi alla sua quota.
12.10.5 La partecipazione L’accordo di esecuzione è regolato dalle leggi di Abu
dello Stato attraverso Dhabi e qualunque controversia è risolta mediante una
una compagnia petrolifera procedura arbitrale, che ha luogo nell’Emirato di Abu
pubblica o in altri modi Dhabi, conformemente alle norme e ai regolamenti della
CCI (Camera di Commercio Internazionale).
Come è stato già ricordato, in seguito all’Accordo gene-
rale sulla partecipazione raggiunto nel dicembre del 1972 La nascita della Abu Dhabi National Oil Company
tra i Governi di alcuni paesi produttori della regione (tra La Abu Dhabi National Oil Company fu creata verso
cui Abu Dhabi) e le compagnie petrolifere operanti negli la fine del 1971 (con la legge n. 7 del 27 novembre 1971),
stessi, e ai due Accordi di partecipazione sottoscritti nel in un momento in cui l’entusiasmo per la partecipazio-
settembre del 1974 dal Governo di Abu Dhabi e dalle ne nei paesi produttori della regione era al suo apice.
società titolari delle due principali concessioni (ADPC Oggi ADNOC svolge una vasta e diversificata serie
sulla terraferma e ADMA in mare), la partecipazione di di attività, che riguardano quasi tutte le fasi dell’indu-
Abu Dhabi alle concessioni esistenti salì al 60%. stria petrolifera: dalle operazioni di esplorazione, svi-
Partecipazione: l’applicazione di questo interessan- luppo e produzione di olio e di gas, al trattamento e alla
te principio, che ha consentito il raggiungimento di dura- raffinazione, alla distribuzione locale dei prodotti fini-
turi accordi tra le parti, ha segnato un’epoca non solo per ti, alla vendita all’estero di olio e di gas, al loro traspor-
Abu Dhabi, ma anche per altri paesi produttori della to per nave, a una presenza sempre più marcata nel campo
regione, e continua a svolgere un ruolo centrale nell’in- dei servizi petroliferi e in molti progetti industriali nel
dustria petrolifera di Abu Dhabi. Data l’importanza della settore dell’olio e del gas.
materia, può essere utile riassumere le principali carat- La principale attività di ADNOC resta tuttavia anco-
teristiche degli accordi di partecipazione sottoscritti dal ra oggi la produzione di olio e di gas, che si può consi-
Governo di Abu Dhabi, prendendo a esempio gli Accor- derare la pietra angolare delle sue molteplici operazio-
di ADMA. ni integrate. Ma quale è stata la via seguita da ADNOC
ADNOC, agendo per conto del Governo, e gli azio- per assicurarsi il controllo delle sue fonti di produzione
nisti di ADMA hanno il diritto di prelevare trimestral- di olio e di gas?
mente la propria quota di partecipazione del greggio L’ingresso di ADNOC nel settore della produzione di
disponibile (ovvero, il 60% ad ADNOC e il 40% agli olio e di gas avvenne inizialmente sulla base dell’accor-
altri azionisti di ADMA). Le parti hanno creato un Comi- do di partecipazione, che la portò ad acquisire, per conto
tato Direttivo Congiunto, composto dai rappresentanti dello Stato, una quota del 60% delle due principali impre-
delle parti. Il Comitato è responsabile delle scelte rela- se concessionarie operanti nel paese. Prima dell’entrata
tive alle principali questioni politiche legate alla gestio- in produzione del campo petrolifero dell’Alto Zakum (di
ne dell’impresa. ADNOC) nel 1983, oltre il 90% della produzione petro-
ADNOC controlla il 60% dei voti e le compagnie lifera di Abu Dhabi proveniva dai campi gestiti da queste
petrolifere il restante 40%; tuttavia, le decisioni del Comi- due compagnie. Altri canali che permisero ad ADNOC di
tato Direttivo devono essere approvate da una maggio- inserirsi nel campo dell’esplorazione e della produzione
ranza del 75% degli aventi diritto al voto. di petrolio furono: lo sviluppo del campo dell’Alto Zakum,
Le operazioni sono condotte per conto delle parti da in cui l’azienda di Stato detiene l’88% dei diritti petroli-
una compagnia operativa (chiamata OPCO, OPerating feri; nel caso del gas naturale, il varo della legge n. 4/1976,
COmpany), che deve essere costituita in Abu Dhabi e in che attribuiva allo Stato la proprietà di tutto il gas, asso-
base alle leggi di Abu Dhabi, e il cui capitale è ripartito ciato e non associato all’olio, presente sul suo territorio;
tra ADNOC (60%) e gli azionisti di ADMA (40%). la decisione, presa nel 1979 dal Governo, di assegnare in
La gestione di OPCO è affidata a un Consiglio di esclusiva ad ADNOC alcune licenze di prospezione.
Amministrazione, composto da cinque membri; nel caso Come è stato già accennato, l’azienda di Stato com-
di ADMA-OPCO, due vengono nominati da ADNOC e prese ben presto, sulla base di diverse ragioni e consi-
gli altri tre da ognuno dei tre azionisti di ADMA. Il Pre- derazioni, di non potersi limitare a operare nel campo
sidente del Consiglio di Amministrazione e il Direttore della produzione di olio e di gas, ma di dover estendere
Generale della società sono scelti tra i candidati proposti la sua attività ad altri settori complementari.
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LA DISCIPLINA NAZIONALE DELL’INDUSTRIA DEGLI IDROCARBURI
ADNOC decise che alcune attività avrebbero potu- siano stati la causa diretta della creazione dell’OPEC nel
to e dovuto essere svolte unicamente da essa stessa. Tali settembre del 1960. In altri termini, l’OPEC fu fondata
attività includono: la vendita dell’olio, dei prodotti raf- per rispondere alla sfida lanciata dalle multinazionali del
finati e del gas, di sua proprietà; la distribuzione locale petrolio con la decisione di ridurre in modo arbitrario e
dei prodotti raffinati attraverso una società interamente unilaterale i prezzi tabellari del greggio, prima nel feb-
controllata; la raffinazione, attraverso le sue due raffi- braio del 1959 e poi di nuovo nell’agosto del 1960. La
nerie indipendenti; il trasporto per nave, attraverso la questione del prezzo dell’olio fu alla base della creazio-
Abu Dhabi NAtional Tanker CO. (ADNATCO), un’al- ne dell’OPEC nel 1960.
tra società interamente controllata. Tra gli scopi principali dell’OPEC vi è infatti quel-
Per svolgere altre attività, ADNOC ritenne più con- lo di stabilizzare i prezzi dell’olio. L’art. 2B dello Statu-
veniente cooperare con partner stranieri specializzati, to dell’OPEC recita: «L’Organizzazione individuerà i
attraverso apposite joint ventures. I settori interessati modi e i mezzi atti ad assicurare la stabilizzazione dei
comprendono, da una parte, alcuni grandi progetti indu- prezzi sui mercati internazionali, al fine di eliminare flut-
striali (soprattutto nel campo del gas: ADGAS, GASCO, tuazioni dannose e non necessarie».
FERTIL) e, dall’altra, diverse organizzazioni di servizi Il primo successo ottenuto dall’OPEC sul fronte
petroliferi. dei prezzi fu il congelamento dei prezzi dell’olio ai
livelli raggiunti dopo l’agosto del 1960. Quanto alle
royalty dovute dalle compagnie petrolifere, sin dal 1962
12.10.6 Il prezzo dell’olio e del gas l’OPEC cominciò a consigliare i suoi paesi membri di
aumentarne i tassi e di adottare il principio della ‘spe-
Il prezzo dell’olio satura’delle royalty. Secondo la formula della sparti-
Poiché i vecchi accordi di concessione prevedevano zione al 50% degli utili, introdotta nella regione negli
il pagamento di una royalty su ogni tonnellata di olio anni 1950-51, le royalty, che ammontano in genere al
prodotta, a prescindere dal suo prezzo di mercato o dal 12,5% del prezzo tabellare moltiplicato per il nume-
profitto realizzato dalla compagnia, i Governi non ave- ro di barili prodotti, venivano considerate un credito
vano alcun motivo di occuparsi dei prezzi dell’olio. Negli rispetto all’imposta del 50% sul reddito dovuta dalle
anni 1950-51, alcuni paesi produttori del Medio Orien- aziende, e non una spesa. L’obiettivo di elevare la per-
te (Arabia Saudita, Iraq e Kuwait) adottarono il princi- centuale di royalty oltre il 12,5% non fu raggiunto, ma
pio della partecipazione agli utili. Il Governo di Abu l’OPEC riuscì a far prevalere il principio della spesatu-
Dhabi adottò lo stesso principio nel 1966. Quello stes- ra delle royalty, sancito da un accordo raggiunto nel 1964
so anno, i due concessionari accettarono di sostituire la con le compagnie.
royalty fissa di tre rupie per tonnellata con una royalty Dalla fine della Seconda Guerra Mondiale fino al
del 12,5% e di pagare un’imposta sul reddito, con un’a- 1971, anno in cui venne firmato l’Accordo di Teheran,
liquota del 50% calcolata sul prezzo tabellare. In base a i prezzi dell’olio rimasero congelati. Come si è detto, i
questo principio, il prelievo dello Stato ospite non fu più prezzi dell’olio furono ridotti per due volte dalle com-
rappresentato da una royalty fissa per unità di produ- pagnie petrolifere, nel 1959 e nel 1960. I prezzi venne-
zione o esportazione, bensì dal 50% degli utili netti della ro fissati unilateralmente dalle compagnie fino al 1971,
compagnia, calcolati sulla base dei prezzi tabellari. In quando i paesi dell’OPEC ottennero il diritto di parteci-
seguito all’adozione di questi nuovi accordi, i paesi ospi- pare con le compagnie petrolifere alla determinazione
ti divennero direttamente interessati al prezzo tabellare, del prezzo del proprio olio.
un prezzo di riferimento fiscale utilizzato per il calcolo Dopo lo scoppio della guerra arabo-israeliana nel-
degli utili delle compagnie, che non sempre rifletteva l’ottobre del 1973, il 16 dello stesso mese i Ministri del
l’effettiva situazione dei mercati. All’epoca (e fino ai Petrolio del Golfo Persico si riunirono nel Kuwait e deci-
primi anni Settanta) erano le stesse compagnie a stabi- sero di fissare unilateralmente i prezzi dell’olio. In altri
lire i prezzi tabellari del greggio, senza consultare in termini, decisero di sostituire la legge al negoziato, assu-
alcun modo i Governi dei paesi ospiti. mendosi la responsabilità di formulare una propria poli-
Nel febbraio del 1959, le compagnie petrolifere deci- tica petrolifera per regolare prezzi e livelli di produzio-
sero, senza aver consultato in precedenza i Governi inte- ne. Da allora, un nuovo principio guida l’industria petro-
ressati, di tagliare i prezzi dell’olio mediorientale di circa lifera: devono essere i paesi produttori, e non le
18 centesimi al barile. Malgrado il clamore suscitato da compagnie che vi operano, a decidere i prezzi dell’olio.
questa iniziativa nei paesi esportatori, nell’agosto dell’anno In quella riunione, il prezzo tabellare del greggio di rife-
successivo le compagnie annunciarono un nuovo taglio rimento saudita a 34°API (Arabian light), FOB (Free
dei prezzi, in media pari a circa 9 centesimi al barile. On Board, franco a bordo) a Ràs Tanura, fu aumentato
Oggi si ammette generalmente che questi tagli unilate- da $3,001 a $5,119 a barile. Il prezzo di un barile di
rali del prezzo dell’olio, attuati dalle maggiori compagnie, Murban a 39° di Abu Dhabi passò di conseguenza da
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ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI
EMIRATI ARABI UNITI
$3,144 a $6,045. Il 22-23 dicembre 1973, il Comitato commercializzare i suoi prodotti (principalmente GPL).
Ministeriale dei Paesi Membri del Golfo si riunì a Tehe- Ciascun azionista, inclusa ADNOC, riceve la sua quota
ran e decise di portare i prezzi tabellari a un livello molto della produzione ed è responsabile della sua commer-
superiore, in vista dei più recenti sviluppi del mercato cializzazione e del pagamento delle relative imposte.
petrolifero. Il prezzo del greggio di riferimento saudita Il modo in cui vengono determinati i prezzi di GPL
fu fissato a $11,651, a partire dal 1°gennaio 1974. Da e GNL è indicato brevemente qui di seguito.
allora, la politica e la pratica seguite dai paesi membri
dell’OPEC, compreso l’Emirato di Abu Dhabi, sono GPL
state quelle di fissare autonomamente i prezzi del loro Di solito il GPL è prodotto insieme al greggio e, di
olio, per scopi fiscali o di altro genere, ma non in modo conseguenza, non è facile regolarne la produzione in
arbitrario. In ultima analisi, sono le forze del mercato a base alla domanda. Gli alti costi di immagazzinamen-
determinare i prezzi dell’olio, attraverso il meccanismo to del GPL, che deve essere refrigerato o compresso,
della domanda e dell’offerta. rendono costoso lo stoccaggio e impraticabile la con-
Uno degli scopi principali della strategia dei prezzi servazione delle eccedenze. Se dal punto di vista pro-
adottata dall’OPEC è di assicurare la stabilità del mer- duttivo il GPL è strettamente associato al greggio, i
cato petrolifero. Il Consiglio della Commissione Eco- mercati dei due prodotti appaiono nettamente distinti,
nomica dell’OPEC aveva l’abitudine di riunirsi ogni tre come dimostrano le fluttuazioni della domanda sul mer-
mesi per determinare i prezzi tabellari consigliati ai diver- catoa pronti.
si paesi membri per il trimestre successivo, tenendo conto Per calcolare il reddito imponibile ricavato da cia-
di tutti i fattori pertinenti. Dalla metà degli anni Ottan- scun azionista di GASCO dalla vendita della sua quota
ta, ogni paese membro ha adottato la pratica di stabilire della produzione complessiva di GPL, si applicano le
il prezzo tabellare del proprio olio alla luce delle condi- seguenti norme tributarie, che fanno riferimento al prez-
zioni del mercato. zo del gas.
«Ciascun partecipante dovrà dichiarare il proprio red-
Il prezzo del gas dito lordo (che potrà essere oggetto di verifica da parte
Gli aspetti commerciali rivestono una particolare dello Stato) sulle seguenti basi:
importanza nella determinazione dei prezzi del gas. L’in- i) per quanto riguarda le vendite di prodotti FOB
dicazione di un prezzo prestabilito nei contratti di com- Ruwais, i prezzi effettivamente ricevuti o ricevibili; a patto,
pravendita del gas non permetterebbe loro di adeguarsi tuttavia, che tutte le suddette vendite siano avvenute a
in modo rapido ed efficace ai costanti cambiamenti del prezzi stabiliti senza alcuna possibilità di influenzarli;
mercato. L’evoluzione di tali contratti ha portato all’in- ii) per quanto riguarda tutte le vendite di prodotti
troduzione di una formula di determinazione del prezzo, destinati all’esportazione, diversi dalle vendite FOB
che tiene conto di diversi fattori. Dato che tra i mercati Ruwais, i prezzi in conformità con i prezzi indicati al
del GPL e del GNL esistono notevoli differenze, le que- punto precedente (i) per le vendite, più o meno contem-
stioni relative ai prezzi di questi due prodotti saranno poranee, di quantità simili di prodotti simili in termini
trattate separatamente. Tuttavia, il primo argomento affron- simili su mercati simili [...]».
tato sarà la presenza di ADNOC e dei suoi soci nel mer-
cato del gas. Come è stato precedentemente indicato, GNL
ADNOC è presente in due grandi progetti nel campo del Mentre le formule per la determinazione del prezzo
gas: ADGAS e GASCO. del GNL riflettono gli andamenti del mercato, la rispo-
La partecipazione di ADNOC in ADGAS, un impian- sta sul piano contrattuale non è stata una modificazione
to per la liquefazione del gas prodotto dai giacimenti off- del prezzo, ma una garanzia della stabilità della doman-
shore, è rimasta del 51% fino al 1997, quando salì al da. I produttori non possono dipendere dai capricci della
70%. ADGAS commercializza direttamente i suoi pro- domanda e pretendono dall’acquirente un impegno con-
dotti e i singoli azionisti non si occupano della com- trattuale relativo a un volume minimo specificato, allo
mercializzazione delle proprie quote. Da quando l’im- scopo di assicurare i livelli di flusso di cassa richiesti
pianto è entrato in attività, nel 1977, tutto il GNL e il dalle loro operazioni. Questo tipo di impegno contrat-
GPL prodotti sono stati ceduti alla Tokyo Electric Power tuale è noto come take-or-paye funziona nel modo indi-
COmpany (TEPCO). Le condizioni stabilite tra ADGAS cato dal suo nome. La clausola take-or-payè di impor-
e TEPCO per la compravendita dei prodotti di ADGAS tanza fondamentale per i produttori, in quanto trasferi-
saranno descritte più avanti. sce il rischio della domanda all’acquirente del GNL. È
La partecipazione di ADNOC in GASCO, che si per questo che le clausole take-or-pay possono essere
occupa dello sfruttamento del gas associato all’olio pro- considerate in relazione ai prezzi e influire sugli schemi
dotto sulla terraferma, è del 68% (gli altri azionisti so- di fissazione dei prezzi del GNL. In alternativa, i pro-
no Shell, Total e Partex). GASCO non ha il compito di duttori possono scegliere di cedere il GNL a un prezzo
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VOLUME IV / ECONOMIA, POLITICA, DIRITTO DEGLI IDROCARBURI
LA DISCIPLINA NAZIONALE DELL’INDUSTRIA DEGLI IDROCARBURI
prefissato, per garantirsi un certo livello minimo di flus- Una delle prime iniziative dell’OPEC fu il tentativo di
so di cassa. convincere i concessionari a trattare le royalty come una
Il metodo di fissazione dei prezzi del GNL attual- voce di spesa. L’obiettivo fu raggiunto solo nel 1964. Nel
mente in uso prevede una fluttuazione del prezzo, lega- 1966, il Governo di Abu Dhabi varò un emendamento al
ta a un indicatore di qualche tipo, scelto per la sua capa- decreto fiscale, che prescriveva l’obbligo di ‘spesatura’
cità di seguire i cambiamenti dei prezzi di mercato del delle royalty. Le due compagnie concessionarie accetta-
tipo di petrolio concorrente. Oggi i prezzi del GNL sono rono di adeguarsi a tale emendamento, che entrò in vigo-
per la maggior parte legati a quelli del greggio. re il 1°gennaio 1966.
In Abu Dhabi, come si è detto, da quando l’impian- Sin da allora, il prelievo dello Stato è formato dalle
to di liquefazione ADGAS è entrato in attività nel 1977, royalty, considerate come spese, e dalle imposte sul red-
tutto il GNL (e il GPL) prodotti sono stati ceduti alla dito. Tuttavia, sia i tassi delle royalty, sia le aliquote fisca-
Tokyo Electric Power COmpany (TEPCO). li furono progressivamente aumentati, come si vedrà in
Per fissare il prezzo del GNL ADGAS, conforme- seguito.
mente ai metodi più avanzati, fu adottata una formula In Abu Dhabi non esiste una legislazione fiscale
sostanzialmente molto simile a quelle utilizzate da altri speciale, applicabile all’industria petrolifera. L’impo-
fornitori di GNL al Giappone. Una delle principali carat- sta sul reddito è prevista dal Decreto sull’imposta sul
teristiche di questa formula è quella di legare il prezzo reddito del 1965 e successivi emendamenti. Questo
del GNL a un paniere formato da vari tipi di greggio Decreto non fu concepito come una legge specifica
importati dal Giappone, comunemente noto come cock- sulla tassazione delle attività petrolifere, bensì come
tail petrolifero giapponese. una legge tributaria applicabile alle società in genera-
le, pur contenendo alcune norme relative alle attività
petrolifere.
12.10.7 Struttura fiscale In pratica, tuttavia, il summenzionato Decreto è
applicabile attualmente solo alle società che «trattano
I vecchi accordi di concessione (comprese le due mag- il petrolio» (per utilizzare la terminologia del Decre-
giori concessioni di Abu Dhabi: ADPC, terraferma-1939, to), che si occupano, cioè, della produzione e dell’e-
e ADMA, fondo marino-1953) prevedevano il versa- sportazione di idrocarburi, alle industrie petrolchimi-
mento al Governo ospite di una piccolissima royalty, con- che e alle filiali delle banche estere. Le aliquote fisca-
sistente in una cifra fissa per ogni tonnellata di petrolio li indicate dal Decreto variano in base al livello del
(negli accordi di concessione di Abu Dhabi, tre rupie, reddito imponibile, ma quella applicabile alle attività
cioè 75 centesimi di dollaro, a tonnellata, equivalenti a petrolifere venne fissata inizialmente al 50%. Nel 1971
circa 10 centesimi al barile), indipendentemente dal prez- passò al 55%, considerato allora come soglia minima
zo di vendita del petrolio o dai profitti realizzati dal con- di tassazione sul reddito delle attività petrolifere. In
cessionario. seguito l’aliquota fu ulteriormente aumentata, come si
Nel 1966, il Governo di Abu Dhabi ottenne dalle com- vedrà più avanti. Tuttavia, nella maggior parte dei casi
pagnie il riconoscimento del principio della ripartizione l’aliquota specifica applicabile a un concessionario è
alla pari degli utili e concluse un accordo in questo senso concordata tra il Governo e lo stesso concessionario,
con entrambi i principali concessionari, ADPC e ADMA. in seguito a una serie di trattative ad hoc in ogni caso
In base a questa formula, il prelievo dello Stato non fu specifico, e inserita nell’accordo stipulato con il sud-
più costituito da una royalty fissa per unità di produzio- detto concessionario, a patto che l’aliquota prevista non
ne, bensì dal 50% degli utili netti della compagnia, cal- sia inferiore al 55% (cioè all’aliquota di base dal dicem-
colati sulla base dei prezzi tabellari. Le due compagnie bre del 1970).
accettarono di adeguarsi al Decreto sull’imposta sul red- Nel 1974, i membri dell’OPEC decisero di aumen-
dito del 1965 e di pagare tale imposta in base a un’ali- tare il livello dell’imposta sul reddito applicabile ai
quota del 50%. Allo stesso tempo, la royalty fissa per concessionari più ‘importanti’, portandolo all’85% (e
tonnellata venne sostituita da una royalty a percentuale, di aumentare la royalty al 20%), secondo quella che
pari al 12,5% del prezzo tabellare del petrolio prodotto divenne da allora nota come la formula OPEC. In Abu
o esportato. Dhabi, essa venne applicata alle concessionarie ADPC
Tuttavia, secondo la formula originale della riparti- e ADMA.
zione alla pari degli utili, le royalty (pari al 12,5% del È interessante notare che, nel caso di concessioni di
prezzo tabellare moltiplicato per il numero di barili pro- minori dimensioni, le aliquote dell’imposta sul reddito
dotti) venivano considerate un credito sull’imposta del (e le royalty) variano a seconda dei casi. In effetti, le
50% sul reddito dovuta dalle aziende, e non un costo soste- autorità di Abu Dhabi riconoscono la necessità di alle-
nuto dall’impresa e che doveva essere dedotto dall’utile viare il carico fiscale degli impianti petroliferi più pic-
netto, insieme alle altre spese, per ottenere il reddito netto. coli e più costosi, soprattutto se situati in mare, che non
780
ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI
EMIRATI ARABI UNITI
sarebbero in grado di sostenere i normali livelli OPEC, 12.10.8 Il contratto petrolifero
pensati per le operazioni su vasta scala. e le parti contraenti
Passando in rassegna le piccole concessioni assegnate
nel periodo 1967-71, si noterà, per esempio, che Abu L’unica forma di contratto petrolifero conosciuta in Abu
Dhabi Oil Company (Giappone) pagava un’imposta del Dhabi è la concessione. Il Governo di Abu Dhabi non ha
55% e una royalty del 12,5%, Total Abu Al Bukoosh mai concluso alcun contratto di altro tipo riguardante lo
pagava un’imposta del 75% e una royalty del 20%, Al sfruttamento delle sue risorse petrolifere, come accordi
Bunduq Company pagava un’imposta del 75% e una di partecipazione alla produzione (production sharing
royalty del 20%, Amerada Hess pagava un’imposta del agreement), contratti di servizio con o senza rischio mine-
55% e una royalty a scaglioni, compresa tra il 12,5 e il rario, ecc. Tuttavia, gli accordi di concessione conclusi
16%, a seconda del livello di produzione. dal Governo di Abu Dhabi si sono molto evoluti, attra-
Gli accordi di concessione di nuovo tipo, conclusi versando diversi stadi, dal tempo in cui vennero rilasciate
negli anni 1980-81, adottavano generalmente la formu- le prime concessioni vecchio stile. I contorni principali
la di un’imposta sul reddito a scaglioni, compresa tra il e le fasi più importanti di questa evoluzione sono già
55 e l’85% dell’imponibile, a seconda del volume della stati brevemente tracciati nei paragrafi precedenti.
produzione. Era prevista inoltre in genere l’applicazio- A partire dai primi accordi di concessione vecchio
ne di una royalty a scaglioni, compresa tra il 12,5 e il stile (ADPC, terraferma-1939; ADMA, fondo marino-
20%, seguendo l’aumento della produzione. 1953) e dai primi miglioramenti, molto ridotti e limita-
Passeremo ora a descrivere brevemente il regime ti all’aspetto finanziario, dei termini e delle condizioni
fiscale applicabile ai progetti industriali basati sul gas. (attraverso la serie di accordi di concessionestipulati nel
Per i progetti industriali basati sul gas (ADGAS, periodo 1967-71), si giunse gradualmente a stabilire una
GASCO e Fertil) è stato creato un regime fiscale specia- normativa contrattuale più favorevole per lo Stato. Que-
le, molto più favorevole del sistema generale applicabile sta evoluzione culminò nei primi anni Settanta, con l’a-
alle società petrolifere, allo scopo di incoraggiare lo sfrut- dozione del concetto di partecipazione; la partecipazio-
tamento delle risorse di gas naturale, di attirare gli ingen- ne dello Stato alle principali concessioni petrolifere esi-
ti capitali richiesti e di compensare i rischi particolar- stenti aprì la strada a un radicale cambiamento nei rapporti
mente elevati che si incontrano in questo tipo di attività. tra il Governo e i concessionari. L’ultima serie di accor-
In sostanza, tale regime è strutturato nel seguente modo. di di concessione fu conclusa nel periodo 1980-81.
Le compagnie del gas sono soggette al Decreto sul- Queste nuove concessioni costituiscono, come si è
l’imposta sul reddito del 1965, e successivi emenda- detto, il modello più aggiornato di accordo petrolifero
menti, ma godono di una vacanza fiscale nei primi cin- adottato dal Governo di Abu Dhabi. Dopo quelle del
que anni successivi all’avvio della produzione com- 1980-81, infatti, in Abu Dhabi non sono state più rila-
merciale. In seguito, «la Compagnia sarà soggetta sciate concessioni petrolifere. Gli accordi sono basati su
all’imposta sul reddito con un’aliquota del 55% degli un prototipo standard, con termini e condizioni tipo. Le
utili» (con la possibilità di portare a nuovo qualunque principali disposizioni di uno di questi accordi, l’Accor-
perdita subita per non più di cinque anni consecutivi a do Deminex,firmato nel maggio del 1981, sono state già
partire dalla fine dell’anno fiscale in cui tale perdita si delineate nelle pagine precedenti. Gli accordi di con-
è verificata). Come si è detto, la società e i suoi azioni- cessione conclusi in questo periodo sono tipici esempi
sti non sono tenuti al pagamento di alcuna altra impo- di quelli che gli esperti petroliferi chiamano accordi di
sta, oltre a quella sul reddito. Tuttavia, nel caso che gli concessione modernizzati.
utili superino una certa soglia stabilita in anticipo (per Per quanto riguarda le parti contraenti l’accordo di
esempio, il 15% al netto delle imposte), gli accordi pre- concessione, occorre notare che la concessione è una
vedono una forma di pagamento allo Stato del gas uti- licenza rilasciata dal Governo. Di conseguenza, le parti
lizzato all’interno del progetto. che sottoscrivono un accordo di concessione sono il
Nel 1979, fu introdotto il concetto di margine fisso Governo di Abu Dhabi e il concessionario straniero.
per gli utili di ADPC e ADMA (soggette a un’aliquota L’accordo di concessione è firmato in genere dal Sovra-
sul reddito dell’85% e a una royalty del 20%), allo scopo no dell’Emirato di Abu Dhabi o dal suo rappresentan-
di rassicurare le due compagnie sulla redditività delle te. ADNOC non è una parte contraente dell’accordo di
loro operazioni in Abu Dhabi e di convincere i loro azio- concessione: essa venne creata verso la fine del 1971
nisti della convenienza di investire i loro capitali nel (con la legge n. 7/27 novembre 1971) per servire da brac-
petrolio di Abu Dhabi, rispetto alle condizioni offerte da cio operativo dell’Emirato di Abu Dhabi per l’attua-
altri paesi. Tale margine fisso venne stabilito inizialmente zione della politica petrolifera complessiva dell’Emira-
a 22 centesimi al barile, al netto delle imposte. Esso fu to, stabilita dalle competenti autorità del Governo (dal
aumentato gradualmente e nel 1988 raggiunse la cifra di 1988 questo ruolo è esercitato dal Supremo Consiglio
un dollaro al barile. del Petrolio di Abu Dhabi); in seguito le fu affidato il
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VOLUME IV / ECONOMIA, POLITICA, DIRITTO DEGLI IDROCARBURI
LA DISCIPLINA NAZIONALE DELL’INDUSTRIA DEGLI IDROCARBURI
compito di gestire la quota dello Stato nelle compagnie alla protezione ambientale durante le operazioni di esplo-
operative e di svolgere il ruolo di rappresentante degli razione e produzione dei giacimenti petroliferi. I primi
interessi nazionali negli accordi di partecipazione e nelle accordi di concessione conclusi dal Governo di Abu
joint ventures. Dhabi (nel 1939 per i giacimenti sulla terraferma e nel
1953 per quelli sul fondo marino) non costituivano un’ec-
cezione alla generale mancanza di coscienza ambien-
12.10.9 Protezione talista e non contenevano clausole relative alla prote-
degli investimenti zione dell’ambiente o alla conservazione delle risorse
naturali.
Nella legislazione degli EAU o dell’Emirato di Abu Dhabi La situazione rimase sostanzialmente immutata anche
non esistono disposizioni particolari riguardanti la pro- nelle successive concessioni rilasciate dal Governo di
tezione degli investimenti stranieri. Tuttavia, gli EAU Abu Dhabi nel periodo 1967-71, che contenevano solo
hanno concluso un certo numero di accordi per la «pro- un timido accenno, in termini molto generici, alle pre-
mozione e la protezione degli investimenti» con diversi cauzioni ragionevoli che le compagnie petrolifere avreb-
paesi: Stati Uniti, Gran Bretagna, Francia, Italia e altre bero dovuto assumere durante la conduzione delle loro
nazioni europee, e quasi tutti i paesi arabi. operazioni.
Tra l’altro, tali accordi prevedono clausole relative Anche gli accordi di concessione più recenti, conclusi
alla questione dell’espropriazionedi beni stranieri in uno negli anni 1980-81, non introdussero significativi miglio-
dei paesi contraenti. L’art. 6 dell’Accordo concluso l’8 ramenti nella situazione della protezione ambientale.
dicembre 1992 tra il Governo britannico e quello degli La crescita in tutto il mondo della sensibilità per i
EAU prevede a tale proposito quanto segue: «Gli inve- temi della protezione ambientale e dello sviluppo soste-
stimenti degli investitori di entrambe le Parti Contraen- nibile, che sono ormai universalmente considerati tra i
ti non potranno essere nazionalizzati, espropriati, o sog- problemi globali più importanti della nostra epoca, ha
getti a misure che equivalgano a uno spossessamento, indotto sia il Governo federale degli EAU, sia quello del-
diretto o indiretto, a una nazionalizzazione o a un espro- l’Emirato di Abu Dhabi a predisporre e poi a varare una
prio (d’ora in avanti indicati come ‘esproprio’) nel ter- serie di leggi e di regolamenti per colmare questi vuoti.
ritorio dell’altra Parte Contraente, se non per uno scopo A livello federale, la legge federale n. 7/1993 ha dispo-
di pubblica utilità derivante dalle esigenze interne di quel- sto la creazione di una Agenzia Ambientale Federale.
la Parte, su una base non discriminatoria, rispettando le Nel 1999, fu varata la Legge federale per la protezione
procedure di legge, senza contraddire nessuno degli obbli- e lo sviluppo dell’ambiente (legge n. 24/1999). Si tratta
ghi contrattuali assunti da una Parte Contraente a favo- di una legge moderna e completa, formata da un cen-
re di un investitore, e in cambio di un pronto, adeguato tinaio di articoli che coprono tutti gli aspetti di questa
ed effettivo indennizzo». importante questione.
L’art. 8 dello stesso Accordo stabilisce che tutte le L’industria petrolifera ha i suoi innegabili problemi
controversie sorte tra una delle parti contraenti e un inve- con l’ambiente e non può che essere estremamente atten-
stitore dell’altra parte contraente siano giudicate dal Cen- ta alle questioni legate alla sua protezione e alla conser-
tro Internazionale per la Risoluzione delle Controversie vazione delle risorse. L’industria petrolifera di Abu Dhabi
sugli Investimenti (CIRCI). non fa eccezione a questa regola.
Gli accordi conclusi tra gli EAU e gli altri paesi con- Sollecitata da una viva consapevolezza delle esigen-
tengono disposizioni analoghe a quelle previste dagli ze di protezione ambientale legate alle diverse fasi delle
artt. 6 e 8 dell’Accordo con il Regno Unito. operazioni petrolifere, nonché da una profonda aspira-
Nel 1981, gli EAU aderirono al Centro Internazio- zione verso uno sviluppo sostenibile delle risorse petro-
nale per la Risoluzione delle Controversie tra uno Stato lifere dell’Emirato di Abu Dhabi, ADNOC, su incarico
contraente e i cittadini di altre nazioni. Più tardi, nel 1993, del Supremo Consiglio del Petrolio di Abu Dhabi, ha
gli EAU aderirono anche alla Convenzione per la Crea- assunto l’iniziativa di preparare, adottare e attuare un
zione di un Agenzia Multilaterale di Garanzia degli Inve- «sistema per la gestione della salute, della sicurezza e
stimenti (Convenzione MIGA, Multilateral Investment dell’ambiente (HSE – Health, Safety and Environment –
Guarantee Agency). Management System)» efficiente e completo.
ADNOC sapeva che, per essere veramente efficien-
te, lo HSE Management System avrebbe dovuto essere
12.10.10 Protezione ambientale rivolto all’intera industria petrolifera di Abu Dhabi, che
avrebbe dovuto adottarlo e metterlo in pratica. Il siste-
Come è noto, i vecchi accordi di concessione conclusi ma di gestione segue le linee guide tracciate dal Forum
tra le compagnie petrolifere e i paesi produttori del Medio internazionale per l’esplorazione e la produzione nel-
Oriente ignoravano completamente le questioni relative l’industria petrolifera (meglio noto come E&P Forum).
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ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI