Indice
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Risultati 2008
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Introduzione
2008 i migliori track record
Business mix
Capex
Struttura finanziaria
Dati di sintesi 2008
1
2
3
4
5
6
Piano industriale al 2011
>
>
>
>
>
>
>
>
Priorità strategiche
Target strategici
Driver del MOL al 2011
Business mix ‘11
Business Ambiente
Business Energia Elettrica
Business Gas
Sinergie
Indice
7
8
9
10
11
12
13
14
> Capex e flussi di cassa
> M&A
> Conclusioni
15
16
17
Allegati
>
>
>
>
>
>
>
>
2008 in pillole
Driver del MOL 2008
Risultati 2008: breakdown per business
Assunzioni di piano
Target ’11: breakdown per business
Target “sostenibili” al ’11
Introduzione al Gruppo Hera
Disclaimer
18
19
20
23
24
27
28
33
Risultati annuali 2008
Introduzione – Risultati 2008
> Il più importante risultato nella storia di Hera in termini di sviluppo economico
e industriale, su base organica, compensando completamente l’impatto della
crisi economica.
> +75 ml€ di Mol e +46 ml€ di Utile Ante Imposte
> 3 nuovi impianti completati coerentemente con i piani e iniziative addizionali
per rafforzare ulteriormente la posizione upstream nei business Energia e
Ambiente.
> Visibilità nelle attività regolate (Energia, Ambiente e Idrico).
> Focus sull’efficienza e sull’efficacia dei servizi.
Raggiunta una solida piattaforma competitiva per continuare a crescere
Risultati 2008
1
2008: i migliori track record
M€
Sviluppo legato alla fornitura di
energia elettrica, al trading e ai
maggiori ricavi nelle attività
regolate dell’Idrico e Ambiente.
Ricavi
2.905,1
2008
3.792,0
Inc. %
+30,5%
(3.181,2)
(331,1)
248,5
+33,2%
+10,0%
+4,3%
453,3
528,3
+16,5%
Amm.ti & Acc.ti
Fondi
(176,2)
(56,6)
(196,8)
(50,8)
+11,7%
(10,4%)
Risultato operativo
220,6
280,7
+27,3%
(78,0)
(91,9)
+17,7%
142,5
188,9
+32,5%
(32,6)
(78,6)
+140,8%
109,9
110,3
+0,3%
(13,7)
(15,5)
+13,5%
Costi operativi
Personale
Capitalizzazioni
MOL
Gestione finanziaria
Utile ante imposte
Imposte
‘07
+24,6
ml€
risparmi
fiscali
straordinari
(“imposta sostitutiva”).
2007
Imposte
Utile netto
di cui di terzi
(2.389,0)
(300,9)
238,2
Riduzione del personale di 120
unità a parità di perimetro
Crescita costo di 2,2%(a.p.p.)*
+18,4% cagr negli ultimi 6 anni
Oneri finanz. ’08 includono
Moratoria fiscale (-3,0 ml€)
Imposte ’08 includono 1,8 ml€
Robin Tax.
Crescita a doppia cifra delle attività operative
* a.p.p.: a parità di perimetro
Risultati 2008
2
Crescita a doppia cifra di tutti i business principali
528 ml€
453 ml€
Ciclo idrico integrato
> Incremento tariffe (+5%)
6,9%
> Minori consumi (-1,5% per capita)
> Recupero dei costi addizionali
pre ’08 (5 ml€)
34,5%
> Costo elettricità più elevato (-5 ml€)
> Perdite al 25,5% (pari a 8 cm/km/giorno
migliore in Italia)
Altri business
6,2%
+4%
35,3%
+19%
24,6%
+10%
9,7%
+20%
24,2%
+22%
26,1%
Gas Distrib. & Vendita
>Volumi venduti fino a 2,5 mld mc
(+7%) di cui +65ml relativi all’M&A
> Raggiunto 1,1 milioni di clienti
> Gas procurato direttamente (37%
delle vendite)
> Gas distribuito 2,4 mld mc (+10%)
> Migliori condizioni climatiche (+31,5
ml mc a parità di perimetro)
> Impatto nuove tariffe ’09-’12 (-2,5ml€)
9,4%
23,1%
2007
2008
> Numero di punti luce 326.800 (+2,4%)
> Calore venduto 423 GWht
(+8,0%)
Ambiente
> Volumi trattati fino a 5,1 ml ton
(+17,3%) di cui 70% conto terzi
> Raccolta differenziata (42%)
> Incremento tariffe igiene urb. (+3,8%)
> Certificati Verdi contabilizzati per il
56% della produzione elettrica
Energia Distrib. & Vendita
>Volumi venduti fino a 5,1 TWh (+17,1%)
>Volumi distribuiti 2,3 TWh (+0,7%)
> Contatori elettronici (100.000 installati)
> Raggiunti ~314.000 clienti
> Nuove tariffe di distribuzione (-5 ml€)
Posizioni di mercato più forti nelle attività
liberalizzate e visibilità nei business regolati
Risultati 2008
3
Progressiva normalizzazione degli investimenti e crescita dei flussi di cassa
Capex (Ml€)
Ambiente
2006
2007 2008
88,8
166,2
125,2
100,2
131,4
114,1
39,9
34,0
37,7
132,2
50,6
51,5
Altri
35,4
35,0
38,7
Struttura
56,4
50,4
57,5
Finanziari*
51,8
4,2
4,9
Capex '08
504,7
471,7
429,7
Idrico
Gas
Energia
* Investimenti finanziari 2006 sono stati risclassificati
tra i business
’08 Capex principalmente in
sviluppo (di cui 100 ml € in nuovi impianti)
Risultati 2008
Progressivo completamento degli
investimenti di sviluppo e FCF
positivi pianificati già nel 2009
4
Confermata una solida struttura finanziaria
2008
D/E
D/Ebitda
Duration media (anni)
Interessi a tasso fisso*
Linee credito impegnate
100% copertura maturity
Impegni
Rating Moody's
Rating S&P
1,0
3,0
7
100%
350
metà 2011
nessuno
l/t
s/t
l/t
A1/stabile
A-2/negativo
A-/negativo
* tassi variabili sono stati swappati a fisso
I flussi di cassa operativi
hanno raggiunto 449 ml€
Risultati 2008
Struttura finanziaria con rating
“A” senza necessità di
rifinanziamenti nel breve termine
5
Dati di sintesi risultati 2008
> Importanti risultati raggiunti nel ‘08:
>
Record di sviluppo organico
>
Raggiunti significativi traguardi industriali
>
Solido stato patrimoniale (D/E 1x e D/Ebitda 3x) e ROI passato
da 7,4% a 8,9%
> Preparati ad affrontare la crisi economica:
>
>
>
Minor impatto della crisi in ER/base clienti Hera vs. media naz.
Riduzione degli investimenti (-25% vs Budget nei primi 2 mesi
del ’09)
Nessun bisogno di rifinanziamento nel breve termine (20092010)
> Nuovi target al 2011 confermano la crescita organica del passato
Dividendo per azione di 8 cent € pagato in giugno
Risultati 2008
Dati azionari
Numero azioni
Valore nominale
Prezzo azione*
PN
Capitalizzazione
Mkt Cap./PN
TP consensus*
Upside potential
EV/Ebitda '08
Adj P/E '08
DPS (cent€)
Div. Yield
Pay out
D/E
Rating S&P
Rating Moody's
* Al 25 Marzo 2009
6
1.032,7
1,0 €
1,275 €
1.579,1 €
1.316,7 €
0,83x
2,6 €
+102%
5,5x
11,2x
8,0
6,3%
87%
1x
A
A1
Piano industriale al 2011
Piano industriale al 2011
Priorità strategiche
> Rafforzamento industriale attraverso l’integrazione
upstream e sfruttamento dell’expertise nei WTE.
> Mantenere flussi di cassa positivi e una solida struttura
finanziaria.
> Migliorare ratios e la “bottom line”.
> Aumentare la visibilità del business Waste (Hera
Ambiente).
> Continuare a cercare nuove opportunità strategiche di
espansione (M&A).
Piano industriale al 2011
7
Target strategici
Piano industriale al 2011
8
Il target di Mol a 670 ml€ sostenuto dai driver della crescita organica
> Incremento vendite elettriche
> Gestione asset Ambiente
> Aumento tariffe (idriche-rifiuti)
> Efficientamento
Nuovi impianti
Avvio
WTE Forlì
Ago '08
WTE Modena
Dic '08
WTE Modena (revamp.)
WTE Rimini
CCGT Imola
Dic '08
CCGT Ortona
fine '10
Rinnovabili
'10/'11
Già avviati nel 2008
(M€)
Media '02-'08
Media '09-'11
M&A
22
-
Sin.&Cr.Org. Nuovi impianti
25
25
9
22
Driver di crescita poggiano su attività già realizzate nel 2008
Piano industriale al 2011
fine '10
inizio '10
9
Portafoglio bilanciato e con basso profilo di rischio
Contributo alla crescita al 2011
670 ml€
’11 Mol
528 ml€
’08 Mol
Liberalizzati *
~40%
Regolati
~60%
* Include anche CV, Illuminazione Pubblica e
TLR basati su contratti a lungo termine.
Piano industriale al 2011
10
Ambiente: Capitalizzare la leadership in un “mercato a breve”
Ormai completati i WTE
WTE sviluppati
MW
Capacità Processo Costr./Acquis.
installati Trattam.
(anno di avvio)
Vecchi impianti WTE
C.E. Ravenna
WTE FEA
17
4
22
14
12
30
12
7
118
WTE Ferrara
WTE Forlì
WTE Modena
WTE Rimini
WTE Modena (rev.)
Totale
113
39
220
130
120
180
120
45
967
2003
2004
2005
2007
2008
2008
In funzione
Acquisito
Completato
Completato
Completato
Completato
15%
5%
> Completamento impianti di Rimini e Modena
(revamping).
> Sviluppo delle discariche per mantenere la
capacità attuale (2,5 ml ton).
> Nuove tecnologie per ambiente & trattamento
dei fanghi (es. desorbitore).
> Recupero energia attraverso drenaggio fermentazione e combustione delle biomasse.
Trattamento di Rifiuti di terzi
> Far leva sull’expertise nell’ingegnerizzazione e
partecipare a nuove iniziative sui WTE.
ml ton
Volumi totali
2007
4,4
2008
5,2
Piano industriale al 2011
E2011
6,4
Spin off attività in una nuova
“entità legale” Hera Ambiente
11
Energia Elettrica: Sfruttare le opportunità di mercato
Upstream* e espansione delle Vendite
8.0
5.1
Vendite
3,5
Atel
1,2
Hera JV
(Spar/Tev./Ortona)
1,2
Tirreno Power
Generazione
5,1
4.3
3,8
1,2
1,4
1,2
Tirreno Power
1,4
0,7
0,6
0,5
0,6
0,6
1,8
2007
2008
E2011
Distribuzione EE
2008
E2011
2,2
2,3
2,6
Disponib.
Hera
Processo
Costr./Acquisiz.
Produz.‘08 (Twh) 12,6
Ricavi (ml €)
1.500
Mol (ml €)
323
Utile netto (ml €)
Ulteriore capacità post ‘08:
•CCGT (MW)
+400
•Coal (MW)
+460
3.000
169
2003
Acquisito
160
160
2005
Contrattato
Sparanise
800
120
2007
Completato
Teverola
400
156
2007
Completato
80
80
2008
Completato
105
27
5%
Altri & Rinnovabili
127
75%
WTE
Totale
111
950
80%
Ortona
2007
MW
Contratto Atel (VPP)
Imola (cogen.)
Produzione Hera
TWh
Espansione nella generazione
* Include contratti a lungo termine con Atel
> +150 MW di capacità al 2011.
> Ulteriore sviluppo del portafoglio
corrente
in
rinnovabili
raggiungendo 2,0 TWh (70%
elettrici/30% termici) da 0,6 TWh.
> Focus sul solare (+4MW installati),
biomasse e eolico.
Piano industriale al 2011
> 65% copertura delle
produzione interna.
vendite
con
> +8 TWh nelle vendite e 400.000 clienti
(portafoglio di clienti bilanciato).
> 60% dei target di crescita già raggiunti
con la campagna commerciale 2009
(Dicembre 2008).
12
Gas: Verso il pieno bilanciamento delle fonti di approvvigionamento
Gas importato direttamente
2,5
2,4
Sales & Wholesale
0,9
0,10
TAG
0,30
0,8
0,40
VNG
Altri contratti
0,50
2008
0,40
E2011
Time table progetto Galsi
> Mantenimento dei volumi nelle vendite compensando il
churn rate fisiologico e confermare l’80% delle vendite a
residenziali clienti & SME.
> Flessibili nell’upstream per trarre vantaggio da un
mercato domestico più “liquido”.
> Galsi
(10,4%
partecipazione)
aumenterà
l’approvvigionamento diretto di 1 mld mc dal ’13.
> Ulteriori opzioni in fase di valutazione per strutturare il
portafoglio sono LNG, stoccaggio e relazioni con grandi
operatori.
> Mantenimento delle posizioni nel mercato di riferimento
(92% mkt share nel territorio di riferimento).
> Fare leva sulla partecipazione
del 30% in SGR Servizi (RN).
Piano industriale al 2011
Clienti ’08 (000)
Volumi ’08 (ml mc)
Ricavi (ml€)
Mol (ml€)
Utile netto (ml€)
13
181
295
144
8
4
Estrarre valore dalle correnti operazioni del Gruppo
> Sfruttare il valore inserito:
> Ambiente
costituzione di “Hera Ambiente”
> Rinnovabili
sfruttare la produzione esistente
> Ill. pubblica
Far leva sulla dimensione del
business (oltre 20 ml € di Mol al ‘11)
> Servizi energetici
Sinergie ‘09-’11 nel Gruppo Hera
> Razionalizzare la proprietà delle reti.
> Miglioramento del modello organizzativo per le
attività regolate:
Sinergie 2009-2011 (ml€)
> Riorganizzare le attività “territoriali” perseguendo
ulteriori risparmi di costo.
+25
> Sfruttare l’innovazione nella gestione dei servizi (es.
contatori elettronici, polo di telecontrollo).
> Migliorare la qualità del servizio attraverso le
infrastrutture di gestione del cliente e fornire 3
servizi per cliente.
Piano industriale al 2011
+50
+14
+11
Razionalizz.
Personale
Riduzione costi
Efficientamento
Totale
14
Riduzione degli investimenti e flussi di cassa positivi dal 2009
Piano degli investimenti
0.4
0.03
Flussi di cassa positivi dal 2009
FC operativi
~1
Investimenti totali
43%
0.6
Inv. Mantenimento
FCF
57%
Mantenimento
Sviluppo
Finanziari
Capex
Ambiente
Idrico
Gas
Energia Elettrica
Altri
Investimenti netti totali
Piano industriale al 2011
Totale
2007
2008
2009
'09-'11
295
377
130
154
110
1.066
Capitale investito netto (ml€)
ROI
ROE
D/E
PFN/Ebitda
2010
2011
2008
E2011
3.151
8,9%
7,0%
1,00x
3,0x
3.466
11,8%
11,1%
0,95x
2,5x
15
M&A: Ancora nel radar
Razionale per perseguire lo
sviluppo attraverso M&A
> Bisogno di allargare la
presenza nei core
business
> Continuare a estrarre
valore
> Vendere significa
raggiungere una
significativa crescita
dimensionale
> Vantaggio della prima
mossa
Prospettiva temporale
Acquisizioni nei
core business
> Energia
> Ambiente
Cosa Hera può offrire
> Notevole dimensione e
posizionamento nel
settore
>
Aggregazioni con > In Emilia Rom.
multi - utility di
medio - piccole
> Territori
>
dimensioni
limitrofi
Accordi con grandi
multi – utility o partner
industriali
Credibilità
nell’integrazione e nei
servizi territoriali
Quotazione indiretta
> Posizione dominante
nel settore
> Larga base clienti
> Know how
> Portafoglio bilanciato
Piano industriale al 2011
16
Basso rischio, flussi di cassa positivi e crescita dei dividendi
Già realizzate le principali premesse per la futura crescita del
Mol per circa +142 ml€, non includendo M&A potenziali.
Crescita in tutte le principali attività regolate e liberalizzate,
business mix bilanciato confermato (60% attività regolate).
Flussi di cassa positivi a partire dall’anno corrente.
Migliorare la struttura finanziaria attuale e la crescita dei
dividendi.
L’obiettivo a medio termine è di 2 milioni di clienti, 1 mld € di
Mol e una solida struttura finanziaria
Piano industriale al 2011
17
Allegati
2008 in pillole
Risultati 2008
18
La crescita “organica” ha sostenuto i risultati
Driver crescita org.:+60m€
+25
Principali driver 2008
+35
• Incremento tariffe (Idrico & Ambiente)
528
• Riduzione tariffe di distribuzione
elettrica (-11%)
• Migliore price cap nella
distribuzione Gas (2%)
• Maggiori volumi nei business
Ambiente & Elettrico
+15
Nuovi impianti
Avvio
CCGT Sparanise
mag-07
WTE Ferrara
nov-07
WTE Forlì
ago-08
WTE Modena
dic-08
CCGT Imola
dic-08
No piena contribuzione nell’anno
453
Performance ’02-’07
+23
2007
M&A
Sin&Cr.Org. Nuovi impianti
+23
+6
2008
M&A
Sin.&Cr.Org.
+18,4% cagr negli ultimi 6 anni
Risultati 2008
19
Nuovi
impianti
Ambiente
Idrico
M€
2007
%
2008
%
Var. %
Ricavi
553,6
100,0%
632,1
100,0%
+14,2%
Costi oper.
Personale
Capitalizzaz.
(289,4) (52,3%)
(129,1) (23,3%)
21,3
3,8%
(328,0) (51,9%)
(142,1) (22,5%)
24,2
3,8%
+13,3%
+10,1%
+13,2%
Mol
156,3
186,3
28,2%
29,5%
+19,2%
L’aumento delle tariffe (+3,8%) e I nuovi impianti
sostengono la crescita dei ricavi.
Certificati
Verdi
sono
stati
considerati
conservativamente al 56% (1,1 CV su 51%
dell’energia prodotta) della produzione da WTE.
I volumi di rifiuti sono cresciuti grazie alle fusioni e
alla crescita “sottoprodotto impianti”.
Mol beneficia anche dei nuovi impianti (i WTE di
Ferrara e Forlì hanno contribuito per circa 23 ml€).
Dati
Volumi R.Urbani (000ton)
Volumi R.Speciali (000ton)
Sottoprod. impianti (000ton)
Totale volumi trattati
Risultati 2008
2007
2008
Var. %
1.666,5
1.770,3
961,5
4.398,2
1.762,5
1.801,7
1.594,0
5.158,2
+5,8%
+1,8%
+65,8%
+17,3%
M€
2007
%
100,0%
2008
%
Var. %
459,0
Ricavi
407,6
100,0%
+12,6%
Costi oper.
Personale
Capitalizzaz.
(342,0) (83,9%)
(89,8) (22,0%)
142,7 35,0%
(359,0) (78,2%)
(100,8) (22,0%)
131,0
28,5%
+5,0%
+12,3%
(8,2%)
Mol
118,5
130,2
+9,8%
29,1%
28,4%
Crescita delle tariffe del +5% e M&A più che
compensano la lieve riduzione dei consumi (1,0/1,5%) e i minori ricavi da nuovi allacciamenti
(crisi del mercato immobiliare).
La crescita del Mol beneficia anche del recupero di
costi addizionali sostenuti nel periodo regolatorio
precedente (5 ml€) compensando i maggiori costi
energetici del ’08.
Continua l’attività di telecontrollo delle reti.
Dati
2007
2008
Ricavi regolati
Ricavo (€c/m3)
344
142,5
389
151,4
+13,2%
+6,2%
1.015,0
1.153,9
+13,7%
241,1
257,0
+6,6%
N. clienti (000)
3
Acquedotto (ml m )
Var. %
20
Gas
Energia Elettrica
M€
2007
%
2008
%
Var. %
Ricavi
922,0
100,0%
1.130,3
100,0%
+22,6%
Costi oper.
Personale
Capitalizzaz.
(810,5) (87,9%)
(39,5) (4,3%)
32,7
3,5%
(997,4) (88,2%)
(46,6) (4,1%)
41,6
3,7%
Mol
104,7
127,8
11,4%
11,3%
+23,1%
+18,1%
+27,3%
+22,0%
L’inverno più freddo e l’M&A più che compensano
la riduzione delle tariffe (-2,1%).
La base clienti aumenta soprattutto grazie
all’M&A: Megas ha contribuito per 40.000 clienti
(vendita e distribuzione) e SAT con ulteriori
60.000 clienti (distribuzione).
Il Mol beneficia anche dei guadagni di efficienza
(costi inferiori e economie di scala) e la riduzione
di -2,5m€ relativi alla riduzione tariffaria.
Dati
2007
2008
Ricavi Distribuzione
Volumi distrib. (ml m 3)
Ricavo (€c/m3)
124,5
2.150
5,79
134,3
2.370
5,67
+7,9%
+10,2%
(2,1)%
1.018,7
1.065,7
+4,6%
2.337,0
2.493,1
+6,7%
223,2
294,8
+32,1%
N. clienti (000)
3
Volumi venduti (ml m )
di cui trading (ml m 3 )
Risultati 2008
Var. %
M€
2007
%
2008
%
Var. %
Ricavi
989,2
100,0%
1.555,0
100,0%
+57,2%
Costi oper.
Personale
Capitalizzaz.
(945,1) (95,5%)
(20,0) (2,0%)
18,6
1,9%
(1.506,5) (96,9%)
(22,0) (1,4%)
24,9
1,6%
+59,4%
+10,5%
+33,9%
Mol
42,7
4,3%
51,4
3,3%
+20,3%
L’espansione del mercato e le attività di trading
hanno più che compensato la riduzione dei
consumi e la riduzione delle tariffe di distribuzione
di circa 8,9%.
Base clienti aumentata fino a 287.000 clienti
(314.000 inclusi i contratti a Dic. ’08 e attivati in
Gen./Feb. ’09).
Il Mol beneficia anche dell’integrazione upstream.
Dati
2007
2008
Var. %
Ricavi Distribuzione
Volumi distrib. (mld m3)
Ricavo (€c/m3)
50,5
2.248
2,2
45,3
2.263
2,0
(10,3)%
+0,7%
(10,9)%
N. clienti (000)
273,2
286,9
+5,0%
Volumi venduti (GWh)
4.335
5.075
+17,1%
21
Altri servizi
M€
Portfolio mix
2007
%
Ricavi
160,4
100,0%
Costi oper.
Personale
Capitalizzaz.
(129,6) (80,8%)
(22,6) (14,1%)
23,0 14,4%
Mol
31,2
19,5%
2008
%
Var. %
164,2
100,0%
+2,3%
(138,7) (84,5%)
(19,7) (12,0%)
26,8
16,3%
+7,1%
(13,0%)
+16,2%
32,6
19,8%
Liberalizzati*
~40%
+4,4%
L’incremento dei ricavi sostenuto dalla crescita in
tutte le attività compensa la riduzione relativa alle
dismissioni delle attività non core.
Il Teleriscaldamento beneficia dell’inverno freddo
e il mercato dell’Illuminazione Pubblica si è
esteso in altri 4 Comuni.
Il Mol beneficia dell’efficientamento e
contributo delle unità di mini-cogen. avviate.
2007
2008
Var. %
Teleriscaldamento (GWht)
391,5
422,6
+8,0%
Illuminazione pubblica (000)
319,1
326,8
+2,4%
Regolati
~60%
* Include anche Certificati Verdi, Illuminazione Pubblica eTeleriscaldamento basati su
contratti a lungo termine.
Business regolati
del
Dati
528 ml€
Mol
Raccolta
rifiuti Urbani
Ciclo
Idrico
Distrib.
Gas
Lunghezza concessioni
2012
2024
2010
2030
Ritorno sulla RAB
6,0%
7.0%*
7,6%
7,0%
+7,3% +5,5%
'08-'12
+2,3%
+1,7%
Tariffa media ''05-'08 (Ric./vol.)
Periodo regolatorio
Autorità
7 ATO (locali)
Distrib.
En. El.
'09-'12
'08-'11
AEEG (Nazionale)
* 7,2% su nuovi investimenti
Risultati 2008
22
Assunzioni del Piano Industriale
Ipotesi scenario macro
Inflazione
Petrolio $/B
Tasso di cambio $/€
Prezzo medio Energia €/MWh
CV (€/Mwh)
CO2 (€/ton)
Piano industriale al 2011
Piano precendente
E2010
2%
50,00
0,76
62,30
120,00
18,00
Nuovo piano Nuovo piano
E2010
E2011
2%
73,00
0,71
72,90
80,00
23,00
2%
70,00
0,71
71,00
80,00
24,00
23
Ambiente & Ciclo Idrico
Ciclo Idrico
Ambiente
M€
2008
%
100,0%
E2011
Cagr.%
M€
2008
%
100,0%
E2011
Cagr.%
%
Ricavi
632,1
100%
+7,4%
Ricavi
459,0
100%
+2,8%
Costi operativi
Personale
Capitalizzaz.
(328,0) (51,9%)
(142,1) (22,5%)
24,2
3,8%
(373,1) (47,6%)
(150,7) (19,2%)
4,0
0,5%
+4,4%
+2,0%
(45,2%)
Costi operativi
Personale
Capitalizzaz.
(359,0) (78,2%)
(100,8) (22,0%)
131,0 28,5%
(336,2) (67,5%)
(112,8) (22,6%)
114,1 22,9%
(2,2%)
+3,8%
(4,5%)
Mol
186,3
263,9
Mol
130,2
163,2
29,5%
Ricavi
Tariffa Rifiuti Urbani
Volumi rifiuti urbani:
783,8
%
33,7%
+12,3%
+7,4%
+2,3% cagr
+2,0% cagr
Crescita tariffaria fino al 2012 già concordata
con le autorità locali. Certificati verdi
conservativamente
considerati
al
51%
dell’energia prodotta e 1,1 certificati per GWh.
Espansione dei volumi rifiuti speciali (doppia
cifra) grazie alla capacità dei nuovi impianti.
Mol
+12,3%
Soprattutto sostenuti dal contributo dei nuovi
impianti (3 nuovi impianti già avviati, 1 in
costruzione a Rimini e 1 repowering a Modena).
Piano industriale al 2011
Ricavi
Crescita tariffe:
28,4%
498,1
32,8%
+7,8%
+2,8%
+4,5% cagr
La crescita della tariffa idrica regolata sostiene
la crescita dei ricavi.
La crescita delle tariffe fino al 2012 già
concordata con le autorità locali. Stimati volumi
invariati.
Mol
+7,8%
Sostenuto soprattutto dalla crescita delle tariffe
e dall’efficientamento perseguito nella gestione
delle reti (telecontrollo sul 100% delle reti).
24
Gas & Energia Elettrica
Gas
M€
Energia Elettrica
2008
Ricavi
1.130,3
%
E2011
%
M€
100%
(0,2%)
Ricavi
Costi operativi
Personale
Capitalizzaz.
(997,4) (88,2%)
(46,6) (4,1%)
41,6
3,7%
(972,2) (86,5%)
(55,0) (4,9%)
25,8
2,3%
(0,9%)
+5,7%
(14,7%)
Costi operativi
Personale
Capitalizzaz.
Mol
127,8
122,6
(1,4%)
Mol
100,0%
11,3%
1.124,0
Cagr.%
10,9%
2008
1.555,0
Tariffa distribuzione Gas:
Volumi vendita Gas:
(0,2%)
(1,1%) cagr
(1,0)% cagr
100,0%
(1.506,5) (96,9%)
(22,0) (1,4%)
24,9
1,6%
51,4
Ricavi
Ricavi
%
Tariffa distribuz. EE:
Volumi distribuz. EE:
Volumi vendite EE:
3,3%
E2011
1.853,6
%
Cagr.%
100%
+6,0%
(1.776,2) (95,8%)
(23,3) (1,3%)
17,3
0,9%
+5,6%
+1,9%
(11,4%)
71,3
3,8%
+11,6%
+6,0%
(1,0)% cagr
+4,3% cagr
+16,4% cagr
Le ipotesi sui volumi di vendita sono basate su
condizioni climatiche “prudenti”. I prezzi delle
vendite di Gas sono basati sull’ipotesi del
petrolio a 70$ al barile (cambio $/€ 0,71).
Espansione
del
mercato
(60%
già
contrattualizzato a Dic. ’08) è principalmente
guidata dal cross selling sulla base clienti gas
(soprattutto clienti Soho/SME e residenziali).
Mol
Il Mol riflette la riduzione delle tariffe.
Mol
+11,6%
Sostenuto principalmente dall’upstream nella
generazione elettrica e dall’espansione del
mercato.
Piano industriale al 2011
(1,4%)
25
Altri servizi & Portfolio Mix
Altri servizi
M€
2008
%
Ricavi
164,2
Costi operativi
Personale
Capitalizzaz.
(138,7) (84,5%)
(19,7) (12,0%)
26,8
16,3%
Mol
32,6
100,0%
E2011
154,9
19,8%
Ricavi
%
Cagr.%
100%
(1,9%)
(108,1) (69,8%)
(19,1) (12,3%)
21,4
13,8%
(8,0%)
(0,9%)
(7,2%)
49,1
31,7%
+14,7%
(1,9%)
Teleriscaldamento
Calore:
da 423 a 675 Gwht
Generazione:
da 70 a 106 GWhe
Illuminazione pubblica
Punti luce
da 327.000 a 349.000
Riduzione attesa delle vendite legata alle dismissioni di
attività non-core parzialmente compensata dall’incremento
dei ricavi di TLR e dell’Illuminazione Pubblica.
Mol
Portfolio Mix
Liberalizzato*
~40%
Target
Regolato
~60%
* Include anche Certificati Verdi. Illuminazione pubblica e Teleriscaldamento basati
su contratti a lungo termine.
+14,7%
Sostenuto soprattutto da guadagni di efficienza e dallo
sviluppo delle attività di TLR e Illuminazione Pubblica. Attesa
una significativa crescita dell’Ebitda margin.
Piano industriale al 2011
26
Sostenibilità
Personale
> Il piano indistriale di Hera fissa target
per tutti i principali KPI.
> Il piano industriale di Hera è un
processo “Bottom-Up” rinnovato ogni
anno.
> I Target sono definiti in modo analitico
nella Balanced Score Card estesa a tutti
i quadri e dirigenti aziendali.
> La remunerazione del top management
(pubblicata nel bilancio) è per il 50%
collegata al raggiungimento dei target.
> La
remunerazione
dei
dirigenti
anch’essa
legata
(15%-20%)
al
raggiungimento degli obiettivi inseriti
nella BSC.
E2010
E2011
130
42
0,9
130
39
0,9
E2010
E2011
Incr/(decr.)
Interruzioni nel servizio elettrico
Rispetto degli standard AEEG
Tempo medio di attesa agli sportelli
Tempo medio di attesa al call center
17 min.
> 100%
20 min.
27,5 sec.
13 min.
> 100%
15 min.
30 sec.
+23,5%
+25,0%
(9,0)%
Energia da rinnovabili (Gwh e Gwht)
E2010
E2011
Incr/(decr.)
Cogenerazione (incl. termico)
WTE (incl. termicol)
Geotermia
Idrico
Biogas (incl. termico)
Altro
1.270
383
83
116
14
56
1.327
409
84
121
17
102
+4,5%
+6,8%
+1,2%
+4,3%
+21,4%
+82,1%
Totale
1.922
2.060
+7,2%
Ambiente
E2010
E2011
Incr/(decr.)
50%
15%
21%
>100%
88
50%
15%
21%
>100%
21%
65
(26,1)%
Formazione (000 ore/capite)
Incidenti sul lavoro*
Gravità del danno**
Clienti
Raccolta differenziata
Rifiuti Urbani raccolti in discarica
Perdite idriche (incl. perdite amministrative)
Rispetto degli standard di Kyoto (Co2)
Emissioni da WTE % dei limiti di legge
Certificati Bianchi (K Tep)
Incr/(decr.)
+7,1%
-
* Numero totale di incidenti sul totale ore lavorate
** Giorni di assenza sul totale ore lavorate
Piano industriale al 2011
27
Settore utility in Italia
Operatori che operano su
scala provinciale
Grandi operatori con
presenza su mercato
nazionale
Principalmente
focalizzati su 1 o 2
business energetici
Tradizionalmente operativi in
3/4 servizi primari (Gas,
Energia Elettrica, Idrico e
Ambiente)
Partecipate da Comuni
Presenza atomistica in Italia
di multi-utility locali
Il processo di consolidamento del settore in Italia è attualmente in corso
Introduzione
28
Un portafoglio bilanciato di attività complementari in crescita
Gas Distrib. & Vendita
Ciclo idrico
Volumi venduti (ml m3)
Clienti (000)
Reti (km)
257
1.154
43.000
Gestione Rifiuti
Rifiuti Urbani (ml ton)
Rifiuti Speciali (ml ton)
Popolazione servita (ml)
Impianti di trattamento
Di cui WTE
Volumi venduti (ml m3)
Volumi distrib. (ml m3)
Clienti (000)
Reti (km)
2.493
2.370
1.066
14.400
Energia Distrib. & Vendita
1,8
3,1
2,6
74
7
Volumi venduti (Gwh)
Volumi distribuiti (Gwh)
Clienti (000)*
Reti (km)
5.075
2.263
314
9.600
*A gennaio 2009
TLR & altri servizi
~60% Regolato
Introduzione
~40% Liberalizzato
Teleriscaldamento (Gwht)
Punti luce (000)
Comuni serviti
423
327
64
29
Posizioni di mercato primarie nei business liberalizzati
> Leader nel trattamento dei rifiuti.
> Contesto normativo e definizione
delle tariffe recentemente stabilite
per tutti i business regolati.
> 3° nel business Gas (posizione
dominante nel territorio di
riferimento con ~91% mkt
share).
> Tariffe Idriche e Ambiente al di
sotto della media EU.
> 8* nella vendita di Energia
Elettrica, (+36% cagr. dal 2002)
attraverso il cross-selling.
Raccolta
rifiuti Urbani
Ciclo
Idrico
Distrib.
Gas
Lunghezza concessioni
2012
2024
2010
2030
Ritorno sulla RAB
6,0%
7.0%*
7,6%
7,0%
+7,3% +5,5%
'08-'12
+2,3%
+1,7%
Tariffa media ''05-'08 (Ric./vol.)
Periodo regolatorio
Autorità
7 ATO (locali)
Distrib.
En. El.
'09-'12
'08-'11
AEEG (Nazionale)
Rifiuti Speciali
(ml ton)
Volumi
3,3957
N. clienti (000)
Posizione in Italia
Mkt share in Italia
Vendita Gas
(mld mc)
Vendita EE
(TWh)
2,4931
4,3
1.066
274
1°
3°
top 10
3,2%
3,0%
1,3%
* 7,2% su nuovi investimenti
Introduzione
30
Modello di governance unico ed effettivo
Le acquisizioni di Hera
Costituita nel 2002
(attraverso la prima
operazione di consolidamento del settore in
Italia coinvolgendo 11 società)
Ha continuato a integrare ogni
anno società nelle aree contigue.
L’azionariato pubblico è così
diventato molto frammentato
(Il Comune di Bologna ha la quota maggiore
pari al 15%)
Il flottante include più di 150
azionisti istituzionali
Azionisti
* Comuni della provincia di
Bologna 20,3%
Flottante 41,0%
* Comuni della provincia
di Modena 15,0%
1.032,7m
az. ord.
* Comuni della provincia
di Ferrara 2,7%
* Comuni Province
della Romagna 21.0%
* I comuni azionisti sono circa 180
Introduzione
31
L’importante track record ha sovraperformato i target di IPO
Mol più che raddoppiato
Track record
+20% vs IPO
+30
453
Nuovi
impianti
A2007
+114
Utile netto triplicato
+117
192
Dividendi più che raddoppiati
Solida struttura finanziaria:
D/E inferiore a 1 e duration del debito pari a 8
anni, 90% interessi a tasso fisso e linee di credito
impegnate pari a 350 ml€ a copertura delle
maturities fino al 2011.
M€
Ricavi
Mol
Utile Netto
D/E (%)
DPS (C€)
ROI (%)
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008 Cagr %
1.099
192
37
1.241
242
53
1.529
292
87
2.148
386
109
2.364
427
100
2.905
453
110
3.792 +22,9%
528 +18,4%
110 +20,0%
29
3,5
6,9
50
5,3
8,4
53
6,0
10,9
65
7,0
8,8
77
8,0
8,6
93
8,0
7,4
100 +22,8%
8,0 +14,8%
8,9 +4,4%
Introduzione
2002
M&A
Sin.&
Cr.Org.
Piano industriale di IPO (2003)
+60
376
+124
192
2002
+0
Sin.&Cr.Org.
E2007
32
Disclaimer
Disclaimer
> This presentation contains forward-looking statements regarding future events (which
impact the Hera Group’s future results) that are based on current expectations,
estimates and opinions of management.
> These forward-looking statements are subject to risks, uncertainties and events that
are unpredictable and depend on circumstances that might change in future.
> As a result, any expectation on Group results and estimates set out in this presentation
may differ depending on changes in the unpredictable circumstances on which they
are based.
> Therefore, any forward -looking statement made by or on behalf of the Hera Group
refer on the date they are made.
> The Hera Group shall not undertake to update forward-looking statements to reflect
any changes in the Group’s expectations or in the events, conditions or circumstances
on which any such statements are based.
> Nevertheless, the Hera Group has a “profit warning policy” , in accordance with Italian
laws, that shall notify the market (under “price-sensitive” communication rules)
regarding any “sensible change” that might occur in Group expectations on future
results.
Disclaimer
33