Attività

Erg spa è la capogruppo del Gruppo ERG che attraverso le proprie controllate, opera nella produzione di energia elettrica da:

Fonti non programmabili

ERG Renew

Erg Renew opera nel settore della produzione di energia elettrica da fonte eolica in Italia e in Europa.

I parchi eolici sono concentrati prevalentemente in Italia ma con una presenza crescente anche all’estero:

Erg Renew		Capacità			Produzione
		MW	%		GWh	%
Italia		1,094	61.9%		1,078	59.6%
Germania		216	12.2%		176	9.7%
Francia		252	14.3%		244	13.5%
Polonia		54	3.1%		121	6.7%
Bulgaria		70	4.0%		78	4.3%
Romania		82	4.6%		112	6.2%
Totale		1,768	100.0%		1,809	100.0%

Fonti programmabili

Il Gruppo è attivo nella produzione e commercializzazione di energia elettrica e utilities, attraverso

ERG Power Srl

società proprietaria della cd. “Centrale Nord” (480 MW) ubicata nel sito industriale di Priolo Gargallo in Sicilia, Si tratta di un impianto cogenerativo ad alto rendimento (C.A.R.), basato su tecnologia a ciclo combinato di ultima generazione alimentato a gas naturale, entrato in esercizio commerciale nell’aprile 2010 e altri impianti ancillari per la produzione di vapore e altre utilities;

ERG Hydro Srl

gestisce il business idroelettrico acquisito da E.oN Produzione a fine 2015

Il portafoglio è composto da 16 centrali, 7 dighe, 3 serbatoi e una stazione di pompaggio, tra Umbria, Marche e Lazio, aventi una potenza efficiente di 527 MW.

Il contributo di ciascuna attività ai risultati consolidati è indicata nella tabella sottostante:

 

6M 2017		Ricavi			EBIT			EBIT
		meur	%		meur	%		meur	%
Eolico		232	43.0%		170	65.9%		91	68.4%
Termoelettrico		231	42.8%		40	15.5%		24	18.0%
Idroelettrico		76	14.0%		54	20.9%		25	18.8%
Corporate / elisioni		1	0.1%		-6	-2.3%		-7	-5.3%
Totale		538	100.0%		258	100.0%		133	100.0%

TotalErg

Il Gruppo ERG detiene inoltre una partecipazione del 51% di TotalErg joint venture nel settore del downstream integrato, che non è considerata parte del core business del Gruppo ed cui risultati sono inclusi con il metodo del patrimonio netto.

Strategia

Nel mese di dicembre 2015 il Gruppo ha approvato il Piano Industriale 2015-18 che può essere così sintetizzato:

• diversificazione geografica: crescita all’estero di circa 600 MW della potenza installata nell’eolico
• diversificazione tecnologica: integrazione dei 527 MW del neo-acquisito nucleo idroelettrico di Terni
• Energy Management: gestione integrata del portafoglio di oltre 8 TWh di energia elettrica
• efficienza operativa: internalizzazione delle attività di gestione operativa nell’eolico in Italia e all’estero
• solidità finanziaria: forte generazione di cassa a sostegno degli investimenti e della distribuzione dei dividendi

Gli obiettivi del Piano sono i seguenti

• capacità installata: circa 2.950 MW a fine 2018, + 62% rispetto a fine 2014. Nell’eolico la capacità installata è attesa a circa 1.950 MW nel 2018 (+ 45% rispetto a fine 2014) di cui circa il 44% localizzata fuori dall’Italia.
• MOL di Gruppo atteso a meur 450 nel 2018, + 7% CAGR.
• investimenti totali previsti nel periodo di piano: meur 1,900, di cui meur 1,500 nel 2015 e circa meur 400 prevalentemente per investimenti organici nell’eolico fra il 2016 e il 2018.
• posizione finanziaria netta: incremento nel 2015 a meur 1,900 e deleverage negli anni successivi di circa meur 600 a meur 1,300 di fine 2018.
• politica dei dividendi con un valore minimo previsto di eur 0,5 per azione nel periodo di piano.

Più in dettaglio le strategie e gli obiettivi per il periodo 2015-2018 sono le seguenti:

Fonti non programmabili (Wind)

• passare da un modello di crescita basato principalmente su operazioni di Merger &Acquisition ad un modello di crescita organica: oltre 200 MW in selezionati Paesi europei: Francia, Germania, Polonia e Regno Unito fra il 2016 e il 2018.
• accrescere ulteriormente la diversificazione geografica passando dal 37% del 2015 al 44% nel 2018.
• ricerca della massima efficienza operativa attraverso la gestione diretta delle attività di Operation & Maintenance e dei servizi tecnici.

Il piano prevede circa meur 870 di investimenti, di cui circa meur 500 relativi alla crescita realizzata nel 2015, e circa meur 400 prevalentemente destinati allo sviluppo organico in Francia, Germania, Polonia e Regno Unito. Il MOL atteso a fine periodo è di circa meur 310, di cui circa il 40% generato fuori dall’Italia.

Fonti programmabili

Hydro

ERG, attraverso la controllata ERG Power Generation, il 30 novembre di quest’anno ha perfezionato l’acquisizione da E.On del suo intero business idroelettrico italiano, composto da un portafoglio di impianti presenti in Umbria, Marche e Lazio, per una potenza complessiva di 527 MW e con un investimento di circa meur 950. Il portafoglio di asset è composto da 16 centrali, 7 dighe, 3 serbatoi e una stazione di pompaggio. Nel periodo di piano verranno portate avanti tutte le attività necessarie a favorire la migliore integrazione delle persone (circa 100) e degli asset al fine di massimizzare il valore dell’operazione.

Thermoelectric

Nel periodo di piano continueranno le attività di miglioramento della qualità e dell’efficienza dell’impianto a ciclo combinato di ERG Power (480 MW) di Priolo (SR) per massimizzare il contributo ai risultati economici del Gruppo. L’impianto continua a mantenere un ruolo significativo nel portafoglio di generazione elettrica per le seguenti caratteristiche:

• è un asset flessibile ed efficiente per le attività di Energy Management
• è cogenerativo ad alto rendimento.

I risultati economici nel corso del piano risentiranno della realizzazione della nuova linea di interconnessione tra Calabria e Sicilia (Sorgente-Rizziconi) la cui operatività, ad oggi, è prevista entro giugno 2016.

Gli investimenti previsti a piano per le fonti programmabili sono di circa meur 50, prevalentemente finalizzati ad attività di manutenzione.Al 2018 si prevede che la generazione totale di energia elettrica sarà pari a circa 8 TWh

Nell’arco di piano saranno inoltre potenziate le attività di ”Energy Management” che potrà contare su un portafoglio più ampio, diversificato e bilanciato, con la presenza di tre diverse fonti di produzione: termoelettrico, idroelettrico ed eolico. La gestione unitaria ed integrata del portafoglio di energia permetterà anche un miglior controllo dei rischi.

Per le fonti di produzione programmabili si prevede un MOL complessivo al 2018 superiore ai meur 150-

Analisi dei ricavi

L’andamento dei ricavi consolidati del periodo è il seguente:

Ricavi		6M 2017			6M 2016			Delta
		meur	%		meur	%		meur	%
Fonti non programmabili		231.7	43.0%		244.5	46.1%		-12.8	-5.2%
Fonti programmabili		306.0	56.8%		285.0	53.8%		21.0	7.4%
Termoelettrico		230.5	42.8%		224.3	42.3%		6	2.8%
Idroelettrico		75.5	14.0%		60.7	11.4%		15	24.4%
Corporate / elisioni		0.6	0.1%		0.7	0.1%		-0.1	-14.3%
Totale		538.3	100.0%		530.2	100.0%		8	1.5%

Le produzioni sono inferiori rispetto all’analogo periodo del 2016 per effetto di condizioni meteo quali

• ventosità
• idraulicità

avverse.

Tali effetti sono stati più che compensati, principalmente: dall’incremento medio ei prezzi

• dell’energia

• degli incentivi
• dei Titoli di Efficienza Energetica

La voce ricavi comprende anche:

• maggiori vendite effettuate nell’ambito dell’attività di copertura
• minori ricavi relativi ai parchi eolici usciti dal meccanismo incentivante

• recupero degli incentivi relativi alle mancate produzioni per fermi richiesti da Terna negli esercizi precedenti,

Il primo semestre 2016 comprendeva il “corrispettivo di reintegro” riconosciuto per i vincoli imposti sulla modulazione dell’impianto CCGT.

Produzione di energia elettrica

S riporta il prospetto fonti / impieghi del periodo con il raffronto rispetto all’analogo periodo de 2016.

Bilancio energia elettrica		6M 2017		6M 2016		Delta
		GWh		GWh		GWh	%
Totale		6,065.0		5,959.0		106.0	1.8%
Eolico -Italia		1,078		1,343		-265	-19.7%
Eolico – estero		730		705		25	3.5%
Termoelettrico		1,175		1,293		-118	-9.1%
Idroelettrico		652		751		-99	-13.2%
Acquisti		2,430		1,867		563	30.2%
Totale		6,065.0		5,959.0		106.0	1.8%
Vendita clienti sito Priolo		262		263		-1	-0.4%
Vendita a Iren		999		1,004		-5	-0.5%
Vendita wholesale (Italia)		4,074		3,987		87	2.2%
Vendite estero		730		705		25	3.5%

Più in dettaglio si riporta la ripartizione geografica della produzione eolica

Produzione		6M 2017			6M 2016			Delta
		GWh	%		GWh	%		GWh	%
Italia		1,078	59.6%		1,343	65.6%		-265	-19.7%
Germania		176	9.7%		132	6.4%		44	33.3%
Francia		244	13.5%		305	14.9%		-61	-20.0%
Polonia		121	6.7%		103	5.0%		18	n.c.
Bulgaria		78	4.3%		76	3.7%		2	2.6%
Romania		112	6.2%		89	4.3%		23	25.8%
Totale		1,809	100.0%		2,048	100.0%		-239	-11.7%

Capacità installate

La capacità installate, relativa ai parchi eolici, è indicata nella tabella sottostante;

Potenza installata		6M 2017			6M 2016			Delta
		MW	%		MW	%		MW	%
Italia		1,094	61.9%		1,094	63.6%		0	0.0%
Germania		216	12.2%		168	9.8%		48	28.6%
Francia		252	14.3%		252	14.7%		0	0.0%
Polonia		82	4.6%		82	4.8%		0	0.0%
Bulgaria		54	3.1%		54	3.1%		0	0.0%
Romania		70	4.0%		70	4.1%		0	0.0%
Totale		1,768	100.0%		1,720	100.0%		48	2.8%

Load factor

Load factor		6M 2017		6M 2016
		%		%
Italia		23%		28%
Germania		19%		18%
Francia		22%		28%
Polonia		34%		29%
Bulgaria		33%		32%
Romania		37%		29%
Totale		24%		27%

 

Analisi della redditività

L’andamento del conto economico consolidato del periodo è sintetizzato nel seguente prospetto:

Conto economico		6M 2017			6M 2016			Delta
		meur	%		meur	%		meur	%
Totale ricavi		543.0	100.9%		538.3	101.5%		4.7	0.9%
Ricavi gestione caratteristica		538.3	100.0%		530.2	100.0%		8.1	1.5%
Altri ricavi		4.7	0.9%		8.1	1.5%		-3.4	n.s.
Costi operativi		-284.8	-52.9%		-267.1	-50.4%		-17.7	6.6%
Acquisti		-171.9	-31.9%		-132.9	-25.1%		-39.0	29.3%
Variazione rimanenze		0.0	0.0%		1.9	0.4%		-1.9	-100.0%
Servizi e altri costi operativi		-81.1	-15.1%		-104.1	-19.6%		23.0	-22.1%
Costo del lavoro		-31.8	-5.9%		-32.0	-6.0%		0.2	-0.6%
Margine operativo lordo		258.2	48.0%		271.2	51.2%		-13.0	-4.8%
Ammortamenti e svalutazioni		-125.6	-23.3%		-128.7	-24.3%		3.1	-2.4%
EBIT		132.6	24.6%		142.5	26.9%		-9.9	-6.9%
Gestione finanziaria		-34.1	-6.3%		-45.6	-8.6%		11.5	-25.2%
Discontinued operation		12	2.2%		7.8	1.5%		4.2	53.8%
Imposte sul reddito		-26.1	-4.8%		-29.2	-5.5%		3.1	-10.6%
Utile netto		84.4	15.7%		75.5	14.2%		8.9	11.8%

Analisi dell’EBITDA (MOL)

Il MOL consolidato del Gruppo è stato così generato

EBITDA		6M 2017			6M 2016			Delta
		meur	%		meur	%		meur	%
Eolico		170.0	65.9%		187.0	69.0%		-17.0	-9.1%
% ricavi		73.4%			76.5%
Termoelettrico		40.0	15.5%		52.0	19.2%		-12.0	-23.1%
% ricavi		17.4%			23.2%
Idroelettrico		54.0	20.9%		41.0	15.1%		13.0	31.7%
% ricavi		71.5%			67.5%
Corporate / altro		-6.0	-2.3%		-9.0	-3.3%		3.0	-33.3%
Totale		258	100.0%		271	100.0%		-13	-4.8%

Fonti Non Programmabili

Il MOL è in diminuzione rispetto principalmente per

• la già citata minore ventosità e produzione in
  • Italia
  • Francia,

Tale effetto è stato parzialmente compensati da un

• andamento dei prezzi più favorevole in Italia
• azioni di efficienza sui costi.

Circa il 91% della produzione in Italia ha beneficiato della tariffa incentivante (ex “certificato verde”),

• 107 Euro/MWh nel primo semestre 2017
• circa 100 Euro/MWh nel primo semestre 2016.

Si riporta in dettaglio la distribuzione geografica del MOL delle fonti non programmabili

MOL Rinnovabili		6M 2017			6M 2016			Delta
		meur	%		meur	%		meur	%
Italia		131	77.2%		145	77.5%		-13	-9.0%
Germania		12	7.0%		10	5.3%		2	20.0%
Francia		15	8.8%		21	11.2%		-6	-28.6%
Bulgaria		4	2.3%		3	1.6%		1	33.3%
Romania		6	3.5%		4	2.1%		2	50.0%
Polonia		2	1.2%		4	2.1%		-2	n.a.
Totale		170	100.0%		187	100.0%		-16	-8.6%

Fonti Programmabili

Idroelettrico

Il MOL è cresciuto principalmente grazie alla flessibilità degli impianti

Termoelettrico

Il MOL risulta in diminuzione in quanto

• il primo semestre 2016 beneficiava del “corrispettivo di reintegro

Tale minore ricavo è stato in buona parte compensato dal

• contributo dei ricavi per Titoli di Efficienza Energetica spettanti all’impianto CCGT

Analisi dell’EBIT

Analogamente a quanto sopra si riporta la ripartizione dell’EBIT

EBIT		6M 2017			6M 2016			Delta
		meur	%		meur	%		meur	%
Eolico		91.0	68.4%		104.0	72.7%		-13.0	-12.5%
% ricavi		39.3%			42.5%
Termoelettrico		24.0	18.0%		37.0	25.9%		-13.0	-35.1%
% ricavi		10.4%			16.5%
Idroelettrico		25.0	18.8%		12.0	8.4%		13.0	108.3%
% ricavi		33.1%			19.8%
Corporate / altro		-7.0	-5.3%		-10.0	-7.0%		3.0	-30.0%
Totale		133	100.0%		143	100.0%		-10	-7.0%
% ricavi		24.7%			27.0%

 

Struttura finanziaria

Lo stato patrimoniale consolidato al 30 giugno 2017 può essere così rappresentato:

ATTIVO	meur	%		PASSIVO	meur	%
Totale immobilizzazioni	3,509.6	78.2%		Fondi permanenti	4,039.4	90.0%
				Mezzi propri	1,752.6	39.0%
				Passività non correnti	2,286.8	50.9%
Attivi correnti e finanziari	980.1	21.8%		Passività a breve	450.3	10.0%
Totale Attivo	4,489.7	100.0%		Totale passività	4,489.7	100.0%

Analogamente al 31 dicembre 2016 lo stato patrimoniale era così composto:

ATTIVO	meur	%		PASSIVO	meur	%
Totale immobilizzazioni	3,577.9	79.0%		Fondi permanenti	4,107.3	90.6%
				Mezzi propri	1,729.1	38.2%
				Passività non correnti	2,378.2	52.5%
Attivi correnti e finanziari	953.7	21.0%		Passività a breve	424.3	9.4%
Totale Attivo	4,531.6	100.0%		Totale passività	4,531.6	100.0%

Al 30 giugno 2017 l’indebitamento finanziario netto era pari a meur 1.514

Al 31 dicembre 2016 il medesimo era pari a meur 1.557.

 

Outlook

Fonti Non Programmabili

Estero

ERG prosegue nello sviluppo internazionale grazie alla quale ha raggiunto 674 MW di potenza all’estero,

Il 2017 beneficerà del contributo dei nuovi parchi all’estero con l’entrata in esercizio nell’ultima parte dell’anno:

• dell’impianto di circa 48 MW, costruito in Irlanda del Nord (UK)
• dei nuovi parchi acquisiti in Germania per 48,4 MW,

Italia

il margine operativo lordo è previsto in diminuzione principalmente a seguito della:

• scarsa ventosità;
• uscita progressiva nel corso dell’anno dal sistema incentivante di circa 214 MW.

Tali effetti saranno parzialmente compensati da

• maggior prezzo dell’incentivo, calcolato sulla base del prezzo medio dell’energia elettrica nel 2016,

• un parziale recupero dello scenario prezzi alla luce
• dal riconoscimento del valore delle limitazioni alla produzione imposte dal gestore della rete elettrica negli esercizi precedenti con riferimento ai MW usciti dal sistema incentivante.

Fonti Programmabili

ERG nel corso del 2017 continuerà nel

• consolidamento del Nucleo Idroelettrico di Terni e n
• miglioramento dell’efficienza operativa dell’impianto CCGT di ERG Power.

Nucleo idroelettrico

sebbene in presenza di scarsa idraulicità, si prevedono risultati in leggera crescita grazie a

• migliori prezzi di vendita
• maggior prezzo dell’incentivo di cui beneficia circa il 40% delle produzioni, queste ultime previste in calo rispetto all’anno precedente,
• maggiore capacità incentivata a seguito del riconoscimento IAFR per gli impianti di Cotilia e Sigillo
• alle azioni di continuo efficientamento.

Impianto Termoelettrico

Si prevedono risultati in leggera riduzione a seguito del venire meno

• della normativa sulle Unità Essenziali
• del relativo contributo alla copertura dei costi fissi, associato alla piena entrata in esercizio del cavo Sorgente-Rizziconi avvenuta a partire dal 28 maggio 2016 che tende a comprimere la redditività

in buona parte mitigata

• dallo scenario favorevole (anche con riferimento ai prezzi dei Titoli di Efficienza Energetica),
• dalla partecipazione al mercato dei servizi di dispacciamento,
• dalla massimizzazione della cogeneratività ad alto rendimento,
• dai recuperi di efficienza operativa

dall’attività di Energy Management.

Fattori sensibili / di rischio

Nell’annual report 2015 il Gruppo indica i seguenti fattori che possono impattare sui risultati consolidati:

Fluttuazione dei tassi di cambio per effetto di

• differenza tra costi e ricavi in valuta rispetto al momento in cui sono state definite le condizioni di prezzo
• conversione di crediti/debiti commerciali o finanziari denominati in valuta
• conversione di attività e passività di imprese che redigono il bilancio in altra valuta (rischio traslativo).

Variazione Rischio di tasso di interesse

Fluttuazioni del prezzo dell’energia elettrica: essenzialmente relativa all’attività di vendita sui mercati spot (Borsa) dell’energia prodotta e non contrattualizzata mediante contratti “a termine” (contratti bilaterali fisici)

Evoluzione del contesto normativo locale, nazionale e/o internazionale.

Eventi esterni che possono impatta re sulla decisione di una Nuova Iniziativa di Investimento e sulla sua riuscita:

Scenario micro/macro- economico, politico, normativo, di Business,

• tecnici,
• operativi
• finanziari
• organizzativi, etc.

Competenze, conoscenze, istruzione, informazione e capacità tecniche del capitale umano

Disponbilità di risorse finanziarie per far fronte agli impegni commerciali e finanziari

merito creditizio di una controparte nei cui confronti esiste un’esposizione creditoria

Covenant finanziari

Variabilità dei volumi di produzione per la

• naturale variabilità delle fonti di produzione rinnovabile, sia a c
• disponibilità degli impianti

Continuità del Business al verificarsi di fenomeni di carattere

• naturale,
• incidentale

Aspetti HSE: (salute, sicurezza e ambiente): gestione degli asset industriali che riguardano

• l’ambiente
• la salute e la sicurezza dei lavoratori.

Information & Communication Technology: adeguatezza delle:

• risorse utilizzate per
  • acquisire
  • memorizzare
  • elaborare
  • comunicare le nformazioni
• misure tecniche e organizzative per la
  • protezione dell’integrità
  • disponibilità
  • confidenzialità ddi tali informazioni

 

ERG spa