Erg - Market Insight

Erg accelera sul piano e vede nuove possibilità di crescita
“Confermiamo la congruità dei target del piano al 2015, che prevedono un
Ebitda superiore ai 420 milioni per il 2012, con debiti in flessione al di sotto dei
900 milioni, per poi superare quota 500 nel 2013, quando l’indebitamento netto
avrà varcato la soglia degli 1,3 miliardi prima di iniziare a ridimensionarsi per
poi riposizionarsi a circa 1,1 miliardi alla fine del piano, il 2015, quando l’Ebitda
sarà salito a quota 600. Il tutto pur avendo realizzato circa 500 milioni di
investimenti e distribuito circa 180 milioni di dividendi ai soci”.
Luca Bettone illustra i target al 2015
Obiettivi ambiziosi, ma compatibili, come sottolinea Luca Bettonte, Ceo di Erg, che al riguardo evidenzia
come “potrebbero essere pure superati se si creeranno le condizioni per realizzare ulteriori operazioni
esogene con focus sulla generazione di energia
elettrica da fonti rinnovabili, prevalentemente all’estero
ed essenzialmente nell’eolico, ma senza escludere
l’idroelettrico e i termovalorizzatori”.
Una serie di opzioni che, prosegue il Ceo di Erg, “si
inseriscono in un progetto strategico centrato su
precise linee guida quali: sviluppare il business delle
rinnovabili; ottimizzare la gestione dei due impianti di cogenerazione siciliani; ristrutturare e razionalizzare
l’attività nella distribuzione di carburanti; stabilizzare la redditività operativa ed i flussi di cassa al fine di
salvaguardare una struttura patrimoniale eccellente”.
Fossa del Lupo
Il tutto dopo aver abbandonato il progetto sul rigassificatore di Priolo, alla fine di una defatigante avventura
durata oltre sette anni, ed essere usciti dai progetti di stoccaggio del gas. Alla fine del 2013 dovrebbe essere
esercitata anche l’opzione sul restante 20% della raffineria di Priolo, venduta ai russi della Lukoil con i quali
nel 2011 è stata avviata la joint venture per lo sviluppo dell’eolico nell’Est Europa.
Una serie di iniziative grazie le quali, prosegue il capo azienda, “è stata conseguita una struttura del
business meno esposta ai cicli economici, e alle fluttuazioni inerenti il petrolio ed i suoi derivati, con una
maggiore possibilità di regolare i flussi futuri”. Questo in quanto, aggiunge sull’argomento, “l’incidenza del
business della generazione da fonti rinnovabili sul totale del capitale investito è già salita dal 20 al 38% negli
ultimi quattro anni e passerà al 56% del 2015, quando lo stesso capitale investito sarà aumentato da 2,8 a
3,3 miliardi di euro”.
Punto vendita Total Erg
Sul fronte opposto, prosegue il capo azienda, si assisterà ad una ulteriore contrazione del peso dell’attività
raffinazione e distribuzione di carburanti, che dal 2008 ad oggi è già diminuita dal 48 al 28% ma fletterà al
19% entro la fine del piano grazie anche all’esercizio dell’opzione sulla cessione a Lukoil del restante 20%
della raffineria di Priolo ad un valore stimabile in circa 500 milioni (scorte incluse) sui 2.800 complessivi.
In flessione anche il peso del power rappresentato dai due impianti siciliani di generazione, che negli ultimi
quattro anni si è rafforzato dal 32 al 34% poiché la capacità è raddoppiata a 1.000 MW rispetto ai 500 MW
del 2008 ma è destinato a flettere al 25% entro il 2015 per l’incremento delle rinnovabili.
Un’articolazione del business che pone l’azienda genovese anche in una posizione di maggiore stabilità sul
fronte della redditività e dei flussi di cassa, nel rispetto di uno dei punti cardine della strategia predisposta
dalla squadra che affianca Alessandro Garrone al vertice del gruppo.
Progressi significativi sono attesi pure sul fronte strutturale in quanto i 500 milioni di investimenti previsti
nell’arco del piano saranno totalmente autofinanziati, mentre il rapporto fra debiti ed Ebitda ridiscenderà a 2
volte dopo essere salito oltre 3 nell’esercizio in corso, quando l’esposizione netta varcherà la soglia degli 1,3
miliardi considerando l’acquisizione degli asset eolici da Gaz de France Suez ed i 500 milioni circa rivenienti
dalla citata cessione del restante 20% della raffineria di Priolo.
Esposizione rappresentata prioritariamente dai progetti di project financing connessi agli asset eolici già in
produzione e quindi una struttura che, ricordano a Genova, “posiziona Erg fra le aziende meno levereggiate
del settore anche perché gli investimenti saranno autofinanziati lasciando spazi per quella richiamata
crescita esogena” che potrebbe permettere di superare i già ambiziosi piani di sviluppo del gruppo.
Questo anche perché, ricorda Bettonte, “il cash flow operativo medio annuo espresso dall’Ebitda al netto di
investimenti e variazione del circolante dovrebbe fissarsi al di sopra dei 300 milioni”. Risorse a cui si
affiancherebbero i quasi 500 milioni rivenienti dalla vendita del restante 20% della raffineria.
Più in particolare, continua il Ceo di Erg, “entro il 2015 investiremo circa 500 milioni, di cui quasi 300 in quel
comparto eolico, ove vogliamo rafforzare la capacità installata da 1.200 a 1.400 MW dopo averla
raddoppiata a 1.200 MW grazie all’acquisto dei citati asset eolici da GdF Suez raggruppati nella società Ip
Maestrale”. Investimenti il cui ritorno sarà superiore al 13% in termini di IRR
L’operazione dovrebbe essere formalizzata entro febbraio rilevando l’80% con versamento di 28,2 milioni,
mentre il restante 20% potrà essere acquisito entro tre anni. Da rilevare che l’operazione si riferisce a 636
MW installati, di cui 550 dislocati in Italia e presenta un enterprise value di 859 milioni finanziato da project
finance, mentre i progetti di sviluppo si riferiscono a 200 MW di cui 100 in Italia e 100 all’estero quale quota
di competenza dei 200 MW programmati in Romania e Bulgaria nell’ambito della nuova joint venture con i
russi della Lukoil.
Il gruppo ha inoltre posto sotto osservazione altre aree dei Balcani, a partire dalla Polonia, “ove potremmo
agire da soli anche se è molto probabile che la crescita avvenga con i partner russi considerando i buoni
rapporti che caratterizzano le nostre relazioni”. Da rilevare infine che il gruppo, tramite la joint Lukerg Renew,
ha un progetto in Romania per un parco eolico da 84 MW ed è presente in Bulgaria con 40 MW già in
esercizio.
Più complessa l’evoluzione in Italia in quanto, accantonando i 100 MW già identificati, fra i quali 34 MW
relativi a un parco eolico in Basilicata aggiudicato con l’asta di inizio 2013, la crescita risulta non agevole,
poiché, come sottolineano alla Erg, “le aste attuali sono predisposte in forma tale da rendere non
economicamente compatibile parteciparvi e quindi, se non saranno riviste le condizioni, è possibile che noi
diserteremo gli appuntamenti poiché le condizioni attuali implicano oltre 2mila ore di utilizzo annuo, ma
oramai i siti con queste caratteristiche sono pressoché esauriti”.
Di assoluto rilievo anche le risorse indirizzate al settore della distribuzione dei carburanti, che assorbirà circa
140 milioni anche per completare quel profondo riposizionamento
indispensabile per rendere profittevole un business che nell’ultimo
biennio ha sofferto una progressiva riduzione dei margini a causa della
contrazione di ben oltre il 20% dei consumi accanto ad un deciso
aumento della concorrenza. Inoltre, aggiunge Bettonte, “la rete dei
distributori risulta sovradimensionata, 23.000 punti vendita rispetto ai
12.000 dei paesi europei più evoluti (quali UK, Francia e Germania),
mentre l’incidenza delle pompe automatizzate sono in Italia il 35% del
totale rispetto ad oltre il 95% dei Paesi citati”.
È quindi evidente la “necessità di una profonda riorganizzazione con
l’obiettivo di ridurre di oltre il 15% le nostre 3.200 stazioni di servizio e
rafforzare in misura esponenziale quelle di proprietà a gestione diretta per aumentare le leve su cui agire per
migliorare servizi e redditività; obiettivo perseguibile anche con la progressiva estensione della formula
dell’associazione in partecipazione.
Nel contempo sarà completata anche la trasformazione della raffineria romana in un hub di importazione di
prodotti finiti eliminando una fonte di perdita prossima ai 40 milioni annui, di cui il 51% quota Erg. Iniziative
grazie le quali “potremo raddoppiare l’Ebitda a 100 milioni e portare questa area di business a quella
condizione ove sarà possibile decidere senza condizionamenti il suo futuro”, considerando che tale attività
non è core e quindi potrebbe essere ceduta.
Di assoluto rilievo anche i progetti previsti nel comparto power, dove dal 2008 ad oggi la capacità è
aumentata di oltre 500 MW merito la realizzazione di un impianto a ciclo combinato da 480 MW avviato
nell’aprile del 2010, mentre quello catalogato Cip6 ha una potenza installata di 528 MW.
Un business che, come sottolineano a Genova, “è entrato nella sua fase di maturità e quindi deve essere
gestito al meglio per massimizzare il ritorno degli investimenti, inclusi anche i 60 milioni previsti entro il 2015,
di cui 28 di sviluppo”. Questi asset, aggiungono, producono comunque una cassa importante e quindi
continuano ad essere strategici, anche se potremmo considerare eventuali offerte nel rispetto dei nostri
obiettivi di generare cassa.
Ricordiamo al riguardo che il piano per il settore power prevede un balzo da 50 a 140 milioni nella
generazione di cassa nell’arco del piano accanto ad una tenuta dell’Ebitda ordinario, che dovrebbe
stabilizzarsi poco al di sotto dei 200 milioni nonostante l’aumento della concorrenza e il venir meno del
premio zonale dal 2015, quando è prevista l’entrata in esercizio della interconnessione con il continente.
La riduzione da 300 a 200 milioni circa dell’Ebitda del comparto risulta infatti ascrivibile per la parte
preponderante alla progressiva riduzione degli effetti contabili degli incentivi Cip6.
Iniziative grazie le quali sarà possibile centrare gli obiettivi del piano e quindi posizionare l’Ebitda 2013 al di
sopra dei 500 milioni mentre l’indebitamento raggiungerà il picco di oltre 1,3 miliardi scontando già i circa
500 milioni rivenienti dalla cessione del restante 20% della raffineria siciliana.
Luca Bettonte, amministratore...
Edoardo Garrone, Presidente Erg
Alessandro Garrone, Vice Presidente...
Organigramma gruppo
Struttura vertici
Torte
Dati storici
Stato Patrimoniale e grado di copertura
Conto economico e indici di bilancio
Top
Analisti - La maggioranza concorda sul buy
Equita conferma il buy con target price a 8,4 euro perché “si è delineata una storia di crescita ben
definita, con investimenti focalizzati sulla generazione di energia da fonti rinnovabili; strategia
supportata da una struttura patrimoniale solida”. Siamo positivi anche perché, completa l’analista,
“abbiamo apprezzato la decisione di uscire da business molto volatili come la raffinazione e pure
da altri mai decollati come il rigassificatore e gli stoccaggi di gas”.
Intermonte è passata da neutral ad outperform dopo l’annuncio dell’acquisto degli asset relativi
alla generazione da fonti rinnovabili da Gas de France Suez ed oggi conferma l’indicazione di
acquisto con presso obiettivo a 9 euro perché “è sottovalutata, presenta un buon dividend yield e
ha messo a punto una strategia di sviluppo credibile oltreché sostenibile”.
Kepler rilancia il buy con target price a 9 euro perché “apprezziamo la trasformazione della società
da oil company a utility focalizzata sulle rinnovabili e la sua politica di crescita esterna a multipli
interessanti; sottolineiamo che ERG è la sola utility italiana scarsamente indebitata, con
prospettive di crescita e con un’attraente politica di dividendi.
Cheuvreux conferma l’outperform ed ha inserito la società nella lista dei titoli suggeriti (selected
list) il 6 dicembre, “dopo l’annuncio dell’acquisto degli asset eolici di buona qualità e a prezzi
attraenti da Gas de France Suez”. Oggi riproponiamo l’indicazione di acquisto con target price a
9,5 euro perché “ci sono potenziali upside grazie ad una struttura patrimoniale solida e all’attraente
politica di dividendi”.
Citi ribadisce il neutral ma alza il prezzo obiettivo da 6 a 7,5 euro in quanto “gestisce un portafoglio
diversificato, con l'interessante obiettivo di uscire dal business della raffinazione a favore dello
sviluppo delle rinnovabili oltreché implementare le politiche di marketing in Italia. Tuttavia
rimaniamo cauti per i possibili rischi normativi in Italia nel settore delle rinnovabili”.
Banca Imi rinnova il buy e alza il target price da 9,2 a 11 euro per “adeguarlo all'aumentata
capacità nella generazione di energia da fonti rinnovabili e perché consideriamo possa fare leva
sulla joint venture con Lukoil per proseguire nello sviluppo verso l'Est Europa”. Restiamo positivi
anche perché “resta sottovalutata sui fondamentali e apprezziamo l'attraente politica dei dividendi
oltreché la visibilità della generazione di cassa”.
Stime analisti
Top
Borsa - La strategia convince gli investitori e il titolo scatta del 60%
Erg ha messo a segno un balzo vicino al 60% in meno di 30 giorni Borsa e tale scatto verso l’alto è
ascrivibile in modo pressoché totale all’acquisto degli asset eolici da Gas de France Suez.
L’operazione è stata accolta con grande entusiasmo dal mercato perché, come ricordano gli
operatori, “ha permesso al gruppo genovese di fissare una strategia di sviluppo credibile e
sostenibile, uscendo da quel limbo di incertezza strategica in cui si dibatteva da quando ha siglato
l’intesa con i Russi di Lukoil per cedere il business della raffinazione”.
Il titolo è così salito sino al picco di 7,79 euro del 27 dicembre 2012 prima di retrocedere sino a
quota 7,2 euro a fine gennaio, quando è scattata l’inversione del trend, seppur all’interno di una
certa volatilità. Volatilità confermatasi anche recentemente tanto che il titolo ha inaugurato
l’ingresso nel nuovo mese con un recupero di oltre l’1% a quota 7,3 euro venerdì 1 febbraio e si
riavvicina al massimo del 2013 registrato all’inizio di gennaio a quota 7,75 euro. E i prezzi attuali
restano al di sotto di oltre il 5% rispetto alle quotazioni di una settimana e di un mese fa, anche se
risultano superiori del 26% nei confronti di inizio novembre e la performance sale in prossimità del
40% se i prezzi attuali vengono rapportati a quelli di inizio agosto. Performance su cui, è doveroso
ribadirlo, ha giocato un ruolo essenziale l’acquisto degli asset eolici e la strategia di sviluppo
internazionale presentata al mercato lo scorso dicembre.
Iniziative che hanno modificato radicalmente il modello di business e quindi reso non compatibile il
confronto con il passato, anche se tutto ciò è stato apprezzato dagli analisti, che quasi
all’unanimità hanno migliorato le proprie raccomandazioni, che oggi sono pressoché tutte positive
e nessuno suggerisce di alleggerire le posizioni.
Criticità - Il retail nei carburanti e la redditività nella generazione in Sicilia
La scelta di concentrarsi sulla generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili è stata accolta
con entusiasmo dal mercato, che le ha impresso al titolo Erg un balzo prossimo al 60% in meno di
30 giorni Borsa, ma per i critici l’azienda genovese “resta sottoposta al rischio che gli investitori la
percepiscano come un conglomerato di asset poco coerenti e non sinergici poiché risulta non
facile coniugare l’energia rinnovabile con i distributori di carburante”. Un business che oltretutto,
proseguono i critici, “presenta e presenterà nel prossimo futuro una marginalità sotto
pressionepoiché il nostro Paese non si vede ancora l’uscita dal tunnel di una recessione che
potrebbe pure aggravarsi nel breve, generando una ulteriore contrazione del traffico e quindi del
consumo di carburanti, dinamica su cui si riflette pure un alto costo di benzina e gasolio”. C’è poi il
tema dellaredditività prospettica dei due impianti di cogenerazione di energia elettrica ubicati
all’interno della raffineria di Priolo. Questo in quanto dal 2015 o dal 2016 dovrebbe entrare in
esercizio il cavo in fase di realizzazione da parte di Terna e destinato a creare un sistema di
interconnessione fra l’isola e il continente a seguito del quale verranno meno i “sovrapprezzi” oggi
esistenti in Sicilia. Ma l’avvio della interconnessione genererà pure l’avvio di un sistema
concorrenziale sull’isola, mentre Erg deve dimostrare la capacità di esecuzione di una aggressiva
politica di sviluppo all’estero.
Approfondimenti - Massimo Derchi illustra la strategia di ERG Renew nei mercati
esteri
“Come appare evidente, il trend di sviluppo delle rinnovabili è ormai consolidato a livello mondiale.
E nonostante la crisi finanziaria abbia generato pressione sui sistemi di incentivazione e
conseguentemente sugli operatori più ‘fragili’, la nuova
capacità rinnovabile installata nel 2011 in Europa è stata
superiore rispetto a quella dell’anno precedente, in particolare
fotovoltaico ed eolico, superando, ad esempio, il gas naturale”
annuncia Massimo Derchi, amministratore delegato di Er
Rgenew.
In particolare, specifica il capo azienda, “l’Europa si pone in
una posizione di leadership per lo sviluppo del settore sia con
la direttiva ‘20-20-20’ sia più recentemente, mediante la
Roadmap europea al 2050, che delinea uno scenario di
sostanziale decarbonizzazione dell’economia, puntando ad un
abbattimento fino all’80% delle emissioni di gas climalteranti”.
Negli ultimi anni, tuttavia, puntualizza Derchi, “stiamo assistendo ad una diversificazione nel trend
di crescita: alcuni mercati più ‘maturi’ stanno rallentando mentre altri, come quelli dei Paesi dell’Est
mostrano alti livelli di crescita, come la Bulgaria e Romania, dove ad esempio, la capacità eolica
totale installata è passata dai circa 190 MW del 2009 ai circa 1600 MW del 2011, con una crescita
di oltre il 700% in 2 anni”.
Questi Paesi, proseguono alla sede genovese, “affiancano i tradizionali ‘colossi’ dell’eolico, quali
Germania, Spagna e Danimarca. Basti pensare che mentre i mercati ‘tradizionali' (Germania,
Spagna e Danimarca) rappresentavano, nel 2000, circa l’85% della capacità installata, a fine 2011
tale quota è scesa al 35%. Fenomeno dovuto anche alla lungimiranza dei governi che stanno
adottando efficaci sistemi di regolamentazione per incentivare lo sviluppo, ed è proprio verso
questi nuovi mercati che ci stiamo maggiormente orientando, nell’ottica della diversificazione
geografica minimizzando così il rischio normativo”.
Oggi Erg Renew, sottolinea Derchi, “è presente in cinque Paesi europei compresa l’Italia dove, a
seguito dell’acquisizione degli asset di GdF Suez, è il primo operatore italiano nel settore eolico,
con una capacità installata di circa 1.061 MW”. Il primo passo verso la diversificazione geografica,
continua il capo azienda, “è avvenuto nel 2007 con l’acquisizione di cinque parchi eolici in Francia,
ove oggi la controllata Erg Eolienne France è proprietaria di sei parchi eolici nel nord della Francia
(Picardie, Centre, Bretagne) per una capacità complessiva di 64,4 MW. La Francia rappresenta un
mercato con un elevato potenziale eolico e con un sistema di incentivazione definito e stabile
(feed-in tariff)”.
Tali razionali sono stati alla base della scelta di muovere il primo passo verso questo Paese.
Successivamente, prosegue il Ceo, “ci siamo concentrati principalmente nel mercato interno dove
grazie ad un mix di acquisizioni e sviluppo, come già ricordato, oggi siamo il primo operatore
eolico. La recente operazione ci ha permesso anche di entrare nel mercato tedesco con un totale
di 86 MW installati. La Germania, primo mercato eolico a livello europeo e terzo a livello mondiale,
presenta un sistema di incentivazione stabile e definito (feed-in tariff)”.
Insieme alla crescita in Italia in questi ultimi anni, conclude Derchi, “abbiamo continuato a
perseguire la nostra strategia di crescita all’estero, in particolari nelle aree dell’Europa dell’Est
anche grazie alla joint venture Lukerg Renew, società, paritetica fra Erg Renew e LukoilEcoenergo nata per operare nel mercato delle rinnovabili, in particolare nel settore eolico,
inizialmente in Bulgaria e Romania e successivamente in Ucraina e Russia. Le attività della joint
venture hanno condotto, a pochi mesi dalla costituzione della società, all’ingresso prima nel
mercato bulgaro attraverso l’acquisizione di un parco in esercizio della potenza di 40 MW e
successivamente nel mercato rumeno con l’acquisizione di un progetto per la realizzazione di un
parco con una capacità prevista di circa 84 MW, che dovrebbe entrare in operatività nei primi sei
mesi del 2014”.
Approfondimenti - Nicola Riccardi racconta gli sviluppi in Bulgaria e Romania
“In Bulgaria la risorsa eolica è di elevata qualità ed il sistema di incentivazione, quantomeno per i
parchi esistenti, risulta stabile” annuncia Nicola Riccardi, amministratore delegato di Lukerg
Renew.
Con
l’Energy
From
Renewable
Sources Act del maggio 2011, prosegue
Riccardi, “emendato ad aprile 2012, è stato
definito il quadro normativo per il sistema di
incentivazione. Per i parchi esistenti è prevista
una tariffa (feed-in tariff) costante per 15 anni
e questo si traduce in certezza per gli
investitori e nel mercato si sono affacciati
anche molti gruppi stranieri oltre a Lukerg Renew”.
Per quanto riguarda la realizzazione di nuovi parchi eolici, specifica il Ceo di Lukerg Renew, “la
legge ad oggi non fornisce altrettanti elementi di certezza sul livello della tariffa, rendendo anche
critico il reperimento di finanziamenti. Infatti la feed-in tariff per i nuovi parchi, che viene
riconosciuta – costante - per i primi 12 anni di esercizio, è definita dal Regolatore su base annua e
applicata agli impianti in avviamento. Nel caso di progetti con tempi di realizzazione superiori
all’anno, non è pertanto sempre possibile conoscere per tempo il livello tariffario che verrà
applicato”.
E proprio in virtù della “certezza nel livello dei ricavi per i primi 15 anni di esercizio per i parchi già
esistenti – specificano all’headquarter - perseguiamo opportunità ‘buy’ piuttosto che ‘make’, come
avvenuto nel caso della prima acquisizione di capacità eolica in Bulgaria, oppure ‘make’ di
piccola/media taglia, per mantenere i tempi di realizzazione al di sotto di un anno”.
È doveroso inoltre ricordare che “il mercato eolico è di dimensioni comunque modeste, basti
pensare che il Nreap prevede una capacità installata di poco superiore a 1,4 GW al 2020, ma la
ricerca di parchi a elevata ventosità e di buona qualità sono la principale guida per selezionare i
progetti di interesse”. Tali caratteristiche, abbinate alla certezza della remunerazione, “fanno della
Bulgaria un mercato attrattivo. Una delle principali criticità per lo sviluppo dell’eolico nel paese è
però rappresentato dalla situazione della rete elettrica, soprattutto in alcune aree (nelle quali
insiste il maggior numero di progetti eolici), che risulta sottodimensionata rispetto alla capacità
eolica che potrebbe potenzialmente essere connessa. Per tale ragione risulta fondamentale, nella
fase di valutazione dei progetti, un’attenta analisi della situazione della rete nella zona di
interesse”.
Anche la Romania presenta un potenziale eolico molto elevato, prosegue Riccardi, “soprattutto
nella zona di Dobrogea, sulla costa del Mar Nero, dove insiste la maggior parte dei progetti e nella
zona montagnosa dei Carpazi. Il mercato è di interesse crescente per investitori stranieri. Il
mercato eolico ha visto, infatti, una rapida crescita negli ultimi anni, passando da una capacità
pressoché nulla nel 2009 (14 MW) agli attuali 1,7 GW e in base alle previsioni del Nreap, al 2020 è
prevista una capacità di 4 GW, che crea opportunità di nuovi investimenti”.
Ad attrarre gli investitori stranieri, approfondisce l’amministratore delegato, “oltre alla buona
ventosità e all’alto potenziale di crescita, è l’elevato livello di incentivi che ad oggi viene
riconosciuto per la produzione di energia eolica.
In particolare, l’energia rinnovabile viene incentivata tramite i certificati verdi, che costituiscono, per
i primi 15 anni di esercizio, una fonte di ricavo ulteriore rispetto alla vendita di energia elettrica”.
Tuttavia, concludono a Genova, “a fronte dell’elevato livello di incentivi ad oggi riconosciuto,
permangono ancora alcuni importanti punti aperti dal punto di vista normativo e regolatorio ed
alcuni rischi di mercato, quale ad esempio la mancanza di tutela se si presentasse il caso
(contrario rispetto a quanto avviene oggi) di eccesso di offerta di fonti rinnovabili rispetto alla
domanda. Resta inoltre il rischio di mercato relativo all’evoluzione del prezzo dell’energia elettrica,
che rappresenta una delle componenti dei ricavi totali. Il prezzo dei certificati verdi, invece,
prevede un cap ed un floor – definito in Euro – ed indicizzato su base annua all’inflazione”.
Anche in questo caso, esistono criticità legate al sottodimensionamento della rete elettrica,
soprattutto nelle aree a maggior sviluppo eolico. Permane quindi elemento fondamentale nella
valutazione dei progetti, un’attenta analisi della situazione della rete elettrica e della dispacciabilità
del parco nella zona di interesse.
Tenendo conto dell’elevato potenziale, del livello del sistema di incentivazione e della gestione dei
rischi ad esso correlati, il mercato eolico rumeno rappresenta un’opportunità di crescita per
LUKERG Renew, anche come opportunità make. Il time to market risulta elemento chiave per
garantire un livello di incentivo basato sull’attuale normativa/regolamentazione. Recentemente è
stato perfezionato il closing dell’acquisizione di una società titolare delle autorizzazioni necessarie
per la realizzazione di un parco eolico nella regione di Tulcea, con capacità prevista di circa 84
MW, la cui entrata in esercizio è prevista nella prima metà del 2014.
Approfondimenti - Massimo Derchi descrive le attività di Operation & Maintenance
(O&M) di ERG Renew
“La crescita perseguita e realizzata in questi anni da Erg Renew è avvenuta sia per sviluppo
organico sia per acquisizioni, anche se in Italia lo sviluppo organico è risultato spesso piuttosto
complesso poichéi siti con le migliori caratteristiche di ventosità erano spesso già interessati da
parchi
precedentemente
realizzati”
dichiara
Massimo
Derchi,
amministratore delegato di Er Rgenew.
Le acquisizioni, prosegue Derchi, “ci hanno comunque consentito di
crescere in maniera più rapida e di raggiungere in breve tempo
l’attuale dimensione di primo operatore eolico a livello nazionale
anche se, parallelamente, abbiamo proseguito le attività di crescita
organica per coltivare e consolidare il know how industriale tipico del
settore, anche in vista della crescita futura sia in Italia che all’estero”.
E l’acquisizione degli asset eolici di IP Maestrale (GDF Suez), entrano nel dettaglio alla sede
genovese, “ci ha consentito di raggiungere una massa critica importante non solo in termini di
posizionamento di mercato ma anche rispetto alle opportunità di ottimizzazione gestionale: gli
asset acquisiti, oltre ad essere di elevata qualità, presentano un significativo livello di
complementarietà con quelli di Erg Renew consentendo di raggiungere importanti sinergie
operative, fondamentali per operare in un settore in progressiva maturazione. La complementarietà
degli asset italiani (il portafoglio di Renew è oggi composto per circa l’80% da turbine di un unico
Vendor) abbinata alla concentrazione territoriale (vantaggio logistico) consente infatti ulteriori
ottimizzazioni delle attività di Operation & Maintenance (O&M)”.
Da rilevare al riguardo che, racconta il capo azienda, “già dal 2011 avevamo avviato
un’approfondita analisi dei costi allo scopo di dotarsi del modello di gestione più efficiente per
ottimizzare le attività e massimizzare le performance, garantendo da un lato la piena disponibilità
degli impianti e perseguendo dall’altro lato una revisione dei costi propria di una struttura snella,
flessibile, funzionale, replicabile e quindi idonea a proseguire nei progetti di sviluppo”. L’analisi ci
ha poi “portato a considerare vari possibili modelli di O&M per individuare l’assetto più funzionale
considerando le variabili legate al diverso grado di coinvolgimento diretto della società, alle
tipologie di contratto con i fornitori, al diverso livello di assunzione del rischio e alla maggiore o
minore complessità organizzativa”.
Erg Renew, prosegue l’amministratore delegato, “nel 2011 si posizionava, in termini di costi di
O&M, nel terzo quartile di un benchmark europeo realizzato da Mc Kinsey, ma già allora il nostro
obiettivo è stato di posizionarci tra il primo e il secondo quartile, con una riduzione di costi
dell’ordine del 20 per cento. E per raggiungere questo obiettivo, abbassando sensibilmente i costi
di O&M, è stato rivisto sia il modello delle attività di gestione e manutenzione che lo scopo e le
clausole dei contratti assicurativi”. Il tutto tenendo presente che, tipicamente, “questi ultimi sono
strettamente connessi ai primi: la totale terziarizzazione delle attività O&M, a fronte di maggiori
oneri contrattuali, comporta infatti una minore assunzione del rischio da parte dell’impresa mentre
una più diretta gestione delle attività da parte dell’azienda, comporta anche una maggiore
assunzione dei rischi”.
Per individuare il modello gestionale più efficiente e adeguato, precisa Derchi, “abbiamo inoltre
identificato alcuni requisiti imprescindibili quali: la riduzione dei costi ‘a parità di performance’, cioè
prendendo in considerazione la vita utile di ogni parco (sostenibilità temporale del modello) e
mantenendo alti valori di disponibilità e di affidabilità degli impianti; la replicabilità del modello
attraverso l’applicabilità a tutti i parchi Erg Renew (anche progressivamente nel tempo); lo sviluppo
di leve competitive anche per ulteriore crescita sia in Italia che all’estero senza alcun impatto su
vincoli di project financing; la gestibilità del modello a regime e nell’eventuale fase transitoria, con
evoluzione del modello organizzativo, sviluppo di nuove competenze, gestione delle risorse”.
I possibili modelli di gestione dell’O&M – seguitano alla sede genovese - vanno da un
approccio “Full Service” da parte del fornitore, con conseguenti alti costi da parte dell’azienda, a
un’internalizzazione totale in cui tutte le attività sono direttamente seguite dall’azienda con
importanti saving sui contratti di fornitura, con una totale revisione del modello organizzativo ma
anche una completa assunzione dei rischi. “Abbiamo inoltre studiato un’opzione intermedia, il
‘modello ibrido’, un modello che, pur mantenendo sostanzialmente la struttura di garanzie tipiche di
un Full Service, comporta un coinvolgimento dell’owner su alcune voci (ad esempio la gestione dei
main components che possono essere acquistati direttamente dai produttori creando condizioni di
competitività dell’offerta) con conseguente parziale contenimento dei costi e lo sviluppo di un
maggiore know how a livello interno. Il modello, inoltre, in prospettiva può evolvere in
un’internalizzazione totale delle attività”.
Nello specifico, dettaglia Derchi,”l’approccio Full Service prevede: O&M gestito dal produttore
WTG; garanzia su disponibilità del parco e produzione effettiva (termini contrattuali);
terziarizzazione del rischio; minimizzazione della struttura interna; massa critica non richiesta; costi
elevati e scarsi margini di trattativa contrattuale e terziarizzazione del know how”.
Per quanto concerne l’approccio Ibrido, invece, come prosegue il capo azienda, “viene previsto:
manutenzione ordinaria e straordinaria da produttore WTG; gestione diretta main components e
logistica; possibile tappa intermedia verso l’internalizzazione totale; sviluppo di know how; controllo
e riduzione dei costi; replicabilità/economie di scala; parziale assunzione del rischio e complessità
gestionale e di sviluppo interno”.
Infine per l’internalizzazione totale considera: “tutte le attività di O&M gestite mediante struttura
interna; struttura e presidio organizzativo sul territorio; consolidamento di un forte know how
interno; pieno controllo sui costi; replicabilità di economie di scala; piena assunzione del rischio
(costi manutentivi e produzione); complessità gestionale; necessità di massa critica”.
È opportuno infine ricordare che, come suggerisce l’amministratore delegato di ERG Renew,
“l’analisi qualitativa dei pro/contro e quantitativa è effettuata con l’ausilio di modelli matematici che
tengono conto dell’indice di guasto dei componenti, ha evidenziato che il modello ibrido poteva
essere la migliore scelta”. Tale approccio “è diventato realtà a seguito della rinegoziazione del
contratto per le attività di O&M con il nostro principale fornitore, Vestas.
Modello a partire dalla primavera del 2012 è stato implementato su 267 MW, a fronte di una
capacità installata di 594 MW, quindi il 45% del totale dei MW installati in Italia ed Europa ad
esclusione di IP Maestrale il cui closing è previsto entro febbraio 2013, mentre il resto dei parchi
eolici, ad oggi, è ancora gestito con modello Full Service da parte del fornitore. I risultati conseguiti
dall’applicazione di un approccio ibrido su una parte dei nostri asset, hanno dimostrato il
raggiungimento dei target di saving inizialmente auspicati”.
E’ peraltro importante precisare che, seguita riporta Derchi, “il passaggio a modelli di O&M diversi
dal Full Service richiede alcune pre-condizioni: le coperture assicurative devono essere riviste “su
misura” per coprire adeguatamente tutti i rischi (guasti, sostituzioni, interruzioni della produzione,
etc…), l’azienda deve strutturarsi per avere un alto livello di controllo dei propri asset e quindi deve
implementare un efficace sistema di monitoraggio e controllo, indispensabile per traguardare
buone performance in termini di disponibilità degli impianti e contenimento dei costi di
manutenzione”. A tal fine, specifica riporta il capo azienda, “siamo già dotati di un sistema SCADA
2 che consente di raccogliere in modo omogeneo, completo e continuativo tutti i dati provenienti
dai parchi eolici e avere quindi in tempo reale la situazione degli asset. Le serie di dati consente
inoltre di elaborare statistiche e modelli previsionali indispensabili alla programmazione delle
attività anche di manutenzione con conseguente ottimizzazione dei costi”.
E’ altrettanto importante precisare che, concludono all’headquearter, “non esiste un modello ideale
di O&M: ogni operatore deve fare le proprie valutazioni sulla base della struttura del proprio
portafoglio di asset. Anche nel nostro caso, l’acquisizione degli asset di IP Maestrale, che ci porta
a disporre di oltre 1 GW di capacità installata in Italia, rende necessario valutare un’ulteriore
evoluzione del modello attuale di O&M, per massimizzare i benefici della nuova massa critica,
della complementarietà dei parchi e della collocazione geografica.
Per un operatore che continua a percorrere una traiettoria di crescita sostenuta, la continua
valutazione dell’interazione dinamica tra la scelta dei progetti di espansione e la compatibilità di
questi (in termini di tipologia, qualità degli asset e di presenza geografica) con il modello di
gestione O&M attuale e/o a cui si vuole tendere rappresenta una sfida non eludibile”.
11 febbraio 2013 - 09:00:00