Gruppo ERG Resoconto intermedio sulla gestione al 30 settembre

Transcript

Gruppo ERG
Resoconto intermedio sulla gestione al 30 settembre 2012
INDICE
Organi societari
2
Premessa
3
Profilo del Gruppo
4
ERG in Borsa
6
Sintesi dei risultati
7
Sintesi dei risultati per settore
8
Vendite
9
Commento ai risultati del periodo
10
Fatti di rilievo avvenuti nel corso del trimestre
12
Settori di attività
13
Refining & Marketing
13
Raffinazione costiera
13
Downstream integrato
20
Power & Gas
26
Rinnovabili
30
Investimenti
34
Prospetti contabili
36
Area di consolidamento integrale e aree di business
36
Risultati economici, patrimoniali e finanziari
37
Indicatori alternativi di performance
44
Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del trimestre
47
Evoluzione prevedibile della gestione
47
2
RESOCONTO INTERMEDIO
SULLA GESTIONE
AL 30 SETTEMBRE 2012
ORGANI SOCIETARI
Presidente Onorario1
Presidente Onorario
Riccardo Garrone
Consiglio di Amministrazione1
Presidente
Edoardo Garrone
Vice Presidente
Alessandro Garrone 2
Giovanni Mondini
Amministratore Delegato
Luca Bettonte
Amministratori
Indipendente
Indipendente
Indipendente
Indipendente
Indipendente
Massimo Belcredi
Pasquale Cardarelli
Alessandro Careri
Marco Costaguta
Antonio Guastoni
Paolo Francesco Lanzoni
Graziella Merello 3
Umberto Quadrino
Collegio Sindacale
Presidente
Mario Pacciani
Sindaci effettivi
Lelio Fornabaio
Paolo Fasce
Dirigente Preposto (L. 262/05)
Giorgio Coraggioso
Società di revisione
Deloitte & Touche S.p.A.
1 Nominato in data 20 aprile 2012
2 Vice Presidente esecutivo
3 Amministratore incaricato del Sistema di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi
3
SULLA GESTIONE
Premessa
Il Resoconto intermedio al 30 settembre 2012, non sottoposto a revisione contabile, è stato redatto conformemente ai criteri di valutazione e di misurazione stabiliti dagli International Financial
Reporting Standards (IFRS) e sulla base delle indicazioni contenute nel comma 5 dell’art. 154-ter
del Testo Unico della Finanza, in applicazione della direttiva 2004/109/CE (Direttiva Transparency).
I principi di consolidamento e i criteri di valutazione sono gli stessi indicati nel Bilancio Consolidato
2011 a cui si fa rinvio.
Informazione ai sensi degli artt. 70 e 71 del Regolamento Emittenti
La Società si avvale della facoltà, introdotta dalla Consob con delibera n. 18079 del 20 gennaio
2012, di derogare all’obbligo di mettere a disposizione del pubblico un documento informativo in
occasione di operazioni significative di fusione, scissione, aumento di capitale mediante conferimento di beni in natura, acquisizione e cessione.
Risultati a valori correnti adjusted
Al fine di facilitare la comprensione dell’andamento gestionale i risultati sono esposti anche a valori correnti adjusted che tengono conto, per la quota di spettanza ERG, dei risultati a valori correnti di ISAB S.r.l. e delle joint venture TotalErg S.p.A. per quel che riguarda il settore Refining &
Marketing e LUKERG Renew per il settore Rinnovabili, i cui contributi nel conto economico non a
valori correnti adjusted sono rappresentati nella valutazione a equity delle partecipazioni.
L’indebitamento finanziario netto è a valori adjusted e tiene conto, per la quota di spettanza ERG,
della posizione finanziaria netta delle joint venture LUKERG Renew (50%) e TotalErg S.p.A. (51%),
al netto delle relative poste infragruppo.
Cessione 20% ISAB
In data 3 settembre 2012 si è perfezionato il closing dell’operazione relativa all’esercizio dell’opzione
put da parte di ERG per una quota pari al 20% del capitale di ISAB S.r.l. LUKOIL ha pagato a ERG
un corrispettivo di 485 milioni di Euro, inclusivo del valore del magazzino. A seguito dell’operazione la quota partecipativa di ERG passa dal 40% al 20%, configurandosi come partecipazione di minoranza e non più a controllo congiunto. In considerazione della rilevanza della partecipazione e del
sussistere dell’operating agreement, in continuità con i periodi precedenti, i risultati economici a valori correnti di ISAB S.r.l. sono inclusi nei risultati adjusted, nella misura della quota di ERG.
Per una migliore comprensione dei dati commentati nel presente Resoconto, si segnalano di seguito i principali impatti dell’operazione:
• la riduzione dell’indebitamento finanziario netto per circa 485 milioni in relazione all’incasso del
prezzo di cessione;
• la rilevazione della plusvalenza realizzata pari, al netto degli oneri accessori e dei relativi effetti fiscali, a 214 milioni. La plusvalenza e gli oneri associati alla cessione della partecipazione
sono considerate poste non caratteristiche e pertanto non sono riflesse nel “Risultato netto di
Gruppo a valori correnti”;
• il contributo di ISAB S.r.l. sui risultati adjusted nella misura del 40% fino ad agosto 2012 e del
20% da settembre 2012. Si ricorda che nel 2011 il contributo di ISAB S.r.l. era rilevato nella
misura del 51% fino a marzo 2011 e del 40% da aprile 2011.
4
SULLA GESTIONE
In considerazione del venir meno della governance paritetica, i valori adjusted dell’indebitamento e
degli investimenti a partire dal 1° settembre 2012 non tengono più conto del contributo di ISAB S.r.l.
Acquisizione parchi eolici in Bulgaria
Alla fine del primo semestre 2012 LUKERG Bulgaria GmbH, partecipata indirettamente da ERG Renew
S.p.A. attraverso la joint venture LUKERG Renew GmbH, ha sottoscritto l’atto di acquisizione della
totalità delle quote delle società di diritto bulgaro Wind Park Kavarna East EOOD, Wind Park Kavarna
West EOOD e K&S Energy EOOD e delle otto partecipazioni facenti capo a quest’ultima, titolari complessivamente di parchi eolici in Bulgaria, nella regione di Dobrich, per una capacità installata pari
a circa 40 MW. ll valore dell’acquisizione è di circa 52 milioni in termini di Enterprise Value
(26 milioni quota ERG). Nell’ambito dell’operazione LUKERG Bulgaria ha firmato un contratto di finanziamento in Project Financing, a parziale copertura dell’acquisizione, per un importo di 33,7 milioni di Euro con Raiffeisen Bank International in qualità di Mandated Lead Arranger. Il consolidamento
per la quota ERG del 50% nei valori adjusted dei parchi eolici operativi bulgari è rilevato a partire
dal 1° luglio 2012 ed è risultato nel trimestre pari a 0,6 milioni a livello di margine operativo lordo.
Progetto di trasformazione della Raffineria di Roma
Non si segnalano elementi di rilievo rispetto a quanto già rilevato e commentato nella Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2012, alla quale si rimanda per maggiori dettagli.
Progetto Ionio Gas (joint venture paritetica con Shell Energy Italia)
Il 30 luglio 2012 il Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A. ha deliberato di uscire dal progetto
per la realizzazione di un terminale di rigassificazione di gas naturale liquefatto in conseguenza dei
profondi mutamenti degli scenari sia energetici che economico finanziari, intervenuti a seguito della crisi iniziata nel 2008, e dell’attuale configurazione delle attività del Gruppo.
Profilo del Gruppo
Il Gruppo ERG, anche attraverso le proprie controllate e joint venture con primari operatori internazionali, opera nei seguenti settori:
• Refining & Marketing
Il Gruppo è attivo nel settore della Raffinazione costiera attraverso la partecipazione del 20%
nella raffineria ISAB di Priolo, uno dei principali siti nel Mediterraneo sia in termini di capacità
(320 migliaia di barili/giorno) sia in termini di complessità (indice di Nelson 9,3). La quota di partecipazione è passata dal 40% al 20% nel settembre 2012 a seguito del parziale esercizio della put option comunicata in data 31 gennaio 2012 nell’ottica di una riduzione dell’esposizione
nel settore raffinazione.
Nel Downstream integrato, ERG è uno dei primari operatori del mercato attraverso TotalErg, joint
venture con Total, con una rete di oltre 3.000 punti vendita, e tramite ERG Oil Sicilia (EOS), controllata al 100% da ERG, operante nei settori Rete ed Extra Rete in Sicilia.
TotalErg opera anche nel settore della raffinazione e della logistica (Raffineria di Roma, controllata
al 100%, che è in corso di trasformazione in un importante polo logistico per lo stoccaggio e
la movimentazione di prodotti petroliferi, e Raffineria Sarpom di Trecate partecipata al 24%).
5
SULLA GESTIONE
• Power & Gas
Il Gruppo è attivo nella produzione e commercializzazione di energia elettrica, vapore e gas. Le
principali partecipazioni di ERG nel settore sono:
− ISAB Energy S.r.l.: società proprietaria di una centrale (528 MW) che utilizza come combustibile gas di sintesi ottenuto da un processo di gassificazione dell’asfalto proveniente dalla Raffineria ISAB di Priolo (Sicilia);
− ERG Power S.r.l.: società proprietaria della Centrale Nord (480 MW) ubicata nel sito industriale di Priolo, comprendente un impianto a ciclo combinato alimentato a gas naturale e
un impianto a vapore a contropressione.
Progetto in fase di autorizzazione:
− ERG Rivara Storage S.r.l.: (15% ERG, 85% Independent Gas Management - Gruppo
Independent Resources): società per la realizzazione e la gestione di un sito di stoccaggio
sotterraneo di gas naturale in località Rivara nel Comune di San Felice sul Panaro – Modena.
• Rinnovabili
Attraverso la controllata ERG Renew, ERG opera nel settore della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili con 572 MW di potenza eolica in esercizio al 30 settembre 2012, di cui
64 MW in Francia e 20 MW in Bulgaria, derivanti dalla recente acquisizione, attraverso LUKERG
Renew, joint venture paritetica tra ERG Renew e LUKOIL, del parco eolico di Tcherga, con una
potenza lorda di 40 MW.
ERG Renew sta ultimando la realizzazione e l’avvio del parco eolico di Amaroni (22,5 MW), la
cui entrata in produzione è prevista entro la fine del 2012.
REFINING & MARKETING
ISAB
S.r.l.
20%
51%
TotalErg
S.p.A.
100%
ERG Oil Sicilia S.r.l.
POWER & GAS
ERG
Power
S.r.l.
100%
51%
RINNOVABILI
ISAB
Energy
S.r.l.
100%
ERG Renew S.p.A.
6
SULLA GESTIONE
ERG in Borsa
Al 28 settembre 2012 il prezzo di riferimento del titolo ERG (Blue Chips) presenta una quotazione
di 5,62 Euro, inferiore del 36% rispetto a quella della fine dell’anno 2011, a fronte di una sostanziale stabilità dell’indice europeo di settore Stoxx Energy Index (+0,4%) e dell’indice FTSE All Share
(+0,9%) e di una contrazione dell’indice FTSE Mid Cap del 4,9%.
Si riportano di seguito alcuni dati relativi ai prezzi e ai volumi del titolo ERG nel periodo 2 gennaio
– 28 settembre 2012:
Prezzo dell’azione
Euro
Prezzo di riferimento al 28.09.12
5,62
Prezzo massimo (01.02.12) (1)
8,95
Prezzo minimo
(21.05.12) (1)
4,28
Prezzo medio
(1)
6,32
intesi come prezzi minimo e massimo registrati nel corso delle negoziazioni della giornata, pertanto non coincidenti con i prezzi ufficiali e di riferimento
alla stessa data
Volumi scambiati
N° azioni
Volume massimo (30.04.12)
4.147.364
Volume minimo (02.01.12)
56.087
Volume medio
385.139
La capitalizzazione di borsa al 30 settembre 2012 ammonta a circa 845 milioni di Euro (1.320 milioni alla fine del 2011).
Andamento del titolo ERG a confronto con i principali indici (normalizzati)
ERG vs Stoxx Energy Index, FTSE All Share e FTSE Mid Cap
Variazione % dall’1.1.2012 al 28.9.2012
16%
12%
8%
4%
0%
-4%
-8%
-12%
-16%
-20%
-24%
-28%
-32%
-36%
-40%
-44%
-48%
-52%
30
/11 012 012 012 012 012 012 012 012 012 012 012 012 012 012 012 012 012 012 012 012 012 012 012 012 012 012 012 012 012 012 012 012 012 012 012 012 012 012 012 012
/12 /1/2 /1/2 /1/2 /1/2 /2/2 /2/2 /2/2 /2/2 /3/2 /3/2 /3/2 /3/2 /3/2 /4/2 /4/2 /4/2 /4/2 /5/2 /5/2 /5/2 /5/2 /6/2 /6/2 /6/2 /6/2 /6/2 /7/2 /7/2 /7/2 /7/2 /8/2 /8/2 /8/2 /8/2 /8/2 /8/2 /9/2 /9/2 /9/2 /9/2
3 10 17 24 31 7 14 21 28
8 15 22 29 6 17 20 27 3
6 13 20 27 3 10 17 24 2
9 16 23 30 6 13 20 27 4 11 18 25 1
ERG
STOXX ENERGY
FTSE All Share
FTSE Mid Cap
7
SULLA GESTIONE
Sintesi dei risultati
3° trimestre
2011
2012
Primi 9 mesi
2012
2011
(milioni di Euro)
Principali dati economici
Ricavi totali (1)
2.052
1.744
111
84
Margine operativo lordo
240
156
94
83
Margine operativo lordo a valori correnti (2)
240
133
125
120
Margine operativo lordo a valori correnti adjusted (3)
330
229
56
48
Risultato operativo netto a valori correnti (2)
129
34
64
61
Risultato operativo netto a valori correnti adjusted (3)
146
53
259
18
Risultato netto
232
142
196
113
245
3
12
8
6.537
di cui Risultato netto di Gruppo
Risultato netto di Gruppo a valori correnti (4)
3
4.876
(32)
Principali dati finanziari
2.687
2.776
Capitale investito netto
2.687
2.776
2.004
1.935
Patrimonio netto
2.004
1.935
683
841
683
841
858
849
858
849
25%
30%
1.023
1.156
Indebitamento finanziario netto totale
di cui Project Financing non recourse (5)
Leva finanziaria
Indebitamento finanziario netto totale adjusted (6)
25%
30%
1.023
1.156
Dati operativi
Investimenti (7)
milioni di Euro
Dipendenti a fine periodo
unità
Lavorazioni Raffinerie (8)
migliaia di tonnellate
Lavorazioni Raffinerie (8)
migliaia di barili/giorno
16
14
623
701
1.735
1.965
139
155
2.077
2.098
Produzione di energia elettrica
2.296
2.201
Vendite totali di energia elettrica
1.195
965
Export di prodotti petroliferi (8)
390
484
10,1%
11,8%
1,0%
0,9%
1.078
1.135
109,50
113,41
1,250
1,412
2,29
(2,39)
51
63
623
701
5.570
5.626
150
150
milioni di kWh
6.104
5.689
milioni di kWh
6.779
6.150
4.142
2.989
Vendite Rete Italia (8)
1.219
1.420
11,8%
Quota di mercato Rete TotalErg
benzina + gasolio
10,9%
Quota di mercato Rete ERG Oil Sicilia (9)
benzina + gasolio
1,0%
1,0%
Stock di materie prime e prodotti (10)
1.078
1.135
112,21
111,89
1,281
1,406
0,59
(2,16)
78,78
70,01
Indicatori di mercato
81,59
75,12
Brent Dated
$ USA/barile
Cambio Euro/$ USA
Euro/$ USA
Margine di raffinazione EMC
$ USA/barile
Prezzo di riferimento
elettricità (11)
Euro/MWh
Per la definizione e la riconciliazione dei risultati a valori correnti adjusted si rimanda a quanto commentato nel capitolo “Indicatori alternativi di performance”
(1) al netto delle accise
(2) non includono gli utili (perdite) su magazzino e le poste non caratteristiche
(3) comprendono in aggiunta il contributo, per la quota di spettanza ERG, dei risultati di TotalErg (società in joint venture con Total), di LUKERG Renew (società
in joint venture con il Gruppo LUKOIL) e di ISAB S.r.l.
(4) non include gli utili (perdite) su magazzino, le poste non caratteristiche e le relative imposte teoriche correlate. I valori corrispondono anche a quelli adjusted
(5) al lordo delle disponibilità liquide
(6) comprende in aggiunta il contributo, per la quota di spettanza ERG, della posizione finanziaria netta delle joint venture
(7) in immobilizzazioni materiali e immateriali
(8) dati stimati. Includono il 51% di TotalErg
(9) relativi ai punti vendita della controllata al 100% ERG Oil Sicilia
(10) comprendono la quota ERG dello stock nella joint venture TotalErg e in ISAB S.r.l.
(11) Prezzo Unico Nazionale
8
SULLA GESTIONE
Sintesi dei risultati per settore
3° trimestre
2012
2011
(milioni di Euro)
Ricavi della gestione caratteristica
Power & Gas
Rinnovabili
Corporate
Ricavi infrasettori
Totale ricavi adjusted (1)
Contributo quota ERG di ISAB S.r.l. a valori correnti
Contributo 51% di TotalErg a valori correnti
Contributo 50% di LUKERG Renew a valori correnti
Totale ricavi della gestione caratteristica
3.006
415
36
1
(274)
3.184
(134)
(1.000)
(1)
2.050
2.747
387
26
2
(338)
2.824
(60)
(1.028)
–
1.737
24
80
26
(5)
125
(14)
(17)
(1)
94
21
(4)
111
19
94
15
(7)
120
(12)
(26)
–
83
2
–
84
Power & Gas
Rinnovabili
Corporate
Margine operativo lordo a valori correnti adjusted (2)
Utili (perdite) su magazzino
Poste non caratteristiche
(25)
(19)
(17)
(1)
(61)
9
14
1
(38)
(25)
(21)
(12)
(1)
(59)
10
14
–
(35)
Ammortamenti e svalutazioni
Power & Gas
Rinnovabili
Corporate
Ammortamenti a valori correnti adjusted (2)
Ammortamenti a valori correnti (2)
(1)
61
10
(6)
64
(5)
(3)
–
56
(6)
73
3
(8)
61
(2)
(12)
–
48
Risultato operativo netto
Power & Gas
Rinnovabili
Corporate
Risultato operativo netto a valori correnti adjusted (2)
13
9
7
–
29
(3)
(9)
–
16
17
6
7
–
30
(8)
(8)
–
14
Investimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali
Power & Gas
Rinnovabili
Corporate
Totale investimenti adjusted (3)
Investimenti di ISAB S.r.l. (quota ERG)
Investimenti di TotalErg (51%)
Investimenti di LUKERG Renew (50%)
Totale investimenti
Primi 9 mesi
2012
2011
9.403
1.222
127
4
(945)
9.811
(295)
(2.995)
(1)
6.521
8.025
1.067
73
4
(991)
8.178
(223)
(3.094)
–
4.860
10
239
100
(19)
330
(59)
(31)
(1)
240
13
(13)
240
17
196
41
(25)
229
(44)
(51)
–
133
23
–
156
(78)
(57)
(48)
(2)
(184)
31
42
1
(111)
(81)
(63)
(29)
(3)
(176)
35
42
–
(99)
(67)
183
52
(21)
146
(28)
11
–
129
(64)
134
11
(28)
53
(9)
(10)
–
34
38
20
30
1
89
(13)
(24)
–
51
57
14
44
1
117
(31)
(23)
–
63
Per la definizione e la riconciliazione dei risultati a valori correnti adjusted si rimanda a quanto commentato nel capitolo “Indicatori alternativi di performance”
(1)
(2)
i ricavi adjusted tengono conto della quota ERG dei ricavi effettuati dalle joint venture TotalErg S.p.A. e LUKERG Renew e da ISAB S.r.l.
i risultati a valori correnti non includono gli utili (perdite) su magazzino e le poste non caratteristiche. I valori adjusted comprendono in aggiunta il contributo,
per la quota di spettanza ERG, dei risultati di TotalErg S.p.A., LUKERG Renew e di ISAB S.r.l.
(3)
tengono conto della quota ERG degli investimenti effettuati da TotalErg S.p.A. e LUKERG Renew e fino ad agosto 2012 da ISAB S.r.l.
9
SULLA GESTIONE
Vendite
Prodotti petroliferi
Le vendite complessive di prodotti petroliferi della divisione Refining & Marketing, nel terzo trimestre del 2012, sono state pari a 2,6 milioni di tonnellate di cui il 54% sul mercato interno e il restante 46% all’estero. Le vendite di prodotti petroliferi nei primi nove mesi del 2012, sono state
pari a 8,3 milioni di tonnellate di cui il 50% sul mercato interno e il 50% all’estero.
La ripartizione dei volumi di vendita di prodotti petroliferi di ERG per canale di distribuzione è riportata
nella seguente tabella. Si precisa che i dati includono il contributo delle vendite di TotalErg al 51%.
3° trimestre
2012
2011
Raffinazione e Rifornimenti
(migliaia di tonnellate)
Primi 9 mesi
2012
2011
1.185
Esportazioni via nave
4.112
958
2.970
749
1.112
Forniture al mercato interno
1.989
3.100
1.935
2.070
Totale Raffinazione e Rifornimenti
6.100
6.070
Commercializzazione
390
484
Rete mercato interno
290
414
Extra Rete mercato interno
10
7
690
905
2.625
2.975
1.219
1.420
982
1.102
31
19
Totale Commercializzazione
Extra Rete export
2.232
2.540
TOTALE PRODOTTI PETROLIFERI
8.332
8.610
Energia
Nella tabella sottostante si riportano le vendite di energia elettrica 1 effettuate dal Gruppo ERG:
3° trimestre
2012
2011
1.061
1.121
992
911
243
169
2.296
2.201
Energia
(GWh)
Primi 9 mesi
2012
2011
ISAB Energy
3.039
2.944
ERG Power & Gas
2.867
2.738
ERG Renew
Totale
873
468
6.779
6.150
Nel corso del terzo trimestre le vendite di vapore 2 a impianti industriali del sito di Priolo/Melilli sono
state pari a 404 migliaia di tonnellate (685 nel terzo trimestre 2011), di cui 268 migliaia di tonnellate
a ISAB S.r.l. Le vendite di gas nel periodo sono state pari a 92 milioni di Sm3 (82 milioni di Sm3 nel
terzo trimestre 2011), di cui 76 milioni di Sm3 a ISAB S.r.l.
Nel corso dei primi nove mesi le vendite di vapore 2 sono state pari a 1.237 migliaia di tonnellate
(1.735 nell’analogo periodo del 2011), di cui 822 migliaia di tonnellate a ISAB S.r.l.
Le vendite di gas nel periodo sono state pari a 260 milioni di Sm3 (236 milioni di Sm3 nei primi nove
mesi del 2011), di cui 214 milioni di Sm3 a ISAB S.r.l.
1 per ERG Power & Gas le vendite di energia elettrica differiscono dalle produzioni in quanto includono energia comprata e rivenduta sui mercati Wholesale
2 vapore somministrato agli utilizzatori finali al netto delle quantità di vapore ritirato dagli stessi utilizzatori e delle perdite di rete
10
SULLA GESTIONE
Commento ai risultati del periodo
Terzo trimestre
Nel terzo trimestre 2012 i ricavi adjusted sono pari a 3.184 milioni, in aumento rispetto al 2011, in
conseguenza principalmente dei maggiori prezzi di vendita e delle maggiori compravendite relative al
settore Refining & Marketing.
Il margine operativo lordo a valori correnti adjusted 3 si attesta a 125 milioni, lievemente superiore al valore registrato nel terzo trimestre 2011. In particolare:
• Refining & Marketing: margine operativo lordo pari a 24 milioni; il valore, leggermente superiore
rispetto al 2011 (19 milioni), beneficia di uno scenario di raffinazione più favorevole, ma risulta
fortemente penalizzato dal calo dei consumi e da un contesto competitivo molto difficile nel settore Rete.
• Power & Gas: margine operativo lordo di 80 milioni, inferiore di circa 13 milioni rispetto a quello
particolarmente elevato registrato nel terzo trimestre del 2011, principalmente a causa di uno scenario di generazione per l’impianto a gas meno favorevole, solo in parte compensato dal migliore contributo di ISAB Energy.
• Rinnovabili: il margine operativo lordo nel trimestre è stato pari a 26 milioni, in forte crescita rispetto
all’analogo periodo dell’esercizio precedente (15 milioni), grazie al consistente incremento delle produzioni conseguente al pieno contributo dei nuovi parchi e a una ventosità soddisfacente.
Il risultato operativo netto a valori correnti adjusted 3 è stato pari a 64 milioni (61 milioni nel
2011) dopo ammortamenti per 61 milioni (59 milioni nel terzo trimestre 2011).
Il risultato netto di Gruppo a valori correnti è stato pari a 12 milioni, rispetto al risultato di 8
milioni del 2011.
Il risultato netto di Gruppo è stato pari a 245 milioni (3 milioni nel terzo trimestre del 2011) e
risente principalmente degli impatti della già commentata cessione del 20% della partecipazioni in
ISAB S.r.l. per un importo di 214 milioni, di utili su magazzino, al netto dei relativi effetti fiscali, per
29 milioni (1 milione nel 2011) e di altre poste non ricorrenti di importo minore.
Nel terzo trimestre 2012 gli investimenti di Gruppo adjusted sono stati 29 milioni (30 milioni
nel terzo trimestre del 2011) di cui il 45% nel settore Refining & Marketing (56%), 31% nel settore Power & Gas (20%) e 24% nel settore Rinnovabili (23%).
L’indebitamento finanziario netto risulta pari a 683 milioni, in diminuzione di 281 milioni rispetto
a quello del 31 dicembre 2011 principalmente per l’incasso di 485 milioni relativi alla cessione del
20% della partecipazione in ISAB S.r.l. avvenuto nel mese di settembre. Tale riduzione è stata in
parte compensata dal pagamento dei dividendi, dall’acquisto delle azioni proprie e dal risultato della gestione corrente, che risulta influenzato dal mancato incasso, per un importo di circa 28 milioni, della metà dei certificati verdi 2011 a seguito del decreto interministeriale del 10 luglio 2012
che ha posticipato i termini di pagamento alla fine del quarto trimestre 2012.
Nell’indebitamento finanziario netto sono rilevate passività finanziarie relative al fair value di strumenti derivati a copertura del tasso di interesse per circa 75 milioni (52 milioni al 31 dicembre 2011).
3 Per la definizione e la riconciliazione dei risultati a valori correnti adjusted e per un dettaglio delle poste non caratteristiche si rimanda
a quanto commentato nel capitolo “Indicatori alternativi di performance”.
11
SULLA GESTIONE
L’indebitamento finanziario netto adjusted, che include la quota di competenza ERG della posizione finanziaria netta nelle joint venture TotalErg e LUKERG Renew, risulta pari a 1.023 milioni,
in diminuzione rispetto al 31 dicembre 2011 (1.179 milioni) sostanzialmente per le stesse motivazioni sopra riportate parzialmente compensate da fenomeni puntuali legati al circolante. Si segnala che l’indicatore non include più, a seguito della riduzione del possesso della partecipazione
al 20%, il contributo di ISAB S.r.l. pari ad una posizione finanziaria netta positiva per 20 milioni.
Primi nove mesi
Nei primi nove mesi 2012 i ricavi adjusted sono pari a 9.811 milioni, in aumento rispetto al 2011,
in conseguenza principalmente dei maggiori prezzi di vendita e delle maggiori compravendite relative
al settore Refining & Marketing.
Il margine operativo lordo a valori correnti adjusted 4 si attesta a 330 milioni, in forte crescita
rispetto ai 229 milioni registrati nei primi nove mesi del 2011. La variazione riflette i seguenti fattori:
• Refining & Marketing: margine operativo lordo pari a 10 milioni (17 milioni nei primi nove mesi del
2011) ancora condizionato dallo scenario penalizzante per la raffineria ISAB e dal difficile contesto nel canale Rete, sia in termini di consumi che di margini.
• Power & Gas: margine operativo lordo di 239 milioni, superiore di circa 43 milioni a quello registrato
nei primi nove mesi del 2011, grazie alla buona performance degli impianti e ad azioni di Energy
Management che hanno consentito di mitigare gli effetti di uno scenario di generazione difficile.
• Rinnovabili: margine operativo lordo pari a 100 milioni, in netta crescita rispetto all’analogo periodo dell’esercizio precedente (41 milioni), grazie al forte incremento delle produzioni conseguente
sia alla maggiore potenza installata, sia all’ottima ventosità registrata nel periodo.
Il risultato operativo netto a valori correnti adjusted 4 è stato pari a 146 milioni (53 milioni nel
2011) dopo ammortamenti per 184 milioni (176 milioni nei primi nove mesi 2011).
Il risultato netto di Gruppo a valori correnti è stato pari a +3 milioni, rispetto al risultato di -32 milioni del 2011. Il miglioramento del risultato è legato principalmente alla crescita dei margini a livello
operativo in parte compensata da un incremento degli oneri finanziari, delle imposte e dei risultati di
terzi (principalmente riferibili ai migliori risultati operativi di ISAB Energy).
Il risultato netto di Gruppo è stato pari a 196 milioni (113 milioni nei primi nove mesi del 2011)
e risente principalmente degli impatti della già commentata cessione del 20% della partecipazione in ISAB S.r.l. per un importo di 214 milioni, di utili su magazzino, al netto dei relativi effetti fiscali, per 23 milioni (48 milioni nel 2011), di poste non ricorrenti negative per 37 milioni, al netto
dei relativi effetti fiscali, relative agli oneri legati al progetto di trasformazione della Raffineria di Roma
e di altre poste non ricorrenti negative di importo minore. Si ricorda che i risultati dei primi nove
mesi 2011 risentivano della plusvalenza derivante dalla cessione dell’11% di ISAB S.r.l., al netto
dei relativi effetti fiscali, per 103 milioni.
Nei primi nove mesi 2012 gli investimenti di Gruppo adjusted sono stati 89 milioni (117 milioni nei
primi nove mesi del 2011) di cui il 43% nel settore Refining & Marketing (49%), 22% nel settore Power
& Gas (12%) e 34% nel settore Rinnovabili (38%).
4 Per la definizione e la riconciliazione dei risultati a valori correnti adjusted e per un dettaglio delle poste non caratteristiche si rimanda
a quanto commentato nel capitolo “Indicatori alternativi di performance”.
12
SULLA GESTIONE
Fatti di rilievo avvenuti nel corso del trimestre
Il 30 luglio 2012 il Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A. ha deliberato di uscire dal progetto
per la realizzazione di un terminale di rigassificazione di Gas Naturale Liquefatto (GNL) nel Comune
di Melilli, in provincia di Siracusa, con una capacità di 8 miliardi di metri cubi annui. Il progetto, nato nel 2005 con la costituzione della joint venture paritetica Ionio Gas in partnership con Shell Energy
Europe B.V., in questi anni ha ricevuto i pareri positivi da parte di tutti gli organi competenti in tema di sicurezza e compatibilità ambientale e attualmente è in attesa del rilascio dell’Autorizzazione
Unica da parte della Regione. I profondi mutamenti degli scenari sia energetici che economico finanziari, intervenuti a seguito della crisi iniziata nel 2008, e l’attuale configurazione delle attività
del Gruppo sono alla base della decisione di non proseguire nel progetto.
In data 30 luglio 2012 il Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A. ha deliberato di aderire alla
nuova edizione del Codice di Autodisciplina delle società quotate del dicembre 2011. Nella
Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari che sarà pubblicata nel 2013 verranno
date puntuali informazioni sul recepimento da parte della Società delle modifiche apportate dalla
nuova edizione
In data 3 settembre 2012 si è perfezionato il closing dell’operazione relativa all’esercizio dell’opzione
put da parte di ERG per una quota pari al 20% del capitale di ISAB S.r.l. LUKOIL ha pagato a ERG
un corrispettivo di 485 milioni di Euro, inclusivo del valore del magazzino. A seguito dell’operazione
LUKOIL detiene una quota pari all’80% del capitale di ISAB S.r.l., ERG il restante 20%.
Si ricorda che il suddetto esercizio dell’opzione put era stato approvato dal Consiglio di
Amministrazione di ERG S.p.A. in data 31 gennaio 2012. L’operazione ha ottenuto successivamente la clearance Antitrust da parte della Commissione Europea in data 27 luglio 2012.
ERG mantiene una presenza nel Consiglio di Amministrazione di ISAB S.r.l. e nei comitati gestionali, mentre l’Operating Processing Agreement è stato temporaneamente modificato in linea con
il nuovo posizionamento di ERG all’interno di ISAB S.r.l.
ERG e LUKOIL hanno modificato anche gli accordi sottoscritti nel 2008, in particolare con riferimento al periodo di lock-up di ERG per l’esercizio della put sulla rimanente quota del 20% di
ISAB S.r.l., esteso ora sino al 1° ottobre 2013.
Inoltre è stato previsto che, nel caso in cui ERG eserciti l’opzione put sulla rimanente quota del 20%
tra il 1° e il 31 ottobre 2013, le parti si impegnano a perfezionare la transazione nei giorni compresi tra il 15 e il 31 dicembre 2013. Restano immutate le altre condizioni.
Questa operazione consente a ERG di ridurre la propria presenza nella raffinazione in un perdurante
scenario di crisi e di rafforzare ulteriormente la struttura finanziaria del Gruppo a sostegno dei futuri progetti di sviluppo in un difficile contesto finanziario. ERG continua a mantenere una rilevante
presenza industriale nel sito di Priolo, dove ha importanti relazioni commerciali con ISAB S.r.l. per
gli impianti termoelettrici di ERG Power e di ISAB Energy.
13
SULLA GESTIONE
Settori di attività
I risultati dei settori Raffinazione costiera e Downstream integrato sono compresi nel settore
Refining & Marketing.
La ripartizione del margine operativo lordo a valori correnti adjusted e degli investimenti tra le diverse attività del business Refining & Marketing è la seguente:
3° trimestre
Margine operativo lordo a valori correnti adjusted
2012
2011
5
(11)
(milioni di Euro)
Primi 9 mesi
2012
2011
(32)
(46)
19
30
42
63
24
19
Totale
10
17
32
Investimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali adjusted
3
8
14
10
9
25
25
13
17
Totale
38
57
Mercato di riferimento (1)
3° trimestre
2012
2011
Greggi ($ USA/barile)
Prezzo greggio Brent (2)
Primi 9 mesi
2012
2011
109,50
113,41
112,21
111,89
(0,24)
(0,84)
Differenziale Ural/Brent (3)
(0,96)
(2,13)
2,70
4,41
Differenziale Azeri Light/Brent
3,06
3,81
972
955
Prodotti ($ USA/tonnellata)
971
969
1.043
1.023
618
626
20,60
16,51
15,42
9,11
(12,23)
(14,82)
Prezzo Gasolio autotrazione
Prezzo Benzina senza piombo
1.040
995
639
599
Gasolio autotrazione - Brent
18,12
16,15
Benzina - Brent
12,30
7,24
Olio Combustibile ATZ - Brent
(11,54)
(17,58)
(2,16)
Prezzo Olio Combustibile
Crack Spread ($ USA/barile)
Indicatori di margine
2,29
(2,39)
EMC ($ USA/barile) (4)
0,59
1,83
(1,69)
EMC (Euro/barile) (4)
0,46
(1,53)
1,250
1,412
1,281
1,406
Rapporto di cambio Euro/$ USA
Fonte Platt’s
(1)
valori medi di periodo
Brent Dated: greggio leggero di riferimento, su base mean FOB
(3) Ural: greggio pesante di riferimento, su base mean CIF
(4) valore del margine di contribuzione “nozionale” EMC a rese FOB ottenuto con un mix al 50% dei greggi Ural e Azeri Light. Il margine nozionale
EMC si riferisce a una raffineria complessa caratterizzata da conversioni catalitiche orientate alla produzione di benzine (impianto Fluid Catalitic
Cracking)
(2)
14
SULLA GESTIONE
Terzo trimestre
Prezzo del greggio
Nel terzo trimestre del 2012 il prezzo medio del petrolio (Brent) è stato pari a 109,5 $USA/barile,
registrando una riduzione rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente per circa 3,9 $USA/barile,
ma in ripresa rispetto al secondo trimestre 2012 (+1,2 $USA/barile) e in particolare rispetto ai minimi di giugno 2012 (+14,7 $USA/barile). Permane una forte volatilità dei corsi del greggio, con
oscillazioni nel periodo dell’ordine dei 30 $USA/barile e il prezzo del Brent che è passato da 89
$USA/barile a 118 $USA/barile.
Si mantiene sostenuta la domanda petrolifera dei paesi fuori dall’area OCSE, che fa registrare un
aumento, rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente pari al 2,7% a seguito di un incremento di 1,2 milioni di barili giorno (mbd), mentre si conferma la debolezza dell’area OCSE (-1,4%,
-0,6 mbd) e in particolare dell’Europa (-4,3%); l’area del Pacifico (principalmente Giappone) si mantiene invece in crescita (+2,6%) a seguito della necessità di produzione di energia elettrica da fonti tradizionali a valle degli eventi di Fukushima. La Cina sta mostrando un rallentamento della domanda, in parte condizionata anche dalla situazione delle economie occidentali, e questo alimenta incertezza sui mercati globali.
Continuano a verificarsi significative disruptions produttive, aggravate da tensioni geopolitiche (Siria,
attacchi ad ambasciate mediorientali), che contribuiscono a generare tensione sui mercati: incidenti,
manutenzioni e scioperi nel Mare del Nord, ulteriore riduzione delle esportazioni iraniane, sabotaggi
in Iraq, impatto degli uragani (Isaac) nel Golfo del Messico.
Sul lato delle forniture, d’altra parte, la Libia si mantiene al 90% del livello produttivo pre-crisi e l’Arabia
Saudita mostra una produzione ormai stabilmente tra 9,5 e 9,8 mbd, contribuendo a limitare le escursioni verso l’alto del prezzo del grezzo.
Il differenziale del greggio Ural verso il Brent si è ridotto, passando da -0,84 $USA/barile del terzo trimestre del 2011 a -0,24 $USA/barile dello stesso periodo del 2012, con un apprezzamento che riflette la salita del crack spread dell’olio combustibile, di cui questo greggio è ricco, la continua contrazione delle disponibilità nel Mediterraneo e la riduzione dei volumi di greggio iraniano
sotto embargo.
Il differenziale del greggio Azeri Light si è ridotto considerevolmente, passando da +4,41 $USA/barile
nel terzo trimestre 2011 a +2,70 $USA/barile nel terzo trimestre del 2012: la disponibilità dei greggi libici, naturali concorrenti dell’Azeri Light nel Mediterraneo, e il superamento delle difficoltà tecniche di produzione del 2011 hanno contribuito alla riduzione del differenziale.
Prodotti
Il crack spread del gasolio autotrazione si è apprezzato rispetto al terzo trimestre del 2011, passando da 16,51 a 20,60 $USA/barile. Tale andamento risente delle fermate per manutenzione in
Europa, della minore disponibilità di prodotto a causa delle disruption in America (incidenti e impatto
uragani) e in Venezuela (incendio raffineria di Amuay), dell’inizio riempimento in previsione della stagione invernale e del basso livello di stock in Europa e America.
Il crack spread medio della benzina si è significativamente rafforzato, incrementandosi da 9,11 a
15,42 $USA/barile nel terzo trimestre del 2012, con un picco nel mese di settembre oltre i 21
$USA/barile; l’andamento è stato determinato dalle manutenzioni nell’area atlantica, dalla forte domanda in Nord Africa (fermo raffineria di Skikda), dalle chiusure di alcune raffinerie americane a se-
15
SULLA GESTIONE
guito di incidenti e uragani (Isaac) e dalla limitata produzione sulla Costa Est degli USA (due raffinerie, una Sunoco e una Hovensa, ferme).
Per quanto riguarda l’olio combustibile ATZ, il miglioramento del crack spread, che sale di circa 2,6
$USA/barile rispetto alla media registrata nel terzo trimestre del 2011, riflette da un lato la domanda
di bunker (Singapore) e i bassi stoccaggi e dall’altro la limitata disponibilità di prodotto a causa delle manutenzioni straordinarie e dei bassi livelli di lavorazione.
Si conferma inoltre il consistente livello delle importazioni in Giappone a seguito della riduzione della produzione di energia elettrica nucleare.
Nel Mediterraneo il prodotto ha trovato il suo finale bilanciamento grazie a un costante e regolare
flusso in uscita verso il Far East, mercato di sbocco principale per questo materiale.
Margini di contribuzione industry (EMC)
Il forte miglioramento del margine nozionale di riferimento EMC, che è passato da -2,39 $USA/barile
nel terzo trimestre 2011 a +2,29 $USA/barile nel corrispondente periodo 2012 (+4,68 $USA/barile)
è trainato dalla crescita del crack spread di benzina e gasolio e dalla riduzione del premio dell’Azeri
Light.
Primi nove mesi
Prezzo del greggio
Nei primi nove mesi del 2012 il prezzo medio del petrolio (Brent) è stato di 112,2 $USA/barile, in
linea con lo stesso periodo dell’anno precedente (+0,32 $USA/barile), e in modesta crescita rispetto
al secondo trimestre 2012 (+1,2 $USA/barile). Permane una forte volatilità dei corsi del greggio,
con oscillazioni nel periodo dell’ordine dei 40 $USA/barile e il prezzo del Brent che è passato da
89 $USA/barile a 129 $USA/barile.
Il periodo è stato caratterizzato da eventi di diverso segno, che hanno influito sull’andamento del
prezzo del Brent e hanno riprodotto in buona parte le dinamiche del 2011 (segnato da guerra libica, crisi siriana e nucleare iraniano): la crisi e l’embargo contro l’Iran, sancito in Europa a fine gennaio 2012, il riacutizzarsi della guerra in Siria, il riaffiorare delle tensioni in nord africa (Libia ed Egitto
in particolare), i continui sabotaggi in Iraq; per contro, la produzione dell’Opec è cresciuta progressivamente, con l’Arabia Saudita che ha sfiorato i 10 mbd di produzione, e l’output derivante
dal tight oil in USA ha superato le attese. Disruption operative nel Mare del Nord e in Canada (sabbie bituminose) e limitazioni all’esportazione in Sudan, Yemen e Nigeria, unitamente alla minaccia
di chiusura dello stretto di Hormutz, hanno creato dei picchi nelle quotazioni, ma la debolezza della congiuntura economica occidentale, che sta influenzando anche i mercati emergenti, la contenuta crescita della domanda globale (inferiore alle attese) e le nuove produzioni nel Golfo di Guinea
hanno sempre temperato gli “spike”.
La crescita del GDP e di conseguenza anche quella della domanda petrolifera mondiale sono stati ridimensionati nel corso del 2012 e hanno generato la percezione di un supply più che adeguato per il mercato; gli stoccaggi negli USA sono rimasti a livelli molto alti, mentre in Europa sono
scesi al di sotto della media.
Nel 2012 la Russia ha continuato nella strategia di incremento di esportazione del greggio Ural dal
Mare del Nord e verso la Cina a discapito del Med; questo, unitamente alla salita del crack spread
16
SULLA GESTIONE
dell’olio combustibile e alla riduzione del greggio iraniano sotto embargo, ha determinato la contrazione del differenziale Ural verso Brent, che è passato da -2,13 $USA/barile dei primi nove mesi del 2011 a -0,96 $USA/barile dello stesso periodo del 2012.
Per contro, la disponibilità dei greggi libici, naturali concorrenti dell’Azeri Light nel Mediterraneo, il
minore assorbimento di greggi BTZ negli USA per incremento della produzione interna da tight oil
e il superamento delle difficoltà tecniche di produzione del 2011 hanno contribuito alla riduzione
del differenziale del greggio Azeri Light verso Brent, che è passato da +3,81 $USA/barile nei primi nove mesi del 2011 a +3,06 $USA/barile nei primi nove mesi del 2012.
Prodotti
Il crack spread del gasolio autotrazione si è apprezzato rispetto ai primi nove mesi del 2011, passando da 16,15 a 18,12 $USA/barile. Tale andamento esprime la limitata produzione, dovuta alle
manutenzioni e alle chiusure in Europa e USA, all’impatto degli uragani (Isaac), alla fermata di alcune raffinerie in Nord Africa e Medio Oriente e alla sostenuta domanda nei mercati emergenti.
Il crack spread della benzina si è significativamente rafforzato, incrementandosi da 7,24 a 12,30
$USA/barile nei primi nove mesi del 2012, con un picco nel mese di agosto oltre i 21 $USA/barile;
l’andamento è stato determinato dalle manutenzioni nell’area atlantica, dalle chiusure di alcune raffinerie sulla costa Est degli Stati Uniti e in Europa, dal fallimento di Petroplus, dalle disruption operative in USA e in Venezuela e dalla driving season americana.
Per quanto riguarda l’olio combustibile ATZ, il forte miglioramento del crack spread, che sale di circa 6,0 $USA/barile rispetto alla media registrata nei primi nove mesi del 2011, riflette da un lato
l’aumento della domanda di bunker (Singapore) e i bassi stoccaggi e dall’altro la limitata disponibilità di prodotto a causa delle manutenzioni straordinarie e dei bassi livelli di lavorazione. Il progressivo incremento della conversione delle raffinerie, inoltre, tende a ridurre la produzione di olio
combustibile.
Si conferma inoltre il sostenuto livello delle importazioni in Giappone a seguito della riduzione della produzione di energia elettrica nucleare.
Nel Mediterraneo il prodotto trova il suo finale bilanciamento grazie a un costante e regolare flusso in uscita verso il Far East, mercato di sbocco principale per questo materiale.
Margini di contribuzione industry (EMC)
Il forte miglioramento del margine nozionale di riferimento EMC, che è passato da -2,16 $USA/barile
nei primi nove mesi 2011 a +0,59 $USA/barile nel corrispondente periodo 2012 (+2,74 $USA/barile)
è trainato dalla crescita del crack spread di benzina e gasolio e dalla riduzione del premio dell’Azeri
Light.
17
SULLA GESTIONE
Sintesi dei principali risultati della Raffinazione costiera a valori correnti adjusted (1)
Al fine di facilitare la comprensione dell’andamento gestionale della Raffinazione costiera i risultati del business sono esposti a valori correnti adjusted che tengono conto, per la quota di spettanza ERG (51% sino al 31 marzo 2011, 40% dal 1° aprile 2011 e 20% da settembre 2012), dei risultati di ISAB S.r.l., il cui contributo nel conto economico non a valori correnti adjusted è rappresentato nella valutazione a equity della partecipazione.
3° trimestre
2012
2011
1.641
1.296
175
264
1.817
1.560
5
Primi 9 mesi
2012
2011
Ricavi da terzi
5.209
3.700
703
799
5.912
4.498
Ricavi infrasettori
Ricavi gestione caratteristica adjusted
(11)
(10)
(11)
Ammortamenti e svalutazioni adjusted
(32)
(36)
(5)
(22)
Risultato operativo netto a valori correnti adjusted
(64)
(82)
14
32
3
(1)
(milioni di Euro)
8
Investimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali adjusted
(32)
(46)
i dati esposti non includono
- gli utili (perdite) su magazzino sono pari a +24 nel terzo trimestre 2012 (+1 nel terzo trimestre 2011), +22 nei primi 9 mesi del 2012 (+20
nei primi nove mesi del 2011)
- le poste non caratteristiche come indicate nel capitolo “Indicatori alternativi di performance” al quale si rimanda per maggiori dettagli
I ricavi del terzo trimestre 2012 sono risultati superiori a quelli del 2011, sia per l’aumento dei
prezzi in Euro, sia per l’aumento delle compravendite, che hanno compensato la diminuzione delle quantità lavorate a seguito della riduzione di quota da settembre.
Il margine operativo lordo a valori correnti adjusted del terzo trimestre 2012 è risultato positivo per
circa 5 milioni, in significativo miglioramento rispetto all’analogo periodo del 2011 (-11 milioni) grazie al miglioramento dei margini che nel 2011 erano attestati su valori particolarmente bassi.
I ricavi dei primi nove mesi del 2012 sono risultati superiori a quelli del 2011, sia per l’aumento
dei prezzi in Euro, sia per l’aumento dei volumi lavorati e delle compravendite.
Il margine operativo lordo a valori correnti adjusted dei primi nove mesi del 2012, in presenza di
uno scenario particolarmente penalizzante nella prima parte dell’anno per le raffinerie fortemente
convertite e orientate alla produzione di gasoli quali ISAB S.r.l., è risultato negativo per 32 milioni.
Il dato è in miglioramento rispetto all’analogo periodo del 2011, che registrava un valore negativo
di circa 46 milioni, influenzato anche dalla fermata per manutenzione ciclica degli impianti avvenuta
nel periodo.
18
SULLA GESTIONE
Margini e Lavorazioni
3° trimestre
2011
2012
Margini unitari di contribuzione a valori correnti adjusted (1)
di Raffinazione costiera ERG
Primi 9 mesi
2012
2011
3,00
1,74
$ USA/barile
1,14
1,84
Euro/barile
0,89
1,31
6,6
9,6
3.801
3.625
2,40
1,23
17,7
8,9
1.147
1.287
Euro/tonnellata (2)
Volumi lavorati (ktons)
(1)
espressi al netto dei costi variabili di produzione (principalmente costi per utilities), non includono gli utili (perdite) su magazzino e le poste non
caratteristiche e includono il contributo di spettanza ERG di ISAB S.r.l.
(2)
fattore di conversione barile/tonnellata pari a 7,378 nel terzo trimestre 2012 (7,235 nel terzo trimestre 2011) e 7,390 nei primi nove mesi del
2012 (7,302 nei primi nove mesi del 2011)
I margini unitari di contribuzione in Euro/barile del terzo trimestre 2012 sono risultati significativamente superiori a quelli dell’analogo periodo del 2011, e in generale superiori a quelli registrati nei trimestri precedenti, grazie a un generale rafforzamento dei crack spreads, del gasolio e in
particolare delle benzine.
Le lavorazioni del terzo trimestre sono risultate in calo, rispetto all’analogo periodo del 2011, in
seguito alla riduzione della quota in ISAB S.r.l., passata dal 40% al 20% dal mese di settembre 2012.
Il grado API dei greggi lavorati nel periodo (34,9) è superiore rispetto a quello del terzo trimestre
2011 (30,9).
I margini unitari dei primi nove mesi del 2012, invece, sono risultati nel complesso ancora depressi, risentendo della forza dei prezzi dei greggi e dell’olio combustibile che tende a penalizzare le raffinerie fortemente convertite come ISAB, con effetti solo in parte compensati dalla ripresa dei crack spreads avvenuta nella seconda parte dell’anno.
La crescita delle lavorazioni rispetto ai primi nove mesi del 2011, nonostante la riduzione di quota in ISAB S.r.l. che è passata dal 51% al 40% dal secondo trimestre del 2011 e al 20% dal settembre 2012, è motivata dal fatto che nell’esercizio precedente era stata effettuata la fermata per
manutenzione ciclica sugli impianti Sud che si era protratta per 45 giorni.
Il grado API dei greggi lavorati nei primi nove mesi del 2012 (34,6) è superiore rispetto a quello
dell’analogo periodo del 2011 (32,4).
19
SULLA GESTIONE
Sintesi dei principali risultati di ISAB S.r.l.
I dati di seguito esposti si riferiscono al 100% della società.
3° trimestre
2011
2012
(1)
Primi 9 mesi
2012
2011
(milioni di Euro)
43
30
(28)
(26)
15
4
8
20
Risultato operativo netto a valori
correnti (1)
155
100
(82)
(80)
73
20
33
71
i dati esposti non includono gli utili (perdite) su magazzino
Il significativo incremento del margine operativo registrato in ISAB S.r.l. nei primi nove mesi risente degli effetti inventariali derivanti da una riduzione dello stoccaggio di greggi e prodotti detenuto dalla società avvenuto nella prima parte del periodo.
Si segnala che la posizione finanziaria netta di ISAB S.r.l. al 30 settembre 2012 risulta positiva per
98 milioni in incremento di 76 milioni rispetto al 31 dicembre 2011 in conseguenza del risultato
della gestione corrente e in particolare della riduzione dello stoccaggio di greggi e prodotti.
20
SULLA GESTIONE
3° trimestre
2011
2012
(migliaia di tonnellate)
Mercato Rete Italia
2.190
2.473
Benzina
3.960
4.329
Gasoli
2.774
3.073
190
201
Primi 9 mesi
2012
2011
6.328
7.069
11.526
12.616
8.147
8.939
909
939
Mercato Extra Rete Italia
Gasolio da riscaldamento
Mercato Specialties
M
(1)
Gasoli
307
338
GPL Combustione
1.268
1.371
477
624
Bitumi
1.204
1.583
91
95
297
324
Lubrificanti
dati stimati
Mercato Rete Italia: nel terzo trimestre 2012 si registra nel canale Rete, un decremento dei
consumi del 9,6% rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente; in forte calo sia la domanda
di benzine (-11,4%) che, in misura leggermente inferiore, dei gasoli (-8,5%).
In contrazione anche il dato dei primi nove mesi, che mostra una flessione delle vendite del 9,3%
rispetto allo stesso periodo del 2011; in calo prevalentemente la domanda di benzine (-10,5%), e
in misura lievemente più contenuta quella di gasoli (-8,6%).
La forte contrazione della domanda è fondamentalmente riconducibile alla grave crisi economica
in atto che ha impattato pesantemente i livelli e le abitudini di consumo. Si evidenzia inoltre che la
forte spinta ribassista sui consumi è legata anche alla significativa crescita dei prezzi al pubblico
causata oltreché dalla crescita delle quotazioni internazionali dei prodotti anche dagli aumenti di
accise e IVA.
Mercato Extra Rete Italia: nel terzo trimestre 2012 si registra, a livello di settore, una domanda
Extra Rete di gasoli (auto, marina e agricolo) inferiore rispetto all’anno 2011 (-9,7%), principalmente
a causa del calo del gasolio auto (-10,9%). Mostra un calo rilevante il gasolio marina (-28,1%), mentre è più contenuto quello del gasolio agricolo (-2,0%).
Anche il dato relativo ai primi nove mesi evidenzia un calo della domanda Extra Rete di gasoli (auto, marina e agricolo) pari al -8,9% rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente; tale variazione
è attribuibile in larga parte al decremento della domanda di gasolio autotrazione (-9,7%), accompagnata dal calo della domanda di gasolio marina (-16,0%) e agricolo (-3,3%). Per quanto riguarda il gasolio da riscaldamento, la contrazione della domanda è più contenuta (-3,2% rispetto all’anno
precedente), condizionata anche dalle temperature inferiori alla medie stagionali registrate nella prima parte dell’anno.
21
SULLA GESTIONE
Mercato Specialties: nel terzo trimestre 2012 prosegue il calo delle vendite di GPL, già evidenziato
nei primi sei mesi dell’anno, con un decremento del -4,6% rispetto allo stesso periodo del 2011
(-9,2% nel canale combustione).
Per quel che riguarda i Bitumi si registra una forte contrazione dei consumi rispetto all’anno precedente (-23,6%); in calo anche la domanda di Lubrificanti (-4,2%), condizionata dall’andamento delle vendite del settore automotive.
Nei primi nove mesi del 2012 le vendite GPL mostrano una flessione rispetto al 2011 del -2,5%
legata anche al forte incremento delle quotazioni internazionali; la riduzione dei consumi nel canale
combustione (-7,5% rispetto ai primi nove mesi del 2011) viene parzialmente compensata dalla crescita del canale autotrazione.
Evidenti gli effetti della crisi economica e delle cattive condizioni meteo sull’andamento della domanda di Bitumi che registra una forte diminuzione rispetto al 2011 (-23,9%). In calo anche le vendite di lubrificanti (-8,3%), condizionate sia dalla forte contrazione nel canale auto (-11,0%) che industria (-5,8%).
Sintesi dei principali risultati del Downstream integrato a valori correnti adjusted
Al fine di facilitare la comprensione dell’andamento gestionale del settore Downstream integrato i risultati del business sono esposti a valori correnti adjusted che tengono conto della quota di spettanza
ERG (51%) dei risultati consolidati della joint venture TotalErg.
Si segnala che i valori sottostanti, oltre alla quota di TotalErg, includono anche le attività in Sicilia facenti capo a ERG Oil Sicilia.
3° trimestre
Primi 9 mesi
2012
2011
(milioni di Euro)
2012
2011
1.143
1.169
Ricavi da terzi
3.424
3.499
47
19
68
28
1.189
1.187
3.491
3.527
19
30
Margine operativo lordo a valori correnti (1) (2)
42
63
(15)
(15)
Ammortamenti e svalutazioni (2)
(46)
(45)
4
15
Risultato operativo netto a valori correnti (1) (2)
(4)
18
10
9
25
25
Ricavi infrasettori
Ricavi gestione caratteristica
(1)
gli utili (perdite) su magazzino sono pari a +27 nel terzo trimestre 2012 (-1 nel terzo trimestre 2011), +19 nei primi 9 mesi del 2012 (+41 nei
primi nove mesi del 2011).
(2) non includono le poste non caratteristiche come indicate nel capitolo “Indicatori alternativi di performance” al quale si rimanda per maggiori dettagli
Il margine operativo lordo del terzo trimestre 2012, pari a 19 milioni di Euro, è risultato complessivamente in forte diminuzione rispetto a quello registrato nel terzo trimestre 2011.
I risultati risentono principalmente del peggiore scenario sulla Rete caratterizzato dagli effetti delle aggressive iniziative di sconto lanciate a fine giugno dai principali operatori e protrattesi per tutto il periodo estivo, che hanno avuto un impatto significativo sia sui volumi venduti che sui margini registrati dal canale.
Per quanto riguarda la raffinazione il settore ha beneficiato di una ripresa dei margini che ha portato a un risultato migliore rispetto al terzo trimestre del 2011.
22
SULLA GESTIONE
Il margine operativo lordo a valori correnti dei primi nove mesi del 2012 è stato pari a 42 milioni, in forte contrazione rispetto ai 63 milioni del precedente esercizio.
Il risultato è penalizzato dai debolissimi risultati del settore Rete, condizionati da consumi petroliferi in forte contrazione e da un livello di marginalità estremamente debole in conseguenza sia del
trend di crescita dei prezzi, sia per lo scenario competitivo particolarmente difficile, con un livello
di sconti che ha finito per erodere in misura significativa i margini di settore.
Per quel che riguarda i settori Extra Rete e Specialties i risultati, pur risentendo della debolezza
del contesto economico, sono in linea con l’anno precedente. La raffinazione, infine, ha beneficiato della ripresa dei margini verificatisi in particolare nel secondo e nel terzo trimestre.
Downstream in Sicilia
Le attività del downstream in Sicilia sono svolte tramite ERG Oil Sicilia (EOS), società divenuta operativa il 1° aprile 2010 nell’ambito dell’esecuzione degli accordi per la costituzione di TotalErg, e
nella quale sono confluiti tutti gli asset di ERG Petroli presenti nella Regione.
ERG Oil Sicilia opera sia nel mercato Rete che Extra Rete. La rete di ERG Oil Sicilia al 30 settembre 2012 è composta da 309 punti vendita con una quota di mercato pari a circa l’1,0% su base
nazionale.
I risultati registrati nel terzo trimestre, hanno risentito degli effetti delle iniziative di sconto praticate
dai principali operatori nel settore Rete. Il risultato complessivo dei primi nove mesi è risultato comunque in linea con quello dell’analogo periodo del 2011, grazie alle ottime performance sia nel
canale Rete che nel canale Extra Rete pur in presenza di un calo generalizzato della domanda; le
vendite complessive nei due canali sono state pari a 414 migliaia di tonnellate nei nove mesi
(116 migliaia di tonnellate nel terzo trimestre 2012).
Sintesi dei principali risultati di TotalErg
I dati di seguito esposti si riferiscono al 100% dei dati consolidati della società, operativa dal
1° ottobre 2010.
3° trimestre
2012
Primi 9 mesi
2011
(milioni di Euro)
33
50
Margine operativo lordo a valori
(27)
(27)
correnti (1)
correnti (1)
5
23
Risultato operativo netto a valori
18
17
2012
2011
61
100
(83)
(81)
(22)
19
47
44
(1)
i dati esposti non includono gli utili (perdite) su magazzino pari a +52 nel terzo trimestre 2012 (-1 nel terzo trimestre 2011) e +37 nei primi nove
mesi del 2012 (+40 nei primi nove mesi del 2011).
(2) non includono le poste non caratteristiche come indicate nel capitolo “Indicatori alternativi di performance” al quale si rimanda per maggiori dettagli.
Il risultato in termini di margine operativo lordo sia nel terzo trimestre che nei primi nove mesi è
stato influenzato nel settore marketing dal debole andamento del canale Rete, che ha risentito oltre che del forte calo dei consumi anche di un livello di marginalità molto depressa, in particolare
nel primo e nel terzo trimestre, derivante sia dal trend di rialzo dei prezzi, sia dal già citato contesto competitivo molto difficile, con livelli di sconti eccezionalmente alti.
I risultati della raffinazione, in miglioramento rispetto all’analogo periodo dell’anno precedente, hanno beneficiato di una ripresa dei margini, in particolare nel secondo e nel terzo trimestre.
23
SULLA GESTIONE
Il processo di realizzazione delle sinergie derivanti dalla gestione unificata dei principali processi
di business e di supporto sta procedendo in linea con le previsioni e ha permesso di mitigare, anche se solo in parte, gli effetti negativi generati dal difficile contesto di mercato.
Si segnala che la posizione finanziaria netta di TotalErg al 30 settembre 2012 risulta pari a 636
milioni in aumento rispetto ai 449 milioni al 31 dicembre 2011 a seguito di fenomeni puntuali legati alla dinamica del circolante.
Canale Rete
Nel canale Rete la joint venture nata da Total ed ERG rappresenta uno dei primari operatori nel mercato italiano. Nel terzo trimestre del 2012 le vendite di carburanti della Rete TotalErg sono state pari a circa 619 migliaia di tonnellate, in forte calo rispetto alle 799 migliaia di tonnellate del terzo trimestre 2011, fondamentalmente a causa del calo generalizzato delle vendite nel settore e
dall’impatto generato dalle iniziative di sconto attuate dai principali concorrenti. La quota di mercato è risultata complessivamente pari al 10,1%, in calo rispetto all’11,8% dello stesso periodo del
2011.
Nei primi nove mesi del 2012 le vendite di carburanti della Rete TotalErg sono state pari a circa
1.944 migliaia di tonnellate, in forte riduzione rispetto alle 2.318 migliaia di tonnellate registrate
nello stesso periodo dell’anno precedente, fondamentalmente a causa del calo generalizzato delle vendite nel settore e delle iniziative di sconto attuate dai principali concorrenti in particolare nei
mesi estivi. La quota di mercato è risultata complessivamente pari al 10,9%, in calo rispetto all’11,8%
dello stesso periodo del 2011.
Come già evidenziato le vendite del canale hanno pesantemente risentito dell’andamento generale delle vendite nel paese, condizionate sia dalla crisi economica e dall’alto livello dei prezzi alla pompa, sia da fattori più specifici dei primi nove mesi quali gli scioperi e le difficili condizioni meteo nei
mesi invernali.
A questi fattori che hanno inciso sui consumi in generale si sono aggiunte le iniziative di sconto lanciate dai principali operatori. In tale contesto competitivo la strategia TotalErg, volta a privilegiare
i risultati economici evitando vendite a margine negativo, ha determinato, nel periodo specifico, una
contrazione della quota di mercato.
Al 30 settembre 2012 la Rete TotalErg in Italia è costituita da 3.334 impianti (di cui 2.011 sociali
e 1.323 convenzionati), rispetto ai 3.336 impianti al 30 giugno 2012 ed ai 3.383 impianti al
31 dicembre 2011.
Extra Rete
TotalErg opera nel mercato Extra Rete vendendo prodotti petroliferi prevalentemente a società che
a loro volta rivendono a utenti finali nei loro mercati locali e direttamente al consumo attraverso le
società controllate Restiani ed Eridis.
Nel corso del terzo trimestre del 2012 le vendite TotalErg di gasoli all’ingrosso, comprensive del
gasolio da riscaldamento, sono state pari a circa 310 migliaia di tonnellate, in calo rispetto alle 353
migliaia di tonnellate registrate nel terzo trimestre del 2011.
Nei primi nove mesi le vendite sono state pari a 945 migliaia di tonnellate (1.082 migliaia di tonnellate nei primi nove mesi del 2011).
24
SULLA GESTIONE
Il settore, oltre alle vendite effettuate direttamente da TotalErg, ha beneficiato dei risultati delle società controllate:
• Restiani S.p.A, società controllata al 60%, che opera nei settori della commercializzazione dei
prodotti petroliferi e nei servizi di gestione calore rivolti a utenti privati in particolare nell’area
del Nord-Ovest.
• Eridis S.r.l., controllata al 100%, che opera nei settori della commercializzazione dei prodotti
petroliferi nell’area del Nord-Ovest e del Centro-Sud.
Specialties
TotalErg opera nel settore delle Specialties attraverso la vendita di lubrificanti (di cui acquista le basi che poi miscela con additivi nell’impianto di proprietà di Savona e su impianti di terzi), di bitumi
sia normali che modificati (prodotti dagli impianti di proprietà), e di GPL effettuata sia direttamente che tramite la società TotalGaz controllata al 100%.
Nel terzo trimestre 2012 le vendite di lubrificanti sono state pari a 11,1 migliaia di tonnellate
(11,9 migliaia di tonnellate nel terzo trimestre 2011, di cui 1,2 migliaia di tonnellate nel mercato marina/estero), con una quota di mercato complessiva pari a circa il 10,9% articolata su diversi canali
di vendita, inclusi costruttori automobilistici, retail, industrial, rivenditori e società di autotrasporto.
Per quanto riguarda i bitumi, le vendite nel terzo trimestre sono state pari a 43,8 migliaia di tonnellate in forte calo rispetto alle 72,8 migliaia di tonnellate del terzo trimestre 2011, con un andamento in linea con la debolezza del settore.
Nel GPL i volumi venduti sono stati pari a 54,0 migliaia di tonnellate in linea con le quantità vendute nel terzo trimestre 2011.
Nei primi nove mesi 2012 le vendite di lubrificanti sono state pari a 36,4 migliaia di tonnellate
(39,0 migliaia nel 2011, di cui 3,5 nel mercato marina/estero), con una quota di mercato complessiva
pari all’ 11,1%. Le vendite di bitumi sono state pari a 121,8 migliaia di tonnellate, in forte calo rispetto ai 196,6 migliaia di tonnellate dei primi nove mesi del 2011. Le vendite di GPL, infine, sono state pari a 184,3 migliaia di tonnellate, superiori alle 158,4 migliaia di tonnellate dello stesso
periodo del 2011, fondamentalmente nel canale business to business e retail.
Raffinerie interne
Le Raffinerie interne, situate in due delle aree nazionali con maggiore intensità di consumi, hanno
una capacità complessiva annua di distillazione bilanciata, per la quota TotalErg, di 6,0 milioni di
tonnellate (circa 120 migliaia di barili/giorno) e si distinguono per la diversa tipologia di conversione.
La Raffineria di Roma è dotata di conversione termica mentre la Raffineria Sarpom è provvista di
conversione catalitica in grado di produrre maggiori rese di distillati leggeri. Entrambe le raffinerie lavorano essenzialmente greggi a basso tenore di zolfo; greggi ad alto tenore di zolfo vengono lavorati per la produzione di bitume.
Si ricorda al riguardo che in data 17 maggio, è stato approvato il progetto che prevede la trasformazione del sito industriale della Raffineria di Roma in un importante polo logistico per lo stoccaggio e la movimentazione di prodotti petroliferi.
25
SULLA GESTIONE
Nel corso del mese di settembre è stata avviata la fermata degli impianti di raffinazione secondo
il calendario prefissato dando di fatto il via al progetto di trasformazione industriale in conseguenza
del quale le lavorazioni e la relativa esposizione al business della raffinazione si ridurranno sensibilmente. A regime, infatti, le lavorazione di TotalErg si ridurranno dagli attuali 6,0 milioni a circa
1,6 milioni di tonnellate all’anno, limitandosi alle sole lavorazioni effettuate presso la Raffineria Sarpom.
Margini e Lavorazioni
3° trimestre
2011
2012
4,14
1,88
Margini unitari di contribuzione a valori correnti(1)
Raffinerie Interne TotalErg
$ USA/barile
Primi 9 mesi
2012
2011
2,74
0,73
Euro/barile
2,14
0,52
Euro/tonnellata (2)
15,7
3,8
3.469
3.922
3,31
1,33
24,3
9,7
1.153
1.331
420
418
Sarpom (Trecate)
1.167
1.213
733
912
Roma
2.302
2.709
Volumi lavorati (ktons)
di cui
(1)
i margini unitari di contribuzione a valori correnti, espressi al netto dei costi variabili di produzione (principalmente costi per utilities), non includono
gli utili (perdite) su magazzino e le poste non caratteristiche
(2)
fattore di conversione barile/tonnellata pari a 7,334 nel terzo trimestre 2012 (7,316 nel terzo trimestre 2011) e 7,344 nei primi nove mesi (7,289
nei primi nove mesi del 2011)
Le lavorazioni delle Raffinerie TotalErg nel terzo trimestre 2012 ammontano a 1.153 migliaia di tonnellate, in calo rispetto alle 1.331 migliaia di tonnellate lavorate nel terzo trimestre del 2011; il calo
delle lavorazioni è conseguente al progressivo spegnimento degli impianti nella Raffineria di Roma.
Le lavorazioni effettuate nei primi nove mesi ammontano a 3.469 migliaia di tonnellate, in calo rispetto alle 3.922 migliaia di tonnellate lavorate nello stesso periodo dell’anno precedente a causa,
oltre che del già citato spegnimento degli impianti nella Raffineria di Roma, anche della fermata generale programmata della Raffineria stessa avvenuta nel mese di aprile e della decisione di limitare, in periodi di margini particolarmente deboli, le lavorazioni meno remunerative preferendo l’import
di prodotti, oltre che dell’utilizzo di semilavorati sulla Raffineria Sarpom per ottimizzare i margini.
I margini unitari di contribuzione hanno beneficiato di uno scenario in significativa ripresa a partire
dal secondo trimestre del 2012, beneficiando dei crack spread soddisfacenti per prodotti come
benzine e fuel oil.
26
SULLA GESTIONE
Power & Gas
Mercato di riferimento
3° trimestre
2011
2012
83.636
86.008
686
559
Mercato elettrico Italia (GWh) (1)
Domanda
Consumo pompaggi
8.243
9.538
76.079
77.029
Import/Export
54.546
56.865
Termoelettrica
21.533
20.164
Rinnovabille
81,59
75,12
Produzione interna (2)
Primi 9 mesi
2011
2012
245.680
251.526
2.039
1.790
30.175
32.290
217.544
221.026
157.631
164.778
59.913
56.248
78,78
70,01
di cui
Prezzi di cessione (Euro/MWh)
PUN (3)
(1)
Fonte: Terna S.p.A. rapporto mensile sul sistema elettrico. Dati 2012 provvisori, soggetti a rettifica
(2)
produzione al netto dei consumi per servizi ausiliari
(3)
Prezzo Unico Nazionale. Fonte: GME S.p.A.
La richiesta di energia elettrica 5 del sistema elettrico nazionale nel terzo trimestre del 2012 è
stata pari a 83,6 TWh, in calo (-2,8%) rispetto ai valori registrati nel terzo trimestre 2011, confermando il trend dei consumi registrato nella prima parte dell’anno.
Nel trimestre la produzione interna netta di energia elettrica è stata pari a 76,1 TWh, in calo
dell’1,2% rispetto allo stesso periodo del 2011, mentre il saldo netto degli scambi con l’estero ha
registrato importazioni nette per 8,2 TWh. La produzione nazionale (netta) è stata garantita per il
72% da centrali termoelettriche e per il restante 28% da fonti rinnovabili.
Il valore medio del PUN (Prezzo Unico Nazionale) nel terzo trimestre del 2012 si è attestato a 81,59
Euro/MWh, in crescita del 9% rispetto al terzo trimestre 2011 (75,12 Euro/MWh).
La richiesta di energia elettrica 5 del sistema elettrico nazionale nei primi nove mesi del 2012 è
stata pari a 245,7 TWh, in calo (-2,3%) rispetto ai valori registrati nell’analogo periodo del 2011.
Tale decremento si inquadra nell’ambito della recessione economica in atto nel Paese. Per quanto riguarda la Sicilia, mercato di riferimento per il Gruppo ERG, la contrazione della domanda rispetto
ai primi nove mesi del 2011 è stata pari al 4,0%, passando da 16,8 TWh a 16,1 TWh.
Nello stesso periodo la produzione interna netta di energia elettrica è stata pari a 217,5 TWh, in
calo del 1,6% rispetto allo stesso periodo del 2011, mentre il saldo netto degli scambi con l’estero
ha registrato importazioni nette per 30,2 TWh, in diminuzione del 6,6% rispetto ai primi nove mesi del 2011. La produzione nazionale (netta) è stata garantita per il 72% da centrali termoelettriche e per il restante 28% da fonti rinnovabili; questi dati, se confrontati con l’analogo periodo del
2011, mostrano una forte contrazione delle produzioni da fonte termoelettrica (-4,3%) e una crescita delle produzioni da fonte rinnovabile (+6,5%).
5 Incluse le perdite rete e al netto dell’energia elettrica destinata ai pompaggi.
27
SULLA GESTIONE
Il valore medio del PUN (Prezzo Unico Nazionale) nel primi nove mesi del 2012 si è attestato a 78,78
Euro/MWh, con un incremento del 13% rispetto al valore rilevato nello stesso periodo dell’anno precedente (70,01 Euro/MWh). Detto aumento riflette solo in parte la forte crescita dei costi dei combustibili, riconducibile anche all’indebolimento del cambio Euro/$USA, comportando valori di marginalità molto deboli per gli impianti alimentati a gas.
Sintesi dei principali risultati del periodo
3° trimestre
2011
2012
(1)
(milioni di Euro)
Primi 9 mesi
2012
2011
Ricavi da terzi
1.052
905
169
162
1.222
1.067
239
196
363
333
51
54
415
387
80
94
(19)
(21)
Ammortamenti e
svalutazioni (1)
61
73
9
6
Ricavi infrasettori
(57)
(63)
183
134
20
14
i dati esposti non includono le poste non caratteristiche come indicate nel capitolo “Indicatori alternativi di performance”, al quale si rimanda per
maggiori dettagli
La ripartizione del margine operativo lordo a valori correnti tra le diverse attività del business Power
& Gas è la seguente:
3° trimestre
2012
2011
64
59
Margine operativo lordo a valori correnti
ISAB Energy / ISAB Energy Services
16
34
Impianti ERG divisione Power & Gas / ERG Power
80
94
Totale
Primi 9 mesi
2012
2011
177
133
63
63
239
196
Vendita di energia elettrica
3° trimestre
2012
2011
Vendite (GWh)
Primi 9 mesi
2012
2011
2.053
2.032
Totale Vendite
5.906
5.682
1.061
1.121
ISAB Energy
3.039
2.944
992
911
ERG divisione Power & Gas
2.867
2.738
56
51
di cui a ISAB S.r.l.
162
151
Produzioni (GWh)
1.834
1.929
1.061
1.121
773
808
Totale Produzioni
5.231
5.222
di cui ISAB Energy S.r.l.
3.039
2.944
di cui ERG Power S.r.l.
2.192
2.278
119,2
104,2
119,2
104,2
CIP 6
28
SULLA GESTIONE
ISAB Energy
I risultati di ISAB Energy sono parzialmente soggetti alle variazioni di scenario in conseguenza della coerente indicizzazione contenuta nel contratto di vendita dell’energia elettrica e di acquisto delle materie prime.
Il prezzo di vendita dell’energia elettrica prodotta da ISAB Energy è regolamentato dal Provvedimento
n. 6 del Comitato Interministeriale dei Prezzi del 29 aprile 1992 (così detto CIP 6/92).
ISAB Energy ha un contratto con il GSE attivo dall’anno 2000 per una durata di venti anni, in base
al quale il prezzo di vendita include la valorizzazione del Costo Evitato del Combustibile (CEC) che,
a sua volta, riflette l’andamento del prezzo del gas naturale. Il feedstock, che costituisce la principale materia prima utilizzata per la produzione di energia elettrica, è acquistato da ISAB S.r.l. con
contratto pluriennale di natura “take or pay” ed è legato alla valorizzazione del costo evitato di combustibile.
Nel terzo trimestre del 2012, la produzione di energia elettrica è stata pari a 1.061 GWh, in calo rispetto ai livelli particolarmente elevati registrati nel terzo trimestre 2011 (1.121 GWh).
Il margine operativo lordo del periodo è stato pari a 64 milioni, in leggera crescita rispetto ai 59
milioni del terzo trimestre 2011, grazie ai maggiori prezzi di vendita che hanno compensato le minori produzioni.
Nel corso dei primi nove mesi del 2012 la produzione di energia elettrica è stata di 3.039 GWh,
in crescita rispetto ai 2.944 GWh dell’analogo periodo del 2011, grazie a una migliore performance
complessiva dell’impianto che ha registrato un fattore di utilizzo dell’88%, superiore a quello dei
primi nove mesi del 2011 (85%).
Nel periodo il margine operativo lordo a valori correnti è risultato pari a 177 milioni, in sensibile miglioramento rispetto all’analogo periodo del 2011 (133 milioni), in conseguenza sia della maggiore produzione, sia del maggiore prezzo di vendita a oggi stimato.
Per quanto riguarda il calcolo del CEC è stata applicata, ai fini della presente relazione, la metodologia di base della delibera AEEG n. ARG/GAS_64/09 (Testo Integrato Vendita Gas), tenendo in
considerazione le Delibere che lo hanno aggiornato nel corso del terzo trimestre del 2012. Tale
determinazione è stata effettuata nelle more dei potenziali effetti che potrebbero scaturire dal processo di ridefinizione del CEC a conguaglio dell'anno 2008 in esito alla definizione del contenzioso afferente le deliberazioni dell'Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas n. 154/08 e n. ARG/elt 50/09,
nonché della attesa evoluzione del quadro normativo-regolatorio che potrebbe determinare impatti
su alcune variabili afferenti il calcolo del CEC.
Si segnala inoltre che sulla Gazzetta Ufficiale n. 231 del 3 ottobre 2012 è stato pubblicato il DM
28/6/2012 del Ministero dello Sviluppo Economico con il quale è stato prorogato al 31 marzo 2013
il termine per la risoluzione anticipata volontaria delle convenzioni CIP6 per gli impianti alimentati
da combustibili di processo o residui o recuperi di energia (già esteso attraverso il DM 23/6/2011),
dando agli operatori interessati la possibilità di esercitare tale facoltà al 1° luglio di ciascun anno
(oltre che al 1° gennaio come già precedentemente previsto).
Si segnala infine che l’indebitamento finanziario netto al 30 settembre 2012 della società ISAB Energy,
consolidata integralmente, risulta pari a circa 61 milioni, in diminuzione rispetto ai 95 milioni del
31 dicembre 2011.
29
SULLA GESTIONE
ERG divisione Power & Gas ed ERG Power
Nel terzo trimestre del 2012 la produzione netta di energia elettrica di ERG Power è stata pari a
773 GWh, in leggera diminuzione rispetto ai 808 GWh del terzo trimestre 2011.
Il margine operativo lordo è risultato pari a 16 milioni, in significativa contrazione rispetto al terzo
trimestre 2011, principalmente a causa di uno scenario di generazione che si è attestato su livelli bassi e sensibilmente inferiori a quelli dello scorso esercizio. Si segnala che il risultato del terzo
trimestre 2011 era risultato particolarmente elevato risentendo anche degli effetti positivi legati
alla rilevazione nel periodo di componenti positivi tra cui i Titoli di Efficienza Energetica (TEE) relativi all’intera produzione dei primi nove mesi, in applicazione del Decreto Ministeriale 5 settembre
2011 a sostegno della cogeneratività.
Nel corso dei primi nove mesi del 2012 la produzione netta di energia elettrica di ERG Power è
risultata pari a 2.192 GWh, in leggera diminuzione rispetto all’analogo periodo del 2011 (2.278 GWh).
Circa il 7% della produzione di energia elettrica di ERG Power è stata utilizzata a copertura del fabbisogno della Raffineria Nord di ISAB S.r.l.
La fornitura netta 6 di vapore da parte degli impianti di ERG Power al sito industriale di Priolo nei
primi nove mesi del 2012 è stata pari a circa 1.237 mila tonnellate (1.735 mila tonnellate nel 2011),
di cui circa 822 mila tonnellate sono state destinate alla Raffineria Nord di ISAB S.r.l..
Il margine operativo lordo dei primi nove mesi del 2012, pari a 63 milioni, è in linea con quello registrato nei primi nove mesi del 2011 (63 milioni). Il mantenimento di risultati complessivamente
soddisfacenti, pur in presenza di uno scenario di mercato difficile, riflette l’efficacia di politiche di
gestione dell’energia e di mitigazione dei rischi che contemplano, tra l’altro, la vendita mediante accordi pluriennali di vapore ed energia elettrica ai clienti del sito petrolchimico multisocietario di Priolo
Gargallo, la vendita a termine pluriennale ad Iren Mercato ed il ricorso a strumenti di copertura del
rischio prezzo.
Si segnala al riguardo che, a seguito dell’accordo sottoscritto con Iren Mercato nel novembre 2011,
i risultati del 2012 non includono le attività di commercializzazione al dettaglio, cedute alla stessa, bensì gli effetti del periodo della vendita pluriennale all’ingrosso di 2 TWh all’anno a Iren
Mercato, con una formula di prezzo volta a mitigare i rischi di mercato.
Si evidenzia infine che il confronto con l’anno precedente, è influenzato da un lato dagli accantonamenti su crediti per circa 8 milioni effettuati nel 2011, mentre il 2012 beneficia di proventi per
circa 4 milioni legati all’esito positivo di un accordo transattivo relativo a forniture di sito di anni pregressi e dei proventi derivanti dalla partecipazione al Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD)
in cui ERG è attiva da ottobre 2011.
6 Si intende la cessione di vapore al sito industriale di Priolo Gargallo escluse le perdite di rete, al netto dei ritiri di vapore dai medesimi clienti.
30
SULLA GESTIONE
Rinnovabili
Il Gruppo ERG opera nel settore delle rinnovabili attraverso ERG Renew, società di cui detiene, al
30 settembre 2012, una partecipazione del 100% a seguito dell’OPA totalitaria conclusasi nel giugno 2011 con il conseguente delisting della partecipata.
I risultati di ERG Renew dipendono principalmente dal business eolico.
I parchi eolici sono costituiti da aerogeneratori che sono in grado di trasformare l’energia cinetica
del vento in energia meccanica la quale, a sua volta, viene utilizzata per la produzione di energia
elettrica. Fermo restando la disponibilità degli impianti, i risultati attesi da ciascun parco eolico sono ovviamente influenzati dalle caratteristiche anemologiche del sito nel quale è localizzato il parco stesso.
I risultati economici sono inoltre influenzati dal prezzo di vendita dell’energia elettrica e dei certificati verdi.
3° trimestre
2011
2012
21.533
20.164
Mercato Rinnovabile Italia (GWh) (2)
Produzioni da fonti rinnovabili (3)
Primi 9 mesi
2011
2012
59.913
56.248
di cui:
11.701
12.670
Idroelettrica
31.512
37.599
1.314
1.317
Geotermica
3.930
3.981
2.400
1.868
Eolica
6.118
4.309
Fotovoltaico
9.092
6.628
15.379
8.040
60.052
46.273
9.561
7.745
Mercato Rinnovabile Francia (GWh) (2)
17.343
14.855
2.628
2.535
Produzioni da fonti rinnovabili (4)
di cui Eolico
81,59
75,12
PUN (Italia) (5)
78,78
70,01
89,10
86,35
Feed In Tariff (Francia)
89,06
86,33
96,29
n.a.
Feed In Tariff (Bulgaria)
96,29
n.a.
(1)
produzione stimata per il mese di settembre
(2)
fonte: Terna S.p.A. rapporto mensile sul sistema elettrico. Dati stimati, soggetti a rettifica
(3)
fonti considerate: idroelettrica, geotermoelettrica, eolica e fotovoltaica
(4)
fonti considerate: idroelettrica ed eolica
(5)
Prezzo Unico Nazionale
Nel terzo trimestre del 2012 la produzione elettrica nazionale (netta) è stata garantita da fonti
rinnovabili per il 28%: per oltre il 15% da fonte idroelettrica, per il 3% eolica, per l’8% fotovoltaica
e per il restante 2% da fonte geotermoelettrica. Rispetto al medesimo periodo dell’anno precedente,
si è registrata una contrazione della generazione da fonte idroelettrica (-8%); per contro, sono risultate in forte aumento, la produzione da fonte eolica (+28%) anche grazie alle condizioni anemologiche più favorevoli, e da fotovoltaico, con un incremento del 42%.
31
SULLA GESTIONE
Nel corso dei primi nove mesi del 2012 le fonti rinnovabili hanno generato il 28% della produzione
elettrica nazionale (netta) riconducibile per il 14% all’idroelettrico, per il 4% all’eolico, per il 7% al
fotovoltaico e per il restante 2% alla fonte geotermoelettrica. Rispetto al medesimo periodo dell’anno precedente, si è registrata una contrazione della generazione da fonte idroelettrica (-16%);
per contro, sono risultate in forte aumento, la produzione da fonte eolica (+37%) anche grazie alle buone condizioni anemologiche, e da fotovoltaico, con un incremento superiore al 91%, trainata dal fortissimo incremento della potenza installata avvenuto nel corso del 2011. Sostanzialmente
stabili le produzioni da fonte geotermica.
L’atteso Decreto interministeriale per l’incentivazione delle fonti rinnovabili elettriche diverse dal fotovoltaico è stato pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale del 10 luglio 2012, Suppl. ordinario n. 143.
L’incentivazione prevista per gli impianti esistenti o realizzati entro la fine dell’anno corrente (con
la previsione di un periodo transitorio fino al 30 aprile 2013, per gli impianti già autorizzati alla data di entrata in vigore del Decreto), non presenta discontinuità significative (risulta confermata la
formula di calcolo). Fino al 2015, infatti, resterà in vigore il sistema dei certificati verdi, che verrà
convertito, per il residuo periodo di diritto all’incentivazione, in una tariffa feed-in premium erogata mensilmente e calcolata sulla base della stessa formula. Sono state inoltre definite le tempistiche di ritiro da parte del GSE dei Certificati Verdi rilasciati per le produzioni da fonti rinnovabili degli anni dal 2011 al 2015. In particolare, per i Certificati Verdi prodotti nel 2011 si prevede il pagamento del 50% entro 30 giorni dalla pubblicazione del Decreto (valuta 9 agosto 2012) mentre
per il rimanente 50% entro il 31 dicembre 2012. Con riferimento invece ai Certificati Verdi prodotti
nel primo semestre del 2012 verranno ritirati entro il 31 marzo 2013, mentre quelli prodotti nel
secondo semestre del 2012 verranno ritirati entro il 30 settembre 2013.
Per quanto riguarda gli impianti realizzati a partire dal 2013, è invece confermato l’accesso agli
incentivi tramite asta al ribasso (con una base di prezzo di 127 Euro al MWh per gli impianti eolici
di capacità superiore a 5 MW).
Il Decreto ha anche introdotto, a partire dal 2013, per tutti i soggetti che accedono ai meccanismi di incentivazione per la produzione di energia elettrica da impianti alimentati da fonti rinnovabili (ad esclusione del fotovoltaico e degli impianti ammessi al provvedimento Cip 6/92), un contributo di 0,5 Euro per ogni MWh di energia incentivata, da corrispondere al GSE.
Con la deliberazione 5 luglio 2012 281/2012/R/EFR, l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ha
rivisto la disciplina inerente il servizio di dispacciamento dell’energia elettrica per le unità di produzione
alimentate da fonti rinnovabili non programmabili. Le nuove regole, che trasferiscono ai produttori da fonti rinnovabili non programmabili una parte degli oneri di sbilanciamento ad essi relativi, sono applicabili dal 1° gennaio 2013 e riguardano un periodo transitorio di un anno. A tale riguardo, per il 2013 è prevista una franchigia pari al 20% del programma vincolante modificato e corretto del punto di dispacciamento per la prima metà dell’anno e pari al 10% per il secondo semestre. Ulteriori provvedimenti dell’Autorità definiranno le condizioni da applicare per gli anni successivi.
32
SULLA GESTIONE
Sintesi dei risultati adjusted del periodo
3° trimestre
2012
2011
36
26
–
–
36
26
26
Risultati economici
Ricavi da terzi
Ricavi infrasettori
Primi 9 mesi
2012
2011
124
72
4
–
127
73
15
100
41
(17)
(12)
(48)
(29)
10
3
52
11
7
7
30
44
243
169
873
468
779
390
85
78
9
–
572
520
Dati operativi
Produzioni (migliaia di MWh)
di cui
211
147
23
22
9
–
572
520
Italia
Francia
Bulgaria (50%)
Potenza installata a fine periodo (MW) (2)
di cui
487
455
64
64
20
n.a.
77,40
–
–
82,95
487
455
Francia
Italia
64
64
Bulgaria (50%)
20
n.a.
Certificati verdi 2012
77,40
–
Certificati verdi 2011
–
82,95
Valorizzazione certificati verdi (Euro/MWh)
(1)
non includono le poste non caratteristiche come indicate nel capitolo “Indicatori alternativi di performance”, al quale si rimanda per maggiori dettagli
(2)
potenza impianti in esercizio a fine periodo
I ricavi consolidati del 2012 risultano significativamente superiori rispetto a quelli del 2011 grazie
anche al pieno contributo del parco eolico di Fossa del Lupo, avviato nel corso del 2011, dei parchi eolici di proprietà di ERG Eolica Campania acquisiti nell’agosto 2011, e a partire dal terzo trimestre della quota di pertinenza (50%) del parco eolico di Tcherga in Bulgaria.
Per quel che riguarda i prezzi di vendita, a fronte dell’incremento del prezzo di cessione dell’energia elettrica, si registra una flessione nel valore dei certificati verdi, coerentemente con quanto previsto dal decreto legislativo in materia che prevede il ritiro dei certificati da parte del GSE a un valore pari a circa il 78% della differenza tra 180 Euro/MWh e il valore medio annuo del prezzo di cessione dell’energia elettrica in Italia.
Il prezzo di vendita dell’energia elettrica è risultato essere pari mediamente a 73,4 Euro/MWh, superiore al valore di 67,9 Euro/MWh registrato nel primo semestre del 2011, ma inferiore al prezzo
unico nazionale (78,8 Euro/MWh) in considerazione anche della specifica ripartizione geografica degli impianti ERG, concentrati in Sud Italia. Il valore stimato a cui vengono valorizzati i certificati verdi, pari a 77,4 Euro/MWh è in diminuzione rispetto agli 83,0 Euro/MWh stimati nel 2011.
33
SULLA GESTIONE
Nel corso del terzo trimestre del 2012, la produzione di energia elettrica attribuibile a ERG Renew
è risultata pari a 243 GWh, in forte crescita rispetto ai 169 GWh del terzo trimestre 2011. La crescita deriva sia dai parchi italiani (211 GWh, +63 GWh rispetto al 2011), con il pieno contributo nel
periodo dei parchi di Fossa del Lupo e di ERG Eolica Campania, sia dai parchi esteri (+11 GWh), grazie al contributo del nuovo parco di Tcherga in Bulgaria.
Il margine operativo lordo del periodo è risultato in forte crescita, pari a 26 milioni, superiore di circa 11 milioni rispetto al terzo trimestre del 2011 prevalentemente per la maggior produzione di cui
sopra.
Nel corso dei primi nove mesi del 2012, la produzione di energia elettrica di ERG Renew è stata
pari a 873 GWh (468 GWh nel primi nove mesi del 2011); in particolare, la produzione eolica in Italia
è stata pari a 779 GWh rispetto ai 390 GWh del 2011. Tale incremento è legato sia al pieno contributo dei parchi di Fossa del Lupo, avviato nel corso del 2011, con una produzione nel periodo
pari a 157 GWh, sia al contributo di ERG Eolica Campania acquistata nell’agosto 2011 (184 GWh).
In generale, inoltre, le condizioni anemologiche sono state molto soddisfacenti e decisamente migliori rispetto a quelle registrate nel 2011.
La produzione dei parchi eolici in Francia è risultata pari a 85 GWh, superiore di 7 GWh rispetto allo stesso periodo del 2011, grazie a una ventosità leggermente superiore.
Il margine operativo lordo del periodo è dunque risultato in forte crescita, pari a 100 milioni, superiore di circa 59 milioni rispetto ai primi nove mesi del 2011 prevalentemente per la maggior produzione di cui sopra.
La capacità installata netta del Gruppo al 30 settembre 2012 è pari a 572 MW ed è composta quasi esclusivamente da impianti eolici (circa 1 MW è riconducibile all’impianto fotovoltaico installato presso il sito industriale di ISAB Energy a Priolo Gargallo). L’incremento rispetto al 30 settembre 2011
(+52 MW) è conseguente al parziale ingresso in esercizio (per 32 MW) a fine 2011 del parco di Ginestra,
e al nuovo parco eolico di Tcherga recentemente acquisito in Bulgaria attraverso LUKERG, con una
potenza installata di 40 MW (20 MW quota ERG).
Si segnala che, degli 8 MW mancanti per il completamento del parco eolico di Ginestra, autorizzato per 40 MW, 6 MW risultano già installati ed esercibili e 2 MW ancora da installare; il disallineamento temporale dell’entrata in esercizio di tali aerogeneratori deriva da esigenze cautelari manifestate dalle competenti autorità per la tutela di interessi di tipo paesaggistico. Entro la fine del 2012
è inoltre atteso il completamento e l’avvio dell’esercizio commerciale del parco eolico di Amaroni
(22,5 MW).
34
SULLA GESTIONE
Investimenti
Nel terzo trimestre il Gruppo ERG ha effettuato investimenti adjusted 1 complessivamente per
29 milioni (30 milioni nel terzo trimestre 2011) di cui 27 milioni relativi a immobilizzi materiali
(28 milioni nel terzo trimestre 2011) e 2 milioni a immobilizzi immateriali (2 milioni nel 2011).
Complessivamente, nei primi nove mesi del 2012 gli investimenti adjusted effettuati dal Gruppo
sono stati pari a 89 milioni (117 milioni nei primi nove mesi del 2011) di cui 84 milioni relativi a immobilizzi materiali (109 milioni nel 2011) e 4 milioni a immobilizzi immateriali (7 milioni nel 2011).
La ripartizione degli investimenti adjusted per settore di attività è riportata nella tabella che segue:
3° trimestre
2011
2012
(milioni di Euro)
Primi 9 mesi
2012
2011
Refining & Marketing (1)
38
57
6
Power & Gas
20
14
7
Rinnovabili (2)
30
44
–
–
Corporate
29
30
13
17
9
7
Totale
1
1
89
117
(1)
gli investimenti adjusted del Refining & Marketing includono la quota ERG degli investimenti effettuati da TotalErg S.p.A. e, fino ad agosto 2012,
da ISAB S.r.l.
(2)
gli investimenti adjusted delle Rinnovabili includono la quota ERG degli investimenti effettuati da LUKERG Renew a partire dal mese di luglio 2012
• Per quanto riguarda la Raffinazione costiera, nel 2012 è proseguito il programma di investimenti
per il miglioramento dell’efficienza e delle rese delle attrezzature, con particolare riferimento al
sito Impianti Nord; sono inoltre proseguiti i previsti ulteriori interventi per il mantenimento degli
impianti e di miglioramento degli aspetti di Salute, Sicurezza e Ambiente.
• Per quanto riguarda, invece, il Downstream integrato nel corso dei primi nove mesi del 2012
sono stati effettuati investimenti per circa 24 milioni, relativi al 51% di TotalErg.
La maggior parte di tali investimenti ha interessato la Rete, principalmente per attività di sviluppo
(nuovi punti vendita, ricostruzioni, nuovi convenzionamenti, potenziamento di punti vendita esistenti, ecc). Una parte significativa è stata destinata anche a investimenti di mantenimento e di
miglioramento degli aspetti di Salute, Sicurezza e Ambiente.
Power & Gas
Nel corso del terzo trimestre del 2012 sono state completate le attività programmate presso l’unità a scambio ionico dell’impianto di demineralizzazione dell’acqua per la centrale di ERG Power
e per i clienti del sito petrolchimico di Priolo Gargallo.
Il collaudo e l’avvio dell’esercizio stabile di detta unità è pianificato nei prossimi mesi, mentre l’altra unità del medesimo impianto di acqua demineralizzata basata su tecnologia a osmosi inversa,
era già stata avviata nei mesi precedenti.
Nel mese di settembre è stato avviato il progetto per l’adeguamento di una delle unità di produzione del vapore della centrale di ERG Power. Gli interventi su tale unità consentiranno assetti di
35
SULLA GESTIONE
marcia più flessibili ed efficienti all’intera centrale, nel rispetto di nuovi vincoli emissivi previsti
dall’Autorizzazione Integrata Ambientale da settembre 2013.
Inoltre, sia presso la centrale Nord di ERG Power che presso ISAB Energy sono proseguite iniziative mirate di investimento volte ad incrementare l’efficienza operativa e l’affidabilità degli impianti, nonché gli interventi previsti in ambito di Salute, Sicurezza ed Ambiente.
Rinnovabili
Nel corso del 2012 è proseguita l’attività di costruzione del parco di Amaroni (22,5 MW), progetto acquistato nel settembre 2011, la cui completa entrata in produzione è prevista entro la fine del
2012. Sono inoltre state completate le ultime attività relative all’avvio di Fossa del Lupo, entrato
in esercizio nel 2011. Inoltre nel mese di giugno 2012 è stato siglato il closing, dalla società LUKERG
Renew (50% ERG Renew), per l’acquisizione del parco eolico bulgaro di Tcherga (40 MW in esercizio); si segnala che tale acquisizione, per un importo pari a circa 26 milioni di enterprise value
(quota ERG), non è inclusa negli importi indicati nella tabella sugli investimenti del periodo, trattandosi
di un acquisto di partecipazioni effettuato dalla joint venture LUKERG Renew.
36
SULLA GESTIONE
Prospetti contabili
Area di consolidamento integrale e aree di business
Nella tabella sottostante è riportata l’area di consolidamento al 30 settembre 2012.
Rispetto al 31 dicembre 2011 si segnala:
• la cessione del 20% delle quote di ISAB S.r.l.
• la fusione per incorporazione di ERG Eolica Italia S.r.l. in ERG Renew S.p.A.;
• la fusione per incorporazione di ERG Solare Italia S.r.l. in ERG Renew S.p.A.;
• l’acquisizione del 2% delle quote di ERG Eolica Basilicata S.r.l.;
• il consolidamento con il metodo del patrimonio netto di LUKERG Renew GmbH.
ERG S.p.A.
100%
51%
TotalErg S.p.A. (1)
100%
ERG Nuove Centrali S.p.A.
ERG Renew S.p.A.
100%
20%
100%
ISAB S.r.l. (1)
ERG Oil Sicilia S.r.l.
51%
51%
ERG Power S.r.l.
100%
ISAB Energy S.r.l.
100%
ISAB Energy Services S.r.l.
100%
100%
100%
100%
100%
51%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
Business
(1)
società valutate col metodo del patrimonio netto
Business
Power & Gas
ERG Eolienne France S.a.s.
ERG Eolica San Vincenzo S.r.l.
100%
ERG Eolica Nurra S.r.l.
ERG Eolica San Cireo S.r.l.
100%
100%
ERG Eolica Faeto S.r.l.
100%
ERG Eolica
Tursi Colobraro S.r.l.
Parc Eolien du Carreau S.a.s.
Parc Eolien de la Bruyère S.a.s.
Parc Eolien les Mardeaux S.a.s.
Parc Eolien de Lihus S.a.s.
100%
Parc Eolien
de Hetomesnil S.a.s.
100%
Eoliennes
du Vent Solaire S.a.s.
ERG Eolica Tirreno S.r.l.
ERG Eolica Ginestra S.r.l.
Eolo S.r.l.
ERG Eolica Basilicata S.r.l.
ERG Eolica Calabria S.r.l.
ERG Eolica
Fossa del Lupo S.r.l.
Green Vicari S.r.l.
ERG Eolica Adriatica S.r.l.
ERG Eolica Campania S.p.A.
ERG Eolica Amaroni S.r.l.
51%
ISAB Energy Solare S.r.l. (1)
50%
LUKERG Renew GmbH (1)
Business
Rinnovabili
100%
37
SULLA GESTIONE
Risultati economici, patrimoniali e finanziari
Conto economico
3° trimestre
2011
2012
2.049,6
1.736,6
2,0
7,3
2.051,6
1.743,9
(1.788,8)
(1.484,5)
(152,1)
(174,9)
110,7
Conto Economico riclassificato (milioni di Euro)
Primi 9 mesi
2012
2011
6.521,0
4.860,5
15,5
15,8
RICAVI TOTALI
6.536,6
4.876,2
Costi per acquisti e variazioni delle rimanenze
Altri ricavi e proventi
(5.798,0)
(4.185,7)
Costi per servizi e altri costi operativi
(498,7)
(534,6)
84,5
MARGINE OPERATIVO LORDO
239,8
155,9
(37,7)
(38,8)
Ammortamenti e svalutazioni immobilizzazioni
(110,6)
(102,6)
(20,8)
(16,0)
Proventi (oneri) finanziari netti
(44,5)
(27,6)
236,8
2,8
Proventi (oneri) da partecipazioni netti
200,0
138,7
289,1
32,5
Risultato prima delle imposte
284,8
164,4
(30,6)
(14,1)
Imposte sul reddito
(53,2)
(22,2)
258,5
18,4
Risultato d'esercizio
231,6
142,2
(13,9)
(15,6)
Risultato di azionisti terzi
244,6
2,8
Risultato netto di Gruppo
(35,7)
(29,0)
195,8
113,2
I ricavi nel terzo trimestre del 2012 sono pari a 2.050 milioni rispetto ai 1.737 milioni del terzo
trimestre 2011. La variazione riflette i seguenti fattori:
• l’incremento dei ricavi del Refining & Marketing legato principalmente ai maggiori prezzi medi
di vendita e ai maggiori volumi venduti per le maggiori compravendite;
• l’incremento dei ricavi dell’Energia - Termoelettrico a seguito dei maggiori prezzi di vendita e dei
maggiori quantitativi venduti;
• l’incremento dei ricavi dell’Energia - Rinnovabili a causa principalmente dei maggiori volumi di
vendita come conseguenza dell’incremento della capacità produttiva.
I ricavi nei primi nove mesi del 2012 sono pari a 6.521 milioni rispetto ai 4.860 milioni del 2011.
La variazione riflette gli stessi fattori già commentati in relazione al terzo trimestre.
Altri ricavi e proventi
Comprendono principalmente gli affitti attivi, i rimborsi assicurativi, le plusvalenze da alienazione,
gli indennizzi e i recuperi di spese.
38
SULLA GESTIONE
Costi per acquisti e variazioni delle rimanenze
I costi per acquisti si riferiscono principalmente ad acquisti di greggio e altri semilavorati e includono anche le spese di trasporto e gli oneri accessori.
Nel terzo trimestre risultano superiori rispetto al terzo trimestre 2011 di circa 304 milioni principalmente per maggiori volumi acquistati e per i maggiori prezzi di acquisto.
Per quanto riguarda le rimanenze si registra un incremento di circa 48 milioni delle materie prime
(+62 migliaia di tonnellate rispetto al 30 giugno 2012) e una diminuzione di circa 9 milioni per i
prodotti finiti (-39 migliaia di tonnellate).
Nel terzo trimestre 2011 si era registrata una diminuzione di circa 4 milioni delle materie prime e
un aumento di circa 11 milioni per i prodotti finiti.
Nei primi nove mesi del 2012 risultano superiori rispetto ai primi nove mesi del 2011 di circa
1.612 milioni, principalmente per maggiori volumi acquistati e per i maggiori prezzi di vendita.
Per quanto riguarda le rimanenze si registra un incremento di circa 33 milioni delle materie prime
(+44 migliaia di tonnellate rispetto al 31 dicembre 2011) e una diminuzione di circa 89 milioni per
i prodotti finiti (-163 migliaia di tonnellate).
Nei primi nove mesi del 2011 si era registrata una diminuzione di circa 18 milioni delle materie prime e di circa 82 milioni per i prodotti finiti.
Si ricorda che in base al metodo del costo medio ponderato la variazione inventariale risente, oltre che del livello puntuale delle quantità in giacenza a fine periodo, dell’oscillazione dei prezzi di
acquisto delle materie prime e dei prodotti finiti.
Costi per servizi e altri costi operativi
I costi per servizi includono i compensi di lavorazione della Raffineria ISAB, i costi di manutenzione, le spese commerciali (inclusi i costi per il trasporto dei prodotti e dell’energia elettrica), i costi
per utilities, consulenze, assicurativi, di marketing e per servizi forniti da terzi.
Gli altri costi operativi sono relativi principalmente al costo del lavoro, agli affitti passivi, agli accantonamenti per rischi e oneri e alle imposte diverse da quelle sul reddito.
Il decremento rispetto ai corrispondenti periodi del 2011 è principalmente legato al venir meno dei
costi legati all’attività di commercializzazione di energia elettrica il cui ramo d’azienda è stato ceduto a Iren Mercato e ad altri minori costi operativi.
L’incremento degli ammortamenti nei primi nove mesi è attribuibile principalmente ai nuovi parchi eolici acquisiti e a quelli entrati in esercizio.
Si ricorda che il dato del terzo trimestre 2011 comprendeva svalutazioni relative al settore
Rinnovabili (Servizi idrici) per circa 4 milioni.
Proventi (oneri) finanziari netti
Gli oneri finanziari netti del terzo trimestre sono pari a 21 milioni, rispetto ai 16 milioni registrati nel terzo trimestre 2011.
39
SULLA GESTIONE
La voce include differenze cambio positive per 2 milioni (+1 milione nel 2011) e gli effetti connessi
alla rilevazione al fair value degli strumenti finanziari derivati su commodities pari a -10 milioni (-2
milioni nel 2011). Nel 2011 la voce comprendeva inoltre l’effetto positivo della capitalizzazione di
interessi passivi per circa 1 milione. Al netto di tali principali effetti si rilevano in generale oneri finanziari netti inferiori rispetto al 2011 per circa 2 milioni in conseguenza di minori tassi e dell’impatto
positivo sull’indebitamento netto medio nel periodo dell’incasso avvenuto all’inizio del mese di settembre del prezzo di vendita del 20% di ISAB S.r.l.
Gli oneri finanziari netti dei primi nove mesi sono pari a 44 milioni, rispetto ai 28 milioni registrati
nel 2011. La voce include differenze cambio per 1 milione (+12 milioni nel 2011) e gli effetti connessi agli strumenti finanziari derivati su commodities pari a -4 milioni (-2 milioni nel 2011). Nei primi nove mesi 2011 la voce comprendeva inoltre l’effetto positivo della capitalizzazione di interessi passivi per circa 4 milioni.
Al netto di tali principali effetti si rilevano in generale oneri finanziari netti in linea con il 2011.
Proventi (oneri) da partecipazioni netti
Nei primi nove mesi del 2012 la voce comprende principalmente la plusvalenza pari a 227 milioni derivante dalla vendita del 20% di ISAB S.r.l. avvenuta in data 3 settembre 2012. Si ricorda che nel 2011
la voce comprendeva la plusvalenza (106 milioni) realizzata a fronte della cessione dell’11% della medesima partecipazione.
La voce è costituita inoltre dai risultati delle società valutate con il metodo del patrimonio netto.
In particolare nei primi nove mesi 2012 comprende principalmente i risultati delle joint venture ISAB
S.r.l. (19 milioni) e TotalErg S.p.A. (-41 milioni). Il risultato di TotalErg risente degli accantonamenti e
svalutazione degli assets riferiti alla partecipata Raffineria di Roma S.r.l. a seguito dell’annunciato piano di trasformazione industriale in un polo logistico.
Imposte sul reddito
Le imposte sul reddito nel terzo trimestre sono pari a 31 milioni (14 milioni nel terzo trimestre
2011) e comprendono imposte correnti per 24 milioni e imposte differite per 6 milioni.
Le imposte sul reddito nei primi nove mesi sono pari a 53 milioni (22 milioni nel 2011) e comprendono imposte correnti per 68 milioni e imposte differite positive per 15 milioni.
Si ricorda che nel settembre 2001 era stata approvata la Legge n. 148/2011 del 14 settembre
2011 che ha introdotto l’incremento temporaneo dell’aliquota dell'addizionale IRES dal 6,5% al 10,5%
per gli anni 2011, 2012 e 2013 e l’applicazione della medesima anche ad altri operatori del settore energetico tra cui quelli del settore rinnovabili (i.e. eolico, fotovoltaico, ecc.).
L’introduzione delle novità sopra indicate aveva comportato un impatto netto positivo, derivante dall’adeguamento delle aliquote fiscali sulle attività per imposte anticipate e sulle passività per imposte differite, pari a circa 5 milioni rilevati interamente nel terzo trimestre 2011.
Il tax rate ottenuto dal rapporto tra le imposte e l’utile ante imposte, nel 2012 non risulta significativo in quanto influenzato dalla plusvalenza per la cessione della partecipazione in ISAB S.r.l., assoggettata a partecipation exemption.
40
SULLA GESTIONE
Situazione patrimoniale
30.09.2011
2.931,2
76,2
(4,0)
Stato Patrimoniale riclassificato (milioni di Euro)
Capitale immobilizzato
Capitale circolante operativo netto
Trattamento di fine rapporto
431,6
Altre attività
(659,1)
Altre passività
30.09.2012
30.06.2012
31.12.2011
2.488,2
2.755,9
2.825,1
353,3
298,2
167,2
(3,3)
(3,5)
(3,5)
427,1
429,3
439,1
(578,6)
(562,5)
(586,1)
2.775,9
Capitale investito netto
2.686,7
2.917,4
2.841,7
1.781,0
Patrimonio netto di Gruppo
1.821,3
1.585,0
1.727,8
153,7
Patrimonio netto di terzi
182,4
168,5
150,5
841,2
Indebitamento finanziario netto
682,9
1.163,9
963,5
2.686,7
2.917,4
2.841,7
2.775,9
Mezzi propri e debiti finanziari
Al 30 settembre 2012 il capitale investito netto ammonta a 2.687 milioni.
La leva finanziaria, espressa come rapporto fra i debiti finanziari totali netti (incluso il Project Financing)
e il capitale investito netto, è pari al 25% (34% al 31 dicembre 2011).
Capitale immobilizzato
Il capitale immobilizzato include le immobilizzazioni materiali, immateriali e finanziarie. Il decremento
rispetto al 30 giugno 2012 è attribuibile principalmente alla cessione del 20% della partecipazione in ISAB S.r.l.
Capitale circolante operativo netto
Il capitale circolante operativo netto include le rimanenze, i crediti e debiti commerciali e i debiti
verso l’Erario per accise.
L’aumento rispetto al 30 giugno 2012 è dovuto in particolare all’incremento del valore delle rimanenze in giacenza a seguito dell’aumento dei prezzi.
Altre attività
Sono costituite principalmente dai crediti per imposte anticipate, verso Erario per acconti versati
e da pagamenti già effettuati a fronte di prestazioni in corso.
Altre passività
Sono relative principalmente alle imposte differite calcolate sulle differenze fra i valori civilistici e
i relativi valori fiscali (principalmente cespiti e magazzino), alla stima delle imposte di competenza
del periodo, ai fondi per rischi e oneri, ai debiti per IVA e al risconto passivo per il differimento del
riconoscimento a conto economico della maggiorazione tariffaria CIP 6 sulle vendite di energia elettrica della controllata ISAB Energy.
41
SULLA GESTIONE
30.09.2011
1.160,1
Riepilogo indebitamento del Gruppo (milioni di Euro)
Indebitamento finanziario a medio-lungo termine
30.09.2012
30.06.2012
31.12.2011
1.056,8
1.050,2
1.012,7
(318,9)
Indebitamento finanziario (disponibilità liquide) a breve termine
(373,9)
113,7
(49,3)
841,2
Totale
682,9
1.163,9
963,5
Si riporta nella tabella seguente l’indebitamento finanziario a medio-lungo termine del Gruppo ERG:
30.09.2011
Indebitamento finanziario a medio-lungo termine
(milioni di Euro)
30.09.2012
30.06.2012
31.12.2011
543,8
Debiti verso banche a medio-lungo termine
347,5
372,3
439,2
(195,1)
Quota corrente mutui e finanziamenti
(110,5)
(131,8)
(150,7)
83,5
Debiti finanziari a medio-lungo termine
105,0
95,2
83,4
432,2
Totale
342,0
335,7
371,8
849,4
Project Financing a medio-lungo termine
858,3
854,9
793,0
(121,5)
Quota corrente Project Financing
(143,5)
(140,5)
(152,1)
727,9
Totale Project Financing
714,8
714,5
640,9
1.056,8
1.050,2
1.012,7
1.160,1
TOTALE
I debiti finanziari a medio-lungo termine includono principalmente finanziamenti onerosi concessi a
ISAB Energy S.r.l. dal gruppo IPM (21 milioni) che detiene il 49% della società e il cui rimborso risulta subordinato al rispetto delle condizioni previste dal contratto di Project Financing e includono, inoltre, le passività derivanti dalla valutazione al fair value degli strumenti derivati a copertura
dei tassi di interesse per 75 milioni (52 milioni al 31 dicembre 2011) e la quota a medio-lungo termine dei debiti finanziari verso società del Gruppo non consolidate (principalmente ISAB S.r.l.).
I debiti per “Project Financing a medio-lungo termine” sono relativi a:
• finanziamenti per 61 milioni erogati a ISAB Energy S.r.l. da un pool di banche internazionali. Tali
finanziamenti sono stati concessi all’origine per un ammontare pari a circa il 90% del costo dell’impianto di cogenerazione;
• finanziamenti per 251 milioni erogati alla società ERG Power S.r.l. per la costruzione del nuovo impianto CCGT;
• finanziamenti per 546 milioni erogati a società del settore Energia - Rinnovabili per la costruzione
di parchi eolici.
L’incremento rispetto al 31 dicembre 2011 è dovuto alla sottoscrizione del contratto di finanziamento in Project Financing di ERG Eolica Fossa del Lupo per un importo complessivo di 126 milioni e una durata di 14 anni, al netto dei rimborsi effettuati nel periodo sugli altri finanziamenti.
Si precisa che in applicazione dello IAS 39 gli oneri accessori sostenuti per l’ottenimento dei finanziamenti sono portati a riduzione del debito cui si riferiscono, secondo il metodo del costo ammortizzato.
42
SULLA GESTIONE
L’indebitamento finanziario netto a breve è così costituito:
30.09.2011
Indebitamento finanziario (disponibilità liquide)
a breve termine (milioni di Euro)
30.09.2012
30.06.2012
31.12.2011
298,6
Debiti verso banche a breve termine
207,6
265,5
186,0
195,1
Quota corrente mutui e finanziamenti
110,5
131,8
150,7
19,2
Altri debiti finanziari a breve termine
31,0
15,1
14,2
512,9
Passività finanziarie a breve termine
349,2
412,4
351,0
(724,2)
Disponibilità liquide
(645,2)
(282,3)
(437,3)
(49,5)
(773,7)
Titoli e altri crediti finanziari a breve termine
Attività finanziarie a breve termine
(35,5)
(49,1)
(19,7)
(680,7)
(331,4)
(457,1)
121,5
Project Financing a breve termine
143,5
140,5
152,1
(179,6)
Disponibilità liquide
(185,9)
(107,7)
(95,3)
(58,1)
Project Financing
(42,4)
32,8
56,8
(373,9)
113,7
(318,9)
TOTALE
(49,3)
Gli altri debiti finanziari comprendono principalmente:
• i debiti finanziari verso società del Gruppo non consolidate (principalmente ISAB S.r.l.);
• le passività derivanti dalla valutazione al fair value degli strumenti derivati;
• i debiti a breve termine verso società controllate da IPM Eagle.
L’importo delle disponibilità liquide è costituito principalmente dalla liquidità derivante dall’incasso
del corrispettivo per la cessione del 20% di ISAB S.r.l. nel settembre 2012, nonché dai conti correnti attivi vincolati in base alle condizioni previste dai contratti di Project Financing.
Le “Attività finanziarie a breve termine” comprendono inoltre i titoli di impiego liquidità a breve periodo.
La variazione della voce “Titoli e altri crediti finanziari a breve termine” si riferisce principalmente
a un diverso impiego temporale di liquidità nei titoli sopra descritti.
43
SULLA GESTIONE
L’analisi della variazione dell’indebitamento finanziario netto è la seguente:
3° trimestre
2012
2011
FLUSSO DI CASSA DA ATTIVITÀ D’ESERCIZIO (milioni di Euro)
Primi 9 mesi
2012
2011
Flusso di cassa della gestione corrente rettificato (1)
128,9
46,1
(8,2)
(33,9)
(172,4)
0,6
49,2
29,5
(3,8)
(19,8)
Pagamento di imposte sul reddito
(33,6)
86,0
Variazione circolante operativo netto
6,7
29,2
Altre variazioni delle attività e passività di esercizio
18,5
124,9
Totale
7,3
5,4
(44,4)
18,3
(48,2)
(59,2)
(8,4)
12,7
FLUSSO DI CASSA DA ATTIVITÀ DI INVESTIMENTO
(15,6)
(10,5)
(0,1)
1,1
484,7
469,0
–
(9,4)
Investimenti netti in immobil. materiali e immateriali (2)
Investimenti netti in immobilizzazioni finanziarie
Incasso per cessione quote ISAB
484,7
241,3
Totale
428,1
194,8
FLUSSO DI CASSA DA PATRIMONIO NETTO
–
–
Dividendi distribuiti
(62,7)
(62,1)
(6,5)
(17,7)
Altre variazioni patrimonio (3)
(40,4)
(36,6)
(6,5)
(17,7)
Totale
(103,2)
(98,6)
–
(232,8)
VARIAZIONE AREA DI CONSOLIDAMENTO
–
(232,8)
481,0
(135,0)
VARIAZIONE INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO
280,5
(118,4)
706,3
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO INIZIALE
963,5
722,9
(481,0)
135,0
VARIAZIONE DEL PERIODO
(280,5)
118,4
682,9
841,2
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO FINALE
682,9
841,2
1.163,9
(1)
non include gli utili (perdite) su magazzino, il differimento della maggiorazione tariffaria CIP 6 e le imposte correnti del periodo
(2)
non include i costi capitalizzati per manutenzione ciclica
(3)
nel 1° semestre 2012 include acquisto azioni proprie per 26 milioni
Il decremento dell’indebitamento di 481 milioni rispetto al 30 giugno 2012 è riferibile principalmente
all’incasso del corrispettivo della cessione del 20% di ISAB S.r.l. Rispetto al 31 dicembre 2011 il
decremento dell’indebitamento di 281 milioni è riferibile oltre al risultato della gestione corrente al già
commentato incasso per la cessione del 20% di ISAB S.r.l., in parte compensato dal pagamento dei
dividendi, dall’acquisto di azioni proprie e da fenomeni legati all’incremento del circolante per l’aumento
dei volumi di produzione e vendita di energia elettrica. Si segnala inoltre che il livello di indebitamento
a fine periodo risente del mancato incasso, per un importo di circa 28 milioni, della metà dei certificati verdi 2011 a seguito del decreto interministeriale del 10 luglio 2012 che ha posticipato i
termini di pagamento alla fine del quarto trimestre 2012. Si segnala inoltre che l’indebitamento al
30 settembre non include più, a seguito della riduzione del possesso della partecipazione al 20%,
il contributo di ISAB S.r.l. pari ad una posizione finanziaria netta positiva per 20 milioni.
Per un’analisi dettagliata degli investimenti effettuati si rimanda al relativo capitolo.
44
SULLA GESTIONE
Indicatori alternativi di performance
Al fine di facilitare la comprensione dell’andamento gestionale dei business i risultati economici sono esposti anche a valori correnti adjusted con l’esclusione degli utili (perdite) su magazzino e delle poste non caratteristiche e comprensivi del contributo, per la quota di spettanza ERG, dei risultati
a valori correnti delle joint venture TotalErg S.p.A. e LUKERG Renew.
Al fine di garantire la comparabilità e la coerenza dei risultati rispetto ai periodi precedenti i valori
economici adjusted comprendono anche il contributo, per la quota di spettanza ERG, dei risultati
a valori correnti della partecipata ISAB S.r.l.
I risultati a valori correnti e i risultati a valori correnti adjusted sono indicatori non definiti nei Principi
Contabili Internazionali (IAS/IFRS). Il management ritiene che tali indicatori siano parametri importanti per misurare l’andamento economico del Gruppo ERG, generalmente adottati nelle comunicazioni finanziarie degli operatori del settore petrolifero ed energetico.
Poiché la composizione di tali indicatori non è regolamentata dai principi contabili di riferimento,
la metodologia di determinazione di tali misure applicata dal Gruppo potrebbe non essere omogenea
con quella adottata da altri operatori e pertanto non pienamente comparabile.
Di seguito sono descritte le componenti utilizzate per la determinazione del calcolo dei risultati a
valori correnti adjusted.
Gli utili (perdite) su magazzino sono pari alla differenza tra il costo corrente dei prodotti venduti
nell’esercizio e quello risultante dall’applicazione del criterio contabile del costo medio ponderato e rappresentano il maggior (minor) valore, in caso di aumento (diminuzione) dei prezzi, applicato alle quantità corrispondenti ai livelli delle rimanenze fisicamente esistenti a inizio periodo e ancora presenti a fine periodo.
Le poste non caratteristiche includono componenti reddituali significative aventi natura non usuale.
I risultati includono inoltre il contributo delle joint venture TotalErg S.p.A. e LUKERG Renew e della partecipazione collegata ISAB S.r.l., per la quota di spettanza ERG.
Al fine di facilitare la comprensione dell’andamento gestionale i risultati del business sono quindi esposti anche a valori correnti adjusted che tengono conto, per la quota di spettanza ERG,
dei risultati a valori correnti di TotalErg S.p.A., LUKERG Renew e ISAB S.r.l. il cui contributo nel
conto economico non a valori correnti adjusted è rappresentato nella valutazione a equity della partecipazione.
In coerenza con quanto sopra esposto anche l’indebitamento finanziario netto è a valori adjusted che tengono conto, per la quota di spettanza ERG, della posizione finanziaria netta delle
joint venture TotalErg S.p.A. e LUKERG Renew al netto delle relative poste infragruppo.
A seguito del già commentato esercizio della put e del conseguente venir meno della governance
paritetica di ISAB S.r.l., i valori adjusted dell’indebitamento e degli investimenti a partire dal
1° settembre 2012 non tengono più conto del contributo della partecipata.
45
SULLA GESTIONE
Riconciliazione con i risultati economici a valori correnti adjusted
3° trimestre
2011
2012
MARGINE OPERATIVO LORDO
Nota
110,7
84,5
(20,7)
(1,6)
Esclusione Utili / Perdite su magazzino
Primi 9 mesi
2012
2011
239,8
155,6
(13,0)
(22,6)
1
3,8
–
2
2,6
–
2
6,3
–
Esclusione Poste non caratteristiche:
Corporate
3,8
–
- Oneri accessori cessione 20% ISAB S.r.l.
–
–
- Passività stimate su conguagli anni precedenti
–
–
93,8
82,9
Margine operativo lordo a valori correnti
239,6
133,2
14,4
11,8
Contributo quota ERG di ISAB a valori correnti
3
59,2
44,3
16,6
25,6
correnti (1)
4
31,0
51,1
0,6
–
5
0,6
–
125,4
120,4
330,5
228,6
Power & Gas
3° trimestre
2012
2011
(37,7)
(38,8)
- Passività stimate su conguagli anni precedenti
Contributo 51% di TotalErg a valori
AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI
Nota
Primi 9 mesi
2012
2011
(110,6)
(102,6)
Rinnovabili
–
3,6
- Svalutazioni nel settore Rinnovabili
(37,7)
(35,2)
Ammortamenti a valori correnti
(9,2)
(10,3)
(13,9)
(13,7)
Contributo 51% di TotalErg a valori correnti (1)
5
(0,6)
–
(61,4)
(59,1)
3° trimestre
2012
2011
56,1
(1)
47,7
–
(110,6)
(99,0)
3
(31,0)
(35,1)
4
(42,2)
(41,5)
Ammortamenti a valori correnti adjusted
RISULTATO OPERATIVO NETTO
3,6
(0,6)
(184,5)
Nota
Risultato operativo netto a valori correnti
–
(175,6)
Primi 9 mesi
2012
2011
129,0
34,2
5,2
1,6
3
28,2
9,2
2,7
12,0
Contributo 51% di TotalErg a valori correnti (1)
4
(11,2)
9,6
5
–
–
64,0
61,3
Risultato operativo netto a valori correnti adjusted
–
–
146,0
53,0
valori al netto della svalutazione degli assets e degli oneri relativi all’annunciato piano di trasformazione industriale di Raffineria di Roma
46
SULLA GESTIONE
3° trimestre
2011
2012
RISULTATO NETTO DI GRUPPO
Nota
244,6
2,8
Risultato netto di Gruppo
(29,4)
0,5
Esclusione Utili / Perdite su magazzino
–
–
Esclusione Plusvalenza cessione 11% ISAB (2011)
(214,5)
–
Esclusione Plusvalenza e oneri accessori
cessione 20% ISAB (2012)
Primi 9 mesi
2012
2011
195,8
113,2
(23,3)
(47,6)
–
(103,5)
1
(214,5)
–
Esclusione Poste non caratteristiche TotalErg
6
38,2
2,4
Esclusione Passività stimate su conguagli anni precedenti
2
3,6
–
–
3,6
7
2,7
–
4,1
0,8
0,1
–
–
3,6
6,7
–
11,7
(1)
7,7
Esclusione Poste non caratteristiche
"Svalutazioni nel settore Rinnovabili"
Esclusione delta fair value operazione collar su rimanenze Oil
Risultato netto di Gruppo a valori correnti
(1)
2,5
(31,9)
corrisponde anche al risultato netto di Gruppo a valori correnti adjusted
Note
1 poste non caratteristiche legate alla cessione del 20% di ISAB S.r.l.
In particolare si riferiscono a:
• plusvalenza per la cessione del 20% della partecipazione pari a 221,7 milioni (al netto dell’effetto
fiscale);
• oneri straordinari correlati all’operazione per 7,2 milioni.
2 stanziamenti a fronte di conguagli commerciali relativi ad anni precedenti per un ammontare pari a 8,9 milioni di cui 6,3 relativi al settore Energia - Termoelettrico e 2,6 relativi al settore Refining
& Marketing;
3 quota ERG dei risultati a valori correnti di ISAB S.r.l. al netto degli utili/perdite su magazzino;
4 quota ERG dei risultati a valori correnti di TotalErg al netto degli utili/perdite su magazzino e delle poste non caratteristiche (svalutazione degli assets e oneri relativi all’annunciato piano di trasformazione del sito industriale di Raffineria di Roma in un polo logistico);
5 quota ERG dei risultati a valori correnti di LUKERG Renew;
6 nel 2012 le poste si riferiscono a:
• svalutazione degli asset e oneri riferiti alla Raffineria di Roma S.r.l. a seguito dell’annunciato
piano di trasformazione industriale, per un impatto, al netto degli oneri fiscali, pari a 37 milioni (quota ERG);
• gli oneri sostenuti nel periodo dalla partecipata TotalErg per l’integrazione delle attività Total
Italia e ERG Petroli per un ammontare pari a 1,0 milioni al netto dell’effetto fiscale.
7 impatto negativo di operazioni collar a copertura di parte delle rimanenze oil presso la raffineria ISAB ed effettuate in relazione all’esercizio della put sul 20% della partecipazione in ISAB S.r.l.
Per maggiori commenti sulle poste non caratteristiche del 2011 si rimanda a quanto indicato nel
Resoconto intermedio sulla gestione al 30 settembre 2011.
47
SULLA GESTIONE
Riconciliazione con indebitamento finanziario netto adjusted
30.09.2011
841,2
(11,8)
331,4
–
(4,6)
1.156,3
Indebitamento finanziario netto adjusted
30.09.2012
30.06.2012
31.12.2011
682,9
1.163,9
963,5
0,0
(33,7)
(8,8)
Posizione finanziaria netta di ISAB
324,3
199,8
228,8
Posizione finanziaria netta di LUKERG Renew
Posizione finanziaria netta di TotalErg
25,9
–
–
Eliminazione poste infragruppo
(10,6)
(4,0)
(4,2)
1.022,6
1.326,0
1.179,2
Indebitamento finanziario netto adjusted
L’indebitamento finanziario netto a valori adjusted tiene conto della quota di spettanza ERG della
posizione finanziaria netta delle joint venture al netto delle relative poste infragruppo.
Si segnala che l’indebitamento al 30 settembre non include più, a seguito della riduzione del possesso della partecipazione al 20%, il contributo di ISAB S.r.l. pari ad una posizione finanziaria netta positiva per 20 milioni.
Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del trimestre
Non si segnalano fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del trimestre.
Evoluzione prevedibile della gestione
Si riporta di seguito la prevedibile evoluzione dei principali indicatori di scenario e performance nel
2012:
Il prezzo del greggio è atteso in moderata riduzione rispetto ai livelli del terzo trimestre 2012, in
un contesto di debolezza economica generalizzata e di adeguato supply al mercato. I margini di
raffinazione sono attesi in peggioramento nell’ultima parte dell’anno a seguito del rientro delle raffinerie dalla manutenzione e dell’indebolimento della benzina (specifica invernale, chiusura della
driving season).
In tale contesto la cessione di un ulteriore 20% di ISAB S.r.l., avvenuta a inizio settembre, consentirà
a ERG di ridurre l’esposizione al settore raffinazione, con conseguenti benefici per il Gruppo sia
in termini economici che di rafforzamento della struttura patrimoniale.
Per quanto riguarda il settore Commercializzazione, alla luce della debolezza del quadro economico, del costo sostenuto dei prodotti sui mercati internazionali e del forte aumento della componente fiscale (IVA e accise), i consumi sono previsti rimanere su livelli bassi, con una domanda
complessiva per il 2012 prevista su valori sensibilmente inferiori rispetto al 2011.
48
SULLA GESTIONE
Per quel che riguarda la marginalità del settore Rete, il 2012 risulterà penalizzato dagli effetti
delle aggressive campagne promozionali messe in essere dai principali operatori, anche se nella restante parte dell’anno è previsto un parziale recupero rispetto a valori che, nel terzo trimestre,
si sono attestati su livelli non sostenibili nel lungo periodo.
Con la definitiva interruzione delle attività di Raffinazione presso Raffineria di Roma e la conseguente trasformazione del sito industriale in un polo logistico, l’esposizione nel settore si ridurrà
in misura significativa, mentre verrà mantenuto e potenziato il ruolo strategico degli assets logistici del Gruppo.
Per il settore Refining & Marketing nel suo complesso, ci si attendono per la restante parte dell’esercizio risultati operativi in miglioramento; complessivamente il margine operativo lordo del 2012
dovrebbe risultare superiore rispetto a quello del 2011 grazie ad una minore penalizzazione nel
Refining, in parte erosa da una minore redditività nel Marketing.
Power & Gas
L’anno 2012 beneficerà di una maggiore disponibilità degli impianti di produzione di ERG Power e
di ISAB Energy. Quest’ultima, infatti, nel quarto trimestre 2011 aveva effettuato una fermata programmata per manutenzione generale.
Nonostante i margini di generazione per gli impianti alimentati a gas siano previsti rimanere su livelli molto bassi, principalmente a causa della debolezza della domanda, non si attendono impatti complessivi negativi sui risultati di ERG Power grazie sia alle azioni di copertura che alle modalità di cessione dell’energia effettuate dalla società. Per quanto concerne ISAB Energy, invece, si
stima che i risultati nel 2012 saranno superiori a quelli del 2011, grazie sia all’incremento della produzione che ad un contesto di scenario più favorevole. Alla luce di quanto sopra, per il settore si
prevedono risultati complessivamente superiori a quelli registrati nel 2011.
Rinnovabili
Nella restante parte del 2012 è previsto in Italia il completamento e l’avvio commerciale del parco eolico di Amaroni (22,5 MW).
Per quel che riguarda le produzioni, ed alla luce degli ottimi risultati dei primi nove mesi, è prevista una forte crescita rispetto al 2011, anche grazie al pieno contributo sia dei parchi entrati progressivamente in esercizio sia di quelli acquistati nel corso del 2011.
Per quel che riguarda l’estero, dopo la recente acquisizione di Tcherga in Bulgaria, l’obiettivo della società è quello di realizzare ulteriori importanti investimenti nell’Europa dell’Est, ed in particolare in Romania, anche attraverso la joint venture con LUKOIL (LUKERG Renew), sia in termini di possibili acquisizioni di parchi già operativi, sia attraverso la possibile realizzazione di nuovi impianti.
Alla luce di quanto sopra ci si attende, rispetto al 2011, un forte miglioramento dei risultati economici nel settore rinnovabili.
49
SULLA GESTIONE
Rischi ed incertezze relativi all’evoluzione della gestione
In riferimento alle stime ed alle previsioni contenute nella presente sezione si evidenzia che i risultati effettivi potranno differire in misura anche significativa rispetto a quelli annunciati in relazione a una
molteplicità di fattori, tra cui: l’evoluzione futura dei prezzi, le performance operative degli impianti,
l’impatto delle regolamentazioni del settore petrolifero, energetico e in materia ambientale, altri cambiamenti nelle condizioni di business e nell’azione della concorrenza.
Genova, 12 novembre 2012
per il Consiglio di Amministrazione
Il Presidente
Edoardo Garrone
50
SULLA GESTIONE
Dichiarazione del dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari a norma delle
disposizioni dell’art.154-bis comma 2 del D.Lgs. 58/1998 (Testo Unico della Finanza)
Il Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari di ERG S.p.A. Giorgio
Coraggioso dichiara ai sensi del comma 2 dell’art. 154-bis del Testo Unico della Finanza, che l’informativa contabile contenuta nel presente Resoconto Intermedio sulla gestione, sulla base della propria conoscenza, corrisponde alle risultanze documentali, ai libri e alle scritture contabili.
Genova, 12 novembre 2012
Il Dirigente Preposto alla redazione
dei documenti contabili societari
ERG S.p.A.
Torre WTC
via De Marini, 1
16149 Genova
Tel 01024011
Fax 0102401533
www.erg.it
Sede Legale:
via De Marini, 1
16149 Genova
Capitale Sociale Euro 15.032.000 i.v.
R.E.A. Genova n. 354265
Registro delle Imprese
di Genova/Codice Fiscale 94040720107
Partita IVA 10122410151

Gruppo ERG Resoconto intermedio sulla gestione al 30 settembre

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