Una brutta notizia: ma non certo una sorpresa. L’OPEC ha cercato subito di calmare le acque, promettendo che nuove riserve sarebbero state sfruttate da subito e che la produzione in caso di necessità sarebbe stata aumentata, mentre la IEA ribadiva che sempre quella produzione “in questa situazione non era ancora necessario aumentarla”.

In ogni caso, gli investitori attendono un intervento più deciso da parte dell’OPEC, affinché eviti un’ulteriore lievitazione dei prezzi. I Futures sono arrivati, sempre martedì, a 98$ a Londra e a 107$ a New York, il livello più alto dal 2008. Il prezzo della benzina è in salita, e sta passando rapidamente da poco più di 3 $, verso la soglia dei 3.50$.

“Continuo a pensare che la nazioni OPEC trivelleranno più petrolio per evitare un aumento dei prezzi” ha scritto l’economista Ed Yardeni sul suo blog. “E’ nel loro interesse fare il possibile affinché si riduca l’instabilità globale causata dall’aumento del prezzo del petrolio”.

Nessuno dubita di questo. Ma alcuni analisti restano dubbiosi sulle possibilità dell’OPEC di aumentare davvero questa produzione, e di tenerla alta nel medio periodo.

Si tratta di un punto di domanda che riguarda soprattutto il più grande esportatore di petrolio del pianeta, l’Arabia Saudita. Nel 2009 avevano estratto il 12% della produzione mondiale, con ampi margini di aumento. Molte stime danno oggi intorno ai 2 milioni di barili al giorno la produzione, malgrado il governo americano sostenga che le riserve reali dell’Arabia Saudita siano ben al di sopra di quanto dichiarato.

Un’economia dipendente dal petrolio quindi ha ben poco da temere dal rialzo del prezzo al barile di questi giorni? Non tutti la vedono allo stesso modo. Jeffrey Brown per esempio, un ingegnere del settore petrolifero di Dallas, ha molti dubbi sulla possibilità che l’Arabia Saudita possa accontentare le richieste mondiali di petrolio.

Dal picco di produzione del 2005 a oggi la produzione è scesa in tre anni su quattro, e allo stesso tempo è aumentato il consumo interno di petrolio, rendendo l’Arabia Saudita il 15° consumatore al mondo nel 2008, secondo analisi del governo Usa.

Brown ha stimato che in Arabia Saudita si consumino ogni anno circa 3 milioni di barili - il 50% in più rispetto al 2005 - e ogni barile consumato lì, è un barile che non può essere esportato. Che cosa significa questo? Che i sauditi dovranno aumentare la produzione anche solo per soddisfare la domanda interna, mantenendo costanti le esportazioni.

Via | Fortune

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Venerdì in visita all’impianto catanese di 3Sun, il costruttore di pannelli fotovoltaici appena fondato da Enel Green Power, Stmicroelectronics e Sharp e in attesa delle ultime autorizzazioni, il sottosegretario allo Sviluppo Economico Stefano Saglia ha auspicato l’Italia diventi leader nell’impiantistica di questo tipo. Sarebbe davvero un successo se così fosse, il ritardo dell’Italia nelle fonti rinnovabili è infatti uno dei fenomeni più contestati da diversi esperti del settore.

Fioccano gli esempi dell’enorme numero di impianti realizzati in Germania o in Giappone in condizioni climaticamente meno favorevoli. Grandi costruttori di pannelli fotovoltaici cinesi invadono i mercati europei e noi che pure siamo in grado di realizzare una centrale all’avanguardia come l’Archimede di Priolo non teniamo neanche lontanamente il passo con questi concorrenti. La svolta per il momento resta ancora tutta nelle attese ed è in buona parte affidata alla quotazione di Enel Green Power.

Sarebbe però sbagliato tralasciare che il motivo primo di questa quotazione è quello del rientro di Enel dal debito contratto per l’acquisizione di Endesa. Intesa Sanpaolo, Credit Suisse, Goldman Sachs, Mediobanca e Barclays sono tutte Joint Global Coordinator e Joint Bookrunner nell’ambito dell’Offerta Istituzionale e hanno sottoscritto (come giustamente evidenziato nel prospetto di quotazione di EGP) lo scorso 19 aprile una linea di credito rotativa quinquennale da 10 miliardi di euro. Queste banche hanno finanziato, con Unicredit (anch’essa Joint Bookrunner nell’ambito dell’Offerta Istituzionale), le conquiste di Enel con i Credit Agreement del 2007 e del 2009 e ora partecipano con un ruolo importante al collocamento dei titoli di Enel Green Power i cui proventi serviranno a coprire le esposizioni di Enel nei loro confronti.

D’altra parte Enel manterrà il controllo del 67,5% del gruppo anche in caso di integrale esercizio della Greenshoe e dunque continuerà ad avere oneri e onori condivisi con il suo campione dell’energia rinnovabile. Né al riguardo va dimenticato che la capogruppo continuerà a svolgere per Enel Green Power i servizi di gestione accentrata della tesoreria, i servizi di pagamento, dei crediti di firma, nonché del rischio di cambio e tassi d’interesse. Se un giorno Enel dovesse perdere il controllo di Green Power il gruppo potrebbe chiedere il rimborso anticipato dei crediti forniti all’attuale controllata.

Tutto questo non impedisce di analizzare i risultati del gruppo Enel Power per come essi sono ampiamente descritti e spiegati nel prospetto di quotazione da più di seicento pagine pubblicato a ridosso dell’avvio dell’offerta. Nel primo semestre del 2010 la società guidata da Fulvio Conti ha accresciuto del 10,5% il proprio fatturato portandolo a quota 1,03 miliardi di euro. Il conto economico ha però molto risentito del consolidamento di Ecyr e delle variazioni di perimetro. L’ebitda della società a perimetro costante avrebbe mostrato infatti un calo del 4,1% (circa 27 milioni da sottrarre ai 651 milioni registrati a perimetro variabile alla fine del primo semestre 2010) sul semestre del 2009 senza questa nuova società consolidata. D’altra parte questa stessa operazione ha comportato maggiori ammortamenti a valle del conto economico e ha costituito il grosso dei 35 milioni di euro che hanno ridotto a 415 milioni l’ebit di Enel Green Power. Insomma le grandi manovre in vista della quotazione hanno smosso un po’ tutto quanto.

Il semestre si era chiuso con un utile da 253 milioni di euro in crescita del 13,4% anch’esso molto alterato da diverse poste straordinarie. La vera novità del semestre è stata però la ripatrimonializzazione operata dalla stessa Enel che ha tagliato in pratica del 44% il debito finanziario netto della società portandolo sotto i 3 miliardi di euro a fronte di un patrimonio da 7,22 miliardi di euro (debt equity passato da 2,1 a 0,4 in sei mesi). Curioso osservare che il patrimonio netto per azione nel 2008 era di 1,7 e lo scorso 30 giugno era di 1,3. Il ROS (utile operativo su ricavi) nella prima metà dell’anno è stato pari al 42,5% contro il 50,4% del primo semestre del 2009.

La capitalizzazione del gruppo nella forchetta di prezzo indicata al mercato implicherà un rapporto tra l’enterprise value della società e il suo ebitda (ev/ebitda al 2009) fra 9,2 e 10,3 e un price/earnings (p/e) compreso tra 19,9 e 23,2 volte. I competitor scelti (Iberdrola Renovables, EDP Renovavais ed EDF Energies Nouvelles) hanno tutti multipli superiori il che basta a cancellare l’ipotesi di un’offerta davvero troppo cara. Se poi si volesse essere “tradizionalisti” si potrebbe dire che per ripagare l’investimento nei titoli con gli utili forniti servirebbero dai 19,9 ai 23,2 anni (è questo il significato del p/e), tuttavia un pay out ratio (ossia la quota degli utili distribuita in cedole agli azionisti) non inferiore al 30% non sembra ingenerosa. Ovviamente bisognerà poi vedere quanti utili saprà produrre una società che si è impegnata in investimenti da 5,53 miliardi di euro (circa la metà del fatturato annuale ogni anno) entro il 2014.

C’è però una curiosità (e un vantaggio) che giustamente diversi cronisti finanziari hanno sottolineato: gran parte della produzione elettrica di Enel Green Power deriva non dal fotovoltaico o dall’eolico (che pure accolgono tra i progetti più importanti del gruppo) quanto dall’idroelettrico e dal geotermico che hanno anche il vantaggio di essere molto meno soggetti alle variazioni climatiche e quindi di essere in media “usati di più” (tecnicamente si dice che hanno un load factor più elevato degli impianti alternativi). Questo è un vantaggio competitivo non indifferente che potrebbe rivelarsi decisivo al venir meno degli incentivi all’energia rinnovabile. Al riguardo è giusto ricordare che circa il 35% dell’energia elettrica prodotta da Enel Green Power ai vari angoli del globo è soggetto a incentivazione e la realizzazione di nuovi progetti farà salire questa percentuale: in termini di ricavi si tratta di una fetta del 24-22% e quindi di più di un quinto del giro d’affari della società. Enel Green Power in Italia subirà gli effetti della legge 122 (del 30-07-2010) che prevede che dal prossimo anno il GSE ritiri meno del 30% dei certificati verdi ritirati nel 2010 e che per almeno quattro quinti questa riduzione sia finalizzata al contenimento dei certificati verdi in eccesso. La società Enel Green Power è un grande venditore di certificati verdi e ha ricavato, soltanto nei primi sei mesi di quest’anno, 105 milioni di euro da questa attività che ha pesato dunque per circa il 10% sul fatturato complessivo. Va però anche ricordato che i piani di sviluppo annunciati da EGOP tengono conto anche delle nuove evoluzioni normative. Il mercato dei certificati verdi è inoltre molto dinamico e sempre più ampio e dunque gode (o subisce) dinamiche interne sempre più scollegate dagli interventi pubblici come quello del GSE. In ogni caso il peso dell’idroelettrico e dell’energia geotermica è, sia per via del load factor che per via dell’efficienza di queste forme di produzione dell’energia, un vantaggio competitivo notevole,almeno per ora. Il 44% della capacità installata di EGP è collegato a centrali idroelettriche (la quota è di 2.534 MW), un altro 12,9% deriva dal Geotermico (742 MW) anche se circa il 40,8% della capacità installata del gruppo (2.355 MW) sono già derivati dal vento e nel comparto eolico sono previsti i maggiori investimenti del gruppo. Già al 30 luglio scorso il gruppo si è impegnato nel settore eolico per 1,16 miliardi (compresa la manutenzione) su 2,1 miliardi di euro circa di investimenti complessivi, entro il 2014 il vento prenderà 3,6 miliardi di investimenti (sia operativi che finanziari) a fronte dei 5,5 miliardi circa previsti complessivamente dal piano.

La strada per la fine del 2010 per Enel è ancora lunga, ma la quotazione di Enel Green Power potrebbe renderla un po’ più breve. L’offerta è già stata approvata da Borsa Italiana e dalla Consob e qualcosa in attesa del prospetto già trapela sul mercato. Un’intervista di Fulvi Conti al Corriere della Sera ha parlato di multipli da 10-12 volte il margine operativo e quindi di un incasso da 3 miliardi di euro per ridurre il debito finanziario del gruppo che ammonta a 68 miliardi di euro. Con le altre cessioni il gruppo che progetta di far crescere nella percentuale del fatturato sempre maggiormente la componente estero dovrebbe riuscire ad abbassare da 51 miliardi a 45 miliardi di euro la posizione finanziaria netta.

Il gruppo si sta dimostrando sempre più attivo negli ultimi giorni in attesa del debutto di Green Power. Nei giorni scorsi Enel ha infatti eletto il management di 3Sun: la società formata dalla stessa Green Power, da Sharp e da Microelectronics sarà guidata da Andrea Cuomo e diverrà la più grande fabbrica di pannelli fotovoltaici d’Italia con l’obiettivo di portare la produzione iniziale di 160 MW a 480 MW in pochi anni.

All’estero, nel frattempo, il gruppo ha puntato ancora sulla Russia e annunciato oggi la sigla di un memorandum d’intesa per la cooperazione e lo sviluppo delle reti intelligenti con IDGC Holding. Si tratta di un progetto che prevede, tra l’altro, la realizzazione dei contatori intelligenti nel Paese. La Russia, dove il gruppo controlla già il 19,6% di Severenergia che opera nell’upstream del gas, si conferma dunque un mercato tra i più importanti per il big energetico italiano.

Autunno complicato per il gruppo A2A: da Acerra a Milano le difficoltà sembrano volersi moltiplicare ogni minuto. Non bastava la difficile battaglia con i francesi di EdF per lo scorporo di Edison, sono spuntate in rapida successione le difficoltà di una gestione critica come quella del termovalorizzatore di Acerra o della discarica di Terzigno e la decisione dell’Autorità dell’Energia di abbassare le tariffe dei prezzi di riferimento dell’energia elettrica dello 0,5% e del gas dello 0,1% a partire dal primo di ottobre.

Negli ultimi giorni intanto le polemiche intorno agli impianti campani e in particolare al termovalorizzatore di Acerra e alla discarica di Terzigno sono cresciute. Il famoso inceneritore di Acerra è stato nei mesi scorsi dato in gestione al gruppo lombardo dalla Protezione Civile e dall’esercito, una gestione temporanea che dovrebbe approdare nella cessione dell’impianto (e della sua gestione) realizzato da Impregilo a terzi. Secondo indiscrezioni la cessione dovrebbe avvenire per una cifra fra i 300 e i 400 milioni di euro e proprio la Regione Campania potrebbe diventare proprietaria dell’avanguardistico e sfortunato stabilimento.

Nel frattempo il funzionamento alternato delle tre linee dell’impianto per lo smaltimento dei rifiuti ha destato nuovi allarmi che l’Arpac e la stessa società hanno fugato con la pubblicazione delle rilevazioni sulle emissioni dell’impianto che risultano ampiamente inferiori alla soglia nazionale ed europea. Le preoccupazioni campane, come testimoniato anche da quanto riferito alla Commissione parlamentare bicamerale sui rifiuti dello scorso 5 ottobre dal maggiore Giovanni Caturano (comandante del gruppo Carabinieri tutela dell’ambiente di Napoli) e dal procuratore di Nola Paolo Mancuso, restano però elevate.

In particolare Mancuso aveva parlato di situazione connotata dalla cifra della confusione e di difficoltà degli enti accertatori ad entrare in possesso dei dati per la valutazione dei possibili rischi di inquinamento. La pubblicazione di rilevazioni nella norma da parte dell’Associazione regionale campana per l’ambiente (Arpac) ossia dell’ente pubblico incarico del monitoraggio ambientale di tutta la regione sicuramente è un segnale di fiducia sull’operato degli attuali gestori, nonostante il funzionamento parziale degli impianti in questi giorni (oltre tutto i dati sulle emissioni rilevati tra il 9 e il 17 settembre scorsi sono stati misurati quando era in funzione soltanto la linea 1). Il timore per la salute pubblica comunque rimane elevato in Campania, anche a Terzigno dove la discarica ha generato diverse proteste.

Bertolaso cui fa riferimento l’impianto di Acerra ha chiesto nuovamente l’intervento dell’esercito e il timore che l’emergenza rifiuti riesploda è fondato. Di certo A2A avrebbe fatto di tutto per non trovarsi in questa situazione e ha anche da sempre sottolineato di non avere alcun interesse nel ciclo dei rifiuti campani. Eppure sarebbe bastato avere dei cdr adeguati o magari pretrattare i rifiuti da mandare in discarica per cancellare la puzza. Si sarebbero evitati molti di questi disagi e conflitti e trasformato ancora una volta in ricchezza la spazzatura. Basti pensare che nei primi sei mesi di quest’anno la Filiera Ambientale di A2A ha fatturato 395 milioni di euro in gran parte grazie al termovalorizzatore di Brescia che è per molti versi meno avanzato di quello di Acerra.

Periodo di grandi cambiamenti per Eni che ha avviato una campagna di cessioni destinata a rimpolpare il bilancio e soprattutto a risolvere importanti questioni come quella delle reti europee del gas. L’accordo con l’Unione europea anticipa la cessione di gasdotti fondamentali per Eni e per l’Italia con l’intento di favorire lo sviluppo della concorrenza in questo settore. In particolare è già previsto che asset strategici come la Tag passino alla Cassa Depositi e Prestiti. La sola partecipazione dell’89% nella Tag (Trans Austria Gasleitung), una condotta austriaca vitale per il Bel Paese è valutata nel bilancio di Eni 170 milioni di euro con il metodo del patrimonio netto. Il 46% di Transitgas è valutato (nella stessa sede) 33 milioni di euro e contando anche le quote del Tenp (Trans Europa Naturgas Pipeline) si arriva a un totale di 210 milioni di euro. Chiunque compri i vari asset sicuramente fornirà utili risorse al bilancio del cane a sei zampe.

Altre risorse giungono poi in bilancio dalle cessioni a Gas Plus che ha investito 175 milioni di euro nell’acquisizione di importanti giacimenti di idrocarburi nel Nord Italia e in particolare di Padana Energia. Da ricordare in questi giorni il posticipo dell’esercizio dell’opzione put che permette a Gas Plus di prendere un po’ di tempo in vista della programmata acquisizione di Adriatica Idrocarburi.

Insomma sia in Italia che all’estero il gruppo guidato da Paolo Scaroni si mostra molto dinamico come testimoniato anche dall’accordo con il Dipartimento di Stato americano in merito a un graduale disimpegno del gruppo italiano dalle attività iraniane stigmatizzate nell’Iran Sanctions Act. Un disimpegno che comunque non dovrebbe impattare se non marginalmente sul bilancio di Eni.

Ben più importanti e strategiche sono invece le trattative di Scaroni con Gazprom. Oggi un incontro a Mosca ha affrontato ancora il tema della maxi-condotta del gas South Stream, dell’ingresso nel progetto dei francesi di EdF. Le collaborazioni fra i due colossi dell’idrocarburo si spingono però molto oltre questa pipeline e si allargano all’Italia e a numerosi altri paesi. Con la consapevolezza da parte del cane a sei zampe dell’importanza di mantenere un ruolo strategico nello scacchiere globale e nel settore del gas che, da solo, ha coperto l’anno scorso la generazione di quasi metà dell’energia elettrica del Bel Paese.

Secondo diversi osservatori le stime di utile per azione di Eni e delle varie compagnie petrolifere in giro per il mondo potrebbero essere ottimiste sia a causa delle incertezze sulla domanda, sia per fattori specifici al gruppo Eni come la manutenzione di alcuni impianti in questi mesi che potrebbe frenare la produzione, nonostante il gruppo abbia ribadito di volere mantenersi sui livelli produttivi del 2009.

Di recente la decisione di Moody’s di abbassare il rating sul debito di lungo periodo del gruppo da Aa2 ad Aa3 e le valutazione sul processo di rientro del debito sono state accolte con dubbio dal mercato e con serenità dall’amministratore delegato della società Paolo Scaroni. Portare il gearing di Eni sotto il 40% sarebbe senz’altro utile per mantenere il rating AA, tuttavia la situazione patrimoniale del gruppo non può essere considerata certo a rischio e se la solvibilità dell’azienda fosse in dubbio, le sue emissioni non avrebbero il successo che hanno, come dimostrato da esperienze anche recenti. Al massimo è una questione di ottimizzazione del debito. La bassa esposizione alla raffinazione, i numerosi contratti di fornitura di lungo termine e i progetti di sviluppo di ampio respiro dal South Stream ai giacimenti iracheni di Abu Zubair, piacciono invece molto agli analisti, anche se richiederanno investimenti ingenti per i quali la razionalizzazione del debito appare più che utile in prospettiva.

Proprio nel settore del gas diverse novità sono da registrare a partire dalle voci di stampa in merito a una richiesta di ingresso di Basf in South Stream, voci poi smentite dal colosso chimico tedesco. Il progetto South Stream ha già registrato di recente l’ingresso di EdF con una quota non inferiore al 10%, i francesi dunque si affiancheranno agli italiani di Eni e ai russi di Gazprom nella costruzione della pipeline. Se ora entrasse anche Basf in campo i soci salirebbero a quattro, ma per il momento la questione sembra rinviata. Sicuramente è utile ricordare che Basf è già azionista del progetto Nord Stream che invece prevede di alimentare i mercati europei del gas dal Nord Europa. Di questo progetto fanno parte anche la tedesca E.On, la francese GDF Suez, l’olandese Gasunie e la stessa Gazprom.

In realtà i forti investimenti previsti per simili infrastrutture chiamano a raccolta il maggior numero di investitori possibili e soprattutto richiedono una certezza nelle forniture a monte e nella domanda a valle. La creazione di una grande infrastruttura del gas europea sembra però abbandonata in favore di iniziative private delle singole società del settore (anche se queste in molti casi sono dei colossi semipubblici) e sembra ormai orientata a uno sviluppo della rete dal “basso” come dimostrato dalle difficoltà crescenti affrontate dallo sviluppo del Nabucco, la rete di pipeline praticamente alternativa a South Stream che è stata promossa in passato dall’Unione Europea.

Collegamenti transnazionali e transcontinentali si moltiplicano anche in progetti di Edison e di altri operatori anche piccoli in Italia e la forte pressione competitiva nell’approvvigionamento del gas si sente particolarmente nel Bel Paese dove dei 292,6 TWh di energia elettrica prodotti l’anno scorso ben 147,2 sono venuti direttamente dal gas naturale. La pressione competitiva si avverte nei dati economici della stessa Eni che ha registrato nel secondo trimestre del 2010 una flessione delle vendite di gas del 6,2% sul corrispettivo dato del 2009 e accusato un calo dei volumi venduti in Italia del 20,6% nel trimestre e del 18,8% nel semestre, solo parzialmente bilanciato dalla crescita delle vendite in Francia, Germania, Austria e Belgio.

Il calo dei prezzi del gas negli ultimi mesi e la pressione competitiva mettono sicuramente sotto pressione le politiche di sviluppo del gruppo guidato da Paolo Scaroni che però, va ricordato, ha chiuso il primo semestre con un utile netto da 4,35 miliardi di euro a fronte dei 3,15 del primo semestre del 2009. Sicuramente hanno contribuito in maniera rilevante il deprezzamento dell’euro sul dollaro e la cessione delle quote in GreenStream (per 93 milioni di euro), in DistriRe (47 milioni di euro) e altri fattori straordinari, ma certo le robuste quotazioni del greggio di questi giorni e la convergenza del settore su grandi operatori integrati (come appunto Eni) suggeriscono di non sottovalutare le performance del gruppo nel medio e lungo periodo.

Forse, visto che la società prevede una ripresa nella domanda del gas in Europa nei prossimi mesi, il gruppo potrebbe cominciare a farsi spazio anche in progetti come Nord Stream o direttamente nel retail di altri paesi Ue dove la strategia di penetrazione di Gazprom sembra regalare ogni giorno un nuovo successo.

Eni ancora a caccia di barili in Africa. Il nuovo accordo per l’acquisizione del 55% del blocco Ndunda in Congo crea nuovi spunti di crescita nell’Africa Occidentale dove (tra Nigeria, Gabon, Congo Brazzaville, Angola, Ghana e Mozambico) il Cane a sei zampe produce 450 mila barili di petrolio equivalente (boe) l’anno su una produzione complessiva annuale pari a quasi 1,77 milioni di boe l’anno. Insomma questa parte d’Africa per Eni è strategica e l’incontro dell’ad Paolo Scaroni con il presidente nigeriano Jonathan Ebele Goodluck di venerdì scorso lo conferma.

La ripresa dei prezzi del greggio incoraggia nuovi investimenti, anche perché l’obiettivo dei 2 milioni di boe al giorno è ancora una volta slittato e si pone oggi al 2013. D’altra parte lo scenario produttivo del colosso petrolifero italiano è per forza di cose globale. Fra le notizie più recenti sono da ricordare ancora le pressioni del ministro del petrolio kazako Sauat Mynbayev per il contenimento dei costi del giacimento del Kashagan che già in passato ha dato diversi grattacapi alla società. Né bisogna dimenticare l’Italia dove il gruppo prevede lo start up di nuovi giacimenti entro il 2012 in località che spaziano da Cervia a Ragusa, da Cerro Falcone a Val D’Agri: l’accordo con le comunità locali spesso impegnate nel settore turistico non sarà sempre semplice, ma le prospettive in molti casi sono interessanti.

D’altra parte per un gruppo verticalmente integrato (a differenza di molte altre major del greggio) come Eni i problemi si possono presentare un po’ in tutti i livelli della scala di valore. Per esempio Transitgas, la società che controlla una condotta petrolifera che taglia verticalmente la Svizzera ha annunciato che difficilmente prima della fine del mese sarà riattivato il lato meridionale della condotta danneggiato da massi in caduta e smottamenti. Della società Eni controlla il 46% e questa condotta, come le più importanti Tenp e Tag, rientra nel pacchetto di gasdotti europei che il gruppo dovrà cedere per non incorrere nelle sanzioni dell’Antitrust europea. L’operazione dovrebbe fruttare tra gli 1,5 e gli 1,7 miliardi di euro e potrebbe in parte comportare il trasferimento di asset alla Cassa Depositi e Prestiti.

Insomma questo autunno rischia di essere caldo per Scaroni che dovrà anche convincere diverse amministrazioni locali che nel Canale di Sicilia o nell’Adriatico non si rischiano disastri come quello di BP nel Golfo del Messico. Allo stesso tempo il disimpegno dai gasdotti europei richiederà molto lavoro per ridurre i danni nel rispetto delle indicazioni di Bruxelles.

Hera si trova nuove sfide davanti, nei bilanci e in Borsa. Dal punto di vista borsistico va infatti osservato che le performance del gruppo nell’ultimo anno sono molto peggiori di quelle delle altre multiutility. Il titolo negli ultimi 12 mesi ha ceduto il 15,74% del proprio valore di Borsa a fronte del -6,92% di A2A e del +4,37% di Acea (per fare due esempi). Questo ha reso relativamente conveniente il titolo che sugli utili del 2009 mostra un rapporto price/earnings di 22,46 contro il 45,67 di A2A e il 254,21 di Iren. Il rapporto tra prezzi e mezzi propri in effetti vede Hera in vantaggio su A2A, Iren e Acea, nel senso che è pari a 0,97 contro lo 0,99 di A2A, l’1,3 di Iren e l’1,5 di Acea.

A questa relativa “convenienza comparativa” del titolo corrispondono dei fattori fondamentali importanti che potrebbero già regalare un apporto positivo dalla prossima semestrale. Per esempio la crescita di oltre il 24% del business dei rifiuti nell’ultimo trimestre che ha portato il margine operativo lordo delle attività connesse a 52,2 milioni di euro su un totale di 185,1 milioni di euro. Oltretutto il termovalorizzatore di Modena ha funzionato a pieno regime per soli due mesi su tre a causa dei lavori di manutenzione.

Nel trimestre a una flessione dei ricavi del 18,2% a poco più di un miliardo di euro, il gruppo ha associato una crescita del mol dell’11,1% con un ebitda margin passato dal 12,9% di un anno prima al 17,6% dello scorso 31 marzo. Questo notevole incremento della redditività del gruppo è in gran parte attribuibile al taglio dei corsi per materie prime e materiali passati (in un confronto 1Q2009/1Q2010) da 909,9 a 643,3 milioni di euro. I due effetti opposti sul conto economico (calo dei ricavi e incremento del mol) sono però generati dalle medesime cause efficienti ossia la riduzione dell’attività di trading sull’energia e i risultati della vendita del gas che (come testimoniato dal calo dei costi delle materie prime) ha registrato un calo del prezzo parzialmente compensato dall’aumento dei volumi di vendita.

Il gas rimane comunque la prima attività del gruppo con un apporto al mol di 81,9 milioni di euro (+5,9%). Da evidenziare anche il notevole calo degli investimenti da 86 a 63,8 milioni di euro (-25,8%). Il calo generale dei prezzi dell’energia elettrica – dovuto alla minore domanda in tempi di recessione – ha impattato notevolmente sulle performance della società che potrebbe dunque approfittare in questo senso di un probabile miglioramento delle condizioni di questo mercato legato alla stagionale crescita della domanda estiva e ai primi effetti della ripresa che si sono già in parti avvertiti nella rilevazione della domanda elettrica nazionale. Dal punto di vista del leverage, il gruppo mostra un patrimonio netto da 1,75 miliardi e un debito finanziario netto di 1,91 miliardi di euro e dunque un rapporto debt/equity di poco superiore all’unità. Complessivamente, dunque, Hera pare molto ben posizionata in vista di una eventuale ripresa. Sperando che questa non tardi ancora a venire.

Giornate difficili queste per presentarsi al mercato: l’azionario subisce continui scossoni e niente sembra certo, né la tenuta dell’Europa periferica, né la ripresa dell’economia statunitense. Qualche dubbio si proietta pure sulla Cina. Nonostante questo Iren, l’attesa creatura nata dalla fusione tra Iride ed Enìa ha deciso di muovere i suoi primi passi in Borsa e, nel suo secondo giorno di Borsa, sembra riuscire a vincere la sfida. Si è trattato i realtà di un ingresso condizionato, con il management che quasi da subito ha precisato che per il piano industriale bisognerà aspettare l’anno prossimo. La conferma di una ricca politica dei dividendi con la distribuzione del 70% almeno degli utili agli azionisti ha riportato un po’ di buon umore. Certo qualche accenno più corposo alle strategie avrebbe rassicurato sul raggiungimento delle sinergie da 70 milioni di euro in quattro anni attese dal mercato. Arrivare all’appuntamento con il mercato non era però affatto scontato, anzi. Dopo anni di attesa e mille intoppi e imprevisti che hanno bloccato diverse volte il merger, la nascita della prima “multiutility sovraregionale” rimane una notizia importante per tutto il mercato. Si affaccia, infatti, in Borsa un gruppo da 3,16 miliardi di euro di ricavi con 5 mila dipendenti e un ebitda di 567 milioni di euro. Soprattutto si presenta al mercato un operatore verticalmente integrato e capace di competere in tutti gli ambiti delle multiservizi tradizionali, dall’acqua all’energia passando per teleriscaldamento e ambiente. Nel teleriscaldamento Iren vanta ora il primato nazionale, ma le sfide si misurano anche nel settore dell’acqua e del gas. Nel mercato dell’energia la crescita dei volumi (Iren è già il sesto operatore nazionale) sia di vendita che di generazione e approvvigionamento è vista come una priorità. Una nuova centrale a ciclo combinato a Torino dovrebbe aiutare, così come il potenziamento del fotovoltaico e il repowering di Valle Orco. Nel ciclo idrico integrato la recente alleanza con F2i è considerata come una mossa strategica per la crescita di questa promettente attività sulla quale puntano anche molti altri competitor. A Parma è previsto adesso un Polo Ambientale Integrato che punta alla totale autonomia nello smaltimento dei rifiuti. A Parma porta anche la dorsale di collegamento prevista nell’ambito dei progetti che riguardano il teleriscaldamento. Gli enti pubblici che controllano la nuova Iren dovranno trovare la quadra all’interno del consiglio di amministrazione con 13 membri e dimostrare di potere lavorare insieme a questo nuovo e imponente progetto. Già da oggi Iren si pone come polo di aggregazione proiettato verso tutti i centri compresi tra Parma e Torino. Come noto in questo settore le sinergie di scala e la contiguità territoriale rappresentano una forte spinta al merger dunque riuscire a portare dentro Iren nuovi municipi significa dare una continuità alla stessa idea che ha sostenuto le fusioni più recenti (prima di Torino con Genova e dunque di Iride con Enìa). La crescente competizione nel settore e la crescente presenza di stranieri dalle spalle larghe in svariati rami di attività impongono d’altronde una massa critica adeguata. Qualche spunto in più sulle prossime mosse, sarebbe comunque stato utile a valutare meglio questa sofferta fusione.

Già due settimane fa Paolo Scaroni ha negato ogni interesse per gli asset di BP con cui pure collabora a importanti progetti africani. Se dunque il gigante del petrolio affondato da una falla disastrosa nel Golfo del Messico dovesse procedere a una serie di cessioni a vantaggio dei concorrenti, probabilmente non sarebbe la società del cane a sei zampe ad avvantaggiarsene. L’estrema volatilità dei prezzi del greggio ha invece scosso un po’ tutto il settore e le incertezze su un giro di vite alle autorizzazioni esplorative e agli standard di sicurezza negli impianti hanno compresso i corsi di molte big del settore.

Succede così che in un secondo momento gli analisti inizino a rivalutare i titoli del comparto “troppo depressi” e che anche Eni riprenda la via del rialzo. L’italiana guidata da Paolo Scaroni avrebbe subito troppo il peso di un dossier, come quello di BP, che la riguarda relativamente poco. Di certo il titolo nel corso delle ultime due ottave ha mostrato una certa solidità di impostazione che lo ha riportato a contatto con gli ostacoli di area 16,3 euro, ma vanno anche ricordati i riapprezzamenti del greggio che hanno giocato un ruolo non marginale nei recuperi. Gli ammorbidimenti di Pechino in tema valutario lasciano ben sperare in tal senso anche per il futuro. Nuove e più dure norme sull’off-shore potrebbero comunque comprimere i margini dei big occidentali a danno dei produttori fuori dall’Opec: la morsa delle materie prime potrebbe insomma stringersi di nuovo. Né in patria la situazione rimane stabile.

Il leader del partito democratico Pier Luigi Bersani ha riproposto delle misure per la liberalizzazione del mercato italiano che chiamano direttamente in causa la stessa Eni. La prima proposta prevede che le reti di distribuzione possano avere accesso a tutti i fornitori per abbattere i prezzi del carburante alla pompa. La seconda proposta riguarda invece la separazione della stessa Eni dalla sua controllata Snam Rete Gas e la creazione dunque di una rete veramente terza rispetto agli operatori. Per una società verticalmente integrata come Eni, un gruppo che opera indifferentemente nell’esplorazione e nel retail, si tratta di proposte dirompenti, sebbene non nuove.

Ovviamente, però, il passaggio di una proposta come quella di Snam dal livello del dibattito tra analisti e azionisti di minoranza a proposta attiva del maggiore partito politico di opposizione non può che preoccupare un manager come Scaroni che alla separazione di Snam si è sempre opposto adducendo motivi di interesse nazionale. D’altra parte in un momento in cui un alleato storico come la russa Gazprom comincia ad accedere sempre più direttamente al nostro mercato (rifornendo anche varie multiutility) sicuramente le mosse dei nostri policy maker devono essere molto accorte, anche perché va ricordato che in pratica Gazprom opera da monopolista di Mosca sui mercati internazionali del gas e dunque gode di un ruolo privilegiato che agli operatori europei non è consentito.

Il ruolo di Gazprom nelle forniture europee tramite Nord e South Stream diventa sempre più importante per l’Europa del XXI secolo e il recente ingresso di EdF nella condotta meridionale potrebbe portare una spinta comunitaria anche a questo progetto. In questo contesto la promozione di una rete unica europea del gas potrebbe acquistare un nuovo significato e rilanciare davvero il ruolo dell’Italia quale hub del gas mondiale in arrivo in Europa.

Il nostro Paese dipende più degli altri dal gas e dunque non può aspettare che le politiche comunitarie in tal senso vengano dall’alto (anche perché non gli sarebbero favorevoli) ma deve collaborare a una gestione attiva del settore a Bruxelles in modo da contribuire alla creazione di un sistema che risponda alle nostre esigenze dei prossimi decenni. Eni in questo senso ha le competenze e l’autorevolezza necessarie a promuovere un discorso sistemico nelle sedi opportune, l’appoggio del governo in tal senso sarebbe fondamentale. All’interno di un quadro realmente europeo, allora, le questioni della “rete terza” e della competizione energetica nel nostro mercato acquisterebbero un respiro davvero sostenibile. Senza considerare che i finanziamenti sempre più importanti chiesti dal comparto potrebbero diventare meno “ingombranti” se spalleggiati da una platea più ampia di investitori.

Riceviamo da Ferry Boat e con piacere pubblichiamo

Mattinata a dir poco movimentata per Actelios. Il titolo in avvio di seduta e’ balzato verso il massimo di aprile a 3,89 euro, ostacolo oltre il quale si creerebbero le premesse per un allungo verso il top di ottobre a 4,4375, con target intermedio a 4,04. I prezzi hanno poi bruscamente invertito la rotta scivolando sotto gli importanti sostegni a 3,30: una chiusura di seduta inferiore a questo ultimo riferimento causerebbe un approfondimento sui 3,05, con il rischio concreto di assistere al ritorno sul bottom di marzo a 2,46.

La causa dell’estrema volatilita’ evidenziata nelle ultime ore e’ l’annuncio della controllante Falck di voler concentrare tutti gli asset riguardanti le energie rinnovabili del gruppo in Actelios. L’operazione prevede un aumento di capitale in natura mediante conferimento ad Actelios dell’81% di Falck Renewables Plc (attiva nel settore eolico), compresi 44 milioni di euro di debito verso Falck, contro l’emissione di azioni che portera’ Falck vicina al 75% contro l’attuale 69% circa del capitale di Actelios. Successivamente sarà varato un aumento di capitale cash da 130 milioni di euro volto a rafforzare la solidita’ patrimoniale di Actelios e quindi a sostenere lo sviluppo del piano industriale della societa’. Falck non partecipera’ totalmente all’aumento, limitandosi il suo apporto al mantenimento della propria partecipazione almeno al 60%. L’operazione dovrebbe concludersi entro fine anno con l’aggiunta del nome Falck al nome della newco. Quest’ultima, in base ai dati pro forma 2009, avrebbe ricavi pari a 185 milioni di euro e un EBITDA di 95 milioni, collocandosi al primo posto in Italia e tra i primi in Europa nel settore dell’energia da fonti rinnovabili.