Equity Research Reuters: SRG.MI Bloomberg: SRG IM Utilities Snam Rete Gas Armando Iobbi (a.iobbi@centrosim.it) (+39-02-72261274) 1 Ottobre 2002 4 - UNDERPERFORM Price (30 Settembre 2002): 3.06 Target Price: 3.30 Range since IPO: 3.23-2.56 SNAM RG gode di una posizione monopolistica nel settore del trasporto e della rigassificazione di gas naturale in Italia. Sebbene non esistano barriere normative all entrata nel mercato italiano del trasporto del gas, la costruzione di una rete di gasdotti competitiva implicherebbe sostanziali investimenti e lunghi tempi di realizzazione; pertanto, almeno nel medio periodo, non vi saranno sul mercato operatori in grado di fornire servizi alternativi a quelli di SNAM RG. I consumi di gas naturale in Italia sono attesi in forte crescita nel corso dell attuale decennio. Stime dell Unione Petrolifera indicano per il periodo 2000-2010 un CAGR del 2.5% relativamente ai consumi di gas, a fronte di un CAGR dello 0.7% relativamente alla domanda di energia primaria. La crescita dei consumi sarà principalmente trainata dal settore della generazione elettrica, la cui incidenza sui consumi totali è attesa passare dal 32.6% del 2000 al 38.5% nel 2010. I risultati del gruppo nel 2002 saranno notevolmente influenzati dall istituzione del tributo ambientale da parte della Regione Sicilia. Sebbene SNAM RG abbia già avviato le opportune procedure legali, fino al pronunciamento circa la legittimità di tale tributo saranno pagate tutte le relative rate. L incidenza per l anno in corso è di 97 mln EUR. 2001 2002 2003 2004 2005 Sales 1,791 1,758 1,809 1,847 1,868 Ebitda 1,304 1,232 1,341 1,376 1,396 Ebit 872 790 914 945 961 Net profit 330 424 455 467 480 EV/Ebitda 7.6 7.8 7.2 6.9 6.7 P/E 17.4 14.1 13.1 12.8 12.5 Company Information Head Office: Piazza Santa Barbara, 7 20097 San Donato Milanese (Milano) www.snamretegas.it Market Cap.: 5,982 Mn Free Float 40.2% Shares Outstanding (m) 1,955 Performance: 1 month 3 months Since IPO Absolute -1.0% 1.2% 10.8% Relative to Mibtel 13.5% 22.6% 39.4% 1
Sulla base del modello DCF esteso sui primi due periodi di regolazione perveniamo ad un EV del gruppo di circa 10.1 mld EUR (+5.6% rispetto a quanto determinato dall AEEG), cui corrisponde un equity value di circa 6.46 mld EUR ed un fair value di 3.3 EUR per azione. In funzione del limitato upside offerto dal titolo (8.0%) rispetto alle potenzialità dei mercati azionari suggeriamo un rating di Underperform. Dalla sua quotazione, SNAM RG ha offerto una performance significativamente superiore a quella del Mibtel (circa 39 punti percentuali). In termini di multipli il titolo esprime valori superiori a quelli dei principali operatori utilities italiani. Suggeriamo pertanto uno switch da SNAM RG ad Italgas; anche quest ultima opera in un business decisamente stabile, ma risulta caratterizzata da un EV/Ebitda sensibilmente inferiore. 2
Introduzione SNAM RG è il principale operatore italiano per il trasporto ed il dispacciamento di gas naturale, nonché attualmente l unico operatore nella rigassificazione di GNL. La società è stata costituita per ricevere in conferimento, detenere e gestire tutte le attività di SNAM relative al trasporto e dispacciamento di gas naturale e di rigassificazione di GNL. All atto della costituzione SNAM RG era partecipata da ENI (10%) e da SNAM (90%). Nel maggio 2001, l intera quota di partecipazione posseduta da ENI in SNAM RG è stata acquisita da SNAM, che in tal modo è divenuta l unico azionista della società. Successivamente, le assemblee di ENI e SNAM hanno deliberato la fusione per incorporazione di SNAM in ENI, per effetto della quale, successivamente all offerta globale, ENI detiene direttamente le azioni di SNAM RG. SNAM RG possiede la quasi totalità delle infrastrutture per il trasporto e dispacciamento del gas in Italia, disponendo di oltre 29,100 Km di gasdotti (dati a fine marzo 2001) su un totale di oltre 30,400 Km della rete di trasporto di gas ad alta e media pressione. Inoltre, la società possiede l unico impianto attualmente operativo in Italia per la rigassificazione del GNL, situato a Panigaglia (SP). Le uniche significative linee di gasdotti non incluse nella rete di trasporto di SNAM RG sono quelle situate principalmente lungo la costa adriatica, per un estensione complessiva di oltre 1,000 Km, realizzate e gestite principalmente da Edison Gas, per poter accedere alla produzione di gas naturale presente nel Mare Adriatico. Vi sono inoltre circa 130 km di linee di gasdotti sottomarini tra la Tunisia e la Sicilia di proprietà di TMPC (Trans Mediterranean Pipeline Company), società partecipata pariteticamente da SNAM e da Sonatrach, compagnia petrolifera nazionale algerina. TAB. 1 - LUNGHEZZA RETE DI TRASPORTO DI SNAM RG. DATI AL 31/12, ESPRESSI IN KM. 1996 1997 1998 1999 2000 2001 Rete nazionale 7,379 7,482 7,491 7,588 7,653 7,896 Rete regionale 20,166 20,618 21,241 21,412 21,478 21,711 TOTALE 27,545 28,100 28,732 29,000 29,131 29,607 Fonte: SNAM RG Attualmente SNAM RG non ha sostanzialmente concorrenti diretti nell attività di trasporto di gas naturale. Sebbene non esistano barriere normative all entrata nel mercato italiano del trasporto del gas, la costruzione di una rete di gasdotti competitiva implicherebbe sostanziali investimenti e lunghi tempi di realizzazione. Pertanto, perlomeno nel breve/medio termine, è da ritenere pressoché impossibile l ingresso sul mercato di altri operatori in grado di fornire servizi alternativi a quelli di SNAM RG. Non è tuttavia possibile escludere che altri operatori possano costruire nuovi terminali di rigassificazione in prossimità di utenti industriali o di centrali termoelettriche; in questo caso tali utenti potrebbero non aver più bisogno del servizio di trasporto fornito da SNAM RG. Il sistema italiano di trasporto del gas si compone di una rete nazionale di gasdotti e di una rete di trasporto regionale. La rete nazionale è costituita essenzialmente da tubazioni, normalmente di grande diametro, con funzione di trasferire quantità di gas dai punti di ingresso del sistema ai punti di interconnessione con la rete di trasporto regionale. In altre parole, la rete nazionale collega quei punti di interconnessione alle linee dedicate all importazione ed all esportazione di gas, ai siti di stoccaggio ed alle principali produzioni nazionali. La rete di trasporto regionale è formata dalla restante parte dei gasdotti; svolge la funzione di movimentare il gas naturale in ambiti territoriali delimitati, generalmente su scala regionale, per la fornitura del gas agli utenti industriali ed alle aziende di distribuzione del gas. Oltre al sistema internazionale di trasporto attraverso gasdotti, il gas naturale è immesso nel sistema dal terminale GNL di Panigaglia. Questo è l unico impianto di rigassificazione GNL attualmente operativo in Italia. In condizioni di massima operatività, il terminale di Panigaglia è in grado di immettere in rete circa 3.6 mld mc di gas naturale annui, circa il 5% dell attuale fabbisogno annuale di gas naturale in Italia. Il mercato del gas naturale in Italia, che nell anno 2000 ha rappresentato per dimensioni il terzo mercato in Europa, ha registrato negli ultimi anni tassi di crescita significativi. Tra il 1996 ed il 2000 il consumo di gas è cresciuto da 56.2 mld mc a 70.7 mld mc, rappresentando percentuali crescenti del consumo complessivo di energia in Italia. SNAM è il principale cliente di SNAM RG, rappresentando circa l 86% dei volumi di gas immessi nella rete della società 3
nel 2000. Il gas naturale viene importato ed immesso nella rete attraverso quattro principali punti di entrata situati in Italia sulla costa o presso il confine, ovvero immesso da altri produttori italiani attraverso altri punti di immissione. Il gas viene quindi trasportato attraverso un sistema di gasdotti per la consegna alle aziende industriali, alle centrali termoelettriche ed a società di distribuzione locali. SNAM RG svolge inoltre attività diverse non soggette a regolamentazione, che rappresentano tuttavia una minima parte dei ricavi di SNAM RG. Le principali tra queste attività non regolate sono: 1) l attività di compressione del gas a scopo di stoccaggio; 2) l affitto di parte della capacità dei cavi in fibra ottica che corrono lungo i gasdotti, attualmente concesso ad Albacom; 3) la progettazione, realizzazione e gestione di gasdotti per conto terzi. Più in particolare, relativamente al punto 2), SNAM RG possiede una rete di cavi in rame ed in fibra ottica che si estende per circa 10,400 km lungo la rete di gasdotti. Nel 1997 SNAM ha stipulato con Albacom un contratto di locazione relativo ai soli cavi in fibra ottica (circa 5,600 km). Il contratto ha durata di 30 anni ed è basato sul pagamento di un corrispettivo una tantum di circa 51 mln EUR ed una fee annuale di circa 4 mln EUR, soggetta ad un incremento annuale del 5%. Shipper I clienti di SNAM RG sono shipper, ovvero clienti idonei che prenotano capacità nel sistema di trasporto di SNAM RG al fine di poter destinare quantitativi di gas in base alle loro esigenze. Gli shipper producono o importano gas, ovvero lo acquistano da produttori nazionali, o da altri shipper, per rivenderlo ad utenti finali (industrie e centrali termoelettriche), grossisti, aziende di distribuzione locale o altri shipper. Nell anno 2000 SNAM è stato il principale utente della rete del trasporto di SNAM RG, avendo immesso circa l 86% dei volumi complessivi di gas. Sempre nel 2000, gli altri principali shipper clienti di SNAM RG sono stati i seguenti: 1) Enel: a partire dal 1996, Enel ha avviato l importazione di gas dall Algeria, raggiungendo nel 1998 4 mld mc annui di gas importato. Dal 1999, in forza di accordi di swap con Gaz de France, Enel ha avviato l importazione di gas anche dalla Nigeria; 2) Edison gas: Edison gas attinge alle riserve di gas naturale nazionale e, dal 2000, ha iniziato l importazione dalla Russia. TAB. 2 - VOLUMI DI GAS NATURALE IMMESSI IN RETE. VALORI IN MLD MC. 1996 1997 1998 1999 2000 2001 mld mc % mld mc % mld mc % mld mc % mld mc % mld mc % SNAM + ENI 53.4 95.7% 53.4 92.7% 55.1 90.2% 59.5 89.5% 63.6 87.0% 58.2 83.6% Altri 2.4 4.3% 4.2 7.3% 6 9.8% 6.9 10.5% 9.5 13.0% 11.4 16.4% - ENEL 0.5 0.9% 2.4 4.2% 4 6.5% 4.5 6.8% 6.3 8.7% - Edison gas 1.2 2.2% 1 1.7% 1.1 1.8% 1.5 2.3% 2.1 2.9% - Altri Shipper nazionali 0.3 0.5% 0.4 0.7% 0.5 0.8% 0.5 0.8% 0.6 0.8% - Geoplin D.o.o. 0.4 0.7% 0.4 0.7% 0.4 0.7% 0.4 0.6% 0.4 0.5% - INA d.d. 0 0.0% 0 0.0% 0 0.0% 0 0.0% 0.1 0.1% Totale 55.8 100.0% 57.6 100.0% 61.1 100.0% 66.4 100.0% 73.1 100.0% 69.6 100.0% Fonte: SNAM RG TAB. 3 - VOLUMI DI GAS RIGASSIFICATO. VALORI IN MLD MC. 1998 1999 2000 2001 4 c/snam 2.0 2.1 1.8 1.8 c/terzi 0.1 0.9 1.7 1.8 Totale 2.1 3.0 3.5 3.6 Fonte: SNAM RG
Il ruolo del gas all interno del sistema energetico nazionale Gli anni 90 sono stati caratterizzati da una sempre crescente incidenza del gas naturale rispetto alla domanda energetica primaria in Italia (d ora in avanti DEP). Come evidenziato dalla figura 1, nel 1990 il gas naturale incideva per il 24.1% rispetto al totale della domanda energetica nazionale; nel 2001 tale grandezza è passata al 31.6%. Per la fine del decennio è atteso un ulteriore aumento di circa 5 punti percentuali dell incidenza di tale fonte. Da notare come la crescita dell utilizzo del gas naturale si accompagni ad una riduzione dell utilizzo di prodotti petroliferi, che passano dal 57.0% del 1990 al 47.9% del 2001; alla fine del decennio tale fonte è attesa coprire circa il 40% della domanda energetica primaria nazionale. Rimangono sostanzialmente stabili le altre fonti (fonti rinnovabili, combustibili a basso costo, ecc.). FIG. 1 - DOMANDA ENERGETICA PRIMARIA IN ITALIA. 60.0 55.0 50.0 45.0 Valori % 40.0 35.0 30.0 25.0 20.0 15.0 1990 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2010 Gas naturale Prodotti petroliferi Altro Fonte: Unione Petrolifera FIG. 2 - DINAMICA DEP ED UTILIZZO GAS. gas naturale 10.0% 9.0% 8.0% 7.0% 6.0% 5.0% 4.0% 3.0% 2.0% 1.0% 3.0% 2.5% 2.0% 1.5% 1.0% 0.5% 0.0% DEP 0.0% 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2010-0.5% gas naturale dom. energia prim. Fonte: Unione Petrolifera 5
Ciò implica che nel ventennio considerato l utilizzo di gas quale fonte energetica primaria è atteso crescere ad un CAGR del 3.3%, a fronte di un CAGR della DEP dell 1.0%. Il divario nei tassi di crescita sperimentato nel decennio 1990-2000 (4.1% contro 1.3%) risulta comunque superiore a quello atteso nel periodo 2000-2010 (2.5% contro 0.7%). In particolare, nella seconda metà del decennio in corso la differenza fra i tassi di crescita dell utilizzo di gas e quelli della DEP tenderà a ridursi notevolmente (1.5% contro 0.4%). FIG. 3 - CAGR DEP ED UTILIZZO GAS NATURALE. 4.5% 4.0% 3.5% 3.0% 2.5% 2.0% 1.5% 1.0% 0.5% 0.0% 1990-2010 1990-2000 2000-2010 gas naturale DEP Fonte: Unione Petrolifera FIG. 4 - EVOLUZIONE CONSUMO DI GAS IN ITALIA. 90.0 80.0 mld mc 70.0 60.0 50.0 40.0 1990 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2010 Fonte: Unione Petrolifera In termini fisici, il consumo di gas in Italia è passato da 47.3 mld mc del 1990 a 71.2 mld mc nel 2001. All inizio del periodo considerato i consumi erano principalmente rappresentati dal settore civile, che con 18.9 mld mc assorbiva il 40.1% dei consumi nazionali. A partire dalla 2a metà dello scorso decennio è cresciuto in misura rilevante l utilizzo di gas naturale da parte del settore termoelettrico; nel 1995 questo incideva per il 20.9% dei consumi, ovvero 11.3 mld mc, mentre nel 2000 i consumi erano cresciuti a 22.9 mld mc (+103%), ovvero il 32.6% dei consumi nazionali. Il settore civile si attesta al 35.8% dei consumi, con un incidenza in riduzione di 4.3 pp rispetto al dato del 1990. 6
FIG. 5 - BREAKDOWN CONSUMI DI GAS PER SETTORI. 45.0% 40.0% 35.0% 30.0% 25.0% Industria netto autoprod. en. El. Termoelettrico + autoprod. En. El Civile 20.0% 1990 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2010 Fonte: Unione Petrolifera Nel decennio in corso le attese evidenziano una crescita ulteriore del comparto termoelettrico, che al 2010 dovrebbe arrivare a coprire circa il 38.5% dei consumi nazionali di gas; è attesa invece in riduzione l incidenza sia del settore civile che del settore industriale (entrambi intorno ai -3 pp rispetto al dato del 2000). FIG. 6 - BREAKDOWN DEGLI APPROVVIGIONAMENTI. 80.0% 70.0% 60.0% 50.0% 40.0% 30.0% Produz. Nazionale Importazioni 20.0% 10.0% 0.0% 1990 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 Fonte: Unione Petrolifera 7
FIG. 7 - BREAKDOWN IMPORTAZIONI DI GAS PER PAESE. 60.0% 50.0% 40.0% 30.0% 20.0% 10.0% 0.0% 1990 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 Olanda ex URSS Algeria Fonte: Unione Petrolifera I consumi nazionali di gas naturale sono stati coperti in misura crescente dalle importazioni, mentre si è progressivamente ridotta l incidenza della produzione nazionale. Le importazioni hanno luogo prevalentemente dall Algeria (che ha notevolmente incrementato il proprio peso), dalla Russia e dall Olanda. Queste 3 aree hanno complessivamente fornito oltre il 93% delle importazioni nel 2001. Per poter far fronte al previsto aumento della domanda, gli shipper hanno stipulato negli ultimi anni nuovi contratti per l approvvigionamento di gas. SNAM RG intende inoltre espandere il sistema di trasporto attraverso un piano triennale 2001-03 che prevede investimenti complessivamente stimati in circa 940 mln EUR. Nel quadriennio 2002-05, il piano di investimenti cresce invece a 2 mld EUR, di cui circa il 70% destinato allo sviluppo. I principali interventi sono di seguito indicati: importazione, fino a raggiungere un massimo di 9 mld mc annui entro il 2008; 2) sviluppo del gasdotto per l importazione di gas dalla Libia, il cui completamento è previsto per il 2004, con aumento previsto della capacità di 8 mld mc annui entro il 2006; 3) sviluppo della rete di importazione di gas dal Nord Europa, il cui completamento è previsto per il 2004. Tale progetto prevede un aumento, a partire dal 2001, della capacità del sistema di 11 mld mc annui, per ricevere nuove quantità di gas naturale dal Mare del Nord e dai Paesi Bassi; 4) sviluppo del sistema di compressione di Minerbio (BO), il cui completamento è previsto per il 2005. Tale impianto consentirà di immettere volumi ulteriori per 6 mld mc anno provenienti dal terminale di rigassificazione di GNL di Edison Gas in provincia di Rovigo, attualmente in fase di progettazione. 1) sviluppo del gasdotto per l importazione di gas dalla Russia, il cui completamento è previsto nel 2007. A partire dal 2003 tale progetto consentirà di aumentare la capacità di Nel quadriennio 1998-2001 gli investimenti di sviluppo e mantenimento della rete di SNAM RG sono stati come di seguito: TAB. 4 - INVESTIMENTI PER SVILUPPO E MANTENIMENTO DI SNAM RG. VALORI IN MLN EUR. 1998 1999 2000 2001 Sviluppo 319 259 260 295 - trasporto nazionale 143 135 137 193 - trasporto regionale 175 121 120 99 - GNL 1 3 3 3 Mantenimento ed altro 109 182 119 134 - mantenimento 109 182 119 86 - gas line pack 0 0 0 16 - quotazione 0 0 0 32 Totale 428 441 379 429 Delta 13-62 50 Fonte: SNAM RG 8
Sistema tariffario Le tariffe per il trasporto ed il dispacciamento erano in passato determinate attraverso accordi tra SNAM, Assomineraria ed i vari Shipper. La delibera AEEG n. 120/01 ha stabilito i criteri per la determinazione e l approvazione delle tariffe di trasporto e dispacciamento di gas naturale. L AEEG disciplina il sistema tariffario stabilendo criteri che si applicano ai singoli periodi di regolazione, il primo dei quali ha durata di 4 anni termici. Ogni anno termico ha inizio il 1 ottobre e termina il 30 settembre dell anno successivo. Il primo anno termico è iniziato il 1 ottobre 2001. I ricavi delle società di trasporto e rigassificazione sono determinati dall AEEG per ciascun periodo di regolazione sulla base dei seguenti elementi: 1) il capitale investito netto (RAB) che l Autorità riconosce alla società di trasporto e rigassificazione; 2) un tasso di rendimento che l Autorità riconosce sul RAB; 3) aliquote di ammortamento e categorie di costi operativi riconosciuti dall Autorità; 4) una formula Revenue Cap in base alla quale i ricavi legati alla capacità di trasporto vengono aggiornati annualmente; 5) una formula Price Cap in base alla quale il corrispettivo per unità di volume trasportato viene aggiornato annualmente; 6) un ricavo aggiuntivo in funzione degli investimenti di potenziamento ed estensione della rete. Il RAB di SNAM RG per l attività di trasporto e dispacciamento del gas naturale e per l attività di rigassificazione di GNL è stato determinato in 9,575 mln EUR, di cui circa l 1% relativo alle attività di rigassificazione. I ricavi di SNAM RG con riferimento all anno 2000 sono stati determinati sulla base di: 1) un tasso di rendimento reale ante imposte del 7.94% per l attività di trasporto e del 9.15% per l attività di rigassificazione del GNL; 2) ammortamenti sulla base di una vita utile di 40 anni per i gasdotti, 20 anni per gli impianti di compressione e 25 anni per i terminali GNL. Tali ricavi di riferimento vengono suddivisi in due componenti. Una (capacity revenue) è legata alla capacità di trasporto assegnata ed è indipendente dai volumi di gas trasportato o rigassificato. L altra (commodity revenue) è invece connessa al volume di gas effettivamente trasportato o rigassificato. La prima componente ha un peso del 70% sui ricavi di riferimento, e pertanto l altra ha una incidenza del 30%. Dividendo la 2a componente per i volumi trasportati e rigassificati nel corso del 2000 (rispettivamente 73.1 mld mc e 3.5 mld mc) si ottiene il corrispettivo unitario per unità di volume trasportato o rigassificato. Nel primo anno termico (01/10/01-30/09/02) i ricavi di SNAM RG sono costituiti dalla somma della capacity revenue e della commodity revenue, a sua volta ottenuta moltiplicando il corrispettivo unitario per unità di volume come sopra determinato per i volumi di gas effettivamente trasportati o rigassificati in tale anno termico. Negli anni termici del primo periodo di regolazione successivi al primo anno termico, i ricavi vengono aggiornati annualmente sulla base di formule di adeguamento che prevedono un incremento pari all inflazione dell anno solare precedente ed una riduzione pari ad un tasso fissato dall AEEG per tutto il primo periodo di regolazione, che riflette un obiettivo di produttività per le imprese ed un attesa di crescita dei volumi trasportati o rigassificati dalle stesse. Per le attività di trasporto e dispacciamento, nel primo periodo di regolazione tale tasso è stato posto al 2% per la Capacity Revenue ed al 4.5% relativamente al corrispettivo unitario per unità di volume trasportato. Con riferimento all attività di rigassificazione del GNL, le percentuali risultano invece rispettivamente dell 1% per la Capacity Revenue e del 2% per il corrispettivo unitario per unità di volume rigassificato. E evidente come assumendo un tasso d inflazione annuo del 2% ed una crescita dei volumi trasportati del 2.5% i ricavi correlati al RAB risulterebbero stabili. Le imprese del settore potranno pertanto realizzare un incremento dei margini qualora siano in grado di ridurre i costi, aumentare la produttività o registrino un aumento dei volumi trasportati o rigassificati superiore a detti valori. E inoltre previsto un sistema di incentivi per i nuovi investimenti effettuati dalle società del settore destinati all estensione ed al potenziamento della rete e dei terminali GNL. Gli incrementi patrimoniali derivanti danno origine ad un ulteriore componente di ricavo a partire dall anno termico successivo, determinata applicando determinati coefficienti agli investimenti realizzati. I ricavi aggiuntivi non sono soggetti alle rettifiche annuali in base alle formule di Revenue Cap e Price Cap. Alla fine del primo periodo di regolazione, l incremento patrimoniale derivante da nuovi investimenti effettuati è considerato parte del nuovo RAB. Pertanto, nel secondo periodo tariffario, tali incrementi patrimoniali verranno remunerati in base ai parametri che saranno determinati dall Autorità. Inoltre, i ricavi relativi alla sola parte di Commodity Revenue, derivanti dagli investimenti effettuati nel primo periodo di regolazione continueranno ad aggiungersi ai ricavi del secondo periodo di regolazione per un totale di 6 anni termici successivi all esercizio in cui l investimento è entrato in funzione. Tale componente di ricavo aggiuntivo si aggiunge ai ricavi derivanti dal RAB determinato nel secondo periodo di regolazione. Il RAB all inizio del secondo periodo di regolazione verrà cal- 9
colato a partire dal valore del RAB determinato alla fine del 2000, aggiungendo gli incrementi patrimoniali derivanti dai nuovi investimenti realizzati nel primo periodo di regolazione e detraendo gli ammortamenti economico-tecnici e le eventuali dismissioni. Tali valori verranno adeguati in funzione dell inflazione occorsa nel primo periodo di regolazione. L AEEG definirà inoltre i costi operativi riconosciuti per il calcolo delle tariffe del secondo periodo di regolazione, ripartendo tra le società del settore e gli utenti gli eventuali benefici risultanti da aumenti di produttività superiori agli obiettivi impliciti nelle formule di Revenue Cap e Price Cap del primo periodo di regolazione. Di seguito evidenziamo l evoluzione attesa del RAB di SNAM RG. TAB. 5 - EVOLUZIONE DEL RAB DI SNAM RG. VALORI IN MLN EUR. 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 RAB inizio periodo precedente 9,575 9,788 10,050 10,323 10,644 11,009 11,365 11,688 12,032 12,381 inflazione anno precedente 2.5% 2.7% 2.5% 2.5% 2.5% 2.5% 2.5% 2.5% 2.5% 2.5% RAB rettificato inflazione 9,814 10,053 10,301 10,581 10,910 11,285 11,649 11,980 12,332 12,691 CAPEX periodo precedente 379 429 464 490 530 515 475 490 490 490 Amm.ti periodo precedente 405 432 442 427 431 435 436 439 441 443 RAB inizio periodo attuale 9,788 10,050 10,323 10,644 11,009 11,365 11,688 12,032 12,381 12,738 YoY% 2.7% 2.7% 3.1% 3.4% 3.2% 2.8% 2.9% 2.9% 2.9% Fonte: stime Centrosim Determinazione del rendimento sul capitale investito netto La determinazione da parte dell AEEG del rendimento sul capitale investito dagli operatori del settore è stato effettuato in base ai seguenti parametri: 1) risk free rate: nel 2000 il rendimento effettivo dei BTP decennali era al 5.58%; considerando che l inflazione si era attestata al 2.6%, ne consegue un rendimento in termini reali del 2.98%; 2) beta unlevered: determinato in 0.56 per l attività di trasporto del gas, cui corrisponde un beta levered di 0.73. Nel settore della rigassificazione il beta unlevered è determinato in 0.76, cui corrisponde un beta levered di 0.996; 3) market risk premium: 4%. Da ciò consegue un costo del capitale di rischio dell 8.5% in termini nominali e del 5.9% in termini reali per l attività di trasporto del gas, mentre per la rigassificazione il rendimento in termini nominali è del 9.56%, essendo del 6.96% quello in termini reali. 4) debt risk premium: è stimato in uno 0.75%. Conseguentemente il costo del debito al lordo d imposta è del 6.33% in termini nominali e del 3.73% in termini reali; 5) aliquota relativa allo scudo fiscale: 37% di Irpeg al netto di 1.5 pp per prevedibili riduzioni nei prossimi anni del carico fiscale. Conseguentemente, il costo del debito al netto delle imposte risulta pari al 4.08% in termini nominali ed al 2.4% in termini reali; 6) aliquota fiscale effettiva degli operatori del settore: stimata al 41.62%. Anche in questo caso il valore è stato ridotto di 1.5 pp per prendere in considerazione la prevedibile riduzione del carico fiscale. Conseguentemente, l aliquota fiscale teorica utilizzata per il calcolo del WACC reale pre-tax è del 40.12%; 7) rapporto debt/equity: stabilito a 0.48. Il WACC prima delle imposte è: K E E D (1 t) W = + KD ( 1 te ) ( D + E) ( D + E) (1 te ) dove t e è l aliquota d imposta dopo l applicazione di IRPEG ed IRAP. Pertanto, in base ai parametri sopra riportati otteniamo un wacc reale pre-tax del 7.94% per l attività di trasporto, mentre per l attività di rigassificazione il wacc reale pre-tax è del 9.15%. Il wacc reale dopo le imposte è invece del 4.76% per l attività di trasporto (7.06% in termini nominali), mentre per l attività di rigassificazione è del 5.48% (7.78% in termini nominali). Il wacc reale pre tax considerato si confronta con i seguenti tassi di remunerazione definiti dall AEEG in precedenti provvedimenti tariffari. 10
TAB. 6 - CONFRONTO DI WACC REALI PRE-TAX RELATIVI AD ATTIVITÀ REGOLATE. Attività Documento di riferimento Wacc reale pre-tax Fornitura integrata di gas naturale ad alta pressione Deliberaz. 22/12/1999 n. 193/99 8.4% - 9.7% Generazione elettrica Deliberaz. 29/12/1999 n. 204/99 7.9% Trasmissione elettrica Deliberaz. 29/12/1999 n. 204/99 5.6% Fornitura di energia elettrica Deliberaz. 29/12/1999 n. 204/99 7.4% Distribuzione di gas Deliberaz. 28/12/2000 n. 237/00 8.8% Fornitura di gas Deliberaz. 28/12/2000 n. 237/00 9.8% Fonte: AEEG Regolamentazione del mercato Il settore del gas naturale nell ambito del quale SNAM RG svolge la propria attività è stato oggetto recentemente di rilevante regolamentazione a livello nazionale e comunitario. La Direttiva Gas europea è stata recepita in Italia nel maggio 2000 mediante il Decreto Letta. Al fine di liberalizzare il settore e di creare un unico mercato per il gas naturale, la Direttiva Gas ha introdotto i seguenti principi fondamentali: 1) accesso alle reti: i proprietari delle reti di trasporto e distribuzione sono obbligati a garantire ai clienti idonei l accesso alle reti a parità di condizioni; 2) idoneità: sono definiti clienti idonei, e pertanto ammessi ad accedere direttamente alle reti di trasporto e distribuzione, i grossisti di gas, le centrali elettriche alimentate a gas ed i clienti che consumano più di 25 mln mc annui di gas. Tale soglia diminuirà a 15 mln mc a partire dal 2003, passando a 5 mln mc annui dal 2008; 3) unbundling: le imprese operanti nel settore del gas devono gestire in regime di separazione contabile le attività di importazione, trasporto, distribuzione e stoccaggio del gas, in modo da dare rilievo all allocazione di ricavi e costi tra i vari segmenti della filiera del ciclo produttivo. Il Decreto Letta stabilisce che l importazione e la coltivazione del gas naturale sono liberalizzate. L importazione del gas naturale prodotto al di fuori dell UE richiede l autorizzazione del Ministero dell Industria; l importazione da paesi membri dell UE è invece soggetta a mera comunicazione al Ministero dell Industria. L attività di coltivazione del gas è soggetta a concessione. Relativamente al trasporto del gas, le società che svolgono questa attività sono tenute a consentire l accesso alla propria rete a tutti gli utenti che ne facciano richiesta. La distribuzione del gas è un servizio pubblico assegnato mediante gare d appalto per periodi della durata massima di 12 anni. Le società di distribuzione del gas naturale sono tenute ad allacciare i clienti che ne facciano richiesta. A decorrere dal gennaio 2002 l attività di distribuzione di gas naturale è oggetto di separazione societaria da tutte le altre attività del settore del gas. A partire dal 2003 tutti gli utenti finali di gas verranno considerati clienti idonei. Il decreto Letta stabilisce inoltre che a decorrere dal 2002 nessuna impresa può immettere sulla rete nazionale di trasporto gas importato o prodotto in Italia per quantitativi superiori al 75% dei consumi nazionali di gas naturale su base annuale. Tale percentuale è ridotta di due punti percentuali annui fino a raggiungere il 61%. Inoltre, a decorrere dal 2003 e fino al 2010, nessun operatore potrà vendere a clienti finali più del 50% dei consumi nazionali di gas naturale su base annuale. Anno termico 2002-2003 Con delibera n. 146/02 del 25 luglio, l AEEG ha approvato le tariffe di trasporto del gas per l anno termico 2002-2003 (inizio al 1 ottobre), riformulate da SNAM RG senza tenere conto del tributo ambientale sui gasdotti istituito dalla Regione Sicilia. 11
TAB. 7 - SINTESI PROPOSTA TARIFFARIA ANNO TERMICO 2002/ 2003. VALORI IN MLN EUR. Anno termico 2001/02 Variazione Anno termico 2002/03 Fatturato attività trasporto 1,603 46 1,649 - da RAB iniziale 1,603 19 1,622 - - Capacity 1,115 7 1,122 - - Commodity 488 12 500 - da nuovi investimenti 0 27 27 - - Capacity 0 16 16 - - Commodity 0 11 11 Fonte: SNAM RG La proposta tariffaria di SNAM RG prevede un aumento complessivo del fatturato relativo alle attività di trasporto di 46 mln EUR (1,649 mln EUR vs 1,603 mln EUR dell anno termico 2001/02). Più in particolare, la capacity revenue è prevista attestarsi a 1,122 mln EUR, in crescita di 7 mln EUR sul dato dell anno termico 2001/02, in funzione del tasso d inflazione 2001 al 2.7%. La commodity revenue mostra invece un incremento di 12 mln EUR in funzione di una crescita dei volumi trasportati del 2.5%. Il contributo della componente relativa ai nuovi investimenti è di 27 mln EUR, a fronte di un livello di CAPEX 2001 riconosciuto ai fini tariffari di 215 mln EUR. La delibera riporta anche le tariffe che verranno applicate qualora venga accertata la legittimità del tributo ambientale sui gasdotti istituito dalla Regione Sicilia. Con delibera AEEG n. 128/02 del 2 luglio 2002 è stata approvata la proposta tariffaria della società GNL Italia per l anno termico 2002-2003 relativa all utilizzo del terminale GNL di Panigaglia. Tributo ambientale Regione Sicilia Con Legge Regionale 26/03/2002 n. 2, la Regione Sicilia ha istituito un tributo ambientale sulle condotte di trasporto del gas naturale che attraversano il proprio territorio. Il tributo è entrato in vigore a decorrere da aprile 2002 e l importo dovuto per l anno in corso ammonta a circa 97 mln EUR (9 rate mensili da 10.8 mln EUR). Rispetto all intero anno solare il tributo ammonta pertanto a 130 mln EUR. SNAM RG ha provveduto al versamento delle prime 5 rate (aprile - agosto 2002) del tributo, ma ritiene che detta tassazione sia affetta da molteplici profili di illegittimità, tra i quali: 1) violazione delle norme comunitarie che escludono dazi doganali sull importazione, esportazione e transito di gas naturale, nonché del principio generale sancito dalla Costituzione della Repubblica che vieta gli ostacoli alla libera circolazione di persone e cose fra Regioni; 2) l incoerenza tra le dichiarate finalità di risanamento ambientale e l assenza di ogni effetto inquinante ricollegabile al presupposto del tributo stesso. SNAM RG ha provveduto alla notifica alla Regione Sicilia delle istanze di rimborso delle somme fino ad ora pagate, atto propedeutico al successivo contenzioso giurisdizionale, ed alla diffida di disporre di tali somme in considerazione del loro dovuto rimborso. Tuttavia, nel rispetto del principio della prudenza, la società non ha rilevato a Conto Economico il recupero degli oneri sostenuti nel 1H 02 (32.4 mln EUR), in considerazione dell incertezza su quelle che saranno le fasi dell evoluzione del contenzioso, nonché dei tempi tecnici necessari per giungere ad una sentenza definitiva. E invece stata presentata lo scorso luglio presso la Commissione Europea una denuncia in vista dell apertura di una procedura d infrazione nei confronti dello Stato Italiano. Verrà inoltre presentato ricorso al TAR della Lombardia per ottenere il riconoscimento immediato in tariffa dell onere sostenuto dalla società ed alla Commissione Tributaria Provinciale di Palermo per ottenere un definitivo e rapido accertamento in ordine alla legittimità del tributo. 12
Risultati 1H 02 TAB. 8 - PRINCIPALI AGGREGATI ECONOMICO- PATRIMONIALI. VALORI IN MLN EUR. 1H 01 PF 1H 02 A YoY% Ricavi gestione caratteristica 874 889 1.7% Ebitda 624 645 3.4% Ebit 424 419-1.2% Net Profit 147 226 53.7% Debito finanziario netto 5,564 3,844-30.9% Fonte: SNAM RG La domanda nazionale di gas nel 1H 02 cresce di 1.3 mld mc, posizionandosi a 37.3 mld mc; i volumi trasportati da SNAM RG crescono del 9.1% a quota 39.3 mld mc. Il forte aumento dei volumi di gas trasportati è in funzione di più rigide condizioni climatiche e della ricostituzione degli stoccaggi. I costi operativi si riducono dell 1.9%, passando da 260 mln EUR a 255 mln EUR. TAB. 9 - ANALISI COSTI OPERATIVI. VALORI IN MLN EUR. 1H 01 1H 02 % chg Costi variabili 40 49 22.5% Costi fissi 220 206-6.4% - Personale 62 54-12.9% - Esterni 158 152-3.8% Totale costi operativi 260 255-1.9% Fonte: SNAM RG Il costo del personale evidenzia una flessione del 12.9% ottenuta mediante una riduzione degli organici sia nella 2a metà del 2001 che nella 1a metà del 2002, attraverso il ricorso alla mobilità ed all incentivazione all uscita. I costi esterni includono anche il tributo istituito dalla Regione Sicilia (32 mln EUR) a partire dal mese di aprile. In assenza di tale partita, i costi esterni si sarebbero ridotti a 120 mln EUR (- 24.1%) e di conseguenza il totale costi operativi avrebbe evidenziato una diminuzione del 14.2% a 223 mln EUR. Il volume complessivo di investimenti nel 1H 02 è di 165 mln EUR, in riduzione di 10 mln EUR sul 1H 01. Gli investimenti di sviluppo ammontano a 114 mln EUR e sono in riduzione di 20 mln EUR. L ampia variazione dell utile netto è dovuta a due fattori: 1) forte riduzione degli oneri finanziari netti. Nel 1H 01 questi ammontavano a 161 mln EUR, a fronte di 78 mln EUR nel 1H 02, corrispondenti ad un costo medio dell indebitamento del 4%; 2) riduzione del tax rate, che passa dal 43.9% nel 1H 01 al 32.5% nel 1H 02. Più in particolare, nel 1H 02 le imposte sul reddito sono pari a 109 mln EUR; le imposte correnti, pari a 43 mln EUR, si riferiscono all IRPEG per 30 mln EUR ed all IRAP per 13 mln EUR. Le imposte differite ammontano a 66 mln EUR e derivano principalmente da ammortamenti eccedenti stanziati al fine di ottenere benefici fiscali. Il tax rate è pertanto del 32.5%, a fronte di un aliquota d imposta teorica determinata sulla base della configurazione del reddito imponibile ai fini IRPEG ed IRAP del 42.1%. La differenza fra il tax rate teorico e quello effettivo è imputabile al beneficio fiscale derivante dall applicazione della L. 383/01 ( Tremonti bis ). Il capitale investito netto al 30 giugno ammonta a 9.090 mld EUR, in riduzione di 381 mln EUR a seguito principalmente della riduzione del capitale di esercizio. La variazione del CCN (125 mln EUR) è prevalentemente attribuibile all accantonamento al fondo imposte differite relativo agli ammortamenti eccedenti stanziati nel periodo. L indebitamento finanziario netto al 1H 02 si riduce di 1.72 mld EUR rispetto al livello del 1H 01, per effetto dei flussi di cassa generati dalla gestione corrente dopo il finanziamento di investimenti ed il pagamento di dividendi. 13
Evoluzione del CE e SP consolidati TAB. 10 - EVOLUZIONE CE CONSOLIDATO. VALORI IN MLN EUR. 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Vendite e prestazioni 1,830 1,791 1,758 1,809 1,847 1,868 1,873 1,876 1,886 1,895 YoY% -2.1% -1.8% 2.9% 2.1% 1.1% 0.3% 0.2% 0.5% 0.4% Altri ricavi 15 25 27 28 28 28 29 29 29 29 Ricavi Totali 1,845 1,816 1,785 1,837 1,875 1,896 1,902 1,905 1,915 1,924 YoY% -1.6% -1.7% 2.9% 2.1% 1.1% 0.3% 0.2% 0.5% 0.4% Costi esterni 465 392 439 382 386 387 384 381 379 377 YoY% -15.7% 12.1% -13.1% 1.1% 0.1% -0.7% -0.8% -0.5% -0.6% Costo lavoro 130 120 114 114 114 114 114 115 115 116 YoY% -7.7% -5.1% 0.0% 0.0% 0.0% 0.5% 0.5% 0.5% 0.5% Ebitda 1,250 1,304 1,232 1,341 1,376 1,396 1,404 1,409 1,420 1,431 YoY% 4.3% -5.5% 8.9% 2.6% 1.5% 0.6% 0.4% 0.8% 0.7% Mgn 68.3% 72.8% 70.1% 74.1% 74.5% 74.7% 74.9% 75.1% 75.3% 75.5% Amm.ti e svalutaz. 405 432 442 427 431 435 436 439 441 443 YoY% 6.7% 2.3% -3.5% 1.0% 0.8% 0.4% 0.5% 0.5% 0.5% Ebit 845 872 790 914 945 961 967 971 980 988 YoY% 3.2% -9.4% 15.8% 3.3% 1.8% 0.6% 0.3% 0.9% 0.8% Mgn 46.2% 48.7% 44.9% 50.5% 51.1% 51.5% 51.6% 51.7% 51.9% 52.1% Prov. Fin. Netti -288-287 -169-156 -153-148 -142-136 -129-122 Proventi netti su partecip. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Proventi straordinari netti -9-31 -6 0 0 0 0 0 0 0 Utile ante imposte 548 554 615 758 791 813 825 835 851 866 YoY% 1.1% 11.0% 23.3% 4.4% 2.7% 1.5% 1.2% 1.9% 1.8% Imposte 245 224 191 303 324 333 338 342 349 355 Tax rate 44.7% 40.4% 31.0% 40.0% 41.0% 41.0% 41.0% 41.0% 41.0% 41.0% Utile netto 303 330 424 455 467 480 487 493 502 511 YoY% 8.9% 28.6% 7.2% 2.6% 2.7% 1.5% 1.2% 1.9% 1.8% Utile netto rettificato 308 348 429 455 467 480 487 493 502 511 YoY% 13.1% 23.0% 6.2% 2.6% 2.7% 1.5% 1.2% 1.9% 1.8% Fonte: dati societari e stime Centrosim. L analisi dell evoluzione del CE e dello SP consolidati di SNAM RG è stata condotta fino alla fine del secondo periodo quadriennale di regolazione, ovvero fino al 2009. Il primo periodo di regolazione terminerà infatti nel settembre 2005. 14
TAB. 11 EVOLUZIONE DEL FATTURATO. VALORI IN MLN EUR. 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Volumi trasportati (mld mc) 69.6 73.3 77.8 80.7 83.8 85.0 86.2 87.5 88.7 YoY% 5.3% 6.1% 3.7% 3.8% 1.4% 1.4% 1.4% 1.4% Volumi rigassif. (mld mc) 3.6 3.6 3.6 3.6 3.6 3.6 3.6 3.6 3.6 YoY% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% Tasso inflazione 2.7% 2.5% 2.5% 2.5% 2.5% 2.5% 2.5% 2.5% 2.5% Capacity revenue 1,135 1,141 1,146 1,152 1,158 1,164 1,169 1,175 1,181 YoY% 0.5% 0.5% 0.5% 0.5% 0.5% 0.5% 0.5% 0.5% Commodity revenue 465 479 496 504 512 514 516 517 519 YoY% 3.0% 3.7% 1.5% 1.6% 0.4% 0.4% 0.4% 0.4% TOTALE 1,600 1,619 1,643 1,656 1,670 1,677 1,685 1,693 1,700 YoY% 1.2% 1.5% 0.8% 0.8% 0.5% 0.5% 0.5% 0.5% Delta fatturato per investimenti Quota capacity 0 22 24 25 28 26 23 24 24 Quota volume 0 15 16 16 18 18 16 16 16 Totale fatturato da investimenti 0 37 40 41 46 44 39 40 40 YoY% n.m. 8.5% 3.2% 12.2% -5.4% -11.4% 3.2% 0.0% Altro 90 50 72 95 96 96 97 97 97 Totale fatturato att. regolate 1,690 1,705 1,755 1,792 1,812 1,817 1,820 1,830 1,838 YoY% 0.9% 2.9% 2.1% 1.1% 0.3% 0.2% 0.5% 0.4% Altri ricavi 25 27 28 28 28 29 29 29 29 Ricavi totali 1,816 1,785 1,837 1,875 1,896 1,902 1,905 1,915 1,924 YoY% -1.7% 2.9% 2.1% 1.1% 0.3% 0.2% 0.5% 0.4% Fonte: stime Centrosim Come sottolineato in precedenza, assumiamo le stime dell Unione Petrolifera relativamente all evoluzione dei consumi nazionali di gas per il decennio in corso; relativamente alla dinamica inflativa assumiamo invece un tasso annuo costante del 2.5%. Abbiamo sopra evidenziato come lo scenario delineato dall Unione Petrolifera implichi un CAGR del 2.4% dei consumi nazionali di gas nel periodo 2000-2010; la dinamica risulta tuttavia molto più accentuata nella prima metà del decennio, con un CAGR del 3.5%, e più lieve nel restante quinquennio, con un CAGR dei consumi atteso all 1.4%. Data la struttura tariffaria del primo periodo di regolazione, con coefficienti di rettifica dei ricavi rispettivamente del 2.0% per la capacity revenue e del 2.5% per la commodity revenue, sono evidenti gli effetti positivi in termini di crescita del fatturato per SNAM RG. Nel primo periodo di regolazione i ricavi del gruppo sono infatti attesi crescere ad un tasso medio annuo lievemente superiore all 1%. Nel 2 periodo di regolazione assumiamo una invarianza del coefficiente di riduzione della capacity revenue al 2.0%, mentre variamo il coefficiente di riduzione della commodity revenue dal 4.5% al 3.5%, proprio in funzione della minore crescita attesa dei consumi di gas e pertanto dei volumi trasportati. Considerato un tasso d inflazione al 2.5%, ciò implica una crescita sostanzialmente identica della capacity revenue e della commodity revenue (intorno allo 0.5%). E pertanto evidente come, date le prospettive di crescita dei consumi di gas e la struttura del sistema tariffario, il primo periodo di regolazione dovrebbe evidenziare una migliore performance del fatturato e della redditività industriale rispetto a quanto atteso nel secondo periodo. Nell orizzonte temporale considerato l Ebitda è atteso crescere ad un CAGR dell 1.2%; nel primo periodo di regolazione la crescita sarà dell 1.7% annuo, mentre nel secondo periodo stimiamo che possa ridursi allo 0.6% annuo. La crescita dell Ebit è invece stimata all 1.6% sui due periodi di regolazione, ma anche in tal caso nei primi 4 anni la dinamica sarà più accen- 15
tuata (2.5% vs 0.7%). Notiamo come l Ebitda del 2002 sarà negativamente influenzato dal tributo ambientale istituito dalla Regione Sicilia, al cui pagamento SNAM RG provvederà anche nel corso del 2H 02, con un incidenza differenziale di 64.8 mln EUR. Al netto di tale tributo l Ebitda dell anno in corso risulterebbe pertanto maggiore per 97.2 mln EUR. FIG. 8 - EVOLUZIONE EBITDA ED EBIT MARGIN. 80.0% 75.0% 70.0% 65.0% 60.0% 55.0% 50.0% 45.0% 40.0% 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Ebitda mgn Ebit mgn Fonte: dati societari e stime Centrosim Gli oneri finanziari netti sono attesi in graduale riduzione per via del costante miglioramento della PFN. In funzione di tale dinamica, l utile netto è atteso in crescita ad un CAGR del 5.6% nel periodo, con una performance del 9.8% nel primo quadriennio e dell 1.6% nel secondo. TAB. 12 - EVOLUZIONE SP CONSOLIDATO. VALORI IN MLN EUR. 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Immobilizzazioni 9,625 9,425 9,447 9,510 9,609 9,690 9,729 9,780 9,829 9,876 CCN -31-12 -334-235 -240-243 -244-244 -245-246 Capitale investito lordo 9,594 9,413 9,113 9,275 9,369 9,447 9,485 9,536 9,584 9,630 F.do TFR 25 17 18 18 18 19 19 19 19 19 Capitale investito netto 9,569 9,396 9,095 9,257 9,351 9,428 9,466 9,517 9,565 9,611 Capitale netto 3,760 5,203 5,444 5,645 5,839 6,038 6,237 6,438 6,644 6,853 YoY% 38.4% 4.6% 3.7% 3.4% 3.4% 3.3% 3.2% 3.2% 3.2% Net debt 5,809 4,193 3,651 3,612 3,512 3,390 3,229 3,079 2,921 2,757 YoY% -27.8% -12.9% -1.1% -2.8% -3.5% -4.8% -4.6% -5.1% -5.6% Fonte: dati societari e stime Centrosim Come sopra evidenziato, il debito finanziario netto è atteso in graduale riduzione nel periodo considerato. Il pay-out ratio, che nell anno in corso è stato del 55.5%, è assunto per i prossimi anni al 60%. 16
FIG. 9 - ANDAMENTO D/E A VALORI DI MERCATO. 0.90 0.85 0.80 0.75 0.70 0.65 0.60 0.55 2001 2002 2003 2004 2005 Fonte: dati societari e stime Centrosim La liquidità generata dalla gestione reddituale dovrebbe ridurre il D/E da un valore di 0.87x alla fine del 2001 ad un valore di 0.58x alla fine del primo periodo di regolazione. Al termine del periodo considerato il D/E è atteso a 0.47x. TAB. 13 - EVOLUZIONE DELLA PFN. VALORI IN MLN EUR. 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 PFN iniziale -5,809-4,193-3,651-3,612-3,512-3,390-3,229-3,079-2,921 Cash Flow 762 866 882 898 914 923 931 943 954 Delta CCN -19 322-99 5 3 1 0 1 1 Delta F.do TFR -8 1 1 0 0 0 0 0 0 Cash Flow operativo 735 1,189 783 903 917 924 932 944 955 Net Capex 429 464 490 530 515 475 490 490 490 Dividendi 0 183 255 273 280 288 292 296 301 Free Cash Flow 306 542 39 100 122 161 150 158 164 Altro 1,310 PFN finale -4,193-3,651-3,612-3,512-3,390-3,229-3,079-2,921-2,757 Fonte: dati societari e stime Centrosim 8.5% FIG. 10 - DINAMICA DEL ROE 8.0% 7.5% 7.0% 6.5% 6.0% 5.5% 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Fonte: stime Centrosim 17
FIG. 11 - DETERMINANTI DEL ROE 300.0% 55.0% 250.0% 50.0% ROI, IIC 200.0% 150.0% 100.0% 50.0% 45.0% 40.0% 35.0% TGC 0.0% 2000 2001 2002 2003 2004 2005 30.0% ROI IIC TGC Fonte: stime Centrosim 10.3% FIG. 12 - DINAMICA DEL ROI 10.1% 9.9% 9.7% 9.5% 9.3% 9.1% 8.9% 8.7% 8.5% 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Fonte: stime Centrosim FIG. 13 - DETERMINANTI DEL ROI 52.0% 20.0% 50.0% 19.8% 48.0% 19.6% ROS 46.0% 19.4% 19.2% IRC ROS IRC 44.0% 19.0% 42.0% 18.8% 40.0% 2000 2001 2002 2003 2004 2005 18.6% Fonte: stime Centrosim 18
Nel primo periodo di regolazione il nostro modello evidenzia un free cash flow annuo intorno ai 100 mln EUR. Successivamente, la crescita della redditività industriale ed il contenimento degli investimenti di sviluppo dovrebbero elevare a circa 160 mln EUR all anno le potenzialità di riduzione del debito. Nel 2001 il ROE ha subito una riduzione di circa 170 bps passando dall 8.1% al 6.3%, essenzialmente per via della forte diminuzione dell indice d indebitamento complessivo seguente all aumento di capitale realizzato in sede di IPO. Per l anno in corso è previsto un recupero del ROE quasi ai livelli del 2000, essenzialmente per via di un aumento del tasso di gestione caratteristica (riduzione del tax rate conseguente all applicazione della L. 383/01, ovvero Tremonti bis ). Negli anni successivi il ROE è atteso sostanzialmente stabile, per via di un incremento del ROI (150 bps fra il 2002 ed il 2005) che compensa la riduzione sia dell indice di indebitamento complessivo (miglioramento della PFN) che del tasso di gestione caratteristica (crescita del tax rate su livelli intorno al 41%). Ad eccezione dell anno in corso, la dinamica del ROI è positiva nel periodo esaminato. Da un valore dell 8.8% nel 2000 l indicatore è atteso crescere al 10.2% alla fine del 2005, per poi stabilizzarsi negli anni successivi. Entrambe le variabili sottostanti questo aggregato, ovvero l Ebit margin e l indice di rotazione del capitale sono attese in crescita nel primo periodo regolatorio. Valutazione TAB. 14 - ASSUNZIONI CAPM 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Bu 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 Bl 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.6 rf 4.3% 4.3% 4.3% 4.3% 4.3% 4.3% 4.3% 4.3% rm 8.3% 8.3% 8.3% 8.3% 8.3% 8.3% 8.3% 8.3% (rm-rf) 4.0% 4.0% 4.0% 4.0% 4.0% 4.0% 4.0% 4.0% kd 6.0% 6.0% 6.0% 6.0% 6.0% 6.0% 6.0% 6.0% ke 7.1% 7.1% 7.0% 7.0% 7.0% 6.9% 6.9% 6.9% g 0.5% E 5,982 5,982 5,982 5,982 5,982 5,982 5,982 5,982 D 3,922 3,632 3,562 3,451 3,310 3,154 3,000 2,839 D/(D+E) 39.6% 37.8% 37.3% 36.6% 35.6% 34.5% 33.4% 32.2% E/(D+E) 60.4% 62.2% 62.7% 63.4% 64.4% 65.5% 66.6% 67.8% tax rate 36.0% 35.0% 35.0% 35.0% 35.0% 35.0% 35.0% 35.0% kd (1-t) 3.8% 3.9% 3.9% 3.9% 3.9% 3.9% 3.9% 3.9% WACC 5.8% 5.9% 5.9% 5.9% 5.9% 5.9% 5.9% 5.9% WACC-g 5.4% Fonte: stime Centrosim Coerentemente con le indicazioni fornite dall AEEG, assumiamo un beta levered di 0.7, cui corrisponde un beta unlevered di 0.5. Considerata la lieve riduzione dell indebitamento attesa per i prossimi anni, il modello evidenzia un evoluzione del beta unlevered sostanzialmente costante. In considerazione dell ottimo leverage finanziario, SNAM RG evidenzia un WACC decisamente ridotto (inferiore al 6%). Il tasso di crescita perpetuo dei flussi di cassa è posto allo 0.5%, coerentemente con le indicazioni fornite dal modello. 19
TAB. 15 - DETERMINAZIONE DEI FCFS. VALORI IN MLN EUR. 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Ebit 790 914 945 961 967 971 980 988 Imposte 245 366 387 394 397 398 402 405 Ebit dopo imposte 545 549 557 567 571 573 578 583 Amm.ti ed acc.ti 442 427 431 435 436 439 441 443 Delta f.do TFR 1 1 0 0 0 0 0 0 Cash Flow 988 976 989 1,002 1,007 1,011 1,019 1,026 Delta CCN 322-99 5 3 1 0 1 1 Cash Flow operativo 1,310 877 994 1,005 1,008 1,012 1,020 1,027 Var. % -33.0% 13.3% 1.1% 0.3% 0.4% 0.8% 0.7% Capex 464 490 530 515 475 490 490 490 FCF 846 387 464 490 533 522 530 537 Var. % -54.2% 19.8% 5.6% 8.8% -2.1% 1.6% 1.3% DCF 833 360 408 407 418 387 371 355 Fonte: stime Centrosim TAB. 16 - DETERMINAZIONE DEL VALORE ECONOMICO DI SNAM RG. VALORI IN MLN EUR. Terminal value 9,951 DTV 6,572 somma DCF 3,538 EV 10,110 PFN -3,651 Equity value 6,459 target price per share (EUR) 3.3 current price (EUR) 3.06 Upside (Downside) 8.0% Fonte: stime Centrosim Le assunzioni del modello evidenziano un EV di SNAM RG di circa 10.1 mld EUR, ovvero uno spread positivo del 5.6% rispetto a quanto determinato dall AEEG (9,575 mln EUR). L equity value è di circa 6.46 mld EUR, ovvero un valore di 3.3 EUR per azione. Rispetto alla quotazione corrente, il margine di upside è molto ridotto e quantificabile nell 8.0%. SNAM RG è pertanto correttamente valutata dal mercato. Ciò è indubbiamente dovuto alle spiccate caratteristiche difensive del titolo, il cui business è largamente prevedibile. Per via di queste ragioni, SNAM RG ha fino ad ora fornito una performance ampiamente migliore rispetto a quanto evidenziato dal Mibtel. Riteniamo tuttavia che, considerato il forte stato di sottovalutazione dei mercati azionari, a meno di ulteriori deterioramenti dello scenario per via di vicende belliche o di rallentamenti economici, SNAM RG evidenzi minori margini di apprezzamento teorico rispetto a quanto potenzialmente offerto dal mercato, e pertanto suggeriamo un rating di 4 - Underperform, con target price a 3.3 EUR per azione. 20