Indice Risultati 2008 >Introduzione >2008 i migliori track record >Business mix >Capex >Struttura finanziaria >Dati di sintesi 2008 Piano industriale

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Risultati 2008

> Introduzione> 2008 i migliori track record> Business mix> Capex> Struttura finanziaria> Dati di sintesi 2008

Piano industriale al 2011

> Priorità strategiche> Target strategici> Driver del MOL al 2011> Business mix ‘11> Business Ambiente > Business Energia Elettrica> Business Gas> Sinergie

> Capex e flussi di cassa> M&A> Conclusioni

Allegati

> 2008 in pillole> Driver del MOL 2008> Risultati 2008: breakdown per business > Assunzioni di piano> Target ’11: breakdown per business> Target “sostenibili” al ’11 > Introduzione al Gruppo Hera> Disclaimer

123456

789

1011121314

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Risultati annuali 2008

Risultati 2008 1

Introduzione – Risultati 2008

> Il più importante risultato nella storia di Hera in termini di sviluppo economico e industriale, su base organica, compensando completamente l’impatto della crisi economica.

> +75 ml€ di Mol e +46 ml€ di Utile Ante Imposte

> 3 nuovi impianti completati coerentemente con i piani e iniziative addizionali per rafforzare ulteriormente la posizione upstream nei business Energia e Ambiente.

> Visibilità nelle attività regolate (Energia, Ambiente e Idrico).

> Focus sull’efficienza e sull’efficacia dei servizi.

Raggiunta una solida piattaforma competitiva per continuare a crescere

2008: i migliori track record

Sviluppo legato alla fornitura di energia elettrica, al trading e ai maggiori ricavi nelle attività regolate dell’Idrico e Ambiente.

2

+18,4% cagr negli ultimi 6 anni

Oneri finanz. ’08 includono Moratoria fiscale (-3,0 ml€)

Riduzione del personale di 120 unità a parità di perimetroCrescita costo di 2,2%(a.p.p.)*

Imposte ‘07 +24,6 ml€ risparmi fiscali straordinari (“imposta sostitutiva”).

Crescita a doppia cifra delle attività operative

Imposte ’08 includono 1,8 ml€ Robin Tax.

Risultati 2008

M € 2007 2008 Inc. %

Ricavi 2.905,1 3.792,0 +30,5%Costi operativi (2.389,0) (3.181,2) +33,2%Personale (300,9) (331,1) +10,0%Capitalizzazioni 238,2 248,5 +4,3%

MOL 453,3 528,3 +16,5%Amm.ti & Acc.ti (176,2) (196,8) +11,7%Fondi (56,6) (50,8) (10,4%)

Risultato operativo 220,6 280,7 +27,3%Gestione finanziaria (78,0) (91,9) +17,7%

Utile ante imposte 142,5 188,9 +32,5%Imposte (32,6) (78,6) +140,8%

Utile netto 109,9 110,3 +0,3%di cui di terzi (13,7) (15,5) +13,5%

* a.p.p.: a parità di perimetro

3

Crescita a doppia cifra di tutti i business principali

528 ml€

453 ml€

+22%

+20%

+10%

+19%

+4%

2007 2008

24,2%

9,7%

24,6%

35,3%

6,2%

Posizioni di mercato più forti nelle attività liberalizzate e visibilità nei business regolati

23,1%

9,4%

26,1%

34,5%

6,9%

Ambiente> Volumi trattati fino a 5,1 ml ton

(+17,3%) di cui 70% conto terzi> Raccolta differenziata (42%)> Incremento tariffe igiene urb. (+3,8%)> Certificati Verdi contabilizzati per il

56% della produzione elettrica

Ciclo idrico integrato

Gas Distrib. & Vendita

Energia Distrib. & Vendita

> Incremento tariffe (+5%) > Minori consumi (-1,5% per capita) > Recupero dei costi addizionali pre ’08 (5 ml€)> Costo elettricità più elevato (-5 ml€)> Perdite al 25,5% (pari a 8

cm/km/giorno migliore in Italia)

>Volumi venduti fino a 2,5 mld mc (+7%) di cui +65ml relativi all’M&A

> Raggiunto 1,1 milioni di clienti> Gas procurato direttamente (37%

delle vendite)> Gas distribuito 2,4 mld mc (+10%)> Migliori condizioni climatiche (+31,5

ml mc a parità di perimetro)> Impatto nuove tariffe ’09-’12 (-2,5ml€)

>Volumi venduti fino a 5,1 TWh (+17,1%)

>Volumi distribuiti 2,3 TWh (+0,7%)> Contatori elettronici (100.000 installati)> Raggiunti ~314.000 clienti> Nuove tariffe di distribuzione (-5 ml€)

> Numero di punti luce 326.800 (+2,4%)> Calore venduto 423 GWht (+8,0%)

Altri business

Risultati 2008

Progressiva normalizzazione degli investimenti e crescita dei flussi di cassa

4

’08 Capex principalmente in sviluppo (di cui 100 ml € in nuovi impianti)

Progressivo completamento degli investimenti di sviluppo e FCF positivi pianificati già nel 2009

Risultati 2008

Capex (Ml€) 2006 2007 2008

Ambiente 88,8 166,2 125,2

Idrico 100,2 131,4 114,1

Gas 39,9 34,0 37,7

Energia 132,2 50,6 51,5

Altri 35,4 35,0 38,7

Struttura 56,4 50,4 57,5

Finanziari* 51,8 4,2 4,9

Capex '08 504,7 471,7 429,7

* Investimenti finanziari 2006 sono stati risclassificati tra i business

Confermata una solida struttura finanziaria

5

Struttura finanziaria con rating “A” senza necessità di

rifinanziamenti nel breve termine

I flussi di cassa operativi hanno raggiunto 449 ml€

Risultati 2008

2008

D/E 1,0D/Ebitda 3,0Duration media (anni) 7Interessi a tasso fisso* 100%Linee credito impegnate 350100% copertura maturity metà 2011Impegni nessuno

Rating Moody's l/t A1/stabiles/t A-2/negativo l/t A-/negativo

* tassi variabili sono stati swappati a fisso

Rating S&P

Dati azionari

Numero azioni 1.032,7 Valore nominale 1,0 €Prezzo azione* 1,275 €PN 1.579,1 €Capitalizzazione 1.316,7 €Mkt Cap./PN 0,83x

TP consensus* 2,6 €Upside potential +102%

EV/Ebitda '08 5,5xAdj P/E '08 11,2xDPS (cent€) 8,0 Div. Yield 6,3%Pay out 87%

D/E 1xRating S&P ARating Moody's A1

* Al 25 Marzo 2009

> Importanti risultati raggiunti nel ‘08:

> Record di sviluppo organico

> Raggiunti significativi traguardi industriali

> Solido stato patrimoniale (D/E 1x e D/Ebitda 3x) e ROI passato da 7,4% a 8,9%

> Preparati ad affrontare la crisi economica:> Minor impatto della crisi in ER/base clienti Hera vs. media naz.> Riduzione degli investimenti (-25% vs Budget nei primi 2 mesi

del ’09)> Nessun bisogno di rifinanziamento nel breve termine (2009-

2010)

> Nuovi target al 2011 confermano la crescita organica del passato

Dati di sintesi risultati 2008

6

Dividendo per azione di 8 cent € pagato in giugno

Risultati 2008



Priorità strategiche

7

> Rafforzamento industriale attraverso l’integrazione upstream e sfruttamento dell’expertise nei WTE.

> Mantenere flussi di cassa positivi e una solida struttura finanziaria.

> Migliorare ratios e la “bottom line”.

> Aumentare la visibilità del business Waste (Hera Ambiente).

> Continuare a cercare nuove opportunità strategiche di espansione (M&A).


8

Target strategici


Nuovi impianti Avvio

WTE Forlì Ago '08

WTE Modena Dic '08

WTE Modena (revamp.) fine '10

WTE Rimini inizio '10

CCGT Imola Dic '08

CCGT Ortona fine '10

Rinnovabili '10/'11

9

> Incremento vendite elettriche> Gestione asset Ambiente> Aumento tariffe (idriche-rifiuti)> Efficientamento

Già avviati nel 2008

Il target di Mol a 670 ml€ sostenuto dai driver della crescita organica

Driver di crescita poggiano su attività già realizzate nel 2008


(M€) M&A Sin.&Cr.Org. Nuovi impianti

Media '02-'08 22 25 9 Media '09-'11 - 25 22

Portafoglio bilanciato e con basso profilo di rischio

10

670 ml€’11 Mol

Contributo alla crescita al 2011

Liberalizzati *~40%

Regolati~60%

* Include anche CV, Illuminazione Pubblica e TLR basati su contratti a lungo termine.

528 ml€’08 Mol


11

Ambiente: Capitalizzare la leadership in un “mercato a breve”

Ormai completati i WTE

> Completamento impianti di Rimini e Modena (revamping).

> Sviluppo delle discariche per mantenere la capacità attuale (2,5 ml ton).

> Nuove tecnologie per ambiente & trattamento dei fanghi (es. desorbitore).

> Recupero energia attraverso drenaggio - fermentazione e combustione delle biomasse.

> Far leva sull’expertise nell’ingegnerizzazione e partecipare a nuove iniziative sui WTE.

Spin off attività in una nuova “entità legale” Hera Ambiente

Trattamento di Rifiuti di terzi


WTE sviluppati MW

installatiCapacità Trattam.

Vecchi impianti WTE 17 113 In funzione

C.E. Ravenna 4 39 Acquisito

WTE FEA 22 220 Completato

WTE Ferrara 14 130 Completato

WTE Forlì 12 120 Completato

WTE Modena 30 180 Completato

WTE Rimini 12 120 15%

WTE Modena (rev.) 7 45 5%

Totale 118 967

2007

2008

2008

Processo Costr./Acquis. (anno di avvio)

2003

2004

2005

ml ton 2007 2008 E2011

Volumi totali 4,4 5,2 6,4

Generazione MW Disponib.

Hera

Tirreno Power 3.000 169 Acquisito

Contratto Atel (VPP) 160 160 Contrattato

Sparanise 800 120 Completato

Teverola 400 156 Completato

Imola (cogen.) 80 80 Completato

Ortona 105 27 5%

Altri & Rinnovabili 127 75%

WTE 111 80%

Totale 950

2007

2008

Processo Costr./Acquisiz.

2003

2005

2007

0,5 0,61,80,6 0,6

0,71,2 1,4

1,41,2

1,2

1,2

2007 2008 E2011

Atel

Hera JV(Spar/Tev./Ortona)

Tirreno Power

Produzione Hera

Energia Elettrica: Sfruttare le opportunità di mercato

12

* Include contratti a lungo termine con Atel

Upstream* e espansione delle Vendite

> +150 MW di capacità al 2011.

> Ulteriore sviluppo del portafoglio corrente in rinnovabili raggiungendo 2,0 TWh (70% elettrici/30% termici) da 0,6 TWh.

> Focus sul solare (+4MW installati), biomasse e eolico.

Espansione nella generazione

Vendite

5,1

3,8

8.05.1

4.3

3,5

Produz.‘08 (Twh) 12,6 Ricavi (ml €) 1.500Mol (ml €) 323Utile netto (ml €) 100Ulteriore capacità post ‘08:•CCGT (MW) +400•Coal (MW) +460

> 65% copertura delle vendite con produzione interna.

> +8 TWh nelle vendite e 400.000 clienti (portafoglio di clienti bilanciato).

> 60% dei target di crescita già raggiunti con la campagna commerciale 2009 (Dicembre 2008).


TWh 2007 2008 E2011

Distribuzione EE 2,2 2,3 2,6

0,500,40

0,30

-

0,10

0,40

2008 E2011

TAG

VNG

Altri contratti

Gas: Verso il pieno bilanciamento delle fonti di approvvigionamento

13

> Mantenimento dei volumi nelle vendite compensando il churn rate fisiologico e confermare l’80% delle vendite a residenziali clienti & SME.

> Flessibili nell’upstream per trarre vantaggio da un mercato domestico più “liquido”.

> Galsi (10,4% partecipazione) aumenterà l’approvvigionamento diretto di 1 mld mc dal ’13.

> Ulteriori opzioni in fase di valutazione per strutturare il portafoglio sono LNG, stoccaggio e relazioni con grandi operatori.

> Mantenimento delle posizioni nel mercato di riferimento (92% mkt share nel territorio di riferimento).

Gas importato direttamente

Time table progetto Galsi

0,8

0,9

Sales & Wholesale

2,5 2,4

> Fare leva sulla partecipazione del 30% in SGR Servizi (RN).

Clienti ’08 (000) 181Volumi ’08 (ml mc) 295Ricavi (ml€)

144Mol (ml€)

8Utile netto (ml€)

4


Estrarre valore dalle correnti operazioni del Gruppo

14

> Sfruttare il valore inserito:> Ambiente costituzione di “Hera Ambiente”

> Rinnovabili sfruttare la produzione esistente

> Ill. pubblica

> Servizi energetici

> Razionalizzare la proprietà delle reti.

> Miglioramento del modello organizzativo per le attività regolate:

> Riorganizzare le attività “territoriali” perseguendo ulteriori risparmi di costo.

> Sfruttare l’innovazione nella gestione dei servizi (es. contatori elettronici, polo di telecontrollo).

> Migliorare la qualità del servizio attraverso le infrastrutture di gestione del cliente e fornire 3 servizi per cliente.

Sinergie ‘09-’11 nel Gruppo Hera

+11

+14

+25

+50

Razionalizz.Personale

Riduzione costi Efficientamento Totale

Sinergie 2009-2011 (ml€)

Far leva sulla dimensione del business (oltre 20 ml € di Mol al ‘11)


Riduzione degli investimenti e flussi di cassa positivi dal 2009

15

0.6

0.4 0.03

Mantenimento Sviluppo Finanziari Totale

~1

43%

57%

Piano degli investimenti

2007 2008 2009 2010 20112007 2008 2009 2010 2011

Flussi di cassa positivi dal 2009

FCF

Investimenti totali

FC operativi

Inv. Mantenimento


Capex '09-'11

Ambiente 295 Idrico 377 Gas 130 Energia Elettrica 154 Altri 110

Investimenti netti totali 1.066

2008 E2011

Capitale investito netto (ml€) 3.151 3.466ROI 8,9% 11,8%ROE 7,0% 11,1%D/E 1,00x 0,95xPFN/Ebitda 3,0x 2,5x

M&A: Ancora nel radar

16

Acquisizioni nei core business

> Energia

> Ambiente

Aggregazioni con multi - utility di medio - piccole dimensioni

> In Emilia Rom.

> Territori limitrofi

Accordi con grandi multi – utility o partner industriali

Cosa Hera può offrire

> Notevole dimensione e posizionamento nel settore

> Credibilità nell’integrazione e nei servizi territoriali

> Quotazione indiretta

> Posizione dominante nel settore

> Larga base clienti

> Know how

> Portafoglio bilanciato

> Bisogno di allargare la presenza nei core business

> Continuare a estrarre valore

> Vendere significa raggiungere una significativa crescita dimensionale

> Vantaggio della prima mossa

Razionale per perseguire lo sviluppo attraverso M&A

Prospettiva temporale


Basso rischio, flussi di cassa positivi e crescita dei dividendi

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Già realizzate le principali premesse per la futura crescita del Mol per circa +142 ml€, non includendo M&A potenziali.

Crescita in tutte le principali attività regolate e liberalizzate, business mix bilanciato confermato (60% attività regolate).

Flussi di cassa positivi a partire dall’anno corrente.

Migliorare la struttura finanziaria attuale e la crescita dei dividendi.

L’obiettivo a medio termine è di 2 milioni di clienti, 1 mld € di Mol e una solida struttura finanziaria


Allegati

18

2008 in pillole

Risultati 2008

Nuovi impianti Avvio

CCGT Sparanise mag-07

WTE Ferrara nov-07

WTE Forlì ago-08

WTE Modena dic-08

CCGT Imola dic-08

+23 +23

+6

M&A Sin.&Cr.Org. Nuoviimpianti

+18,4% cagr negli ultimi 6 anni

19

La crescita “organica” ha sostenuto i risultati

No piena contribuzione nell’anno

Performance ’02-’07

Principali driver 2008

• Incremento tariffe (Idrico & Ambiente)

• Riduzione tariffe di distribuzione elettrica (-11%)

• Migliore price cap nella distribuzione Gas (2%)

• Maggiori volumi nei business Ambiente & Elettrico

528

453

+25

+35

+15

2007 M&A Sin&Cr.Org. Nuovi impianti 2008

Risultati 2008

Driver crescita org.:+60m€

Ambiente

L’aumento delle tariffe (+3,8%) e I nuovi impianti sostengono la crescita dei ricavi.

Certificati Verdi sono stati considerati conservativamente al 56% (1,1 CV su 51% dell’energia prodotta) della produzione da WTE.

I volumi di rifiuti sono cresciuti grazie alle fusioni e alla crescita “sottoprodotto impianti”.

Mol beneficia anche dei nuovi impianti (i WTE di Ferrara e Forlì hanno contribuito per circa 23 ml€).

20

Crescita delle tariffe del +5% e M&A più che compensano la lieve riduzione dei consumi (-1,0/1,5%) e i minori ricavi da nuovi allacciamenti (crisi del mercato immobiliare).

La crescita del Mol beneficia anche del recupero di costi addizionali sostenuti nel periodo regolatorio precedente (5 ml€) compensando i maggiori costi energetici del ’08.

Continua l’attività di telecontrollo delle reti.

Idrico

Risultati 2008

M € 2007 % 2008 % Var. %

Ricavi 553,6 100,0% 632,1 100,0% +14,2%Costi oper. (289,4) (52,3%) (328,0) (51,9%) +13,3%Personale (129,1) (23,3%) (142,1) (22,5%) +10,1%Capitalizzaz. 21,3 3,8% 24,2 3,8% +13,2%

Mol 156,3 28,2% 186,3 29,5% +19,2%

Dati 2007 2008 Var. %

Volumi R.Urbani (000ton) 1.666,5 1.762,5 +5,8%

Volumi R.Speciali (000ton) 1.770,3 1.801,7 +1,8%

Sottoprod. impianti (000ton) 961,5 1.594,0 +65,8%

Totale volumi trattati 4.398,2 5.158,2 +17,3%

M € 2007 % 2008 % Var. %

Ricavi 407,6 100,0% 459,0 100,0% +12,6%Costi oper. (342,0) (83,9%) (359,0) (78,2%) +5,0%Personale (89,8) (22,0%) (100,8) (22,0%) +12,3%Capitalizzaz. 142,7 35,0% 131,0 28,5% (8,2%)

Mol 118,5 29,1% 130,2 28,4% +9,8%

Dati 2007 2008 Var. %

Ricavi regolati 344 389 +13,2%

Ricavo (€c/m3) 142,5 151,4 +6,2%

N. clienti (000) 1.015,0 1.153,9 +13,7%

Acquedotto (ml m3) 241,1 257,0 +6,6%

Gas

21

Energia Elettrica

L’inverno più freddo e l’M&A più che compensano la riduzione delle tariffe (-2,1%).

La base clienti aumenta soprattutto grazie all’M&A: Megas ha contribuito per 40.000 clienti (vendita e distribuzione) e SAT con ulteriori 60.000 clienti (distribuzione).

Il Mol beneficia anche dei guadagni di efficienza (costi inferiori e economie di scala) e la riduzione di -2,5m€ relativi alla riduzione tariffaria.

L’espansione del mercato e le attività di trading hanno più che compensato la riduzione dei consumi e la riduzione delle tariffe di distribuzione di circa 8,9%.

Base clienti aumentata fino a 287.000 clienti (314.000 inclusi i contratti a Dic. ’08 e attivati in Gen./Feb. ’09).

Il Mol beneficia anche dell’integrazione upstream.

Risultati 2008

M € 2007 % 2008 % Var. %

Ricavi 922,0 100,0% 1.130,3 100,0% +22,6%Costi oper. (810,5) (87,9%) (997,4) (88,2%) +23,1%Personale (39,5) (4,3%) (46,6) (4,1%) +18,1%Capitalizzaz. 32,7 3,5% 41,6 3,7% +27,3%

Mol 104,7 11,4% 127,8 11,3% +22,0%

Dati 2007 2008 Var. %

Ricavi Distribuzione 124,5 134,3 +7,9%Volumi distrib. (ml m3) 2.150 2.370 +10,2%Ricavo (€c/m3) 5,79 5,67 (2,1)%

N. clienti (000) 1.018,7 1.065,7 +4,6%

Volumi venduti (ml m3) 2.337,0 2.493,1 +6,7%di cui trading (ml m 3 ) 223,2 294,8 +32,1%

M € 2007 % 2008 % Var. %

Ricavi 989,2 100,0% 1.555,0 100,0% +57,2%Costi oper. (945,1) (95,5%) (1.506,5) (96,9%) +59,4%Personale (20,0) (2,0%) (22,0) (1,4%) +10,5%Capitalizzaz. 18,6 1,9% 24,9 1,6% +33,9%

Mol 42,7 4,3% 51,4 3,3% +20,3%

Dati 2007 2008 Var. %

Ricavi Distribuzione 50,5 45,3 (10,3)%Volumi distrib. (mld m3) 2.248 2.263 +0,7%Ricavo (€c/m3) 2,2 2,0 (10,9)%

N. clienti (000) 273,2 286,9 +5,0%

Volumi venduti (GWh) 4.335 5.075 +17,1%

Altri servizi

L’incremento dei ricavi sostenuto dalla crescita in tutte le attività compensa la riduzione relativa alle dismissioni delle attività non core.

Il Teleriscaldamento beneficia dell’inverno freddo e il mercato dell’Illuminazione Pubblica si è esteso in altri 4 Comuni.

Il Mol beneficia dell’efficientamento e del contributo delle unità di mini-cogen. avviate.

22

Liberalizzati*~40%

Regolati~60%

528 ml€Mol

* Include anche Certificati Verdi, Illuminazione Pubblica eTeleriscaldamento basati su contratti a lungo termine.

Business regolati

Portfolio mix

Risultati 2008

M € 2007 % 2008 % Var. %

Ricavi 160,4 100,0% 164,2 100,0% +2,3%Costi oper. (129,6) (80,8%) (138,7) (84,5%) +7,1%Personale (22,6) (14,1%) (19,7) (12,0%) (13,0%)Capitalizzaz. 23,0 14,4% 26,8 16,3% +16,2%

Mol 31,2 19,5% 32,6 19,8% +4,4%

Dati 2007 2008 Var. %

Teleriscaldamento (GWht) 391,5 422,6 +8,0%

Illuminazione pubblica (000) 319,1 326,8 +2,4%

Raccolta rifiuti Urbani

Ciclo Idrico

Distrib. Gas

Distrib. En. El.

Lunghezza concessioni 2012 2024 2010 2030

Ritorno sulla RAB 6,0% 7.0%* 7,6% 7,0%

Tariffa media ''05-'08 (Ric./vol.) +7,3% +5,5% +2,3% +1,7%

Periodo regolatorio '09-'12 '08-'11

Autorità

* 7,2% su nuovi investimenti

'08-'12

7 ATO (locali) AEEG (Nazionale)

Assunzioni del Piano Industriale

23Piano industriale al 2011

Inflazione 2% 2% 2%Petrolio $/B 50,00 73,00 70,00 Tasso di cambio $/€ 0,76 0,71 0,71 Prezzo medio Energia €/MWh 62,30 72,90 71,00 CV (€/Mwh) 120,00 80,00 80,00 CO2 (€/ton) 18,00 23,00 24,00

Ipotesi scenario macro Piano precendente

E2010 Nuovo piano

E2011 Nuovo piano

E2010

Ambiente & Ciclo Idrico

24

Ambiente Ciclo Idrico

Ricavi +7,4%Tariffa Rifiuti Urbani +2,3% cagrVolumi rifiuti urbani: +2,0% cagr

Crescita tariffaria fino al 2012 già concordata con le autorità locali. Certificati verdi conservativamente considerati al 51% dell’energia prodotta e 1,1 certificati per GWh.Espansione dei volumi rifiuti speciali (doppia cifra) grazie alla capacità dei nuovi impianti.

Mol +12,3%Soprattutto sostenuti dal contributo dei nuovi impianti (3 nuovi impianti già avviati, 1 in costruzione a Rimini e 1 repowering a Modena).

Ricavi +2,8%Crescita tariffe: +4,5% cagr

La crescita della tariffa idrica regolata sostiene la crescita dei ricavi. La crescita delle tariffe fino al 2012 già concordata con le autorità locali. Stimati volumi invariati.

Mol +7,8%Sostenuto soprattutto dalla crescita delle tariffe e dall’efficientamento perseguito nella gestione delle reti (telecontrollo sul 100% delle reti).


M € 2008 % E2011 % Cagr.%

Ricavi 632,1 100,0% 783,8 100% +7,4%Costi operativi (328,0) (51,9%) (373,1) (47,6%) +4,4%Personale (142,1) (22,5%) (150,7) (19,2%) +2,0%Capitalizzaz. 24,2 3,8% 4,0 0,5% (45,2%)

Mol 186,3 29,5% 263,9 33,7% +12,3%

M € 2008 % E2011 % Cagr.%

Ricavi 459,0 100,0% 498,1 100% +2,8%Costi operativi (359,0) (78,2%) (336,2) (67,5%) (2,2%)Personale (100,8) (22,0%) (112,8) (22,6%) +3,8%Capitalizzaz. 131,0 28,5% 114,1 22,9% (4,5%)

Mol 130,2 28,4% 163,2 32,8% +7,8%

Gas & Energia Elettrica

25

Energia ElettricaGas

Ricavi (0,2%)

Tariffa distribuzione Gas: (1,1%) cagrVolumi vendita Gas: (1,0)% cagr

Le ipotesi sui volumi di vendita sono basate su condizioni climatiche “prudenti”. I prezzi delle vendite di Gas sono basati sull’ipotesi del petrolio a 70$ al barile (cambio $/€ 0,71).

Mol (1,4%)Il Mol riflette la riduzione delle tariffe.

Ricavi +6,0%

Tariffa distribuz. EE: (1,0)% cagrVolumi distribuz. EE: +4,3% cagrVolumi vendite EE: +16,4% cagr

Espansione del mercato (60% già contrattualizzato a Dic. ’08) è principalmente guidata dal cross selling sulla base clienti gas (soprattutto clienti Soho/SME e residenziali).

Mol +11,6%Sostenuto principalmente dall’upstream nella generazione elettrica e dall’espansione del mercato.


M € 2008 % E2011 % Cagr.%

Ricavi 1.130,3 100,0% 1.124,0 100% (0,2%)Costi operativi (997,4) (88,2%) (972,2) (86,5%) (0,9%)Personale (46,6) (4,1%) (55,0) (4,9%) +5,7%Capitalizzaz. 41,6 3,7% 25,8 2,3% (14,7%)

Mol 127,8 11,3% 122,6 10,9% (1,4%)

M € 2008 % E2011 % Cagr.%

Ricavi 1.555,0 100,0% 1.853,6 100% +6,0%Costi operativi (1.506,5) (96,9%) (1.776,2) (95,8%) +5,6%Personale (22,0) (1,4%) (23,3) (1,3%) +1,9%Capitalizzaz. 24,9 1,6% 17,3 0,9% (11,4%)

Mol 51,4 3,3% 71,3 3,8% +11,6%

Altri servizi & Portfolio Mix

26

Ricavi (1,9%)Teleriscaldamento

Calore: da 423 a 675 GwhtGenerazione: da 70 a 106 GWhe

Illuminazione pubblicaPunti luce da 327.000 a 349.000

Riduzione attesa delle vendite legata alle dismissioni di attività non-core parzialmente compensata dall’incremento dei ricavi di TLR e dell’Illuminazione Pubblica.

Mol +14,7%Sostenuto soprattutto da guadagni di efficienza e dallo sviluppo delle attività di TLR e Illuminazione Pubblica. Attesa una significativa crescita dell’Ebitda margin.

Liberalizzato*~40%

Regolato~60%

Target

* Include anche Certificati Verdi. Illuminazione pubblica e Teleriscaldamento basati su contratti a lungo termine.

Altri servizi

Portfolio Mix


M € 2008 % E2011 % Cagr.%

Ricavi 164,2 100,0% 154,9 100% (1,9%)Costi operativi (138,7) (84,5%) (108,1) (69,8%) (8,0%)Personale (19,7) (12,0%) (19,1) (12,3%) (0,9%)Capitalizzaz. 26,8 16,3% 21,4 13,8% (7,2%)

Mol 32,6 19,8% 49,1 31,7% +14,7%

Sostenibilità

27

> Il piano indistriale di Hera fissa target per tutti i principali KPI.

> Il piano industriale di Hera è un processo “Bottom-Up” rinnovato ogni anno.

> I Target sono definiti in modo analitico nella Balanced Score Card estesa a tutti i quadri e dirigenti aziendali.

> La remunerazione del top management (pubblicata nel bilancio) è per il 50% collegata al raggiungimento dei target.

> La remunerazione dei dirigenti anch’essa legata (15%-20%) al raggiungimento degli obiettivi inseriti nella BSC.


Personale E2010 E2011 Incr/(decr.)

Formazione (000 ore/capite) 130 130 -Incidenti sul lavoro* 42 39 +7,1%Gravità del danno** 0,9 0,9 -

Clienti E2010 E2011 Incr/(decr.)

Interruzioni nel servizio elettrico 17 min. 13 min. +23,5%Rispetto degli standard AEEG > 100% > 100% -Tempo medio di attesa agli sportelli 20 min. 15 min. +25,0%Tempo medio di attesa al call center 27,5 sec. 30 sec. (9,0)%

Energia da rinnovabili (Gwh e Gwht) E2010 E2011 Incr/(decr.)

Cogenerazione (incl. termico) 1.270 1.327 +4,5%WTE (incl. termicol) 383 409 +6,8%Geotermia 83 84 +1,2%Idrico 116 121 +4,3%Biogas (incl. termico) 14 17 +21,4%Altro 56 102 +82,1%

Totale 1.922 2.060 +7,2%

Ambiente E2010 E2011 Incr/(decr.)

Raccolta differenziata 50% 50% -Rifiuti Urbani raccolti in discarica 15% 15% -Perdite idriche (incl. perdite amministrative) 21% 21% -Rispetto degli standard di Kyoto (Co2) >100% >100% -Emissioni da WTE % dei limiti di legge - 21% -Certificati Bianchi (K Tep) 88 65 (26,1)%

* Numero totale di incidenti sul totale ore lavorate

** Giorni di assenza sul totale ore lavorate

28

Il processo di consolidamento del settore in Italia è attualmente in corso

Settore utility in Italia

Introduzione

Grandi operatori con presenza su mercato nazionale

Principalmente focalizzati su 1 o 2 business energetici

Operatori che operano su scala provinciale

Tradizionalmente operativi in 3/4 servizi primari (Gas, Energia Elettrica, Idrico e Ambiente)

Partecipate da Comuni

Presenza atomistica in Italia di multi-utility locali

Volumi venduti (ml m3) 257Clienti (000) 1.154Reti (km) 43.000

Ciclo idricoVolumi venduti (ml m3) 2.493Volumi distrib. (ml m3) 2.370Clienti (000) 1.066Reti (km) 14.400

Gas Distrib. & Vendita

Volumi venduti (Gwh) 5.075Volumi distribuiti (Gwh) 2.263Clienti (000)* 314Reti (km) 9.600

Energia Distrib. & Vendita

Teleriscaldamento (Gwht) 423Punti luce (000) 327Comuni serviti 64

TLR & altri servizi

Rifiuti Urbani (ml ton) 1,8Rifiuti Speciali (ml ton) 3,1Popolazione servita (ml) 2,6Impianti di trattamento 74Di cui WTE 7

Gestione Rifiuti

Un portafoglio bilanciato di attività complementari in crescita

29

~40% Liberalizzato~60% Regolato

*A gennaio 2009

Introduzione

Posizioni di mercato primarie nei business liberalizzati

30

> Contesto normativo e definizione delle tariffe recentemente stabilite per tutti i business regolati.

> Tariffe Idriche e Ambiente al di sotto della media EU.

> Leader nel trattamento dei rifiuti.

> 3° nel business Gas (posizione dominante nel territorio di riferimento con ~91% mkt share).

> 8* nella vendita di Energia Elettrica, (+36% cagr. dal 2002) attraverso il cross-selling.

Introduzione

Raccolta rifiuti Urbani

Ciclo Idrico

Distrib. Gas

Distrib. En. El.

Lunghezza concessioni 2012 2024 2010 2030

Ritorno sulla RAB 6,0% 7.0%* 7,6% 7,0%

Tariffa media ''05-'08 (Ric./vol.) +7,3% +5,5% +2,3% +1,7%

Periodo regolatorio '09-'12 '08-'11

Autorità

* 7,2% su nuovi investimenti

'08-'12

7 ATO (locali) AEEG (Nazionale)

Rifiuti Speciali (ml ton)

Vendita Gas (mld mc)

Vendita EE (TWh)

Volumi 3,3957 2,4931 4,3

N. clienti (000) 1.066 274

Posizione in Italia 1° 3° top 10

Mkt share in Italia 3,2% 3,0% 1,3%

Modello di governance unico ed effettivo

Costituita nel 2002 (attraverso la prima operazione di consolidamento del settore in Italia coinvolgendo 11 società)

Ha continuato a integrare ogni anno società nelle aree contigue.

L’azionariato pubblico è così diventato molto frammentato (Il Comune di Bologna ha la quota maggiore pari al 15%)

Il flottante include più di 150 azionisti istituzionali

31

* Comuni della provincia di Ferrara 2,7%

* Comuni della provincia di Modena 15,0%

* Comuni della provincia di Bologna 20,3%

* Comuni Province della Romagna 21.0%

Flottante 41,0%

* I comuni azionisti sono circa 180

Azionisti

1.032,7m az. ord.

Le acquisizioni di Hera

Introduzione

M € 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Cagr %

Ricavi 1.099 1.241 1.529 2.148 2.364 2.905 3.792 +22,9%Mol 192 242 292 386 427 453 528 +18,4%Utile Netto 37 53 87 109 100 110 110 +20,0%

D/E (%) 29 50 53 65 77 93 100 +22,8%DPS (C€) 3,5 5,3 6,0 7,0 8,0 8,0 8,0 +14,8%ROI (%) 6,9 8,4 10,9 8,8 8,6 7,4 8,9 +4,4%

L’importante track record ha sovraperformato i target di IPO

Mol più che raddoppiato

Utile netto triplicato

Dividendi più che raddoppiati

Solida struttura finanziaria: D/E inferiore a 1 e duration del debito pari a 8 anni, 90% interessi a tasso fisso e linee di credito impegnate pari a 350 ml€ a copertura delle maturities fino al 2011.

32

192

+114+30

+117

453

2002 M&A Sin.&Cr.Org.

Nuoviimpianti

A2007

Track record

192

376

+0

+60

+124

2002 Sin.&Cr.Org. E2007

Piano industriale di IPO (2003)

+20% vs IPO

Introduzione

Disclaimer

> This presentation contains forward-looking statements regarding future events (which impact the Hera Group’s future results) that are based on current expectations, estimates and opinions of management.

> These forward-looking statements are subject to risks, uncertainties and events that are unpredictable and depend on circumstances that might change in future.

> As a result, any expectation on Group results and estimates set out in this presentation may differ depending on changes in the unpredictable circumstances on which they are based.

> Therefore, any forward -looking statement made by or on behalf of the Hera Group refer on the date they are made.

> The Hera Group shall not undertake to update forward-looking statements to reflect any changes in the Group’s expectations or in the events, conditions or circumstances on which any such statements are based.

> Nevertheless, the Hera Group has a “profit warning policy” , in accordance with Italian laws, that shall notify the market (under “price-sensitive” communication rules) regarding any “sensible change” that might occur in Group expectations on future results.

Disclaimer

33Disclaimer

Documents

Indice Risultati 2008 >Introduzione >2008 i migliori track record >Business mix >Capex >Struttura finanziaria >Dati di sintesi 2008 Piano industriale