De l’importance d’être intégré

De l’importance d’être intégré

Conférence Cap InvestorsParis, 13 janvier 2010

1© POWEO 2009

POWEO, un opérateur alternatif intégré

Professionnels & entreprises ~ 107 000 sites à fin sept 09

Particuliers ~ 267 000 sites à fin sept 09

PRODUCTION

505 MW en opération et plus de 3 000 MW en développement (non pondéré)

Thermique marge sécurisée par des accords d’offtake

Renouvelables TRI sécurisé par les tarifs de rachat fixés par le gouvernement

COMMERCE

Env. 374 000 sites clientsElectricité / Gaz / Services

Marchés de masse approvisionnement à long

terme en nucléaire

Grands comptes Marge brute fixée par un tarif

régulé spécifique

Approv. nucléaire

Swap de capacité

Enchères

POWEO entend construire sa croissance rentable sur

le déploiement d’un parc de production (notamment de ‘pointe’)

un accès sécurisé à des ressources en ‘base’ nucléaire

un mix équilibré entre activités ‘régulées’ et ‘de marché’

2© POWEO 2009

Saviez-vous que …

La demande d’électricité varie en permanence

La France est le pays européen où la consommation d’électricité est la plus sensible aux variations de température (+2% de capacité disponible nécessaire pour chaque degré de température en moins)

L’électricité ne se stocke pas

Le parc de production doit être suffisamment flexible pour s’adapter en permanence à la demande

Une centrale nucléaire n’est pas flexible (on ne peut pas faire varier sa capacité de production)

On ne peut pas prévoir la disponibilité des principales énergies renouvelables (vent, solaire, hydraulique sans réservoir)

3© POWEO 2009

Saviez-vous que …

80% du parc de production français est nucléaire, donc peu flexible

Risque de défaut d’approvisionnement régional (Bretagne, PACA) ou national, en période de forte consommation (vague de froid, en hiver, de chaleur en été)

Solution 1 Importer l’électricité manquante …

La France est excédentaire en année pleine mais importe chaque année de l’électricité aux périodes de pointe

… mais les capacités sont limitées (capacités des interconnexions avec les pays limitrophes <10% de la capacité domestique)

Solution 2 Construire des centrales thermiques de nouvelle génération

Type CCGN (Cycle Combiné au Gaz Naturel)

Très flexible, haut rendement énergétique, émission modérée de CO2, le gaz naturel est une « énergie de transition »

4© POWEO 2009

75 77 77 79 80 82 83 85 86 86 89 92

15/11

/2001

11/12

/2001

12/12

/2001

13/12

/2001

17/12

/2001

07/01

/2003

08/01

/2003

26/01

/2005

28/02

/2005

27/01

/2006

17/12

/2007

07/01

/2009

La France doit investir dans des capacités de pointe

Demande en croissance, notamment aux heures de pointe

L’équilibre énergétique rend nécessaire de nouvelles capacités flexibles

La consommation d’électricité est attendue en hausse de 1,3% par an jusqu’en 2010, puis 1% par an

La consommation en pointe bat des records chaque année (92 GW en 2009)

Fermeture programmée de centrales au charbon (2,6 GW d’ici 2015)

Alerte émise dès 2005 par le gestionnaire du réseau (RTE) concernant le besoin de capacité

Depuis cette date, le RTE a revu en baisse le besoin global sauf pour la pointe :

besoin de capacité > 1 GW par an entre 2014 et 2020

marge de sécurité jusqu’en 2013 très faible (hiver 2009-10) ou nulle (hivers 2010-11 et 2011-12), bien qu’intégrant les projets en cours de développement

La proportion croissante d’énergies renouvelables dans le mix énergétique entraînera une hausse de la capacité de réserve nécessaire

2001-2009

5© POWEO 2009

Agenda

1. Un nouveau tournant dans l’histoire de POWEO

2. Commentaires sur le projet de réforme du marché français

3. Point sur le développement industriel et commercial

4. Eléments financiers & perspectives

Annexes

6© POWEO 2009

POWEO entre dans un nouveau cycle de développement

Devenir profitable selon un modèle de négoce et distribution sur le segment professionnel

Production

1ères étapes

Développer les 1ères briques industrielles et démontrer la capacité d’éxécution

Etendre nos propres capacités de production

Entrer sur le marché résidentiel (juillet 2007)

Accélérer la croissance de la base de clients après la réforme du marché

Commerce

2004 2006 2008 2010 …

7© POWEO 2009

Une étape majeure du partenariat de POWEO avec Verbund

Une opération ‘transformante’

Après 3 années de coopération qui ont permis à POWEO de devenir un opérateur intégré, le partenariat avec Verbund entre dans une nouvelle phase

Reprise par Verbund (à 29€ par titre) des 13% de Charles Beigbeder, qui reste Président du Conseil d’Administration

Nomination de Loïc Capéran (ex-DGD d’EDF) en tant que Directeur Général et évolution de la gouvernance (8 admin. dont 4 Verbund, 1 Ecofin, 1 Luxempart)

Abandon de l’option d’achat de Verbund sur POWEO Production

Augmentation de capital de 75 M€

VERBUND

POWEO SA

POWEO Production

Centrales thermiques

60%

100 %

Energies renouvelables

30%29%

100 %

40 %

ECOFIN Ltd Fonds

‘Utilities’

Charles Beigbeder

y.c. Gravitation

13%

Flottant

28%

Structure du groupe avant l’opération

8© POWEO 2009

Ecofin 25%

Flottant 20%

Luxempart 10%

Verbund 45%

Une structure actionnariale renforcée

Actionnariat avant l’augmentation de capital

Actionnariat après l’augmentation de capital et la cession de titres

7

Verbund 30%

Flottant 26%

Luxempart 3%

Ecofin 29% Famille

Beigbeder 1%

Gravitation 12%

Verbund a exprimé son intention de porter à court terme sa participation à un maximum de 48%

9© POWEO 2009

Verbund est

La principale compagnie d‘électricité en Autriche et parmi les principaux acteurs européens (n°4 en capacités hydro-électriques)

L’un des producteurs les plus respectueux de l’environnement en Europe, couvrant ~ 40% des besoins en Autriche, 90% reposant sur l’ hydro-électricité

Présent en Italie, Turquie et en France (POWEO)

Chiffres clés

124 centrales de production= capacité de 8 300 MW

CA 2008 3,7 Md€ Cash flow 2008 0,9 Md€ Capitalisation > 10 Md€

Données clés sur Verbund

10%

10%

5%

24%

51%

Republic of Austria 51%EVN > 10%Wiener Stadtwerke >10%TIWAG > 5%Free float < 24 %

Détenu à 51% par l’Etat autrichien

Profitabilité élevée

10© POWEO 2009

Agenda





Annexes

12© POWEO 2009

Les capacités ‘nucléaires’ de POWEO

Capacité = 160 MW d’origine ‘nucléaire’(environ 1,3 TWh par an)

Période de 18 ans de 2007 à 2024 Ruban de base Coût progressif

Capacité = 160 MW (soit 40% du CCGN de Pont-sur-Sambre)

Période de 15 ans de 2010 à 2024 Semi-base

Accord d’échange de capacité avec EDF depuis 2007

Capacité supplémentaire obtenue grâce à un système d’enchères

Proposées par EDF, à la demande en 2007 du Conseil de la Concurrence, pour une capacité totale de 1 500 MW sur 15 ans, prix moyen de 42 € par MWh pour les 5 premières années

279 MW attribués à POWEO sur un total de 1 500 MW mis aux enchères en 2008 et 2009

(49 MW pour la tranche 1, 130 MW pour la tranche 2 et 100 MW pour la tranche 3)

EDF POWEO POWEO EDF

13© POWEO 2009

Le principe de ‘réversibilité’ pour les consommateurs

Le principe de ‘réversibilité’ représente la possibilité, pour les sites ayant choisi un fournisseur alternatif d’électricité ou de gaz, de revenir aux tarifs réglementés proposés par les opérateurs historiques sous certaines conditions

Applicable depuis le 21 janvier 2008 jusqu’en juillet 2010

ELECTRICITERéversibilité pour les sites résidentielsAprès un délai minimum de 6 moisRéversibilité pour les sites professionnels (puissance < 36kVA) Uniquement en cas de changement de site

GAZRéversibilité pour les sites résidentiels uniquement en cas de déménagementPas de réversibilité pour les sites professionnels

14© POWEO 2009

Champsaur : une solution cohérente 1/3

Qu’est-ce que la Commission Champsaur ?

Créée fin 2008 par le Gouvernement, elle a proposé le 24 avril 2009 une série de recommandations pour régler les dysfonctionnements du marché français, en accord avec la réglementtaion européenne

Le 15 septembre, le Premier Ministre a déclaré son intention d’engager une réforme conçue pour “favoriser la concurrence”, et la CE a indiqué qu’elle pourrait alors abandonner les actions juridiques en cours (mais seulement après le débat parlementaire)

En amont : un accès régulé à de l’électricité en ‘base’

Principales modalités proposées :

Volume proportionné au portefeuille de clientèle avec un plafond global “déterminé pour permettre sans restriction le développement de la concurrence”

Prix basé sur les coûts de production du parc historique de production nucléaire (incluant les coûts de maintenance et d’allongement de la durée de vie des centrales)

Possibilité de contrats bilatéraux plus “compétitifs” que l’accès régulé en contrepartie d’un risque plus élevé (swaps de capacité ?)

15© POWEO 2009


Consommateurs industriels : suppression des tarifs jaune et vert, et du TarTAM

La mise en place d’une régulation à l’amont et le développement de la concurrence permettront de garantir des prix reflétant l’avantage compétitif du parc nucléaire français

Le Gouvernement entend faire disparaître les tarifs réglementés pour les grands clients en 2015 (avec une augmentation progressive des tarifs dans l’intervalle ?)

Consommateurs particuliers / professionnels : aménagement du tarif bleu et réversibilité totale

Tarif bleu maintenu mais mode de calcul revu en profondeur, avec l’intégration d’une référence aux prix de marché pour les autres composantes que la base nucléaire (pointe)

La réversibilité devient totale (pour l’électricité)

La compatibilité avec les règles de la concurrence est liée entre autres à la « dépolitisation » de la fixation des tarifs réglementés (formule de calcul transparente, rôle prépondérant du régulateur)

Pas de commentaires du Gouvernement à ce jour, excepté la volonté de maintenir le tarif ‘bleu’

16© POWEO 2009


Plusieurs points de vigilance

Tarif d’accès régulé à la ‘base’ : entre 30 et 46 € par MWh ?

La Commission mentionne des “coûts économiques” plutôt que “strictement comptables”

A déterminer par le régulateur sur la base de données auditables

2 tarifs d’accès différents (moins élevé pour les petits consommateurs) ?

Dans tous les cas l’écart entre le tarif d’accès à la ‘base’ et les tarifs réglementés de vente doit créer un espace économique suffisant pour les fournisseurs alternatifs

Tarif réglementé de vente (tarif ‘bleu’) : à augmenter ?

Basé sur l’addition de différents coûts (base, pointe, coûts de commercialisation)

Convergence de la composante ‘base’ vers le coût de remplacement du nucléaire (54 € par MWh ?)

Une révision à la hausse du tarif ‘bleu’ devrait probablement découler de cette nouvelle formule

Calendrier de la réforme ?

17© POWEO 2009

Agenda





Annexes

18© POWEO 2009

Plus de 500 MW déjà opérationnels

THERMIQUECCGN de Pont-sur- Sambre (412 MW )

EOLIEN8 parcs éoliens (85 MW)

HYDROPradeaux (4 MW) et Pradel (2 MW)

SOLAIREPlusieurs sites en métropole et dans les DOM TOM (2 MW)

Total = 505 MW

19© POWEO 2009

Plus de 3 000 MW de projets en portefeuille

THERMIQUE RENOUVELABLES

CCGN en construction Eolien (onshore)

(Pont-sur-Sambre 412 MW en service depuis fin septembre)

Non pondéré 480 MW

Eolien (offshore)Projets de CCGN en cours Non pondéré 450 MWToul 400 MW SolaireBlaringhem 840 MW Non pondéré 80 MW

Projets de CCGN à moyen terme BiomasseAutre(s) site(s) 840 MW Non pondéré 40 MW

> 2 000 MW > 1 000 MW

Le projet de Beaucaire (840 MW) reste en stand-by

Potentiel additionnel en grande hydro

20© POWEO 2009

CCGN de Pont-sur-Sambre (412 MW) en opération depuis fin septembre

Mise en service industrielle achevée

Réception finale le 25 septembre 2009

Coûts d’achat du gaz actuellement plus faibles que prévus, impact limité à attendre sur les marges (accords de ‘pass- through’ avec EDF et Verbund sur 80% de la production)

Chiffres clés

Capex 232 M€ contrat EPC 17 M€ intérêts capitalisés

Dette long terme 182 M€ coût moyen 5,00% (via Verbund)

EBITDA 30 M€ estimé (contribution ‘économique globale en année pleine, avant minoritaires)

TRI visé (sur fonds propres) > 15%

21© POWEO 2009

Projet de CCGN à Toul (400 MW) à engager au 1er semestre 2010

Dernières étapes avant la décision finale d’investissement

Permis de construire obtenu en juillet 2008 et licence d’exploitation reçue en janvier 2009

Négociation en cours pour le contrat EPC, l’approvisionnement en gaz et les accords d’offtake

Capex estimé = environ 350 M€ (contrat EPC seulement, sans les charges d’intérêt intercalaires)

Financement : en cours d’arrangement par Calyon, en complément d’un financement long-terme de 190 M€ envisagé par la BEI (Banque Européenne d’Investissement)

Calendrier visé

‘Notice To Proceed’ S1 2010

Mise en service 2012

22© POWEO 2009

Eolien : 85 MW en exploitation

Parc en exploitation

Projet en construction

Luc-sur-Orbieu 4 MW 2 RePower MM 70

Louville 24 MW 12 Vestas V80

Langres 12 MW 6 RePower MM 92

Bassigny 12 MW 6 Vestas V90

Boulay-Moselle 10 MW 4 Nordex N90

20 MW entrés en service au S2 2009

Langres (12 MW) et Fierville (8 MW)

Fierville

12 MW en construction, 15 MW autorisés

450 MW en phase de développement pour l’éolien onshore (et 450 MW pour l’éolien offshore, à développer probablement avec des partenaires)

Renardières 12 MW 6 RePower MM 82

Fierville 8 MW 4 RePower MM 92

Saint-Aubin 3 MW (POWEO’s share) Nordex N90

Auxois Sud 12 MW 6 Vestas V90

23© POWEO 2009

Photovoltaïque : les nouveaux tarifs créent des opportunités

Développement plus lent que prévu en 2009, rattrapage en 2010

24 MWc construits ou autorisés

2 MWc construits et 1 MWc en construction, principalement en surimposition dans les DOM-TOM

21 MWc autorisés, dont 12 MWc pour le projet de Toreilles (Pyrénées-Orientales, 35 ha, capex estimé à 40 M€)

Nouveaux tarifs applicables à compter du 1er janvier 2010

Au sol 328 € par MWh328 à 394 € si > 250 kWc, permet des projets rentables dans le Nord de la France

Intégré au bâti 602 €

Surimposition 450 € nouveau tarif pour les sites professionnels (min. 3 kWc), contraintes d’installation allégées

Ces tarifs ouvrent de nouvelles perspectives de développement

Puissalicon

La Réunion

Martinique

24© POWEO 2009

Préparation au renouvellement des concessions de grande hydro

Verbund va concrétiser ses ambitions en France au travers de POWEO

La grande hydro va contribuer aux ambitions de POWEO en énergies renouvelables, et le processus de renouvellement des concessions crée des opportunités majeures

Verbund est un développeur et producteur de 1er rang en hydro-électricité en Europe (n°4 grâce à ses acquisitions récentes en Allemagne)

Austrian Hydro Power AG, la filiale spécialisée de Verbund, va concrétiser ses ambitions en France exclusivement via POWEO (organisation spécifique avec des ressources détachées de Verbund)

Processus de renouvellement

Décret signé en juillet 2008

5 300 MW à attribuer d’ici 2014

Dossiers de candidature à remettre d’ici la fin de l’année

Bort-les-Orgues (240 MW)

25© POWEO 2009

Point sur ‘Gaz de Normandie’

GdN est un joint venture créé pour développer un terminal GNL près du Havre (Antifer)

Projet initié par le Port Autonome du Havre, gagné en 2006 par POWEO et la CIM : outil d’optimisation pour l’approvisionnement gaz des CCGN de POWEO, excellent emplacement

Tour de table en cours d’évolution (POWEO détient maintenant 73% suite à la sortie de Verbund, mais entend redevenir minoritaire)

Points clés

Capacité de regaséification de 9 Mds m3 par an, pourrait être étendue à 15 Mds m3 par an

Capex à reévaluer selon les études techniques (estimation actuelle = 650 à 700 M€), structure de financement visée : dette 80-85% / fonds propres 15-20%

Qualification de ‘projet d’intérêt général’ obtenue en mai 2009

Mise en service prévue en 2014-2015

26© POWEO 2009

Pôle Commerce : des évolutions contrastées en 2009

Changement volontaire du mix de segments de clientèle

Le segment résidentiel poursuit sa croissance (base de sites actifs + 36% au S1 2009) mais elle est ralentie par la hausse des taux de résiliations

Retour de la croissance sur le segment professionnel (+ 4% au S1 2009) grâce aux multi-sites

Position d’attente sur le segment des grands comptes, dans l’attente d’une amélioration des conditions d’activité

Forte décroissance des ventes aux réseaux (activité mobilisatrice de trésorerie)

Pas d’évolution notable du mix des canaux de vente

La vente en porte-à-porte reste le canal de vente prédominant (84% de l’acquisition de clients particuliers au S1 2009 (réseau interne Posilys + partenaires commercaux hors distribution)

Les partenariats avec la distribution (principalement Carrefour & Darty) ont recruté 2 800 sites clients au S1 2009, contribution encore modeste mais qui s’accroît (les offres de POWEO sont disponibles en ligne sur www.darty.fr depuis mi-septembre)

27© POWEO 2009

Sites actifs pour la fourniture d’énergie

Progression soutenue de la base de sites clients particuliers actifs (+44% sur 9 mois)

Le segment professionnel a repris sa croissance (+22%) en dépit d’une approche commerciale plus difficile (réversibilité partielle), grâce à l’effort commercial envers les clients multi-sites (entreprises)

Nb de sites actifs 31 déc 08réel

30 juin 09réel

30 sept 09réel

Variationdepuis le 1/1

Electricité 186,300 235,600 268,400 +44%

Particuliers 106,200 151,500 168,400 +59%

Professionnels 80,100 84,100 100,000 +25%

Gaz 85,900 107,400 105,400 +23%

Particuliers 78,900 100,800 98,900 +25%

Professionnels 7,000 6,600 6,500 -7%

Total 272,200 343,000 373,800 +37%

Particuliers 185,100 252,300 267,300 +44%

Professionnels 87,100 90,700 106,500 +22%

28© POWEO 2009

Residential customers - Active sites (cumulative)

- 50 000

100 000 150 000 200 000 250 000 300 000 350 000 400 000 450 000 500 000

Jan 08

Mar 0

8 M

ay 08

Jul 0

8 Sep 0

8 Nov

08 Ja

n 09 M

ar 09

May 0

9 J

uly 09

Sep 09

Nov 09

Electricity Gas Churn

Croissance de la base clients ralentie par la hausse du taux de résiliation

Rythme d’acquisition volontairement stabilisé autour de 1 000 nouveaux contrats signés par jour ouvré dans l’attente de la mise en oeuvre du Rapport Champsaur

Croissance de la base nette limitée par la hausse du taux de résiliation

Les taux de résiliation mensuels sont restés au-dessus des 5% pendant l’été

Les résiliations pour changement de fournisseurs représentent environ 50% (principale raison : écart entre la perception par le client de l’économie réalisée et la ‘promesse commerciale’

Taux de résiliations mensuels en décroissance progressive, proches des 3% en novembre

Acquisition sur le segment résidentiel

Résiliations (cumulées)

Clients particuliers – sites actifs

(cumulés)

29© POWEO 2009

Plan d’action pour remédier à la hausse des résiliations

La direction est claire

Evoluer du ‘quantitatif’ vers le ‘qualitatif’

Cibler les consommateurs intensifs, fidèles et solvables

Améliorer les contrôles qualitatifs sur les canaux de ventes

Un plan d’action dual

Réconcilier la promesse d’économie avec la prestation réelle (discours commercial, offre produit, facturation => nouvelle présentation à partir d’octobre 2009)

Développer les outils de rétention (plateforme dédiée dans les centres d’appels, script de rétention)

Adapter le schéma de commission des vendeurs + opérations de geo-marketing pour identifier les zones attractives / à risques

Accroître la part des autres canaux de vente que le porte-à-porte, et étendre la mensualisation (les résiliations étant nettement moins élevées)

Bien que les résiliations et les créances douteuses soient typiques des débuts d’un marché liberalisé, POWEO ne peut accepter les niveaux actuels

Rétention

Recrutement

30© POWEO 2009

Autres priorités du nouveau management

Nouvelles direction et gouvernance en place depuis août 2009

Loïc Capéran et Erik Regter nommés respectivement CEO (DG) et COO (DGD)

Conseil d’administration : 4 membres proposés par Verbund, 1 par Ecofin (+ 1 censeur) et 1 par Luxempart (+ 1 censeur), en complément de Charles Beigbeder (Président) et Loïc Capéran

1ères orientations

POWEO conservera son modèle d’opérateur intégré (production + commercialisation)

POWEO doit atteindre l’équilibre dès que possible et maximiser son retour sur investissement; pour cela le Groupe

doit se recentrer sur ses développements et opportunités les plus attractifs

peut sans doute optimiser son organisation, tout en exploitant au mieux l’expertise et les ressources de Verbund

Plan d’action – en cours de finalisation pour une mise en oeuvre dans les prochains mois

Conviction que POWEO est proche d’une avancée critique (Champsaur) et que d'autres opportunités majeures se profilent (besoins de capacité, grande hydro, énergies renouvelables…)

31© POWEO 2009

Agenda





Annexes

32© POWEO 2009

EBIT

-9,3

-21,0

S1 08 S1 09

Marge brute

31,5

14,3

S1 08 S1 09EBITDA

4,3

-15,1

S1 08 S1 09

Chiffre d'affaires

264,9247,0

S1 08 S1 09

Principaux indicateurs financiers du S1 2009 (en M€)

Evolution du mix des segments au détriment des grands comptes et réseaux

Contribution positive de l’ Energy Management

EBITDA porté par la hausse de la marge brute

Taux de marge brute soutenue par la production (impact encore limité) et l’ Energy Management

Pertes d’exploitation divisées par 2

S2 attendu fortement déficitaire (pôle Commerce)

33© POWEO 2009

Une structure financière saine (données au 30 juin 2009, en M€)

324,7

96,4

Financial debts Cash position

228,3

273,7

Net debt Net equity

271,7

53,0

Project financings Corporate debt

53,0

81,6

190,1

Debt < 1Y 1Y < debt < 5Y Debt > 5Y

Gross cash position €96m (before rights issue)

Debt consists mainly of project financings (asset- backed, specific legal entity)

Gearing = 83% (before rights issue)

Standard maturity for project financings > 15 years

324,7

96,4

228,3273,7

271.7

53.053,0

81,6

190,1

Dettes financières Trésorerie brute Dette nette Fonds propres

Project financings Corporate debt dettes < 1A 1A < dettes < 5A dettes > 5A

34© POWEO 2009

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Impact des droits de tirage en ‘base’ de POWEO

Une valeur significative tirée du swap de capacité avec EDF

Suite à l’extension de ses capacités en ‘base’ en 2008, POWEO comptabilise la valeur nette des 160 MW du swap de capacité signé en 2007

‘Horizon de marché’ de 3 ans, contribution de 44 M€ en 2008, dont 40 M€ seront encaissés en 2010

Sensibilité aux prix à terme = 2,5 M€ par € / MWh (non-cash)

La courbe actuelle des prix à terme est toujours en dessous des hypothèses internes

Les prix à terme estimés utilisés pour 2011 & 2012 dans le budget 2009 (soit 65 € par MWh) sont supérieurs aux niveaux actuels (cf. slide suivant)

Valeur reconnue dans les comptes de POWEO

Valeur potentielle

Prix à terme actuels (Powernext)

NB: au-delà de 2013, prix à terme basés sur estimations Pöyry (scenario central)

35© POWEO 2009

45

50

55

60

65

70

75

80

85

90

95

d f m m j a s o d j m a j j a o n

Baseload 2011 Baseload 2012 Baseload 2013

Graphique des prix à terme et hypothèses internes

Hypothèse de prix à terme pour 2011 et 2012 = 65 € par MWh

2008 2009

Source: Powernext

€ / MWh

36© POWEO 2009

Perspectives 2009

Objectifs opérationnels pour 2009 tels qu’ajustés en novembre pour tenir compte des conditions de marché adverses dans la commercialisation d’énergie

Base de clients objectif de sites actifs à fin 2009 (450 000 à 500 000) et 2010 (1 million) reportés du fait du retard de mise en oeuvre de la réforme

Chiffre d’affaires légère érosion vs. 2008 due à l’évolution marquée du mix des segments

EBIT pertes proches de 80 millions € en 2009, sur la base des éléments suivants :

Prix à terme 2011 et 2012 s’élevant respectivement à 53 € et 57 € à fin décembre vs. 65 € dans le budget 2009 (environ -30 M€ vs. budget)

Dépréciations et pertes sur créances clients (environ -10 M€)

Dépréciations de coûts d’acquisition clients (environ -10 M€)

Anticipation sur 2009 de coûts d’achat liés à un contrat d’approvisionnement en gaz (environ -25 M€)

Mesures conservatrices prises afin de préserver les résultats et la situation de trésorerie de POWEO en 2010 et au delà

37© POWEO 2009

POWEO, de solides actifs associés à des facteurs structurels de croissance et de valorisation

POWEO associe des actifs significatifs…

505 MW déjà en opération (CCGN de 412 MW + 93 MW en renouvelables)

440 MW de capacité en ‘base-load’ sécurisée (dont 160 MW libre d’utilisation)

374,000 sites clients et une marque forte sur le 2ème marché énergétique en Europe

… à des facteurs structurels de croissance et de valorisation

Plus de 3 000 MW de projets de capacités en cours de développement

Besoin de capacités de production de pointe, soutien politique aux énergies renouvelables

Processus de renouvellement des concessions de grande hydraulique

Pression de la CE en faveur de mesures pro-concurrentielles

Un cadre réglementaire plus favorable grâce à la Commission Champsaur ?

… et une structure actionnariale et financière renforcée à un moment-clé de l’ouverture du marché français

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Chiffre d’affaires 9 mois 2009 par activités : évolution du mix clients

Ventes aux clients résidentiels toujours marginales, bien qu’en forte croissance

Décroissance des ventes aux grands comptes et réseaux en ligne avec l’évolution du mix de clientèle annoncée début 2009, dans l’attente des améliorations du marché que pourraient entraîner les recommandations de la commission Champsaur

Forte hausse des ventes de gaz, toutefois quasi-neutres en termes d’impact sur la marge brute

Contribution légèrement négative de l’Energy Management suite au déclin des prix de marché depuis la fin du 1er semestre

M€ 9M 09 9M 08 Variation

Electricité / Clients profilés particuliers 18,9 2,2 +769%

Electricité / Clients profilés professionnels 39,3 38,4 +3%

Electricité / Clients télé-relevés 83,3 145,1 -43%

Electricité / Réseaux & autres 82,5 129,9 -37%

Electricité / Production 18,2 5,8 +217%

Electricité 242,2 321,3 -25%

Gaz / Clients particuliers profilés 26,9 5,0 +434%

Gaz / Clients professionnels profilés 13,4 8,2 +65%

Gaz / Clients télé-relevés et réseaux 33,2 6,0 +454%

Gaz 73,5 19,2 +283%

Fourniture d’énergie 315,7 340,4 -7,3%

Prestations de services 14,3 6.7 +114%

Transports & taxes 47,5 29,2 +63%

CA hors Energy Management 377,5 376,3 +0,3%

Energy Management (2,0) (9,5) +79%

Chiffre d’affaires consolidé 375,5 366,8 +2,4%

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Marge brute encore modeste, qui reflète le peu d’espace laissé aux nouveaux entrants sur le marché français

Décroissance marquée des dépenses de marketing & communication

Contribution des actifs de production à l’EBITDA = 8,3 M€ (en dépit de médiocres conditions de vent)

Effectif moyen = 831p au S1 09 vs. 493p au S1 08 (et 622p au S2 08, augmentation des forces de vente)

Compte de résultat du S1 2009 1/2

M€ S1 09 S1 08 Variation

Chiffre d’affaires 264,9 247,0 +7%

Achats (203,9) (214,1) -5%

Transports & taxes (31,8) (19,4) +64%

Variation des stocks 2,3 0,8 +188%

Marge brute 31,5 14,3 +120%

en % 11,9% 5,8%

Marketing & com (2,3) (4,5) -49%

Charges externes (7,9) (6,1) +30%

Charges gaz liées à PSS (12,0) -

Frais généraux et admin. (9,1) (7,0) +30%

Salaires (13,6) (10,9) +25%

Autres produits et charges 17,7 (0,8)

EBITDA 4,3 (15,1)

Marge brute doublée (11,9% du CA), soutenue par la production et l’Energy Management

Charges d’exploitation en hausse avec la période de préparation de Pont-sur-Sambre (consommation de gaz + opex), compensées par Siemens (indemnités financières du fait du retard)

41© POWEO 2009

Compte de résultat du S1 2009 2/2

M€ S1 09 S1 08

EBITDA 4,3 (15,1)

Amortissement & dépréciation – actifs non courants (9,4) (4,0)

Amortissement & dépréciation – actifs courants (4,3) (0,7)

Autres produits et charges 0,1 (1,2)

EBIT (9,3) (21,0)

Produits financiers 0,7 2,2

Charges financières (2,8) (1,8)

Impôts sur le revenu (1,6) 0,9

Quote-part de résultat des sociétés mises en équivalence - (0,1)

Résultat net (13,1) (19,8)

Résultat net – part des minoritaires (0,3) (1,0)

Résultat net – part du Groupe (12,8) (18,8)

Amortissement des coûts d’acquisition en hausse avec l’extension de la base clients (coûts d’acquisition amortis depuis 2008 sur 4 ans pour les clients résidentiels et 6 ans pour les professionnels)

Hausse du risque client : impact négatif sur les dépréciations (4,4 M€) et les autres produits & charges (1,0 M€)

Charge d’impôt différé (non-cash) liée à Pont- sur-Sambre

Perte nette – part du Groupe fortement réduite par rapport au S1 08, en dépit de l’impact des créances douteuses ou irrecouvrables (5,4 M€)

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Tableau des flux de trésorerie du S1 2009

Réduction du BFR (baisse des ventes aux grands comptes et réseaux + effet de la compensation TarTAM)

Investissements : principalement 39,4 M€ pour les actifs industriels, et 8,8 M€ pour les coûts d’acquisition clients

Position cash de 95,2 M€ qui n’inclut pas 25,0 M€ d’appels de marge et dépôts de garantie pour les transactions de marché

M€ S1 09 S1 08

Trésorerie brute d’ouverture 69,8 156,9

Flux net de trésorerie lié à l’exploitation 52,0 (16,5)

Flux net de trésorerie lié aux opérations d’investissement (69,1) (146,1)

Flux net de trésorerie lié aux opérations de financement 42,5 127,3

Variation nette de la trésorerie 25,4 (35,4)

Trésorerie brute de fin de période 95,2 121,5

Cash d’exploitation positif (+52,0 M€) lié en grande partie à la réduction du BFR (+48,3 M€)

Dépenses d’investissement plus faibles qu’au S1 2008 (qui reflétait l’impact de Pont-sur-Sambre)

Position de cash brut = 95,2 M€ (avant impact des 71 M€ de produit net de l’augmentation de capital de juillet 2009)

43© POWEO 2009

Bilan au 30 juin 2009

M€ 30 juin 09 31 déc 08

Immobilisations incorporelles & goodwill 93,2 83,0

Immobilisations corporelles 412,7 378,1

Actifs financiers et autres actifs non courants 59,3 83,2

Stocks 8,9 6,2

Créances clients 139,2 201,2

Instruments financiers courants 78,2 63,9

Autres actifs circulants 90,7 110,7

Trésorerie et équivalents 96,4 72,3

TOTAL ACTIF 978,5 998,6

Capital social 11,4 11,3

Prime d’émission et autres fonds propres 196,2 216,7

Résultat net - part du Groupe (12,8) (20,5)

Situation nette - part du Groupe 194,8 207,5

Intérêts minoritaires 79,0 78,8

Situation nette 273,7 286,3

Dettes financières 324,7 282,0

Instruments financiers courants 21,3 20,9

Dettes fournisseurs 158,4 229,6

Autres dettes d’exploitation 200,3 179,8

TOTAL PASSIF 978,5 998,6

+34,6 M€ en immobilisations corporelles liés principalemen à Pont-sur-Sambre (23,2 M€) et Langres (7,2 M€)

Réduction significative des créances clients et dettes fournisseurs due essentiellement à la baisse des ventes aux grands comptes et aux réseaux

Position de cash brut de 96,4 M€ (trésorerie brute 95,2 M€ + découverts bancaires 1,2 M€), qui n’inclut pas 25,0 M€ d’appels de marge et de dépôts de garantie (qui figurent dans le poste Actifs financiers & autres actifs courants)

Hausse de 42,7 M€ des dettes financières (dont 21,4 M€ pour Pont-sur-Sambre)

Ratio dette nette / fonds propres = 83% (dettes principalement constituées de financements de projet porté par des filiales dédiées)

44© POWEO 2009

POWEO sur Alternext

Historique du cours sur 1 an

Performance sur 2 ans comparée avec le secteur

ALPWO / ISIN FR0004191674 / Reuters ALPWO.PA / Bloomberg ALPWO FP

Nombre d’actions en circulation (non-dilué) : 16 377 933

45© POWEO 2009

Information Investisseurs

Recommandation et objectif de cours

Fortis / Thomas Alzuyeta+ 33 1 5567 [email protected]

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Positive 28,00€

Calendrier financier

Chiffre d’affaires 2009

Mi-février 2010

Résultats 2009 Mi-mars 2010

Relations Investisseurs

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