Iren S.p.A - 8156001EBD33FD474E60 - 2022 DEPOSITO SDIR DEFINITIVO

(3) Vice Presidente nel triennio 2019-2021. È stato confermato nella carica per il triennio 2022-2024 nel corso della seduta del Consiglio di Amministrazione del 21 giugno 2022.

(4) Amministratore Delegato e Direttore Generale dal 29 maggio 2021. È stato confermato nelle cariche per il triennio 2022-2024 nel corso della seduta del Consiglio di Amministrazione del 21 giugno 2022.

(5) Presidente del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità, nominata in data 21 giugno 2022.

(6) Componente del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità, in carica nel triennio 2019-2021 e confermata per il triennio 2022-2024 in data 21 giugno 2022.

(7) Presidente del Comitato per la Remunerazione e le Nomine, in carica nel triennio 2019-2021 e confermato nella medesima carica per il triennio 2022-2024 da parte del Consiglio di Amministrazione del 21 giugno 2022.

(8) Componente del Comitato per la Remunerazione e le Nomine dal 30 maggio 2019 sino al 21 giugno 2022. Da tale data, per il triennio 2022-2024, è stata nominata componente del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate dal Consiglio di Amministrazione.

(9) Componente del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità dal 30 maggio 2019 sino al 21 giugno 2022. Da tale data, per il triennio 2022-2024, è stato nominato componente del Comitato per la Remunerazione e le Nomine.

(10) Presidente del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità e componente del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate dal 30 maggio 2019 sino al 21 giugno 2022. Da tale data, per il triennio 2022-2024, è stato nominato componente del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità.

(11) Componente del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate, nominata, per il triennio 2022-2024, dal Consiglio di Amministrazione in data 21 giugno 2022.

(12) Componente del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità, nominata, per il triennio 2022-2024, dal Consiglio di Amministrazione in data 21 giugno 2022.

(13) Componente del Comitato per la Remunerazione e le Nomine, nominato, per il triennio 2022-2024, dal Consiglio di Amministrazione in data 21 giugno 2022.

(14) Componente del Comitato per la Remunerazione e le Nomine, nominata, per il triennio 2022-2024, dal Consiglio di Amministrazione in data 21 giugno 2022.

(15) Componente del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate, nominata, per il triennio 2022-2024, dal Consiglio di Amministrazione in data 21 giugno 2022.

(16) Presidente del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate, in carica nel triennio 2019-2021 e confermata nella medesima carica per il triennio 2022-2024 da parte del Consiglio di Amministrazione del 21 giugno 2022.

(17) Nominato dall’Assemblea dei Soci del 6 maggio 2021 per il triennio 2021-2022-2023.

(18) Nominata dall’Assemblea dei Soci del 22 maggio 2019 per il novennio 2021-2029.

Gruppo Iren 5

AVVISO DI CONVOCAZIONE DI ASSEMBLEA ORDINARIA

I Signori Azionisti sono convocati in assemblea ordinaria in unica convocazione a Parma in strada S. Margherita 6/A - presso la Sala “Consiglio di Amministrazione” della sede direzionale Iren S.p.A. - per il giorno 4 maggio 2023 alle ore 11,00 per discutere e deliberare sul seguente

Ordine del Giorno:

1)Bilancio di esercizio al 31 dicembre 2022; Relazione sulla gestione, Relazione del Collegio Sindacale e della Società di Revisione.

2)Proposta di destinazione dell’utile d’esercizio: deliberazioni inerenti e conseguenti.

3)Relazione sulla politica in materia di remunerazione predisposta ai sensi dell’art. 123-ter del TUF (così come modificato dal D.Lgs. 49/2019), sezione prima: deliberazioni inerenti e conseguenti.

4)Relazione sui compensi corrisposti ai sensi dell’art. 123-ter del TUF (così come modificato dal D.Lgs. 49/2019), sezione seconda: deliberazioni inerenti e conseguenti – deliberazione consultiva.

5)Proposta di adeguamento dei corrispettivi all’inflazione per l’incarico di revisione legale dei conti a partire dall’esercizio 2022 a fine mandato (approvazione bilancio al 31 dicembre 2029): deliberazioni inerenti e conseguenti.

6)Proposta di autorizzazione all’acquisto e alla disposizione di azioni proprie di Iren S.p.A. ai sensi degli articoli 2357 e seguenti del codice civile, dell’articolo 132 del D.lgs. n. 58 del 24 febbraio 1998 e del Regolamento Consob adottato con delibera n. 11971 del 14 maggio 1999: deliberazioni inerenti e conseguenti.

Il Presidente del Consiglio di Amministrazione

Ing. Luca Dal Fabbro

LETTERA AGLI AZIONISTI E STAKEHOLDERS

Gentili Azionisti e Stakeholder,

nel presentarvi i risultati del Bilancio Consolidato e del Bilancio di Sostenibilità per l’esercizio 2022, facciamo ricorso anche quest’anno ad un’unica lettera per entrambi i documenti. Una scelta e al tempo stesso una necessità, dal momento che la visione del Gruppo Iren fonde sviluppo e sostenibilità in un valore unico, con l’obiettivo di migliorare la qualità della vita delle persone, rendere più competitive le imprese e guardare alla crescita dei territori con gli occhi del cambiamento. Un commitment convinto e trasparente che si riflette nella profonda integrazione della strategia industriale con quella di sostenibilità.

L’anno passato è stato caratterizzato dall’intreccio di tre crisi: la guerra in Ucraina e i suoi effetti sul mercato dell’energia; la pandemia, giunta al suo terzo anno, che continua a influenzare l’economia e la società, anche se meno gravemente; il cambiamento climatico che si manifesta con ondate di caldo, siccità e inondazioni, che contribuiscono all’aumento dell’instabilità sociale ed economica.

In questo contesto complesso, il Consiglio d’Amministrazione ha confermato l’impostazione strategica del Gruppo Iren, delineata nel piano industriale al 2030, un piano rafforzato nei suoi driver principali. Tre i pilastri portanti: la transizione ecologica, con una progressiva decarbonizzazione di tutte le attività e il rafforzamento della leadership nell’economia circolare e nell’utilizzo sostenibile delle risorse; la territorialità, con un’estensione del perimetro nei territori storici e l’evoluzione a partner di riferimento per le comunità; la qualità del servizio, attraverso il miglioramento delle performance e la massimizzazione dei livelli di soddisfazione dei clienti/cittadini.

Il rafforzamento della strategia del Gruppo, nonostante lo scenario di crisi, da un lato dimostra quanto la sostenibilità ne sia un valore costitutivo, dall’altro certifica la solidità della pianificazione strategica di Iren che analizza e valuta i trend e gli scenari macroeconomici, finanziari, energetici, climatici e sociali determinanti, in termini di rischi e opportunità, per lo sviluppo sostenibile. Questo ha permesso al Gruppo Iren di definire le proprie priorità strategiche a breve, medio e lungo termine – coerenti con gli Obiettivi delle Nazioni Unite (UN Sustainable Development Goals, SGDs) ai quali Iren contribuisce e può contribuire in futuro – e un piano d’azione e di governo in linea con i principi del UN Global Compact, la Dichiarazione Universale dei Diritti Umani dell’ONU, le Convenzioni e le Raccomandazioni dell’Organizzazione Internazionale del Lavoro (OIL).

Il modello di business di Iren è orientato a trasformare, attraverso le attività gestite dal Gruppo, le risorse di input (ambientali, sociali, economiche e di governance) per creare valore per l’azienda e per i diversi stakeholder nel breve, nel medio e nel lungo termine.

Grazie alle sinergie tra le diverse aree di business, anche in una logica di innovazione, il Gruppo garantisce il massimo impegno per ridurre il proprio impatto ambientale e sociale, per soddisfare le esigenze dei clienti e delle comunità e per garantire elevati standard di sicurezza per dipendenti e fornitori. Per tradurre questo impegno in un risultato concreto, il Gruppo Iren ha articolato un processo di analisi di materialità che si sviluppa in modo dinamico, coinvolgendo i propri stakeholder per condividere e valutare i temi materiali per lo sviluppo strategico e per la rendicontazione delle proprie performance.

L’integrazione tra strategia industriale e strategia di sostenibilità è evidente anche nei numeri: 10,5 miliardi di euro di investimenti previsti tra il 2023 e il 2030, in crescita di 200 milioni di euro rispetto al precedente Piano Industriale, nonostante il contesto macroeconomico molto volatile; 80% degli investimenti organici totali in arco piano, circa 7,5 miliardi di euro, destinati a progetti sostenibili per il raggiungimento degli impegni assunti. Una conferma della volontà di coniugare lo sviluppo del Gruppo a quello delle comunità, dei territori e dell'ambiente, che riguarda anche la forza lavoro, con un importante piano di assunzioni a supporto dello sviluppo e che prevede, al 2030, l’ingresso nel Gruppo di circa 3.200 nuovi dipendenti rispetto al 2022.

Un impegno rilevante, a garanzia della volontà di proseguire nel percorso intrapreso con il precedente Piano Industriale la cui validità ha permesso la realizzazione di investimenti record nel 2022, pari a circa 1,5 miliardi di euro, in crescita del 56% rispetto al 2021 e più del doppio rispetto al 2020. Il 75% degli investimenti sostenuti dal Gruppo sono stati destinati, in linea con i pilastri del Piano Industriale, a progetti o attività sostenibili.

I risultati del 2022 sottolineano la solidità e resilienza del modello di business del Gruppo. Nonostante il forte impulso allo sviluppo che ha determinato un incremento degli investimenti, il Gruppo ha mantenuto l’indebitamento finanziario netto sotto i livelli previsti, a 3,3 miliardi di euro, grazie ad un’efficiente gestione del capitale circolante netto commerciale in un contesto molto volatile e condizionato dal rincaro delle commodities energetiche. Il Margine Operativo Lordo (EBITDA) si è attestato a circa 1,06 miliardi di euro, in crescita del 3,8% rispetto all’esercizio 2021 e del 6,4% al netto degli effetti non ricorrenti: un incremento complessivo condizionato negativamente dall’impatto della

Gruppo Iren 7

siccità sulla filiera energetica, dai minori consumi di calore ad uso teleriscaldamento per le temperature più miti e da maggiori costi operativi dovuti all’inflazione. L’Utile Netto di Gruppo, pari a 226 milioni di euro, risente anche dell’impatto straordinario negativo del Contributo di solidarietà e si confronta invece con un risultato netto 2021 positivamente influenzato da proventi fiscali non ricorrenti e da altre sopravvenienze attive.

Infine, crescono le persone del Gruppo (+1.500 circa) che a fine 2022 sono complessivamente pari a 10.583 unità.

I risultati dell’esercizio concluso sono affiancati da un andamento positivo complessivo degli indicatori di sostenibilità relativi agli obiettivi dei tre pilastri del Piano Strategico.

Per quanto riguarda la transizione ecologica, nel corso dell’anno è decuplicata la produzione di energia elettrica da impianti fotovoltaici, anche se la ridotta produzione idroelettrica, causata dalla siccità, ha comportato un lieve peggioramento dell’intensità carbonica che si attesta a 339 gCO2/kWh. La produzione di biometano è più che raddoppiata rispetto all’anno precedente, attestandosi a 5,8 milioni di metri cubi: un incremento della valorizzazione dei rifiuti come fonte energetica che si affianca a quello della loro valorizzazione come materia, in crescita del 40% rispetto al 2021, che vede 836.000 tonnellate di rifiuti avviati a recupero in impianti del Gruppo. Il risparmio energetico complessivo dei processi produttivi si attesta a circa 700.000 tep. Infine, è aumentata l’energia verde venduta, volta a incentivare il consumo sostenibile e ridurre l’impatto ambientale generato dai nostri clienti. Inoltre, a supporto del piano strategico, il Gruppo ha sottoscritto diversi finanziamenti ESG Sustainability Linked il cui spread è legato al raggiungimento di specifici obiettivi ambientali legati alla decarbonizzazione e all’uso razionale delle risorse idriche.

Dal punto di vista degli indirizzi strategici orientati alla territorialità, si sottolinea la mole di investimenti realizzati per accrescere l’efficienza delle infrastrutture e dei servizi e per massimizzare le opportunità di sviluppo dei business nei territori di riferimento: si tratta di 1,4 miliardi di euro lordi. Nel 2022 il contributo del Gruppo allo sviluppo sostenibile del territorio e delle comunità locali si è tradotto anche nella realizzazione e nel sostegno di 335 progetti di sostenibilità. I progetti, che spaziano dalla realizzazione di impianti e infrastrutture, alla formazione e cultura, all’adattamento ai cambiamenti climatici, al risparmio di risorse idriche ed energetiche fino alla promozione dell’inclusione sociale per le categorie più vulnerabili, sono pienamente in linea con gli Obiettivi di sviluppo sostenibile dell’Agenda 2030.

Meritano una menzione i risultati del settore Eduiren: un dialogo continuo con diversi pubblici per diffondere la cultura della sostenibilità e dell’innovazione a 360°, attraverso offerte formative e progettazione comune di percorsi di sensibilizzazione. Nel 2022 sono stati realizzati, anche in rete con altri soggetti nei diversi territori, 615 progetti di educazione alla sostenibilità dedicati ai cittadini e alle scuole, con il coinvolgimento di circa 49.000 persone che hanno partecipato a incontri, visite ed eventi, e con la registrazione di oltre 2,4 milioni di contatti digitali attraverso i vari branded content realizzati.

Il Piano Industriale al 2030 prevede che circa 10 miliardi di euro, pari al 95% degli investimenti complessivi, siano destinati ai territori di riferimento del Gruppo per disegnare un futuro sostenibile a beneficio delle comunità, irrobustendo la propria presenza locale, realizzando comunità energetiche e rafforzando la capacità di fare sistema con il territorio per sviluppare servizi in concessione per aiutare a superare il gap infrastrutturale del Paese.

Infine, nel corso dell’anno è migliorata la qualità dei servizi offerti, come evidenzia l’indice di soddisfazione overall dei clienti che si attesta al 91%. In crescita la rete degli sportelli territoriali (+17%) così come i servizi digitali offerti ai clienti, grazie ad una sempre maggiore penetrazione del canale IrenYou (+54% di utilizzatori, pari ad oltre 1,3 milioni di clienti). Grazie alle attività di distrettualizzazione, che permettono un maggiore monitoraggio e un intervento tempestivo, si sono ridotte le perdite delle reti idriche che si attestano al 31,2%, in linea con l’obiettivo del 20% nel 2030, le reti di distribuzione gas sono state ispezionate al 100% ed è proseguita l’installazione degli smart meter gas, energia elettrica ed acqua in linea con le previsioni del Piano Industriale.

La gestione efficiente del Gruppo in termini dimensionali e di indicatori economico‐finanziari, lo sviluppo di competenze e di qualità nei servizi, la massima attenzione alla sostenibilità e alla cura delle risorse umane e dei clienti, sono i fattori chiave che hanno permesso di raggiungere i risultati che presentiamo all’approvazione degli Azionisti, proponendo all’Assemblea dei soci un dividendo pari a 11 centesimi di euro per azione, in crescita del 4,76% rispetto allo scorso anno.

I risultati positivi ottenuti, e ancor di più gli sfidanti obiettivi che ci siamo posti per il futuro, non sarebbero possibili senza l’eccezionale contributo delle donne e degli uomini del Gruppo Iren che quotidianamente infondono nel loro lavoro la competenza, la responsabilità, la dedizione e l’impegno che impreziosiscono il servizio del Gruppo Iren alle comunità. Per questo, anche a nome del Consiglio di Amministrazione, desideriamo porre loro un sentito ringraziamento. Ringraziamo inoltre i nostri Azionisti e i nostri Stakeholder, per gli stimoli che ci forniscono a perseguire uno sviluppo sostenibile, e i componenti del Consiglio di Amministrazione e del Collegio Sindacale per il determinante contributo alla crescita del Gruppo.

AZIONARIATO

Il Capitale Sociale della Società si attesta a 1.300.931.377 euro interamente versati, ed è costituito da azioni ordinarie del valore nominale di 1 euro ciascuna.

Al 31 dicembre 2022, sulla base delle informazioni disponibili alla società, l’azionariato Iren è di seguito rappresentato.

Gruppo Iren 9

MISSIONE E VISIONE DEL GRUPPO IREN

Gruppo Iren 11

IL GRUPPO IREN IN CIFRE: HIGHLIGHTS ESERCIZIO 2022

Dati economici

milioni di euro

Esercizio 2022

Esercizio 2021 Rideterminato

Variaz. %

Ricavi

7.863,0

4.955,9

58,7

EBITDA

1.054,7

1.015,8

3,8

EBIT

463,7

453,7

2,2

Risultato netto

269,9

333,4

(19,0)

EBITDA Margin (EBITDA/Ricavi)

13,4%

20,5%

I dati comparativi dell’esercizio 2021 sono stati rideterminati per tenere conto, alla data di acquisizione, come previsto dall’IFRS 3, degli effetti derivanti dal completamento dell’allocazione del prezzo di acquisizione al fair value definitivo delle attività e passività acquisite (Purchase Price Allocation) di SidIren e di Iren Energy Solutions, avvenuta nel corso del 2022. Per maggiori informazioni si rinvia al Capitolo IV “Aggregazioni aziendali” delle Note Illustrative al Bilancio Consolidato.

Per le definizioni degli Indicatori Alternativi di Performance si veda il relativo capitolo nella presente Relazione.

Gruppo Iren 13

Dati patrimoniali

milioni di euro

31.12.2022

31.12.2021Rideterminato

Variaz. %

Capitale Investito Netto (CIN)

6.537,9

5.857,0

11,6

Patrimonio Netto (PN)

3.191,1

2.950,6

8,2

Indebitamento Finanziario Netto (IFN)

3.346,8

2.906,4

15,2

Debt/Equity (Indebitamento Finanziario Netto / Patrimonio Netto)

1,05

0,99

I dati comparativi al 31 dicembre 2021 sono stati rideterminati per tenere conto, alla data di acquisizione, come previsto dall’IFRS 3, degli effetti derivanti dal completamento dell’allocazione del prezzo di acquisizione al fair value definitivo delle attività e passività acquisite (Purchase Price Allocation) di SidIren e di Iren Energy Solutions, avvenuta nel corso del 2022 e del cambio di modalità di rilevazione e esposizione dei diritti di emissione CO2 (Emission Trading System). Per maggiori informazioni si rinvia al Capitolo IV “Aggregazioni aziendali” delle Note Illustrative al Bilancio Consolidato.

Dati tecnici e commerciali

Esercizio 2022

Esercizio 2021

Variaz. %

Energia elettrica prodotta (GWh)

8.251,6

9.822,6

(16,0)

Energia termica prodotta (GWht)

2.870,1

3.328,0

(13,8)

Energia elettrica distribuita (GWh)

3.687,3

3.679,8

0,2

Gas distribuito (mln m3)

1.124,4

1.347,4

(16,6)

Acqua venduta (mln m3)

170,1

174,8

(2,7)

Energia elettrica venduta (GWh)

13.160,1

14.805,1

(11,1)

Gas venduto (mln m3) (*)

2.503,4

2.707,4

(7,5)

Volumetria teleriscaldata (mln m3)

101,4

98,8

2,6

Rifiuti gestiti (ton)

3.734.861

3.646.006

2,4

* di cui per usi interni 1.401,8 mln m3 nel 2022 (1.679,1 mln m3 nel 2021, -16,5%)

L’ASSETTO SOCIETARIO DEL GRUPPO IREN

Il Gruppo è strutturato secondo un modello che prevede una holding industriale (Iren S.p.A., con sede legale a Reggio Emilia) e quattro società responsabili delle singole linee di business, ubicate nelle principali sedi operative di Genova, Parma, Piacenza, Reggio Emilia, Torino, Vercelli e La Spezia.

A Iren S.p.A. fanno capo le attività strategiche, di sviluppo, coordinamento e controllo, mentre alle quattro Business Unit (BU), è stato affidato il coordinamento e l’indirizzo delle società operanti nei rispettivi settori:

•Reti, che opera negli ambiti del ciclo idrico integrato, della distribuzione gas e della distribuzione di energia elettrica;

•Ambiente, che svolge le attività di raccolta, igiene urbana, trattamento e smaltimento dei rifiuti;

•Energia, operante nei settori della produzione di energia elettrica e termica, del teleriscaldamento, nei servizi per l’efficienza energetica e tecnologici, di illuminazione pubblica e reti semaforiche;

•Mercato, attiva nella vendita di energia elettrica, gas, calore per teleriscaldamento e prodotti e servizi in ambito domotica, risparmio energetico e mobilità elettrica per la clientela.

BU RETI

Servizi Idrici Integrati

IRETI, capofila della Business Unit, direttamente e tramite le società operative controllate Iren Acqua, Iren Acqua Tigullio, ASM Vercelli e ACAM Acque opera nell’ambito dell’approvvigionamento idrico, fognatura e depurazione delle acque reflue nelle province di Genova, Savona, Piacenza, Parma, Reggio Emilia, Vercelli, La Spezia e in alcuni altri comuni siti in Piemonte e Lombardia. Complessivamente, negli Ambiti Territoriali Ottimali (ATO) gestiti il servizio è svolto in 239 comuni attraverso una rete di distribuzione di 20.358 chilometri, per oltre 2,9 milioni di abitanti serviti. Per quanto riguarda le acque reflue la BU Reti gestisce una rete fognaria di complessivi 11.279 chilometri.

Il 1° luglio 2022 ha avuto efficacia l’acquisizione del 100% di Società dell’Acqua Potabile S.r.l. (“SAP”) da Siram S.p.A., società del gruppo francese Veolia. SAP gestisce il servizio idrico nei comuni liguri di Sestri Levante, Casarza Ligure e Ne, con scadenze delle relative convenzioni ricomprese tra il 2023 e il 2027, oltre a Carasco e Moneglia le cui convenzioni sono attualmente in proroga. Con riferimento a tali territori la società serve complessivamente circa 34 mila abitanti per il servizio di acquedotto e circa 11 mila abitanti per i servizi di fognatura e depurazione. La società detiene inoltre il 49% di Egua S.r.l. che gestisce il servizio idrico nel comune di Cogorno, la cui concessione è in scadenza al 2029.

Distribuzione gas

IRETI distribuisce il gas metano in 70 comuni delle province di Reggio Emilia, Parma e Piacenza (compresi i capoluoghi), nel comune di Genova e in altri 20 comuni limitrofi. Inoltre, tramite ASM Vercelli distribuisce il gas

Gruppo Iren 15

nella città di Vercelli, in 10 comuni della stessa provincia e in altri 3 comuni siti in Piemonte e Lombardia. La rete di distribuzione, composta da 8.160 chilometri di rete in alta, media e bassa pressione, serve un bacino di oltre 738 mila punti di riconsegna.

Distribuzione di energia elettrica

Con 7.872 chilometri di rete in media e bassa tensione IRETI svolge il servizio di distribuzione dell’energia elettrica nelle città di Torino, Parma e, tramite ASM Vercelli, nella città di Vercelli, per un totale di oltre 729 mila utenze allacciate.

BU AMBIENTE

Iren Ambiente, società capogruppo della Business Unit, opera in particolare nei settori della raccolta, trattamento e smaltimento dei rifiuti nello storico bacino emiliano, oltre a gestire alcuni impianti di trattamento e smaltimento nelle province di Torino e Savona.

Inoltre, la BU Ambiente opera lungo la filiera dei rifiuti attraverso società dislocate territorialmente: AMIAT, ASM Vercelli (controllata da IRETI), TRM e Territorio e Risorse in area Piemonte, ACAM Ambiente, ReCos e Rigenera Materiali in area Liguria; San Germano svolge invece la propria attività principale di operatore della raccolta in più aree, fra le quali Sardegna, Lombardia, Piemonte ed Emilia-Romagna.

Sempre con riferimento ai territori di operatività del Gruppo, le società di recente acquisizione della c.d. “Divisione Ambiente Unieco”, dislocate su una pluralità di regioni italiane (Emilia Romagna, Piemonte, Toscana, Marche e Puglia), sono attive in tutte le fasi della filiera: dall’intermediazione al trattamento e all’avvio a valorizzazione, fino allo smaltimento di rifiuti sia urbani che speciali e, attraverso SEI Toscana, di cui Iren Ambiente detiene il controllo dal luglio scorso, anche nella raccolta di rifiuti urbani.

Si segnala infine I.Blu, che opera nella selezione dei rifiuti plastici da avviare a recupero e riciclo e nel trattamento di rifiuti in plastica per la produzione di Blupolymer (polimero per usi civili) e Bluair (“agente riducente” per gli impianti siderurgici).

La Business Unit svolge dunque tutte le attività del ciclo di gestione dei rifiuti urbani (raccolta, selezione, recupero e smaltimento), con particolare attenzione allo sviluppo sostenibile e alla salvaguardia ambientale confermata da crescenti livelli di raccolta differenziata; gestisce inoltre un importante portafoglio clienti a cui fornisce tutti i servizi per lo smaltimento di rifiuti speciali.

La BU Ambiente serve complessivamente 418 comuni per un totale di oltre 3,8 milioni di abitanti presenti nei bacini di operatività. La dotazione impiantistica del ciclo integrato dei rifiuti è costituita principalmente da 3 termovalorizzatori (TRM, di proprietà dell’omonima società, a Torino, il Polo Ambientale Integrato -PAI-, a Parma, e Tecnoborgo, a Piacenza, questi ultimi di proprietà della capofila Iren Ambiente), 4 discariche attive, 408 stazioni tecnologiche attrezzate e 53 impianti di trattamento, selezione, stoccaggio, recupero, biodigestione e compostaggio.

BU ENERGIA

Produzione di energia elettrica e termica

La BU Energia dispone complessivamente di 3.233 MW di potenza installata in assetto elettrico e circa 2.350 MW termici. In particolare, ha la disponibilità diretta di 43 impianti di produzione di energia elettrica: 35 idroelettrici (di cui 3 mini-hydro), 7 termoelettrici in cogenerazione e un termoelettrico convenzionale. La Business Unit dispone inoltre di 105 impianti di produzione fotovoltaica con una potenza installata che ha raggiunto nel 2022 i 142 MW.

A inizio anno è stata infatti portata a termine l’acquisizione del 100% del capitale di Puglia Holding (ora Iren Green Generation) che attraverso società veicolo detiene le autorizzazioni per la costruzione e gestione dei parchi fotovoltaici siti nelle località di San Vincenzo e Montevergine (provincia di Foggia) e del complesso di Palo del Colle (Provincia di Bari). Con una capacità installata di 121,5 MW, il parco fotovoltaico pugliese risulta il più grande ad oggi realizzato in Italia.

Dal lato della produzione termica, a livello di Gruppo oltre il 34% della potenza termica complessiva al servizio del teleriscaldamento proviene dagli impianti di cogenerazione di proprietà di Iren Energia, società capofila, e produce il 74% del calore destinato al teleriscaldamento. La parte di potenza termica relativa ai generatori di

calore convenzionali è pari al 57%, con una produzione di calore per il teleriscaldamento del 13%. La porzione residuale pari al 12% è prodotta da impianti del gruppo non appartenenti alla Business Unit (termovalorizzatori).

L’energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonte eco-compatibile (rinnovabile o da cogenerazione ad alta efficienza) è più del 72% dell’intera produzione. In particolare, il sistema idroelettrico di produzione svolge un ruolo importante in tema di salvaguardia ambientale, grazie all’utilizzo di una risorsa rinnovabile e pulita, senza emissione di sostanze inquinanti, e consente di ridurre il ricorso ad altre forme di produzione a più elevato impatto ambientale.

Nel 2020 è stato siglato con Ansaldo un contratto per l’ampliamento della centrale termoelettrica di Turbigo attraverso la progettazione, la fornitura e la realizzazione di un nuovo impianto di generazione di energia elettrica a ciclo combinato, alimentato a gas, che ha consentito di aumentare la capacità installata complessiva del sito dagli attuali 850 MW a circa 1.280 MW. L’impianto è stato completato ed è entrato in esercizio nella seconda metà del 2022.

Iren Energia presidia inoltre le attività di programmazione e dispacciamento delle produzioni di energia elettrica del Gruppo, oltre all’operatività sulla borsa elettrica.

Teleriscaldamento

Iren Energia dispone della rete di teleriscaldamento più estesa a livello nazionale (1.109 chilometri di rete a doppia tubazione), con 743 chilometri nel territorio torinese, 10 nel Comune di Genova, 221 nel Comune di Reggio Emilia, 104 nel Comune di Parma 31 nel Comune di Piacenza; il totale della volumetria riscaldata ammonta a 101,4 milioni di metri cubi.

Servizi di efficienza energetica

La BU Energia, attraverso la propria controllata Iren Smart Solutions opera nel settore dell’efficienza energetica, svolgendo attività di progettazione, realizzazione e gestione di interventi di riduzione dei consumi di energia; si occupa della fornitura di servizi energetici e global service destinati a edifici di abitazione, a strutture private e pubbliche nonché a complessi industriali e commerciali garantendo la manutenzione e conduzione degli impianti termici, di condizionamento, idraulici, sanitari, frigoriferi, elettrici e a pannelli solari, oltre che la loro progettazione e installazione. Iren Smart Solutions si occupa inoltre dello sviluppo e della gestione dei servizi di illuminazione pubblica, semaforica e affini.

A fine anno 2021 Iren Smart Solutions ha acquisito il 100% di Bosch Energy and Building Solutions Italy S.r.l. (poi rinominata Iren Energy Solutions e fusa per incorporazione nella stessa Iren Smart Solutions con efficacia 1° marzo 2022), operante nel settore dell’efficientamento energetico in qualità di ESCo (Energy Service Company), in particolare nella progettazione, realizzazione e gestione di impianti integrati di riscaldamento, climatizzazione e cogenerazione per clienti pubblici e privati. La società, che opera prevalentemente nel nord Italia, contribuirà a espandere, anche a livello di know‐how, le attività del Gruppo nel settore dell’efficienza energetica, integrando la gamma dei servizi offerti.

BU MERCATO

Commercializzazione energia elettrica

Iren Mercato è presente, nell’ambito del mercato libero, su tutto il territorio nazionale, con una maggiore concentrazione di clienti nella zona centro-nord dell’Italia e presidia la commercializzazione dell’energia proveniente dalle diverse fonti del Gruppo sul mercato rappresentato dai clienti finali e da altri operatori grossisti. Le principali fonti di energia del Gruppo disponibili per le proprie attività sono rappresentate dalle centrali termoelettriche e idroelettriche di Iren Energia. La società opera altresì come esercente il servizio di “maggior tutela” per la clientela retail del mercato elettrico relativamente alla città di Torino, al territorio di Parma e al bacino di utenza del comune di Sanremo (IM).

I clienti retail e small business di energia elettrica gestiti sono oltre un milione, distribuiti principalmente sul bacino tradizionalmente servito di Torino e Parma e sulle altre aree presidiate commercialmente da Iren Mercato e da ATENA Trading.

Commercializzazione Gas Naturale

I clienti gas retail gestiti dalla Business Unit Mercato comprendono principalmente i clienti dei bacini storici genovese, torinese ed emiliano, delle aree di sviluppo ad essi limitrofe, di Vercelli e dell’area campana

Gruppo Iren 17

(rispettivamente tramite ATENA Trading e Salerno Energia Vendite) e di La Spezia. In particolare, Salerno Energia Vendite è presente in quasi tutte le province campane oltre che in alcuni comuni delle regioni Basilicata, Calabria, Toscana e Lazio.

Da luglio 2021 con l’acquisizione del 100% del capitale sociale di SidIren S.r.l. operativa nella vendita di gas naturale, Iren Mercato ha esteso il proprio portafoglio clienti gas a 78 comuni della provincia di Avellino. La società è stata fusa per incorporazione in Iren Mercato a far data dal primo gennaio 2022.

Con il perfezionamento nel corso del secondo trimestre dell’acquisto dell’80% della partecipazione nella società con sede ad Alessandria Alegas S.r.l., Iren Mercato ha incrementato il proprio portafoglio clienti rafforzando la propria presenza in Piemonte, con lo scopo di attuare nuove campagne commerciali che favoriranno la vendita di prodotti e servizi legati alla riduzione dei consumi negli edifici e alla mobilità elettrica.

Alegas opera nella vendita di gas ed energia elettrica ed ha un portafoglio di 43 mila clienti per lo più retail, di cui circa 36 mila clienti gas e 7 mila energia elettrica, quasi interamente distribuiti nella Provincia di Alessandria.

Vendita calore tramite rete di teleriscaldamento

Iren Mercato commercializza il calore, acquistato da Iren Energia, ai clienti teleriscaldati dei comuni di Torino, Nichelino, Beinasco (area torinese), Genova, Reggio Emilia, Piacenza e Parma e nelle aree di nuovo insediamento del teleriscaldamento.

Fra le proposte commerciali complementari alla vendita di commodities si segnalano la linea di business “New downstream”, destinata alla commercializzazione alla clientela retail di prodotti innovativi nell’area della domotica, del risparmio energetico e della manutenzione di impianti domestici, e “IrenGO a zero emissioni”, l’innovativa offerta per la mobilità elettrica rivolta a clienti privati, aziende ed enti pubblici con l’obiettivo di ridurre l’impatto ambientale degli spostamenti. In merito, il Gruppo ha inoltre sperimentato le potenzialità e i benefici dell’e-mobility attraverso l’avvio, al proprio interno, di una serie di iniziative quali l’installazione di infrastrutture di ricarica e la progressiva introduzione di veicoli elettrici. Tutte le iniziative interne ed esterne di mobilità elettrica IrenGO beneficiano di fornitura energetica 100% green proveniente dagli impianti idroelettrici del Gruppo.

INFORMAZIONI SUL TITOLO IREN NEL 2022

Andamento del titolo IREN in Borsa

Nel corso del 2022 i principali indici di borsa mondiali hanno riportato un trend ribassista dovuto principalmente a quattro fattori: la crescita dei prezzi delle commodities energetiche, l’invasione dell’Ucraina da parte della Russia, l’inflazione e il conseguente aumento dei tassi di interesse di banca centrale. Tali fattori hanno inciso negativamente sulle stime di crescita dell’economia mondiale creando i presupposti per un possibile periodo di recessione.

Nel corso dell’anno, il FTSE Italia All-Share (il principale indice di Borsa Italiana) ha riportato una riduzione del 13%, principalmente legata agli eventi descritti, in un contesto di elevata dipendenza energetica dell’Italia dalle forniture di gas naturale proveniente dalla Russia, alla crescita generalizzata dei prezzi trainata dai costi energetici e alla politica monetaria restrittiva della Banca Centrale Europea.

Le quattro multiutility hanno registrato una performance inferiore rispetto all’indice FTSE, essendo impattate dall’elevata volatilità dello scenario energetico e dall’incertezza normativa legata alle misure introdotte dal governo italiano per contenere i prezzi energetici a favore dei consumatori finali. Su tale andamento ha inciso inoltre il maggior costo del debito a fronte dei significativi piani di investimento, dovuto all’incremento dei tassi di interesse a partire dallo scorso mese di giugno.

Andamento titolo Iren nei confronti dei competitors

Il prezzo del titolo IREN al 31 dicembre 2022, ultimo giorno di contrattazioni del periodo, si è attestato a 1,468 euro per azione, in riduzione del 44,7% rispetto al prezzo di inizio anno, con volumi medi giornalieri scambiati durante il periodo pari a circa 1,6 milioni di pezzi. Il prezzo medio nel corso del periodo è stato di 2,00 euro per azione.

Il massimo del periodo è stato registrato il 4 gennaio 2022, pari a 2,712 euro per azione; il minimo di periodo, pari a 1,284 euro per azione, è stato invece rilevato il 12 ottobre.

Gruppo Iren 19

Nei due grafici sotto riportati si evidenzia l’andamento del prezzo e dei volumi scambiati del titolo Iren nel corso del periodo.

Il coverage del titolo

Nel corso del periodo il Gruppo IREN è stato seguito da sette broker: Banca Akros, Equita, Exane BNP Paribas (sponsored research), Intermonte, Intesa Sanpaolo, Kepler Cheuvreux e Mediobanca.

Gruppo Iren 21

RELAZIONE SULLA GESTIONE AL 31 DICEMBRE 2022

22 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

SCENARIO DI MERCATO

LO SCENARIO MACROECONOMICO

La crisi energetica ha avuto un impatto cruciale sul quadro economico del 2022, pesando sulle prospettive di crescita e comportando livelli di inflazione non osservati da decenni. L’incremento dei prezzi, già osservato nel corso del 2021 per i disequilibri nella ripresa post-pandemica di domanda e offerta, ha infatti raggiunto il suo culmine a seguito dell’invasione russa dell’Ucraina. La riduzione delle forniture di gas Russo all’Europa e i rischi per la sicurezza degli approvvigionamenti hanno provocato aumenti eccezionali dei prezzi energetici in Europa, con effetti pervasivi sull’andamento dei prezzi delle commodities energetiche anche nel resto del mondo, nonostante il rallentamento della crescita cinese abbia calmierato i prezzi di mercato del GNL.

Secondo l’OCSE la crescita dell’economia mondiale nel 2022 avrebbe rallentato al +3,1%1, 1,4 punti percentuali in meno rispetto a quanto previsto prima dell’inizio del conflitto2.

Dati anche i ritardi negli aggiustamenti salariali, le dinamiche inflattive pesano sul potere d’acquisto delle famiglie, deprimendo i consumi. Le politiche monetarie restrittive avviate dalle banche centrali stanno tenendo sotto controllo le attese sull’inflazione per il medio-lungo termine e hanno contribuito ai primi cali a livello tendenziale dell’inflazione, osservati nella seconda metà del 2022 (a partire da luglio negli Stati Uniti e da novembre in Europa). L’aumento dei tassi di interesse comporta tuttavia un inasprimento delle condizioni finanziarie, con effetti negativi sull’avvio di nuovi investimenti e sulle condizioni di rientro dal debito per le imprese e le famiglie che hanno sottoscritto finanziamenti a tasso variabile.

Il commercio internazionale ha registrato un andamento positivo nel corso del 2022, nonostante la contrazione delle importazioni cinesi e i cambiamenti nelle rotte commerciali derivanti dal conflitto in Ucraina, che hanno comportato un incremento degli scambi tra la Russia e alcune economie asiatiche, a scapito degli scambi con l’Europa. La crescita della domanda globale di beni e servizi ha contribuito alla ripresa del commercio, grazie all’ormai completa rimozione delle misure di contenimento pandemiche e alla progressiva risoluzione dei “colli di bottiglia” lungo le catene di approvvigionamento, che hanno inoltre contribuito al calo dei prezzi per il trasporto merci. E’ tuttavia presente il rischio che il rallentamento delle attività produttive in Cina, dovuto alle nuove ondate pandemiche, crei nuove tensioni sulle catene produttive.

Secondo stime OCSE, l’Area Euro chiude il 2022 con una crescita annua del 3,3%. L’aumento dei prezzi energetici e il peggioramento delle condizioni finanziarie stanno pesando sull’andamento dell’industria europea. Gli interventi di politica fiscale introdotti nel 2022 dai singoli stati membri, che non sono stati riconfermati nella stessa entità per il biennio successivo, hanno fortemente limitato l’impatto dell’inflazione su industria e famiglie, ma la mancanza di un coordinamento europeo ha aperto la strada a distorsioni nella competizione nel mercato interno.

L’economia italiana ha avuto un andamento positivo nei primi tre trimestri dell’anno, supportata da entrambe le componenti della domanda nazionale, consumi e investimenti, e dal recupero dei servizi dal lato dell’offerta. Secondo l’ISTAT, il rallentamento dell’ultimo trimestre, dovuto all’impatto dei prezzi energetici sull’attività industriale e al progressivo esaurirsi della ripresa post-pandemica, fa attestare la crescita annua per l’esercizio 2022 al 3,9%. L’indebolimento della produzione industriale è stato finora relativamente contenuto (-3% su base tendenziale a novembre 2022), nonostante i tagli dei consumi energetici, dando segnali della resilienza del settore rispetto alla crisi energetica.

In tale contesto macroeconomico, l’inflazione in Italia registra un aumento medio annuo dell’8,2% nel 20223.

La spesa delle famiglie

Secondo le stime di Banca d’Italia, nel 2022, la spesa delle famiglie italiane, in termini reali, è aumentata del 4,5% rispetto all’anno precedente, tornando al di sopra dei livelli pre-pandemici. Le misure volte a mitigare l’impatto dei rincari energetici e la disponibilità dei risparmi accumulati durante la pandemia hanno supportato i consumi delle famiglie, nonostante la progressiva contrazione del potere di acquisto osservata a partire dalla fine del 2021. La propensione al risparmio si è significativamente ridotta a partire dal secondo trimestre 2022, scendendo per la prima volta al di sotto dei livelli pre-pandemici nel terzo trimestre.

1 Fonte: OCSE, Economic Outlook, Volume 2022 Issue 2, novembre 2022.

2 Fonte: OCSE, Economic Outlook, Volume 2021 Issue 2, dicembre 2021.

3 Fonte: Dati ISTAT, gennaio 2023.

Gruppo Iren 23

Gli investimenti

Gli investimenti fissi lordi sono cresciuti del 6% nel corso dei primi tre trimestri del 2022, pur con una decelerazione della crescita nel corso del terzo trimestre. La progressiva rimozione degli schemi di incentivazione nel settore delle costruzioni e le problematiche finanziarie derivanti dalla crescita dei prezzi energetici hanno influito negativamente sulla propensione ad investire già dal terzo trimestre del 2022. Secondo Banca d’Italia, tale tendenza si protrae anche nel quarto trimestre, per il quale si assiste a un sostanziale ristagno degli investimenti4.

Le esportazioni

Le esportazioni sono aumentate in modo significativo nel primo semestre del 2022 (+5,2% e +2,1%, nel primo e nel secondo trimestre rispettivamente, su base congiunturale), per poi rallentare nel terzo trimestre (+0,8%), principalmente sostenute dagli acquisti dei paesi extra-UE, in particolare degli Stati Uniti, favoriti dall’apprezzamento del dollaro. Le esportazioni di servizi hanno trainato gli incrementi del primo semestre, beneficiando ancora del recupero dei flussi turistici post-pandemia, per poi calare nel terzo trimestre. I dati di ottobre e novembre confermano il rallentamento osservato nel trimestre precedente. Su base tendenziale, l’incremento delle esportazioni è stimato attestarsi al 10,4% rispetto al 20215.

IL MERCATO PETROLIFERO

Il prezzo medio del Brent nel 2022 si è consuntivato a 98,9 $/bbl, con un rialzo del 39,7% rispetto al 2021, che si era attestato in media a 70,8 $/bbl. Il forte rialzo dei prezzi ha seguito quello generale delle materie prime nonostante, nel 2022, a un aumento complessivo della domanda del 2,3% rispetto al 2021 abbia effettivamente corrisposto un superiore incremento dell’offerta (+4,8%). In tale contesto, a ottobre 2022 l’OPEC ha deciso di tornare a ridurre la produzione, limitando lo spazio di discesa del prezzo in una fase di avviata normalizzazione del mercato.

4 Fonte: Banca D’Italia, Bollettino Economico 1/23, gennaio 2023.

5 Fonte: Banca D’Italia, Bollettino Economico 1/23, gennaio 2023.

24 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

IL MERCATO DEL GAS NATURALE

Domanda e Offerta

I consumi di gas nel 2022 sono diminuiti del 9,5% rispetto al 2021, per un totale di 69,0 miliardi/mc (rispetto ai 76,2 miliardi/mc dello scorso anno). La reazione dell’industria e dei privati al rialzo dei prezzi, le temperature invernali molto miti, in combinazione con le misure di contenimento previste dal governo, hanno contribuito alla significativa diminuzione dei consumi in tutti i settori.

La domanda di gas del settore industriale è diminuita del 14,0% rispetto al 2021 (attestandosi a 12,0 miliardi di metri cubi), seguita dal settore residenziale (29,1 miliardi/mc, -13,5%) e da quello termoelettrico (25,0 miliardi/mc, -3,6%).

Var %

GAS PRELEVATO (Mld mc)*

2022

2021

2020

2022 vs 2021

2021 vs 2020

Usi industriali

12,0

14,0

13,2

-14,0%

6,1%

Usi termoelettrici

25,0

25,9

24,2

-3,6%

6,9%

Impianti di distribuzione

29,1

33,7

31,3

-13,5%

7,5%

Rete terzi e consumi di sistema / line pack

2,9

2,6

1,9

8,4%

37,7%

Totale prelevato

69,0

76,2

70,7

-9,5%

7,9%

*Valori cumulati al 31 dicembre, elaborazioni MBS Consulting

Var %

GAS IMMESSO (Mld mc)*

2022

2021

2020

2022 vs 2021

2021 vs 2020

Importazioni

68,6

71,6

65,9

-4,1%

8,7%

Produzione nazionale

3,1

3,8

-0,3%

-18,3%

Stoccaggi

-2,8

1,5

0,9

(**)

55,0%

Totale immesso (inclusi stoccaggi)

69,0

76,2

70,7

-9,5%

7,9%

Capacità massima

187,1

184,7

145,7

Load factor

36,7%

38,8%

45,2%

*Valori cumulati al 31 dicembre, elaborazioni MBS Consulting, il valore degli stoccaggi indica la movimentazione netta

**Variazione superiore al 100%

Nel 2022 le importazioni totali sono diminuite del 4,1% rispetto a quelle del 2021 (rispettivamente 68,6 e 71,6 miliardi/mc), mentre la produzione nazionale è rimasta invariata (3,1 miliardi/mc). Di seguito si riporta la situazione generale dei punti di entrata nazionale connessi con l’estero:

•i flussi in ingresso dalla Russia attraverso l’entry point di Tarvisio sono stati pari a 11,0 miliardi/mc, in forte diminuzione rispetto al 2021 (28,1 miliardi/mc). La Russia è passata da essere la principale fonte di importazioni alla terza, con un peso sul bilancio complessivo italiano ridotto al 16,0% contro il 39,3% del 2021;

•il peso dei flussi provenienti dalle diverse aree del Mediterraneo è dunque aumentato, con i flussi in arrivo dall’Algeria a Mazara del Vallo, che hanno visto un incremento dell’11% rispetto al 2021 (23,6 miliardi/mc nel 2022, contro 21,2 miliardi/mc nel 2021), per un peso pari al 34,3% sulle importazioni totali;

•le importazioni di gas azero al nuovo entry point di Melendugno attraverso il gasdotto TAP (entrato in operatività nel corso del 2021) hanno registrato un aumento del 42%, per un totale di 10,2 miliardi/mc nel 2022 (7,2 miliardi/mc nel 2021) per un peso pari al 14,8% sulle importazioni totali;

•il potenziamento della produzione norvegese ha determinato un forte incremento delle importazioni dal Nord Europa, per un totale di 7,1 miliardi/mc (+244% rispetto al 2021);

•a compensazione della riduzione dei flussi dalla Russia, risultano in forte aumento anche le importazioni di GNL (+45% rispetto al 2021), con un totale di 14,2 miliardi/mc.

Gruppo Iren 25

Prezzi Ingrosso Gas

Analizzando gli andamenti infrannuali, nel primo semestre del 2022 i prezzi all’ingrosso del gas sono aumentati su tutti i principali hub europei, sia rispetto all’ultimo trimestre del 2021 sia rispetto allo stesso periodo dello scorso anno. I seguenti fattori hanno contribuito al forte aumento dei prezzi:

•la guerra in Ucraina e la progressiva riduzione dei flussi di gas dalla Russia (in particolare, l’improvviso annullamento degli arrivi dal gasdotto Nord Stream 1, a causa di ritardi nella fornitura di alcuni materiali necessari per i lavori di manutenzione);

•l’interruzione delle operazioni presso il terminale di liquefazione di Freeport, tra i più grandi presenti negli Stati Uniti, a causa di un incendio, sopraggiunta in un momento in cui il GNL era diventato una delle principali alternative alle importazioni di gas russo.

Nella seconda parte dell’anno, dopo un ultimo forte rialzo nel corso del mese di agosto, si è avviata una progressiva normalizzazione dei prezzi. Il movimento discendente è stato favorito da temperature autunnali superiori alle medie storiche che, unitamente alle misure di contenimento della domanda e ai risparmi autoindotti dei settori residenziale e industriale, hanno limitato la domanda e permesso il completamento della fase di iniezione in stoccaggio su livelli di scorta molto alti. Un tasso di svuotamento estremamente basso ha successivamente permesso di arrivare a fine anno con i livelli delle scorte ancora decisamente superiori alla media degli ultimi cinque anni.

In tale contesto, il prezzo medio spot al TTF per il 2022 si è comunque attestato a 123,1 €/MWh, in aumento del 164% rispetto ai 46,62 €/MWh del 2021. Il prezzo medio CEGH (Baumgarten) si è consuntivato con una crescita paria a circa il 170%, su un valore medio di 125,4 €/MWh. Al PSV, il prezzo medio spot segna un +166% rispetto alle quote 2021, attestandosi a 123,9 €/MWh. Il differenziale medio PSV-TTF di si è attestato intorno a +0,77 €/MWh, rispetto al valore di -0,07 €/MWh del 2021.

Infine, Nel 2022 i prezzi alla frontiera hanno seguito la generale tendenza rialzista, e si sono assestati su un livello medio europeo di 97,3 €/MWh, in aumento di oltre il 185% rispetto al 2021. La media dei prezzi italiani alla frontiera è risultata leggermente superiore alla media europea, assestandosi sui 106 €/MWh.

26 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

Prezzo di sbilanciamento e Mercato tutelato

Nel mercato italiano, il prezzo di sbilanciamento medio per l’anno 2022 è stato di 118,9 €/MWh6, superiore di oltre il 156% rispetto ai valori relativi al 2021 (46,4 €/MWh). Sui mercati della piattaforma MGAS, funzionali alla definizione del prezzo di sbilanciamento, è stato scambiato nel periodo complessivamente un volume pari a circa 12 miliardi/mc. Il mercato infra-giornaliero MI-GAS continua a rappresentare il comparto principale della piattaforma gestita dal GME, con un ammontare di volumi complessivamente scambiati pari a circa 4,2 miliardi/mc.

In merito al mercato tutelato, la novità più rilevante riguarda la modifica dei criteri per la definizione dei prezzi gas nel mercato tutelato. A partire dal mese di ottobre 2022, e per tutta la durata residua del regime di tutela gas (fine dicembre 2023), l’aggiornamento della componente CMEM, intesa a riflettere il costo di approvvigionamento del gas nel mercato tutelato, avviene su base mensile e non più trimestrale (Delibera 374/2022/R/Gas). Da ottobre 2022, la componente CMEM è infatti calcolata da ARERA come la media mensile del prezzo PSV Day Ahead rilevato da ICIS-Heren, e non più come la media delle quotazioni forward del TTF calcolata nel secondo mese antecedente il trimestre di riferimento (indice Pfor). Tale componente è stata pari a 78,05 €/MWh ad ottobre, 91,20 €/MWh a novembre e 116.60 €/MWh a dicembre.

6 Il prezzo si riferisce al SAP, System Average Price, come definito dalla Delibera ARERA 312/2016/R/gas.

Gruppo Iren 27

IL MERCATO DELL’ENERGIA ELETTRICA

Domanda e offerta

Nel 2022 la produzione di energia elettrica in Italia è stata pari a 274,6 TWh, in riduzione dell’1,7% rispetto al 2021. La richiesta di energia elettrica, pari a 315,6 TWh, è stata soddisfatta dalla produzione nazionale per l’86,2% e per il restante 13,8% dall’import.

La produzione termoelettrica nazionale, attestandosi su un volume di 193,3 TWh, ha rappresentato il 70,4% di quella netta nazionale, in aumento del 6,2% rispetto al 2021, principalmente a seguito della scarsa disponibilità della produzione idroelettrica. Quest’ultima è stata pari a 27,9 TWh, in netta diminuzione (-39,0% rispetto al 2021) a causa della siccità, presente per l’intera durata dell’anno. Complessivamente la fonte idroelettrica ha contribuito alla produzione netta nazionale per il 10,2%, mentre le fonti geotermiche, eoliche e fotovoltaiche hanno contribuito per il 19,4% con una produzione di energia pari a 53,3 TWh (+3,6% rispetto al 2021).

La crisi energetica ha influito sulla domanda di energia elettrica nazionale portando ad una contrazione dei consumi dell’1,2% rispetto al 2021 in tutte le zone, nonostante temperature estive superiori alla media. Il Sud in particolare ha registrato la riduzione più significativa (-2,3%) seguita da Nord (-1,4%), Isole (-1,0%) e Centro

(-0,2%).

Domanda e offerta di energia elettrica cumulata (GWh e variazioni tendenziali)

fino a

31/12/2022

31/12/2021

Var. %

Domanda

315.625

319.318

-1,2%

Nord

147.800

149.918

-1,4%

Centro

93.762

93.956

-0,2%

Sud

45.842

46.930

-2,3%

Isole

28.221

28.514

-1,0%

Produzione netta

274.600

279.351

-1,7%

Idroelettrico

27.959

45.851

-39,0%

Termoelettrico

193.287

182.010

6,2%

Geotermoelettrico

5.444

5.526

-1,5%

Eolico e fotovoltaico

47.910

45.964

4,2%

Consumo Pompaggi

-2.533

-2.826

-10,4%

Saldo estero

43.558

42.793

1,8%

Elaborazioni MBS Consulting

28 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

Prezzi Mercato del Giorno Prima (MGP)

Nel 2022, il PUN si è attestato a un valore medio di 303,1 €/MWh, in aumento del 143% rispetto al 2021. La crescita record del PUN rispetto all’anno precedente è stata particolarmente significativa tra maggio e giugno, con un incremento del 120%.

Per tutti i mesi da gennaio a settembre il valore medio del PUN ha superato i livelli medi mensili dell’anno precedente (mediamente +270%) raggiungendo il picco massimo ad agosto (543 €/MWh). Soltanto nell’ultimo trimestre i prezzi sono tornati in linea con quelli del medesimo periodo dell’anno precedente (+0,5%), con il PUN medio tra ottobre e dicembre pari a 243 €/MWh, livelli comunque ampiamente superiori (+290%) a quelli antecedenti la crisi energetica (la media 2017-2021 è infatti pari a 62,3 €/MWh).

L’aumento delle quotazioni ha coinvolto tutti i prezzi zonali, con il massimo scostamento del prezzo medio annuale rispetto al 2021 registrato dalla zona nord (146%) e il minimo dalla zona Sicilia (129%). Infine, si segnala che il differenziale tra prezzi medi zonali (20,7 €/MWh) ha subito un significativo aumento rispetto al 2021 (5,4 €/MWh).

Gruppo Iren 29

Andamenti delle principali borse europee

Il prezzo medio per le borse elettriche europee7 nel 2022 è stato di 225,7 €/MWh, in forte aumento rispetto al 2021, +114%. Il differenziale con il PUN è stato di 77,4 €/MWh, mentre nell’anno precedente si era attestato a 19,4 €/MWh. Fatta salva la Spagna, l’andamento infrannuale delle borse europee oggetto di analisi ricalca sostanzialmente quanto osservato relativamente all’Italia.

Futures del PUN Baseload su EEX

Nella tabella successiva vengono riportate le quotazioni future trattate nell’ultimo trimestre del 2022. Per il mese di gennaio sono state registrate variazioni al ribasso tra inizio e fine trimestre; anche il Q1 23, il Q2 23 e il Q3 23 hanno registrato una diminuzione, rispettivamente di 47,7 €/MWh, 20,0 €/MWh e 10,7 €/MWh. Il Cal Y+1 ha seguito lo stesso andamento, portandosi dai 339,7 €/MWh di ottobre ai 316,3 €/MWh di dicembre. Rispetto al quarto trimestre del 2021, la media dei futures si è assestata su livelli più alti.

ott-22 Futures

nov-22 Futures

dic-22 Futures

mensili

€/MWh

mensili

€/MWh

mensili

€/MWh

nov-22

262,2

dic-22

228,9

gen-23

330,2

dic-22

345,4

gen-23

303,8

feb-23

337,9

gen-23

386,8

feb-23

330,1

mar-23

338,7

trimestrali

Q1 23

375,4

Q1 23

318,9

Q1 23

327,7

Q2 23

322,4

Q2 23

281,8

Q2 23

302,4

Q3 23

324,1

Q3 23

284,5

Q3 23

313,4

annuali

Y1 23

339,7

Y1 23

297,5

Y1 23

316,3

Elaborazioni MBS Consulting

7 Il prezzo delle borse elettriche Europee viene calcolato prendendo in considerazione la media aritmetica dei risultati di mercato in Germania, Francia e Spagna.

30 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

FATTI DI RILIEVO DELL’ESERCIZIO

Acquisizione di impianti fotovoltaici da European Energy

Il 16 febbraio 2022 il Gruppo ha perfezionato l’acquisizione da European Energy S/A, società danese attiva nello sviluppo e gestione di impianti eolici e fotovoltaici, del 100% di Puglia Holding S.r.l. (ora Iren Green Generation), detentrice di cinque Special Purpose Vehicles (SPV) intestatari delle autorizzazioni di costruzione e gestione dei parchi fotovoltaici di ASI Troia, nelle località di San Vincenzo e Montevergine (provincia di Foggia) e del complesso di Palo del Colle (Provincia di Bari).

Gli impianti acquisiti sono stati costruiti tra il 2019 e i primi mesi del 2022 e hanno una capacità installata di 121,5 MW, risultando il più grande parco fotovoltaico realizzato in Italia ad oggi. Il business acquisito presenta un Enterprise Value di 166 milioni di euro.

Unitamente all’operazione “Puglia Holding”, Iren Energia ha stipulato un accordo commerciale relativo agli impianti di European Energy in fase di sviluppo per una potenza complessiva pari a 437,5 MW in quattro siti localizzati nel Lazio, in Sicilia e in Puglia. L’accordo prevede la possibilità di esercitare diritti a investire in tali assets lungo un periodo di esclusiva e a vari stadi di sviluppo.

Facendo seguito a tale accordo, il 26 settembre 2022 Iren Green Generation ha stipulato il contratto per l’acquisizione, tramite aumento di capitale sociale, del 51% delle SPV Limes 1 S.r.l. e Limes 2 S.r.l., partecipate da European Energy, titolari delle autorizzazioni per la realizzazione di due impianti fotovoltaici di potenza complessiva pari a 39 MW su terreni siti nel comune di Tuscania, in provincia di Viterbo. Il valore delle quote acquisite nelle due SPV è di 4,1 milioni di euro.

Finanziamento a supporto degli investimenti per lo sviluppo del teleriscaldamento di Torino

Proseguendo la cooperazione nell’ambito della sostenibilità ambientale avviata nel 2020, il 25 marzo 2022 la Banca di Sviluppo del Consiglio d’Europa (CEB) e Iren S.p.A. hanno sottoscritto un finanziamento di tipo Public Finance Facility (PFF) per 80 milioni di euro a sostegno degli investimenti di sviluppo della rete di teleriscaldamento nell’area metropolitana di Torino, previsti nel Piano Industriale.

Gli investimenti finanziati sono finalizzati a saturare ed estendere in nuove aree il teleriscaldamento, con l’allacciamento di nuove utenze, e a migliorare l'efficienza operativa e la flessibilità della rete.

Acquisizione di concessioni nell’ambito della distribuzione gas

A seguito dell’aggiudicazione della gara, avvenuta a dicembre 2021, il 1° aprile 2022 il consorzio formato da Ascopiave, ACEA e Iren ha perfezionato il closing dell’accordo con il Gruppo A2A per l’acquisizione di assets nell’ambito del servizio di distribuzione del gas naturale. Il perimetro di attività complessivo oggetto dell’operazione comprendeva 157 mila Punti Di Riconsegna (PDR), distribuiti in 8 regioni e facenti parte di 24 Ambiti Territoriali Minimi (ATEM), per oltre 2.800 km di rete. Il valore economico dell’acquisizione in termini di Enterprise Value è di 125,4 milioni di euro.

Tali assets sono stati conferiti nel primo trimestre in una società dedicata, Romeo Gas S.p.A., di cui IRETI ha acquistato una quota riferita a un Enterprise Value pari a 15,7 milioni di euro.

Tale acquisto è prodromico a un’operazione di razionalizzazione di alcuni assets del servizio di distribuzione del gas naturale nei territori di riferimento del Gruppo Iren, concretizzatasi a gennaio 2023.

Acquisizione di Alegas

Iren Mercato ha perfezionato il 21 aprile 2022 l’acquisizione dell’80% di Alegas S.r.l. da AMAG S.p.A., multiutility con sede ad Alessandria.

Alegas opera nella vendita di gas ed energia elettrica, e presenta al momento dell’acquisizione un portafoglio di circa 43 mila clienti per lo più retail, di cui 36 mila clienti gas e 7 mila energia elettrica, quasi interamente distribuiti nella Provincia di Alessandria. Il corrispettivo per l’acquisizione è pari a 17,1 milioni di euro.

L’acquisizione consente al Gruppo Iren di incrementare il proprio portafoglio clienti rafforzando la propria presenza in Piemonte, con lo scopo di attuare nuove campagne commerciali volte a favorire la vendita di prodotti e servizi legati alla riduzione dei consumi negli edifici e alla mobilità elettrica.

Gruppo Iren 31

Sottoscrizione di finanziamenti ESG Sustainability Linked

Nel corso del periodo Iren S.p.A. ha sottoscritto sei finanziamenti term loan, tutti con durate comprese fra 5 e 6 anni e profilo di rimborso in un’unica soluzione (bullet), rispettivamente con Intesa Sanpaolo e Cassa Depositi e Prestiti (150 milioni di euro ciascuno), BPER Banca (100 milioni di euro), BBVA -Banco Bilbao Vizcaya Argentaria- (50 milioni di euro), CaixaBank (100 milioni di euro) e Banco BPM (100 milioni di euro).

L’entità dello spread delle nuove linee di credito è legata al raggiungimento di specifici obiettivi delineati sia nel Bilancio di Sostenibilità che nel Sustainable Financing Framework pubblicato a marzo: la riduzione delle emissioni climalteranti, la progressiva crescita nella produzione da fonte rinnovabile e l’uso razionale delle risorse idriche. In merito, si prevede il raggiungimento di tali obiettivi grazie al complesso degli investimenti previsti in arco piano.

Le operazioni descritte mirano a coniugare sostenibilità e sviluppo attraverso il meccanismo di premio/penalità legato al raggiungimento dei target prefissati e si inseriscono nel contesto di rafforzamento del profilo di liquidità, con condizioni di tasso e durata adeguate agli standard del Gruppo. L’ammontare complessivo dei finanziamenti sottoscritti nel periodo di tipologia “ESG Linked” si attesta dunque a 650 milioni di euro.

Nell’ambito dei finanziamenti sostenibili, ad agosto 2022, Iren S.p.A. ha inoltre sottoscritto un Private Placement di 50 milioni di euro a valere sul Programma Euro Medium Term Note di 4 miliardi di euro (EMTN) con l’obiettivo di finanziare alcuni progetti di investimento green selezionati tra gli Eligible Projects individuati all’interno del Sustainable Financing Framework.

Assemblea degli Azionisti

L’Assemblea Ordinaria degli Azionisti ha approvato in data 21 giugno 2022 il Bilancio d’Esercizio al 31 dicembre 2021 della Società e la Relazione sulla Gestione, e ha deliberato la distribuzione di un dividendo di 0,105 euro per azione ordinaria, confermando quanto proposto dal Consiglio di Amministrazione.

L’Assemblea degli Azionisti ha inoltre:

•approvato la sezione prima (“Politiche sulla Remunerazione 2022”) della Relazione sulla politica in materia di remunerazione 2022 e sui compensi corrisposti 2021;

•espresso voto favorevole sulla sezione seconda (“Compensi corrisposti esercizio 2021”) della stessa Relazione;

•nominato il nuovo Consiglio di Amministrazione ed il suo Presidente per il triennio 2022-2023-2024 (scadenza: data di approvazione del bilancio dell’esercizio 2024) e determinato i relativi compensi annui da corrispondere ai componenti.

Acquisizione di Società dell’Acqua Potabile (SAP)

A seguito di un accordo sottoscritto a fine aprile, il 1° luglio 2022 ha avuto efficacia l’acquisizione del 100% di Società dell’Acqua Potabile S.r.l. (“SAP”) da Siram S.p.A., società del gruppo francese Veolia.

SAP gestisce il servizio idrico nei comuni della Città Metropolitana di Genova Sestri Levante, Casarza Ligure e Ne, con scadenze delle relative convenzioni ricomprese tra il 2023 e il 2027, e nei comuni di Carasco e Moneglia le cui convenzioni sono attualmente in proroga. Con riferimento a tali territori la società serve complessivamente circa 34 mila abitanti per il servizio di acquedotto e circa 11 mila abitanti per i servizi di fognatura e depurazione. La società detiene inoltre il 49% di Egua S.r.l. che gestisce il servizio idrico nel comune di Cogorno, la cui concessione è in scadenza al 2029. Il corrispettivo dell’operazione è pari a 11,3 milioni di euro.

L’operazione anticipa di fatto il subentro di Ireti nella gestione di concessioni a essa destinate in quanto gestore unico dell’ambito di riferimento, consentendo di avviare in anticipo azioni volte a conseguire rilevanti sinergie con le altre gestioni già esercite nei territori limitrofi.

Acquisizione del controllo di SEI Toscana

Il 1° luglio 2022 il Gruppo ha acquisito il controllo della partecipata SEI Toscana S.r.l., società gestore del servizio integrato dei rifiuti urbani dell’ATO “Toscana Sud”, attiva in oltre cento comuni nelle province di Arezzo, Grosseto, Siena e Livorno. La società detiene inoltre partecipazioni di controllo in Ekovision S.r.l., attiva nel campo della progettazione, sviluppo e assistenza software di applicativi dedicati alle aziende che operano nel settore dei rifiuti, e Valdisieve S.c. a r.l..

32 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

detenere, nel primo semestre 2022, direttamente il 41,77% della società e il 16,57% tramite Valdarno Ambiente e CRCM.

Acquisizione di progetti ready to build di impianti fotovoltaici

In data 22 luglio 2022, il Gruppo ha sottoscritto gli accordi vincolanti per l’acquisizione, del valore complessivo di 6,1 milioni di euro, di autorizzazioni e diritti sui terreni per lo sviluppo di due impianti fotovoltaici di potenza complessiva pari a 29,9 MW siti in Basilicata, nei comuni di Ferrandina e Garaguso (provincia di Matera), per una produzione di circa 50 GWh all’anno. In merito, rispettivamente a fine luglio e nel mese di novembre, sono state perfezionate le acquisizioni delle società veicolo Mara Solar e Omnia Power, riferite allo sviluppo dei due impianti.

Conferma del Rating

Fra novembre e dicembre 2022, le agenzie Fitch Ratings e S&P Global Ratings hanno rinnovato i loro giudizi relativamente al Gruppo Iren.

In particolare, Fitch ha confermato il rating per il merito di credito a lungo termine al livello “BBB” con outlook “Stable”, mentre S&P Global ha mantenuto il giudizio “BBB-“ con outlook “Positivo”. Entrambe le agenzie hanno attribuito i rispettivi giudizi anche al debito senior non garantito.

Tali giudizi muovono principalmente dalla valutazione del business model del Gruppo, diversificato ed equilibrato in un contesto di incertezza macroeconomica e normativa, e del buon profilo di liquidità.

Gruppo Iren 33

INDICATORI ALTERNATIVI DI PERFORMANCE

Il Gruppo Iren utilizza indicatori alternativi di performance (IAP) al fine di trasmettere in modo più efficace le informazioni sull’andamento della redditività dei business in cui opera, nonché sulla propria situazione patrimoniale e finanziaria. Tali indicatori sono differenti dagli indicatori finanziari espressamente previsti dai principi contabili internazionali IAS/IFRS adottati dal Gruppo.

In merito a tali indicatori, CONSOB ha emesso la Comunicazione n. 92543/15 che rende applicabili gli Orientamenti emanati dalla European Securities and Markets Authority (ESMA) circa la loro presentazione nelle informazioni regolamentate diffuse o nei prospetti pubblicati. Questi Orientamenti sono volti a promuovere l’utilità e la trasparenza degli indicatori alternativi di performance inclusi nelle informazioni regolamentate o nei prospetti rientranti nell’ambito d’applicazione della direttiva 2003/71/CE, al fine di migliorarne la comparabilità, l’affidabilità e la comprensibilità.

Nel seguito sono forniti, in linea con le comunicazioni sopra citate, i criteri utilizzati per la costruzione di tali indicatori esposti nel presente fascicolo di bilancio.

Capitale investito netto (CIN): determinato dalla somma algebrica dell’Attivo immobilizzato, delle Altre attività (passività) non correnti, del Capitale circolante netto, delle Attività (passività) per imposte differite, dei Fondi rischi e benefici ai dipendenti e delle Attività (passività) destinate a essere cedute. Per ulteriori dettagli sulla costruzione delle singole voci che compongono l’indicatore si rimanda al prospetto di riconciliazione dello stato patrimoniale riclassificato con quello di bilancio riportato negli allegati al bilancio consolidato.

Questo IAP è utilizzato dal Gruppo nell’ambito di documenti sia interni al Gruppo sia esterni e rappresenta un’utile misurazione ai fini della valutazione delle attività nette complessive, sia correnti che immobilizzate, anche attraverso la comparazione tra il periodo oggetto di relazione con quelli relativi a periodi o esercizi precedenti. Tale indicatore consente inoltre di condurre analisi sugli andamenti operativi e di misurare la performance in termini di efficienza operativa nel corso del tempo.

Indebitamento finanziario netto: determinato dalla somma delle Passività finanziarie non correnti al netto delle Attività finanziarie non correnti e delle Passività Finanziarie correnti al netto delle Attività finanziarie correnti e delle Disponibilità liquide e mezzi equivalenti.

Questo IAP è utilizzato dal Gruppo nell’ambito di documenti sia interni al Gruppo sia esterni e rappresenta un’utile misurazione della struttura finanziaria del Gruppo, anche attraverso la comparazione tra il periodo oggetto di relazione con quelli relativi a periodi o esercizi precedenti.

Capitale Circolante Netto (CCN): determinato dalla somma algebrica delle Attività e Passività derivanti da contratti con i clienti correnti e non correnti, dei Crediti commerciali correnti e non correnti, delle Rimanenze, delle Attività e i Debiti per imposte correnti, dei Crediti vari e altre attività correnti, dei Debiti commerciali e dei Debiti vari e altre passività correnti. Questo IAP è utilizzato dal Gruppo nell’ambito di documenti sia interni al Gruppo sia esterni e rappresenta un’utile misurazione dell’efficienza operativa del Gruppo, anche attraverso la comparazione tra il periodo oggetto di relazione e quelli relativi a periodi o esercizi precedenti.

Margine operativo lordo (EBITDA): determinato dalla somma del Risultato prima delle imposte, del Risultato di partecipazioni contabilizzate con il metodo del patrimonio netto, della Rettifica di valore di partecipazioni, dei Proventi e Oneri finanziari e degli Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni. Il Margine Operativo Lordo è esplicitamente indicato come subtotale nel bilancio.

Questo IAP è utilizzato dal Gruppo nell’ambito di documenti sia interni al Gruppo sia esterni e rappresenta un utile strumento per la valutazione della performance operativa del Gruppo (sia nel suo complesso che a livello di singola Business Unit), anche mediante la comparazione tra i risultati operativi del periodo oggetto di relazione con quelli relativi a periodi o esercizi precedenti. Tale indicatore consente inoltre di condurre analisi sugli andamenti operativi e di misurare la performance in termini di efficienza operativa nel corso del tempo.

Risultato operativo (EBIT): determinato dalla somma del Risultato prima delle imposte, del Risultato di partecipazioni contabilizzate con il metodo del patrimonio netto, della Rettifica di valore di partecipazioni e dei Proventi e Oneri finanziari. Il Risultato Operativo è esplicitamente indicato come subtotale nel bilancio.

Free cash flow: determinato dalla somma del Cash flow operativo e del Flusso finanziario da attività di investimento come indicati nel Rendiconto finanziario sintetico.

34 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

Investimenti: rappresenta la somma degli investimenti in Immobili, impianti e macchinari, in Attività immateriali e in attività finanziarie (partecipazioni), presentata al lordo dei contributi in conto capitale.

Questo IAP è utilizzato dal Gruppo nell’ambito di documenti sia interni al Gruppo sia esterni e rappresenta una misura delle risorse finanziarie assorbite in acquisti di beni durevoli nel periodo.

Margine operativo lordo su ricavi: determinato facendo una proporzione, in termini percentuali, del margine operativo lordo diviso il valore dei ricavi.

Indebitamento finanziario netto su patrimonio netto: determinato come rapporto tra l’Indebitamento finanziario netto e il Patrimonio netto comprensivo delle interessenze di terzi azionisti.

Questo IAP è utilizzato dal Gruppo nell’ambito di documenti sia interni al Gruppo sia esterni e rappresenta un utile strumento per la valutazione della struttura patrimoniale in termini di incidenza relativa delle fonti di finanziamento tra mezzi di terzi e mezzi propri.

Gli investitori devono essere al corrente che:

•tali indicatori non sono riconosciuti come criterio di valutazione di performance ai sensi degli IFRS;

•non devono essere adottati come alternativi al risultato operativo, all’utile netto, al flusso di cassa operativo e di investimento, alla posizione finanziaria netta o ad altre misure conformi agli IFRS, ai GAAP italiani o a qualsiasi altro principio contabile generalmente accettato; e

•sono usati dalla direzione aziendale per monitorare l’andamento del business e della gestione dello stesso, ma non sono indicativi dei risultati storici operativi, né intendono essere predittivi dei risultati futuri.

Gruppo Iren 35

SITUAZIONE ECONOMICA, PATRIMONIALE E FINANZIARIA DEL GRUPPO IREN

Situazione economica

CONTO ECONOMICO DEL GRUPPO IREN

migliaia di euro

Esercizio 2022

Esericizio2021Rideterminato

Var. %

Ricavi

Ricavi per beni e servizi

7.627.961

4.826.741

58,0

Altri proventi

235.082

129.130

82,1

Totale ricavi

7.863.043

4.955.871

58,7

Costi operativi

Costi materie prime sussidiarie di consumo e merci

(4.582.060)

(1.990.495)

(*)

Prestazioni di servizi e godimento beni di terzi

(1.669.325)

(1.421.590)

17,4

Oneri diversi di gestione

(81.582)

(87.832)

(7,1)

Costi per lavori interni capitalizzati

55.655

43.382

28,3

Costo del personale

(531.060)

(483.498)

9,8

Totale costi operativi

(6.808.372)

(3.940.033)

72,8

MARGINE OPERATIVO LORDO

1.054.671

1.015.838

3,8

Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni

Ammortamenti

(522.591)

(478.320)

9,3

Accantonamenti a fondo svalutazione crediti

(63.465)

(53.521)

18,6

Altri accantonamenti e svalutazioni

(4.880)

(30.321)

(83,9)

Totale ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni

(590.936)

(562.162)

5,1

RISULTATO OPERATIVO

463.735

453.676

2,2

Gestione finanziaria

Proventi finanziari

23.201

28.173

(17,6)

Oneri finanziari

(105.108)

(74.553)

41,0

Totale gestione finanziaria

(81.907)

(46.380)

76,6

Rettifica di valore di partecipazioni

5.211

6.019

(13,4)

Risultato di partecipazioni contabilizzate con il metodo del patrimonio netto al netto degli effetti fiscali

11.758

10.294

14,2

Risultato prima delle imposte

398.797

423.609

(5,9)

Imposte sul reddito

(128.851)

(90.208)

42,8

Risultato netto delle attività in continuità

269.946

333.401

(19,0)

Risultato netto da attività operative cessate

Risultato netto del periodo

269.946

333.401

(19,0)

attribuibile a:

- Utile (perdita) del periodo attribuibile agli azionisti

226.017

303.172

(25,4)

- Utile (perdita) del periodo attribuibile alle minoranze

43.929

30.229

45,3

(*) Variazione superiore al 100%

36 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

Ricavi

Al 31 dicembre 2022 il Gruppo ha conseguito ricavi per 7.863 milioni di euro in aumento del +58,7% rispetto ai 4.955,9 milioni di euro dell’esercizio 2021. I principali fattori di incremento sono riferibili ai maggiori ricavi energetici, influenzati per oltre 2.400 milioni di euro dall’incremento dei prezzi delle commodities parzialmente assorbiti dall’effetto climatico (-88 milioni circa). Contribuiscono inoltre alla variazione positiva del fatturato le attività di efficientamento energetico quali le riqualificazioni energetiche e le ristrutturazioni degli edifici, favorite dalle agevolazioni fiscali (+274 milioni circa). Infine, le variazioni di perimetro incidono sui ricavi per oltre 200 milioni di euro e sono riferibili al consolidamento da febbraio 2022 di Puglia Holding (ora Iren Green Generation), Alegas (da aprile 2022) e di SEI Toscana (da luglio 2022).

Margine Operativo Lordo

Il margine operativo lordo ammonta a 1.054,7 milioni di euro, in aumento del +3,8% rispetto ai 1.015,8 milioni di euro dell’esercizio 2021.

Influiscono positivamente sul margine di periodo l’ampliamento del perimetro di consolidamento per l’acquisizione di Puglia Holding (+50 milioni di euro) operativa nella produzione di energia fotovoltaica e il consolidamento di SEI Toscana (+8 milioni di euro), operativa nella raccolta dei rifiuti, la crescita organica correlata agli incrementi tariffari dei servizi a rete legati agli investimenti realizzati per il miglioramento delle infrastrutture, lo sviluppo delle attività connesse ai lavori di riqualificazione energetica e l’entrata a regime, a seguito dell’ampliamento di capacità, dei biodigestori di Cairo Montenotte e Santhià.

Lo scenario energetico, caratterizzato da prezzi dell’energia elettrica e del gas in forte incremento rispetto all’esercizio 2021, ha comportato un impatto positivo sul margine. Infatti, la gestione integrata della filiera energetica ha consentito, in un contesto molto volatile, dinamiche compensative tra gli effetti positivi (margini della produzione elettrica e del calore, corrispettivi per il capacity market e crediti d’imposta sui costi energetici) e gli effetti negativi (margini della vendita di energia elettrica in significativa flessione).

Tuttavia, l’effetto positivo di scenario è stato più che compensato da negativi effetti regolatori (cessazione della produzione di certificati di efficienza energetica per quanto concerne l’impianto di Torino Nord e forte riduzione dei margini sul mercato dei servizi di dispacciamento) e dagli effetti climatici caratterizzati dalla perdurante siccità e da temperature elevate, che hanno comportato una forte diminuzione dei volumi prodotti di energia da fonte idroelettrica con conseguenti minori certificati verdi prodotti e minori quantitativi di calore venduto ad uso teleriscaldamento.

Complessivamente l’incremento del margine in riferimento alle singole business unit è così suddiviso: Ambiente (+16,1%), Energia (+20,5%), Reti (+8,1%), mentre risulta in forte contrazione la business unit Mercato (-86,7%); quest’ultimo trend è da leggersi assieme all’aumento della marginalità della BU Energia, nella logica di gestione integrata della filiera energetica (produzione e commercializzazione di energia elettrica prodotta da fonte rinnovabile).

Gruppo Iren 37

Risultato operativo

Il risultato operativo è pari a 463,7 milioni di euro, in aumento del +2,2% rispetto ai 453,7 milioni di euro del 2021. Nel periodo si sono registrati maggiori ammortamenti per 44 milioni di euro, relativi all’entrata in esercizio di nuovi investimenti e all’ampliamento del perimetro di consolidamento, e maggiori accantonamenti al fondo svalutazione crediti per circa 10 milioni di euro. Si rilevano inoltre maggiori rilasci di fondi per circa 11 milioni di euro, relativi principalmente al venir meno di contenziosi con fornitori, maggiori accantonamenti al fondo rischi per 9 milioni di euro, fra i quali si annovera l’impatto del meccanismo di compensazione a due vie dei prezzi dell’energia elettrica ex DL “Sostegni Ter”, e minori svalutazioni per 23 milioni di euro; nell’esercizio precedente si era infatti proceduto alla svalutazione dell’impianto di Scarlino Energia.

Gestione finanziaria

Il risultato della gestione finanziaria esprime un saldo di oneri finanziari netti di 81,9 milioni di euro; nel periodo comparativo il dato si attestava a 46,4 milioni.

I proventi finanziari, comprensivi dei proventi relativi all’attualizzazione dei fondi per rischi e oneri, ammontano a 23,2 milioni di euro contro i 28,2 milioni dell’esercizio 2021, che includevano un provento derivante dall’estinzione anticipata di passività finanziarie.

Dal lato degli oneri finanziari si assiste a un aumento di 30,5 milioni di euro (105,1 milioni contro i 74,6 milioni del 2021), dovuto essenzialmente a poste straordinarie non riconducibili agli oneri da finanziamento e in particolare relative a oneri per derivati su commodities su indice PFOR per i quali è venuta meno la relazione di copertura (20,9 milioni), e a oneri di cessione dei crediti fiscali da Superbonus (12,7 milioni).

Rettifica di valore di partecipazioni

La voce, pari a 5,2 milioni di euro nell’esercizio 2022, si riferisce in gran parte al provento derivante dall’acquisizione delle attività nette di Valle Dora Energia. Nel periodo comparativo l’importo di 6,0 milioni si riferiva al plusvalore derivante dal consolidamento di NOVE e alla rideterminazione al fair value, alla data di acquisizione del controllo, dell’interessenza pregressa in Futura.

Risultato di partecipazioni contabilizzate con il metodo del patrimonio netto al netto degli effetti fiscali

La voce, che si attesta a +11,8 milioni di euro (+10,3 milioni nel 2021) comprende il pro‐quota dei risultati delle società collegate del Gruppo, i più rilevanti dei quali riguardano ASA, Asti Servizi Pubblici e Aguas de San Pedro.

Risultato prima delle imposte

Per effetto delle dinamiche sopra indicate il risultato consolidato prima delle imposte si attesta a 398,8 milioni di euro (423,6 milioni nell’esercizio 2021).

Imposte sul reddito

Le imposte sul reddito del periodo sono pari a 128,9 milioni di euro, in aumento rispetto ai 90,2 milioni del periodo comparativo, che includevano un provento fiscale non ricorrente di 32,3 milioni legato all’esercizio dell’opzione sui riallineamenti dei valori contabili e fiscali di cui al DL n. 104/20 (c.d. “DL Agosto”). Il tax rate adjusted del 2022, senza tener conto degli elementi straordinari, si attesta al 29%.

38 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

La voce Imposte sul reddito accoglie inoltre sia gli effetti della misura di cui all’articolo 37 del DL 21/2022, che prevede un prelievo non ricorrente quale “contributo straordinario contro il caro bollette” pari al 25% degli “extra-profitti” delle imprese operanti nel settore energetico, sia gli effetti del Contributo di solidarietà temporaneo (ex Regolamento UE 6 ottobre 2022), dovuto in misura pari al 50% dell’incremento del reddito fiscale 2022 che eccede per almeno il 10% quello medio conseguito nei quattro anni precedenti. Per il Gruppo il contributo complessivo è stimato nella misura di 27,3 milioni di euro.

Inoltre, il tax rate beneficia del non assoggettamento a tassazione del componente di reddito relativo alle Misure a contrasto del “DL caro energia”, per le imprese “non energivore” e “non gasivore” (DL 4/2022, DL 17/2022, Legge 51/2022 e Decreti “Aiuti” DL 50/2022, 115/2022 e 144/2022).

Risultato netto del periodo

In conseguenza di quanto sopra esposto, si rileva un utile netto del periodo pari a 269,9 milioni di euro, in riduzione del 19,0% rispetto al risultato del 2021. Il dato è riconducibile al risultato di pertinenza degli azionisti per 226,0 milioni, mentre l’utile attribuibile alle minoranze è pari a 43,9 milioni.

Gruppo Iren 39

Situazione patrimoniale e finanziaria

STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO DEL GRUPPO IREN

migliaia di euro

31.12.2022

31.12.2021Rideterminato

Var. %

Attivo immobilizzato

7.654.903

6.883.177

11,2

Altre attività (Passività) non correnti

(416.214)

(458.642)

(9,3)

Capitale circolante netto

(223.927)

(222.501)

0,6

Attività (Passività) per imposte differite

198.645

238.847

(16,8)

Fondi rischi e Benefici ai dipendenti

(692.301)

(585.033)

18,3

Attività (Passività) destinate a essere cedute

16.802

1.144

(*)

Capitale investito netto

6.537.908

5.856.992

11,6

Patrimonio netto

3.191.154

2.950.591

8,2

Attività finanziarie a lungo termine

(169.057)

(131.766)

28,3

Indebitamento finanziario a medio e lungo termine

4.266.014

3.549.612

20,2

Indebitamento finanziario netto a medio lungo termine

4.096.957

3.417.846

19,9

Attività finanziarie a breve termine

(1.044.778)

(977.404)

6,9

Indebitamento finanziario a breve termine

294.575

465.959

(36,8)

Indebitamento finanziario netto a breve termine

(750.203)

(511.445)

46,7

Indebitamento finanziario netto

3.346.754

2.906.401

15,2

Mezzi propri ed indebitamento finanziario netto

6.537.908

5.856.992

11,6

(*) Variazione superiore al 100%

(1) Per la riconciliazione del prospetto di stato patrimoniale riclassificato con quello di bilancio si rimanda all’apposito allegato alle Note Illustrative del Bilancio Consolidato.

Nel seguito sono commentate le principali dinamiche patrimoniali del periodo.

L’attivo immobilizzato al 31 dicembre 2022 ammonta a 7.654,9 milioni di euro, incrementatosi rispetto al 31 dicembre 2021, quando era pari a 6.883,2 milioni. L’aumento (+771,7 milioni) è principalmente da ricondursi all’effetto delle seguenti determinanti:

•gli investimenti tecnici in immobilizzazioni materiali ed immateriali (+897,6 milioni) e gli ammortamenti (-522,6 milioni) del periodo;

•i nuovi assets, comprensivi di avviamento, derivanti dalle operazioni di M&A del periodo per complessivi 389,3 milioni di euro e così suddivisi:

oBU Energia: 234,7 milioni, riferiti a parchi fotovoltaici e impianti di generazione idroelettrica;

oBU Ambiente: 117,5 milioni, nel settore della raccolta e trattamento dei rifiuti;

oBU Mercato: 25,4 milioni (Alegas, attiva nella vendita di gas e energia elettrica);

oBU Reti: 11,7 milioni, relativi a concessioni del Servizio Idrico Integrato;

•la rilevazione di diritti d’uso in applicazione dell’IFRS 16 – Leases per 16,5 milioni, riferiti in gran parte a contratti di locazione e noleggio di fabbricati, impianti e automezzi strumentali alle attività operative.

Per maggiori informazioni sul dettaglio settoriale degli investimenti del periodo si rimanda al successivo capitolo “Analisi per settori di attività”.

La voce Altre attività (passività) non correnti aumenta di 42,4 milioni di euro, attestandosi a -416,2 milioni, principalmente in virtù dei crediti maturati verso l’erario per gli interventi incentivati di efficientamento energetico degli edifici.

40 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

Il Capitale Circolante Netto è pari a -223,9 milioni di euro, sostanzialmente allineato rispetto al dato al 31 dicembre 2021, che si attestava a -222,5 milioni.

Il saldo patrimoniale della fiscalità differita netta si decrementa attestandosi a 198,6 milioni di euro (238,8 milioni al 31 dicembre 2021), in ragione dell’effetto fiscale sulla variazione del fair value dei contratti derivati di copertura e dei saldi di imposte differite derivanti dalle entità acquisite nel periodo.

I “Fondi Rischi e Benefici ai Dipendenti” ammontano a 692,3 milioni di euro e risultano in aumento rispetto al dato di fine 2021 (pari a 585,0 milioni), principalmente per l’effetto netto dello stanziamento dell’obbligo relativo ai diritti di emissione CO2 e del venir meno di rischi rilevati in esercizi precedenti, relativi principalmente a contenziosi con fornitori.

Il Patrimonio Netto ammonta a 3.191,1 milioni di euro, contro i 2.950,6 milioni del 31 dicembre 2021 (+240,5 milioni). La variazione è riferita al risultato netto (+269,9 milioni), ai dividendi deliberati (-164,7 milioni), alla variazione dell’area di consolidamento (+48,6 milioni), all’andamento della riserva cash flow hedge legata agli strumenti derivati di copertura tasso e commodities (+80,8 milioni), alla variazione della riserva IAS 19 relativa ai benefici ai dipendenti (+8,6 milioni), all’acquisto di minorities in entità controllate (-3,5 milioni) e ad altre variazioni (+0,8 milioni).

L’Indebitamento Finanziario Netto si attesta a 3.346,8 milioni di euro al 31 dicembre 2022, in aumento (+15,2%) rispetto al dato del 31 dicembre 2021. Al riguardo, il flusso di cassa generato dall’attività operativa ha contribuito a mitigare l’effetto degli esborsi effettuati a fronte degli investimenti e delle operazioni di M&A del periodo e dei dividendi erogati. Per maggiori dettagli, si rinvia all’analisi del rendiconto finanziario di seguito presentata.

Gruppo Iren 41

RENDICONTO FINANZIARIO DEL GRUPPO IREN – Variazione indebitamento finanziario netto

Il seguente prospetto dettaglia la movimentazione dell’indebitamento finanziario netto di Gruppo avvenuta nel periodo.

migliaia di euro

Esercizio 2022

Esericizio2021Rideterminato

Var. %

(Indebitamento) Finanziario Netto iniziale

(2.906.401)

(2.948.241)

(1,4)

Risultato del periodo

269.946

333.401

(19,0)

Rettifiche per movimenti non finanziari

936.269

716.206

30,7

Erogazioni benefici ai dipendenti

(9.624)

(10.373)

(7,2)

Utilizzo fondo rischi e altri oneri

(33.955)

(39.424)

(13,9)

Variazione altre attività/passività non correnti

(29.642)

31.421

(*)

Imposte pagate

(194.274)

(102.550)

89,4

Acquisto ETS

Flussi finanziari per transazioni su mercati derivati commodities

65.915

(25.583)

(*)

Altre variazioni patrimoniali

752

(901)

(*)

Flusso finanziario derivante da variazioni di CCN

77.670

48.275

60,9

Cash flow operativo

1.083.057

950.472

13,9

Investimenti in attività materiali e immateriali

(897.565)

(757.775)

18,4

Investimenti in attività finanziarie

(39.455)

(4.488)

(*)

Realizzo investimenti e variazione attività destinate ad essere cedute

5.959

7.011

(15,0)

Acquisizione di società controllate

(270.534)

(85.722)

(*)

Dividendi incassati

2.941

3.878

(24,2)

Totale flusso finanziario da attività di investimento

(1.198.654)

(837.096)

43,2

Free cash flow

(115.597)

113.376

(*)

Flusso finanziario del capitale proprio

(164.710)

(153.324)

7,4

Altre variazioni

(160.046)

81.788

(*)

Variazione (Indebitamento) Finanziario Netto

(440.353)

41.840

(*)

(Indebitamento) Finanziario Netto finale

(3.346.754)

(2.906.401)

15,2

(*) Variazione superiore al 100%

La variazione dell’Indebitamento Finanziario Netto rispetto al 31 dicembre 2021, pari a +440,4 milioni di euro, deriva dalle seguenti determinanti:

•un cash flow operativo pari a +1.083,1 milioni, in aumento del 13,9% rispetto all’esercizio 2021;

•un flusso finanziario da attività di investimento di -1.198,7 milioni che comprende in particolare gli investimenti tecnici del periodo (897,6 milioni, superiori del 18,4% rispetto al 2021) e gli acquisti di partecipazioni (alle voci Investimenti in attività finanziarie e Variazione area di consolidamento) per complessivi 310,0 milioni. Tale importo si riferisce al corrispettivo pagato, comprensivo dell’indebitamento finanziario netto assunto, per l’acquisto di Puglia Holding (182,3 milioni), SEI Toscana (40,3 milioni), Alegas (32,8 milioni), Valle Dora Energia (16,9 milioni), la partecipazione in Romeo Gas (15,7 milioni), Società dell’Acqua Potabile (10,8 milioni), Mara Solar (3,9 milioni), Limes (3,1 milioni), Omnia Power (1,9 milioni), l’acquisto di minorities di Maira (1,4 milioni), Valdarno Ambiente/CRCM (0,3 milioni), Dogliani Energia (0,2 milioni), e altre minori (0,4 milioni).

Il dato dell’esercizio 2021, pari a 90,2 milioni, era relativo in particolare alle acquisizioni di Futura, SidIren e Iren Energy Solutions;

•un flusso finanziario del capitale proprio pari a -164,7 milioni riferito all’erogazione di dividendi del periodo. Il dato del 2021 (-153,3 milioni) comprendeva anche gli acquisti di azioni proprie per 4,1 milioni;

42 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

•la voce altre variazioni, pari a -160,0 milioni (+81,8 milioni nel 2021), riferita principalmente alla variazione negativa del fair value degli strumenti derivati di copertura (era positiva nel periodo comparativo), ai nuovi contratti di lease e agli interessi pagati.

Si segnala infine che il rendiconto finanziario redatto secondo la configurazione espressa come variazione delle disponibilità liquide è presentato in apertura della sezione “Bilancio Consolidato e Note Illustrative al 31 dicembre 2022”.

Gruppo Iren 43

ANALISI PER SETTORI DI ATTIVITÀ

Il Gruppo Iren individua i seguenti settori di attività:

•Reti (Reti di distribuzione dell’energia elettrica, Reti distribuzione del gas, Servizio Idrico Integrato)

•Ambiente (Raccolta, Trattamento e Smaltimento rifiuti)

•Energia (Produzione Idroelettrica e da altre fonti rinnovabili, Cogenerazione elettrica e calore, Reti di Teleriscaldamento, Produzione termoelettrica, Servizi di efficienza energetica, Illuminazione Pubblica, Servizi di global service, Gestione calore)

•Mercato (Vendita energia elettrica, gas e altri servizi alla clientela)

•Altri servizi (Laboratori, Telecomunicazioni e altri minori).

Tali segmenti operativi sono presentati in accordo all’IFRS 8, che richiede di basare l’informativa di settore sugli elementi che il management utilizza nel prendere le proprie decisioni operative e strategiche.

Ai fini di una corretta lettura dei conti economici relativi alle singole attività, esposti e commentati nel seguito, si precisa che i ricavi e i costi riferiti alle attività comuni sono stati interamente allocati sui business, in base all'utilizzo effettivo dei servizi forniti oppure in base a driver tecnico-economici.

L’informativa di settore che segue non contiene l’informativa secondaria di settore per area geografica data la sostanziale univocità territoriale in cui il Gruppo opera prevalentemente.

Nei prospetti seguenti vengono esposti il Capitale Investito Netto comparato ai valori al 31 dicembre 2021 rideterminati e i conti economici dell’esercizio 2022 (fino al risultato operativo) per settore di attività, raffrontati ai dati dell’esercizio 2021 rideterminati. Al 31 dicembre 2022 le attività non regolate contribuiscono alla formazione del margine operativo lordo per il 21% (28% al 31 dicembre 2021), le attività regolate pesano per il 59% (sostanzialmente in linea rispetto al 58% del corrispondente periodo 2021), mentre le attività semi regolate contribuiscono per il 20% (14% nell’esercizio 2021).

44 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

Situazione patrimoniale riclassificata per settori di attività al 31 dicembre 2022

milioni di euro

Reti

Ambiente

Energia

Mercato

Altri servizi

Non allocabili

Totale

Capitale immobilizzato

3.323

1.475

2.270

337

222

7.655

Capitale circolante netto

(42)

(200)

150

(138)

(224)

Altre attività e passività non correnti

(604)

(172)

(186)

(893)

Capitale investito netto (CIN)

2.677

1.103

2.234

252

238

6.538

Patrimonio netto

3.191

Posizione Finanziaria netta

3.347

Mezzi propri ed indebitamento finanziario netto

6.538

Situazione patrimoniale riclassificata per settori di attività al 31 dicembre 2021 rideterminato

milioni di euro

Reti

Ambiente

Energia

Mercato

Altri servizi

Non allocabili

Totale

Capitale immobilizzato

3.132

1.277

1.964

258

226

6.883

Capitale circolante netto

(60)

(286)

(223)

Altre attività e passività non correnti

(606)

(198)

(21)

(804)

Capitale investito netto (CIN)

2.466

1.170

2.012

(49)

226

5.857

Patrimonio netto

2.951

Posizione Finanziaria netta

2.906

Mezzi propri ed indebitamento finanziario netto

5.857

Conto Economico per settori di attività Esercizio 2022

milioni di euro

Reti

Ambiente

Energia

Mercato

Altri servizi

Non allocabili

Totale

Totali ricavi e proventi

1.130

1.089

4.394

5.396

(4.174)

7.864

Totale costi operativi

(717)

(825)

(4.035)

(5.382)

(25)

4.174

(6.809)

Margine Operativo Lordo (EBITDA)

413

264

359

1.055

Amm.ti, acc.ti netti e svalutazioni

(203)

(141)

(135)

(109)

(3)

(591)

Risultato operativo (EBIT)

210

123

224

(95)

464

Conto Economico per settori di attività Esercizio 2021 rideterminato

milioni di euro

Reti

Ambiente

Energia

Mercato

Altri servizi

Non allocabili

Totale

Totali ricavi e proventi

991

916

2.279

3.071

(2.327)

4.956

Totale costi operativi

(608)

(689)

(1.981)

(2.967)

(22)

2.327

(3.940)

Margine Operativo Lordo (EBITDA)

383

227

298

104

1.016

Amm.ti, acc.ti netti e svalutazioni

(195)

(135)

(140)

(90)

(2)

(562)

Risultato operativo (EBIT)

188

158

454

Gruppo Iren 45

SBU Reti

Al 31 dicembre 2022 il settore di attività Reti, che comprende i business della Distribuzione Gas, Energia Elettrica e del Servizio Idrico Integrato, ha registrato ricavi per 1.130,4 milioni di euro, in aumento del +14,1% rispetto ai 990,8 milioni di euro dell’esercizio 2021. L’incremento dei ricavi è riconducibile per circa 32 milioni di euro all’effetto generato dalla contabilizzazione sul 2021, sia tra i ricavi che tra i costi, dell’obbligo dei certificati di efficienza energetica (TEE) relativi ad esercizi precedenti, e non più ripetibile, e alla rilevazione tra i ricavi dell’incremento dei costi passanti riconosciuti pari a circa 43 milioni di euro e conseguenti al rincaro dell’energia elettrica utilizzata nel processo industriale.

Si registrano inoltre aumenti dei ricavi correlati a sopravvenienze attive legate alla sentenza favorevole del Consiglio di Stato in merito a riconoscimenti tariffari di esercizi precedenti.

Il margine operativo lordo ammonta a 413,2 milioni di euro in aumento del 8,1% rispetto ai 382,3 milioni di euro del corrispondente periodo del 2021, mentre il risultato operativo risulta pari a 209,8 milioni di euro in aumento del +11,5% rispetto ai 188,1 milioni dell’esercizio 2021.

La dinamica del risultato operativo è stata caratterizzata da maggiori ammortamenti per circa 7 milioni di euro, correlati ai crescenti investimenti, maggiori accantonamenti al fondo rischi e minori rilascio fondi per circa 7 milioni di euro, soltanto parzialmente compensati da minori accantonamenti al fondo svalutazione crediti per circa 3 milioni di euro.

Esercizio 2022

Esercizio 2021

Variaz. %

Ricavi

€/mil.

1.130,4

990,8

14,1

Margine operativo lordo

€/mil.

413,2

382,3

8,1

% sui ricavi

36,6%

38,6%

da Reti Elettriche

€/mil.

78,7

81,7

(3,6)

da Reti Gas

€/mil.

86,3

89,8

(3,9)

da Servizio Idrico Integrato

€/mil.

248,2

210,8

17,7

Risultato Operativo

€/mil.

209,8

188,1

11,5

Investimenti

€/mil.

327,8

307,7

6,5

in Reti Elettriche

€/mil.

71,1

58,6

21,4

in Reti Gas

€/mil.

42,9

40,9

4,7

in Servizio Idrico Integrato

€/mil.

205,4

202,2

1,6

Altro

€/mil.

8,4

6,0

40,7

Energia elettrica distribuita

GWh

3.687,3

3.679,8

0,2

Gas distribuito

Mmc

1.124,4

1.347,4

(16,6)

Acqua Venduta

Mmc

170,1

174,8

(2,7)

46 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

SBU Reti - Energia elettrica

Il margine operativo lordo ammonta a 78,7 milioni di euro in diminuzione del -3,6% rispetto agli 81,7 milioni di euro dell’esercizio 2021. La flessione della marginalità è riconducibile alla contrazione del vincolo dei ricavi tariffari caratterizzato da una riduzione della remunerazione del capitale investito (WACC) prevista dai provvedimenti tariffari ARERA, soltanto parzialmente compensato dall’effetto positivo dei maggiori investimenti, e da penali relative alla qualità tecnica riferibili ad esercizi pregressi assorbite da sopravvenienze attive relative alla perequazione elettrica dell’attività di misura riferibili anch’esse ad esercizi precedenti.

Gli investimenti effettuati ammontano a 71,1 milioni di euro in aumento del +21,4% rispetto ai 58,6 milioni di euro del corrispondente periodo 2021, inerenti principalmente agli allacciamenti, alle attività di resilienza della rete di distribuzione BT/MT, alla costruzione di nuove cabine primarie e secondarie oltre all’avvio del piano di sostituzione dei contatori elettronici con tecnologia 2G.

SBU Reti - Distribuzione Gas

Il margine operativo lordo è stato pari a 86,3 milioni di euro, in diminuzione del -3,9% rispetto agli 89,8 milioni di euro dell’esercizio 2021. La flessione del margine è riconducibile ad una contrazione del vincolo ricavi conseguente ad una riduzione del tasso di remunerazione del capitale investito (WACC) prevista ad inizio anno dai provvedimenti tariffari ARERA, e a maggiori costi operativi, fra i quali, principalmente, il maggiore costo del gas (effetto scenario energetico) impiegato nelle cabine di decompressione.

Gli investimenti ammontano a 42,9 milioni di euro, in aumento del +4,7% rispetto ai 40,9 milioni di euro del corrispondente periodo del 2021, e hanno interessato l’adeguamento della rete alla protezione catodica e l’installazione di misuratori elettronici.

SBU Reti – Ciclo Idrico

L margine operativo lordo è pari a 248,2 milioni di euro, in aumento del +17,7% rispetto ai 210,8 milioni di euro dell’esercizio 2021. Il miglioramento del margine è riconducibile principalmente al recepimento delle sentenze del Consiglio di Stato in merito al riconoscimento dei conguagli tariffari relativi ai periodi 2011-2013 e all’incremento del vincolo dei ricavi tariffari (VRG) per effetto dell’aumento del capitale investito (RAB), pur a fronte di una riduzione della remunerazione del capitale investito (WACC) prevista dai provvedimenti tariffari ARERA, e al riconoscimento di certificati verdi sulle produzioni di energia elettrica e relativi ad esercizi pregressi. Questi incrementi hanno consentito di assorbire la mancata contribuzione al margine di alcune concessioni minori cedute, i maggiori costi di esercizio legati alle dinamiche inflattive ed il venir meno di poste straordinarie correlate a risarcimenti assicurativi presenti nell’esercizio precedente.

Gli investimenti ammontano a 205,4 milioni di euro in aumento del +1,6% rispetto ai 202,2 milioni di euro dell’esercizio 2021. Si tratta di attività relative alla realizzazione, sviluppo e manutenzione straordinaria di reti e impianti di distribuzione e della rete fognaria, oltre alla posa di gruppi di misura prevalentemente dotati di nuova tecnologia che prevede la telelettura, nonché alla realizzazione e riammodernamento di impianti di depurazione delle acque reflue.

Si segnalano inoltre investimenti per 8,4 milioni di euro, trasversali ai tre business di riferimento, principalmente in sistemi informativi e nello sviluppo della mobilità elettrica sui mezzi operativi.

Gruppo Iren 47

SBU Ambiente

Al 31 dicembre 2022 i ricavi del settore ammontano a 1.089,3 milioni di euro, in aumento del +18,9% rispetto ai 916,1 milioni di euro dell’esercizio 2021. L’incremento è attribuibile per oltre 100 milioni di euro alla variazione di perimetro connessa al consolidamento a far data dal 1° luglio 2022 di SEI Toscana, società operante nel ciclo integrato dei rifiuti urbani nelle intere provincie di Arezzo, Grosseto, Siena e in 5 comuni della provincia di Livorno.

Si sono registrati inoltre maggiori ricavi energetici (+14 milioni di euro circa) per effetto dell’incremento del prezzo dell’energia elettrica prodotta, maggiori ricavi relativi alle attività di trattamento e valorizzazione dei materiali di recupero della raccolta differenziata, oltre a maggiori ricavi per le attività di smaltimento dei rifiuti e intermediazione.

Esercizio 2022

Esercizio 2021

Variaz. %

Ricavi

€/mil.

1.089,3

916,1

18,9

Margine operativo lordo

€/mil.

264,0

227,4

16,1

% sui ricavi

24,2%

24,8%

Risultato Operativo

€/mil.

123,4

92,0

34,2

Investimenti

€/mil.

192,6

164,3

17,2

Energia Elettrica venduta

GWh

517,6

496,9

4,2

Energia termica prodotta

GWht

335,1

321,4

4,3

Rifiuti gestiti

ton

3.734.861

3.646.006

2,4

Raccolta differenziata area Emilia

78,1

78,6

(0,7)

Raccolta differenziata area Piemonte

59,0

57,5

2,5

Raccolta differenziata area Liguria

74,9

74,7

0,3

l margine operativo lordo del settore ammonta a 264 milioni di euro in aumento del +16,1% rispetto ai 227,4 milioni di euro dell’esercizio 2021. L’incremento del margine è riconducibile al forte miglioramento dei margini energetici a seguito dell’incremento del prezzo di cessione dell’energia elettrica e dell’energia termica, alla raccolta e vendita dei materiali recuperati dalla raccolta differenziata e alla valorizzazione dei rifiuti organici principalmente per l’entrata a regime dei Biodigestori della frazione organica (FORSU) di Cairo Montenotte (SV) e Santhià (VC). Inoltre contribuisce al miglioramento del margine l’entrata nel perimetro di consolidamento di SEI Toscana.

Il risultato operativo ammonta a 123,4 milioni di euro in aumento del +34,2% rispetto ai 92 milioni di euro dell’esercizio 2021. Nel periodo si registrano maggiori ammortamenti per circa 25 milioni di euro, principalmente per l’entrata in esercizio di alcuni impianti di selezione e recupero, e maggiori accantonamenti a fondo rischi per 7 milioni di euro, quasi completamente assorbiti da minori svalutazioni per circa 23 milioni di euro rispetto al 2021, esercizio in cui si era proceduto alla svalutazione dell’impianto di Scarlino Energia, e maggiori rilasci fondi per 5 milioni di euro.

Gli investimenti ammontano a 192,6 milioni di euro, in aumento del +17,2% rispetto ai 164,3 milioni di euro dell’esercizio 2021. Gli investimenti sono relativi all’acquisto di mezzi ed attrezzature della raccolta e alla realizzazione di impianti; in particolare, tra questi ultimi si evidenzia l’impianto di trattamento della frazione organica (FORSU) di Reggio Emilia e l’impianto di trattamento della plastica di Quarto Borgaro (TO).

48 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

SBU Energia

Al 31 dicembre 2022 i ricavi della SBU Energia, che comprende la produzione di energia elettrica e termica, gestione del teleriscaldamento, illuminazione pubblica ed efficienza energetica, ammontano a 4.394,4 milioni di euro, in forte aumento rispetto ai 2.279,5 milioni di euro dell’esercizio 2021.

L’incremento dei ricavi è da ricondursi principalmente all’aumento dei prezzi di cessione dell’energia elettrica (circa 1.800 milioni di euro) in parte compensati dai minori quantitativi venduti (-200 milioni circa). Risultano in aumento anche i ricavi della produzione di calore per oltre 205 milioni di euro, prevalentemente per l’incremento dei prezzi di vendita correlato ai maggiori costi del combustibile gas, i ricavi delle attività connesse alla riqualificazione energetica e alla ristrutturazione degli edifici favorita dalle agevolazioni fiscali e le attività di gestione dei servizi energetici (+274 milioni di euro).

A partire da febbraio 2022 sono entrati a far parte del perimetro di consolidamento gli impianti fotovoltaici di Puglia Holding, recentemente ridenominata Iren Green Generation.

Esercizio 2022

Esercizio 2021

Variaz. %

Ricavi

€/mil.

4.394,4

2.279,5

92,8

Margine operativo lordo

€/mil.

358,9

297,8

20,5

% sui ricavi

8,2%

13,1%

Risultato Operativo

€/mil.

223,7

157,4

42,1

Investimenti

€/mil.

224,6

169,5

32,5

Energia elettrica prodotta

GWh

7.592,5

9.173,7

(17,2)

da fonte idroelettrica

GWh

772,3

1.205,7

(35,9)

da fotovoltaico

207,2

20,4

n.s.

da fonte cogenerativa

GWh

4.954,9

5.610,2

(11,7)

da fonte termoelettrica

GWh

1.658,1

2.337,3

(29,1)

Calore prodotto

GWht

2.534,3

3.006,5

(15,7)

da fonte cogenerativa

GWht

2.134,8

2.563,9

(16,7)

da fonte non cogenerativa

GWht

399,5

442,6

(9,7)

(*) Variazione superiore al 100%

Al 31 dicembre 2022 l’energia elettrica prodotta è stata pari a 7.592,5 GWh, in diminuzione del -17,2% rispetto ai 9.173,7 GWh dell’esercizio 2021.

La produzione elettrica da fonte cogenerativa è stata pari a 4.954,9 GWh, in diminuzione (-11,7%) rispetto ai 5.610,2 GWh dell’esercizio 2021 anche per effetto della siccità che ha limitato la capacità di raffreddamento degli impianti, mentre la produzione termoelettrica risulta pari a 1.658,1 GWh, in diminuzione del -29,1% rispetto ai 2.337,3 GWh del 2021, principalmente a causa di un guasto di una turbina a vapore dell’impianto termoelettrico di Turbigo, per cui risulta da fine giugno 2022 non in piena operatività, e nonostante l’avvio, pur se in esercizio provvisorio, di un nuovo gruppo con una potenza installata di 430 MW.

La produzione da fonti rinnovabili è stata pari a 979,5 GWh in flessione del -20,1% rispetto ai 1.226,1 GWh dell’esercizio 2021 nonostante l’importante sviluppo della produzione fotovoltaica. La flessione è da ricondursi alla produzione idroelettrica che è risultata pari a 772,3 GWh rispetto ai 1.205,7 GWh (-35,9%) del corrispondente periodo 2021, a causa della scarsa idraulicità del periodo. Risulta invece in aumento la produzione fotovoltaica pari a 207,2 GWh (20,4 GWh nel 2021), grazie alle produzioni degli impianti di Iren Green Generation.

Il calore prodotto ammonta a 2.534,3 GWht in diminuzione del -15,7% rispetto ai 3.006,5 GWht corrispondente periodo del 2021 per effetto delle temperature più miti e dei provvedimenti governativi sul risparmio energetico.

Il margine operativo lordo ammonta a 358,9 milioni di euro in aumento del +20,5% rispetto ai 297,8 milioni di euro dell’esercizio 2021.

Gruppo Iren 49

La domanda nazionale di energia elettrica è risultata pari a 315,6 TWh in flessione del -1,2% rispetto ai 319,3 TWh. La crisi energetica ha influito sulla domanda di energia elettrica nazionale portando ad una contrazione dei consumi nonostante le temperature estive superiori alla media.

L’andamento dello scenario energetico è stato caratterizzato da un forte incremento dei prezzi dell’energia elettrica e del gas impiegato come materia prima nelle attività di Generazione. Tali dinamiche hanno comportato un incremento dei margini di generazione per la produzione da fonte Rinnovabili e Cogenerazione Calore.

In particolare la Cogenerazione Calore risulta in miglioramento rispetto al 2021 nonostante i minori volumi venduti per gli effetti climatici dell’esercizio 2022 e la cessazione del riconoscimento dei certificati di efficienza energetica all’impianto cogenerativo di Torino Nord, che avevano contribuito al margine operativo lordo dell’esercizio 2021 per circa 28 milioni di euro.

Risulta invece in peggioramento il margine della produzione Idroelettrica, che nonostante il forte incremento dei prezzi di cessione ha subito una significativa riduzione delle quantità prodotte a causa del basso livello dei bacini a fine anno 2021 e della perdurante carenza di idraulicità per tutto l’esercizio 2022, determinando anche una riduzione del numero di certificati verdi conseguiti. Questi effetti sono più che compensati dal maggior margine del comparto fotovoltaico grazie all’entrata nel perimetro di consolidamento degli impianti di Iren Green Generation, che contribuiscono al margine operativo lordo del periodo per circa 50 milioni di euro.

Si evidenziano inoltre gli effetti positivi legati al riconoscimento del Capacity Market che il Gruppo si è aggiudicato tramite le aste competitive gestite da Terna. Ciò ha consentito di assorbire i minori margini sul mercato dei servizi di dispacciamento (MSD).

Le attività legate all’Efficienza Energetica fanno registrare un miglioramento di +18 milioni di euro rispetto al 2021, grazie allo sviluppo delle attività connesse ai lavori di riqualificazione energetica (Superbonus 110%).

Il risultato operativo ammonta a 223,7 milioni di euro e risulta in aumento del +42,1% rispetto ai 157,4 milioni di euro dell’esercizio 2021. Concorrono al forte incremento, oltre alla dinamica del margine operativo lordo, il maggiore rilascio di fondi per circa 10 milioni di euro, relativo a pendenze risolte con fornitori/enti per le quali quindi non sussiste più la necessità di mantenere in essere i correlati accantonamenti, parzialmente compensati da maggiori ammortamenti per circa 6 milioni di euro.

Gli investimenti ammontano a 224,6 milioni di euro in aumento del 32,5% rispetto ai 169,5 milioni di euro dell’esercizio 2021. Tra i principali si evidenziano il repowering della centrale termoelettrica di Turbigo e lo sviluppo delle reti del teleriscaldamento.

50 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

SBU Mercato

Al 31 dicembre 2022 i ricavi del settore ammontano a 5.395,6 milioni di euro, in aumento del 75,7% rispetto ai 3.070,9 milioni di euro dell’esercizio 2021. L’incremento del fatturato è riconducibile prevalentemente al forte incremento dei prezzi sia del gas che dell’energia elettrica e in minor misura alle maggiori quantità vendute di energia elettrica.

Il margine operativo lordo ammonta a 13,9 milioni di euro in flessione del -86,7% rispetto ai 104,4 milioni di euro dell’esercizio 2021, che si era caratterizzato per una marginalità straordinariamente positiva e non replicabile nei periodi successivi. La forte contrazione della marginalità è attribuibile alla vendita di energia elettrica, che presenta un margine operativo lordo negativo a -102,7 milioni di euro, mentre il gas ha contribuito positivamente evidenziando un miglioramento rispetto al precedente esercizio.

Contribuisce positivamente al margine il settore degli altri servizi grazie ad un importante sviluppo dei servizi e prodotti accessori commercializzati (e-mobility, commercializzazione di caldaie ed altri prodotti/servizi energetici, ecc.).

Il risultato operativo è negativo e ammonta a -95,2 milioni di euro, in forte flessione rispetto ai 14,4 milioni di euro dell’esercizio 2021. Nel corso del periodo si sono registrati maggiori ammortamenti per circa 3 milioni di euro e maggiori accantonamenti al fondo svalutazione crediti per circa 15 milioni di euro connessi alla crescita del fatturato.

Esercizio 2022

Esercizio 2021 rideterminato

Variaz. %

Ricavi.

€/mil.

5.395,6

3.070,9

75,7

Margine operativo lordo

€/mil.

13,9

104,4

(86,7)

% sui ricavi

0,3%

3,4%

da Energia Elettrica

€/mil.

-102,7

12,4

(*)

da Gas

€/mil.

99,3

81,5

21,8

da Altri servizi vendita

€/mil.

17,4

10,5

64,8

Risultato Operativo

€/mil.

-95,2

14,4

(*)

Investimenti

79,4

64,6

22,8

Energia Elettrica Venduta

GWh

8.379,3

7.353,7

13,9

Gas Acquistato

Mmc

2.750,8

2.926,9

(6,0)

Gas commercializzato dal Gruppo

Mmc

1.101,6

1.028,3

7,1

Gas destinato ad usi interni

Mmc

1.401,8

1.679,1

(16,5)

Gas in stoccaggio

Mmc

247,4

219,5

12,7

(*) Variazione superiore al 100%

Commercializzazione Energia Elettrica

I volumi venduti di energia elettrica sul mercato libero ammontano a 8.128,9 GWh, in aumento del +15,5% rispetto ai 7.035,4 GWh dell’esercizio 2021.

L’incremento del mercato libero ha riguardato tutti i segmenti con la sola eccezione del segmento Business; in particolare il segmento dei grossisti registra vendite pari a 2.795,1 GWh (+60,9%) rispetto ai 1.736,7 GWh del 2021, il segmento dei retail e small business presenta vendite pari a 3.143,6 GWh (+28,8%), anche grazie ai maggiori quantitativi derivanti dalle aste della tutela graduale residenziale. In flessione risulta invece il segmento Business (-23,3%) con vendite che si attestano a 2.190,3 GWh a fronte dei 2.857,1 del 2021.

Le vendite del mercato tutelato ammontano a 250,4 GWh in flessione del -21,3% rispetto ai 318,3 GWh del 2021.

Il margine operativo lordo della vendita di energia elettrica risulta negativo e pari a -102,7 milioni di euro, rispetto ai +12,4 milioni di euro dell’esercizio 2021. La forte contrazione è riconducibile, oltre che ad un effetto scenario negativo, anche al combinarsi di due fattori quali il venir meno dei volumi in natural hedging della produzione idroelettrica della BU Energia, caratterizzata da una forte riduzione della produzione (-35,9%), e l’effetto di bilanciamento dei profili di consumo dei clienti retail con contratti a prezzo fisso. L’effetto combinato dei due

Gruppo Iren 51

fattori ha comportato il ricorso al mercato spot per l’approvvigionamento della materia prima a prezzi elevati, con risultato fortemente negativo sulla marginalità. Gli effetti di cui sopra sono stati parzialmente compensati dalla politica commerciale adottata.

In tabella vengono riportati le quantità vendute per classi di segmento di clientela:

SBU Mercato – Commercializzazione Energia Elettrica

Esercizio 2022

Esercizio 2021

Variaz. %

Business

2.190,3

2.857,1

(23,3)

Retail e Small business

3.143,6

2.441,6

28,8

Grossisti

2.795,1

1.736,7

60,9

Mercato libero

8.128,9

7.035,4

15,5

Mercato tutelato

250,4

318,3

(21,3)

Totale Energia elettrica commercializzata

8.379,3

7.353,7

13,9

Commercializzazione Gas Naturale

I volumi acquistati ammontano a 2.750,8 Mmc in diminuzione del -6% rispetto ai 2.926,9 Mmc dell’esercizio 2021.

Il gas commercializzato dal Gruppo ammonta a 1.101,6 Mmc in aumento del +7,1% rispetto ai 1.028,3 Mmc commercializzati nell’esercizio 2021.

Il gas impiegato per consumi interni al Gruppo ammonta a 1.401,8 Mmc, in diminuzione del -16,5% rispetto ai 1.679,1 Mmc del 2021.

Il margine operativo lordo della vendita gas ammonta a 99,3 milioni in aumento del +21,8% rispetto agli 81,5 milioni di euro dell’esercizio 2021. Il miglioramento del margine è riconducibile alle politiche commerciali adottate e alla rinegoziazione di alcuni contratti che hanno più che compensato lo scenario energetico negativo e i maggiori costi di sbilanciamento sostenuti nel primo semestre per un andamento climatico atipico del periodo di marzo/aprile 2022, caratterizzato da diversi picchi con temperature molto basse non prevedibili.

Altri servizi vendita

Gli Altri servizi vendita presentano un margine operativo lordo di 17,4 milioni di euro, in aumento rispetto ai 10,5 milioni di euro dell’esercizio precedente. La variazione positiva è da ricondursi principalmente alle attività commerciali di Iren Plus e Iren GO, le due linee di business di commercializzazione di beni e servizi accessori alla fornitura delle commodities e della mobilità elettrica.

Gli investimenti della SBU Mercato ammontano a 79,4 milioni di euro in aumento del +22,8% rispetto ai 64,6 milioni di euro del 2021.

Altri servizi

Al 31 dicembre 2022 i ricavi del settore, che comprende le attività dei laboratori di analisi, le telecomunicazioni e altre attività minori, ammontano a 29,5 milioni di euro e risultano in aumento del +12,1% rispetto ai 26,3 milioni di euro del 2021.

Esercizio 2022

Esercizio 2021

Variaz. %

Ricavi

€/mil.

29,5

26,3

12,1

Margine operativo lordo

€/mil.

4,7

3,9

19,0

% sui ricavi

15,9%

14,9%

Risultato Operativo

€/mil.

2,0

1,7

12,7

Investimenti

€/mil.

73,9

51,6

43,1

Il margine operativo lordo ammonta a 4,7 milioni di euro in miglioramento rispetto ai 3,9 milioni di euro dell’esercizio 2021.

Gli investimenti di periodo ammontano a 73,9 milioni di euro in aumento rispetto ai 51,6 milioni di euro del 2021 e sono relativi principalmente a sistemi informativi, automezzi e immobili.

52 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

BILANCI ENERGETICI

Bilancio dell’energia elettrica

GWh

Esercizio 2022

Esercizio 2021

Variaz. %

FONTI

Produzione lorda del Gruppo

8.251,6

9.822,6

(16,0)

a) Idroelettrica

792,5

1.239,2

(36,0)

b) Fotovoltaico

207,2

20,4

(*)

c) Cogenerativa

4.954,9

5.610,2

(11,7)

d) Termoelettrica

1.658,1

2.337,3

(29,1)

e) Produzione da WTE e discariche

638,9

615,5

3,8

Acquisto da Acquirente Unico

276,4

350,8

(21,2)

Acquisto energia in Borsa Elettrica

4.626,5

4.871,2

(5,0)

Acquisto energia da grossisti e importazioni

519,5

444,2

17,0

Totale Fonti

13.674,0

15.488,8

(11,7)

IMPIEGHI

Vendite a clienti di maggior tutela

250,4

318,3

(21,3)

Vendite a clienti finali e grossisti

8.290,4

7.035,4

17,8

Vendite in Borsa Elettrica

4.582,9

7.409,2

(38,1)

Pompaggi, perdite di distribuzione e altro

550,3

725,9

(0,2)

Totale Impieghi

13.674,0

15.488,8

(11,7)

Gruppo Iren 53

Bilancio del gas

Milioni di metri cubi

Esercizio 2022

Esercizio 2021

Variaz. %

FONTI

Contratti con condizioni pluriennali

0,0

209,1

(100,0)

Contratti con condizioni mercato a breve e medio periodo

2.424,7

2.488,1

(2,5)

Prelievi da stoccaggio

326,1

229,7

41,9

Totale Fonti

2.750,8

2.926,9

(6,0)

IMPIEGHI

Gas commercializzato dal Gruppo

1.101,6

1.028,3

7,1

Gas destinato ad usi interni (1)

1.401,8

1.679,1

(16,5)

Gas in stoccaggio

247,4

219,5

12,7

Totale Impieghi

2.750,8

2.926,9

(6,0)

(1)Gli usi interni riguardano il termoelettrico e l'impiego per i servizi calore e gli autoconsumi

54 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

SITUAZIONE ECONOMICA, PATRIMONIALE E FINANZIARIA DI IREN S.P.A.

Situazione economica

CONTO ECONOMICO DI IREN S.p.A.

migliaia di euro

Esercizio 2022

Esercizio 2021

Var. %

Ricavi

Ricavi per beni e servizi

271.144

235.753

15,0

Altri proventi

12.669

11.567

9,5

Totale ricavi

283.813

247.320

14,8

Costi operativi

Costi materie prime sussidiarie di consumo e merci

(9.924)

(7.371)

34,6

Prestazioni di servizi e godimento beni di terzi

(164.108)

(137.852)

19,0

Oneri diversi di gestione

(7.872)

(11.008)

(28,5)

Costi per lavori interni capitalizzati

5.780

4.902

17,9

Costo del personale

(80.290)

(77.093)

4,1

Totale costi operativi

(256.414)

(228.422)

12,3

MARGINE OPERATIVO LORDO

27.399

18.898

45,0

Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni

Ammortamenti

(39.263)

(36.267)

8,3

Accantonamenti al fondo svalutazione crediti

Altri accantonamenti e svalutazioni

2.181

(73)

(*)

Totale ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni

(37.082)

(36.340)

2,0

RISULTATO OPERATIVO

(9.683)

(17.442)

(44,5)

Gestione finanziaria

Proventi finanziari

327.552

288.830

13,4

Oneri finanziari

(57.026)

(53.598)

6,4

Totale gestione finanziaria

270.526

235.232

15,0

Rettifica di valore di partecipazioni

Risultato prima delle imposte

260.843

217.790

19,8

Imposte sul reddito

(2.156)

1.061

(*)

Risultato netto delle attività in continuità

258.687

218.851

18,2

Risultato netto da attività operative cessate

Risultato netto del periodo

258.687

218.851

18,2

(*) Variazione superiore al 100%

Gruppo Iren 55

Ricavi

Il totale dei ricavi di Iren S.p.A. è pari a 283,8 milioni di euro (in aumento rispetto ai 247,3 milioni del 2021) ed è principalmente riferito alle attività di servizio per prestazioni corporate a favore delle società del Gruppo.

Costi operativi

I costi operativi sono pari a 256,4 milioni di euro, in aumento rispetto al dato dell’esercizio 2021 (228,4 milioni) principalmente per effetto dei costi per servizi, riconducibili alla gestione delle attività di staff a favore delle società del Gruppo con particolare riferimento alla gestione dei sistemi informativi. Tale incremento della base costi è riflesso nell’andamento dei ricavi anzidescritto.

Si segnala che dal lato degli oneri diversi di gestione, nel periodo comparativo era inoltre presente una sopravvenienza passiva legata a IVA indetraibile di esercizi precedenti per 2,9 milioni.

Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni

Gli ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni ammontano a 37,1 milioni di euro (36,3 milioni nell’esercizio 2021).

Gli ammortamenti, che costituiscono algebricamente la quasi totalità della voce, risultano in aumento per effetto delle release in fase operativa dei recenti e significativi investimenti in ambito IT, mentre gli Altri accantonamenti e svalutazioni, positivi per 2,2 milioni, contemplano il rilascio di un rischio di natura fiscale.

Gestione finanziaria

Il saldo fra proventi ed oneri finanziari è positivo per 270,5 milioni di euro.

Analizzando la composizione delle voci, i proventi finanziari, pari a 327,6 milioni di euro (288,8 milioni nell’esercizio 2021), includono principalmente i dividendi dalle società controllate per 264,5 milioni (+29,2 milioni rispetto al 2021) e gli interessi attivi su finanziamenti a società controllate e collegate per 61,9 milioni (+10,8 milioni rispetto al periodo precedente).

Gli oneri finanziari sono pari a 57,0 milioni di euro, e si riferiscono essenzialmente a interessi passivi su prestiti obbligazionari e, in misura minore, su finanziamenti bancari. Si incrementano rispetto al dato comparativo, quando si attestavano a 53,6 milioni.

Risultato prima delle imposte

In conseguenza delle dinamiche illustrate in precedenza, il risultato prima delle imposte è positivo per 260,8 milioni di euro, superiore rispetto ai 217,8 milioni dell’esercizio 2021.

Imposte sul reddito

Le imposte sul reddito sono pari a 2,2 milioni di euro (erano positive e pari a 1,1 milioni nell’esercizio 2021), in funzione di un imponibile fiscale residuo positivo dopo la non imponibilità del 95% dei dividendi ricevuti.

Risultato netto

Il risultato, comprensivo delle imposte di periodo, è positivo per 258,7 milioni di euro.

56 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

Situazione patrimoniale e finanziaria

STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO DI IREN S.p.A. (1)

migliaia di euro

31.12.2022

31.12.2021

Var. %

Attivo immobilizzato

2.845.340

2.811.105

1,2

Altre attività (Passività) non correnti

(6)

188

(*)

Capitale circolante netto

(30.683)

27.294

(*)

Attività (Passività) per imposte differite

(9.717)

7.517

(*)

Fondi rischi e Benefici ai dipendenti

(22.260)

(31.074)

(28,4)

Atività (passività) destinate a essere cedute

Capitale investito netto

2.782.674

2.815.030

(1,1)

Patrimonio netto

2.246.579

2.071.331

8,5

Attività finanziarie a lungo termine

(3.103.724)

(2.499.028)

24,2

Indebitamento finanziario a medio e lungo termine

4.034.165

3.278.814

23,0

Indebitamento finanziario netto a medio lungo termine

930.441

779.786

19,3

Attività finanziarie a breve termine

(591.366)

(500.795)

18,1

Indebitamento finanziario a breve termine

197.020

464.708

(57,6)

Indebitamento finanziario netto a breve termine

(394.346)

(36.087)

(*)

Indebitamento finanziario netto

536.095

743.699

(27,9)

Mezzi propri ed indebitamento finanziario netto

2.782.674

2.815.030

(1,1)

(*) Variazione superiore al 100%

(1)Per la riconciliazione del prospetto di stato patrimoniale riclassificato con quello di bilancio si rimanda all’apposito allegato al Bilancio Separato.

Nel seguito sono commentate le voci oggetto di significative dinamiche patrimoniali del periodo in esame.

L’attivo immobilizzato al 31 dicembre 2022 ammonta a 2.845,3 milioni di euro, incrementatosi rispetto al 31 dicembre 2021, quando era pari a 2.811,1 milioni. L’aumento (+34,2 milioni) è principalmente da ricondursi alle seguenti determinanti:

•gli investimenti tecnici in immobilizzazioni materiali ed immateriali (+73,1 milioni), relativi principalmente ad automezzi, riqualificazioni di immobili ed implementazioni IT e gli ammortamenti (-39,3 milioni) del periodo;

•trasferimenti di software ad altra società del Gruppo (-5,7 milioni);

•la rilevazione di diritti d’uso in applicazione dell’IFRS 16 – Leases per 6,5 milioni, riferiti in buona parte a contratti di locazione da società del Gruppo di fabbricati strumentali alle attività direzionali oltre che ad automezzi.

Il decremento del Capitale Circolante Netto, che si attesta a fine 2022 a valore negativo (-30,7 milioni di euro), è da imputarsi principalmente alle partite commerciali nell’ambito delle attività di servizi corporate fornite.

I “Fondi Rischi e Benefici ai Dipendenti” ammontano a 22,3 milioni di euro e diminuiscono di 8,8 milioni rispetto al 31 dicembre 2021, principalmente a seguito del rilascio di rischi pregressi, delle erogazioni del fondo stanziato per l’esodo anticipato del personale e dell’adeguamento attuariale legato all’attualizzazione del fondo TFR secondo lo IAS 19.

Il Patrimonio Netto ammonta a 2.246,6 milioni di euro, contro i 2.071,3 milioni del 31 dicembre 2021 (+175,3 milioni). La variazione del periodo è riferita al risultato netto (+258,7 milioni), ai dividendi erogati (-134,7 milioni), alla riserva di copertura dei flussi finanziari per derivati in cash flow hedge (+49,8 milioni) e alla variazione della riserva IAS 19 (+1,5 milioni).

L’indebitamento finanziario netto al termine del periodo è pari a 536,1 milioni di euro, in flessione di 207,6 milioni rispetto al 31 dicembre 2021 (-27,9%). Per maggiori dettagli, si rinvia all’analisi del rendiconto finanziario di seguito presentata.

Gruppo Iren 57

RENDICONTO FINANZIARIO DI IREN S.p.A.

Variazione indebitamento finanziario netto

Il seguente prospetto dettaglia la movimentazione dell’indebitamento finanziario netto di Iren S.p.A. avvenuta nel periodo.

migliaia di euro

Esercizio 2022

Esercizio 2021

Var. %

(Indebitamento) Finanziario Netto iniziale

(743.699)

(752.345)

(1,1)

Risultato del periodo

258.688

218.851

18,2

Rettifiche per movimenti non finanziari

(230.658)

(198.853)

16,0

Erogazioni benefici ai dipendenti

(1.255)

(1.507)

(16,7)

Utilizzo fondo rischi e altri oneri

(1.061)

(1.662)

(36,2)

Variazione altre attività/passività non correnti

195

(8.165)

(*)

Altre variazioni patrimoniali

Imposte incassate (pagate)

2.065

6.655

(69,0)

Flusso finanziario derivante da variazioni di CCN

52.414

(70.572)

(*)

Cash flow operativo

80.388

(55.253)

(*)

Investimenti in attività materiali e immateriali

(73.069)

(49.868)

46,5

Investimenti in attività finanziarie

(319)

(50)

(*)

Realizzo investimenti e variazione attività destinate ad essere cedute

5.738

587

(*)

Variazione perimetro societario

Dividendi incassati

264.491

235.329

12,4

Totale flusso finanziario da attività di investimento

196.841

185.998

5,8

Free cash flow

277.229

130.745

(*)

Flusso finanziario del capitale proprio

(134.723)

(125.934)

7,0

Altre variazioni

65.098

3.835

(*)

Variazione (Indebitamento) Finanziario Netto

207.604

8.646

(*)

(Indebitamento) Finanziario Netto finale

(536.095)

(743.699)

(27,9)

(*) Variazione superiore al 100%

La variazione dell’indebitamento finanziario deriva dalle seguenti determinanti:

•un cash flow operativo pari a +80,4 milioni di euro, influenzato dall’andamento del capitale circolante netto;

•un flusso finanziario da attività di investimento (+196,8 milioni), che include sostanzialmente i dividendi incassati dalle società controllate al netto degli investimenti del periodo in significativo aumento;

•il flusso finanziario del capitale proprio pari a -134,7 milioni, costituito esclusivamente dai dividendi erogati;

•la voce altre variazioni, pari a +65,1 milioni, ricomprende i proventi e gli oneri finanziari incassati e pagati, la variazione positiva del fair value degli strumenti derivati di copertura dal rischio tasso e l’effetto della rilevazione dei nuovi contratti di lease ricadenti nell’ambito dell’IFRS 16.

Si segnala infine che il rendiconto finanziario redatto secondo la configurazione espressa come variazione delle disponibilità liquide è presentato nel Bilancio Separato al 31 dicembre 2022.

58 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

Di seguito viene riportato il prospetto di raccordo tra il patrimonio netto e il risultato della Capogruppo Iren S.p.A. risultanti al 31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021 e quelli risultanti dal bilancio consolidato.

migliaia di euro

31.12.2022

Patrimonio Netto

Risultato del periodo

Patrimonio netto e utile del bilancio d'esercizio della Capogruppo

2.246.579

258.687

Differenza fra valore di carico e valore delle società collegate valutate con il metodo del patrimonio netto

57.995

9.615

Maggior valore risultante dal consolidamento rispetto al valore di carico delle partecipazioni consolidate

479.970

220.488

Storno dividendi da società controllate/collegate

(264.491)

Eliminazione Margini Infragruppo

(39.459)

1.718

Patrimonio netto e utile del Gruppo

2.745.085

226.017

Si sottolinea che la voce “eliminazione di margini infragruppo” si riferisce allo storno delle plusvalenze relative a cessione di rami d’azienda o di società all’interno del Gruppo. In particolare si evidenzia l’operazione relativa al servizio idrico integrato di Genova effettuata dall’ex-AMGA (effetto positivo per 2,0 milioni di euro sul conto economico e negativo per 21,8 milioni di euro sul Patrimonio Netto).

migliaia di euro

31.12.2021 Rideterminato

Patrimonio Netto

Risultato del periodo

Patrimonio netto e utile del bilancio d'esercizio della Capogruppo

2.071.330

218.851

Differenza fra valore di carico e valore delle società collegate valutate con il metodo del patrimonio netto

46.756

12.707

Maggior valore risultante dal consolidamento rispetto al valore di carico delle partecipazioni consolidate

493.706

302.972

Storno dividendi da società controllate/collegate

(235.329)

Eliminazione Margini Infragruppo

(41.177)

3.971

Patrimonio netto e utile del Gruppo

2.570.615

303.172

Gruppo Iren 59

GESTIONE FINANZIARIA

Scenario di riferimento

Nel corso del 2022 la parte a breve termine della curva dei tassi, dopo un lungo periodo di stabilità su livelli di minimo, ha fatto registrare un repentino e continuativo movimento di crescita, in particolare a partire dai mesi estivi. Anche la parte a medio/lungo termine dei tassi presenta un deciso trend rialzista, con qualche fase di rallentamento nell’estate e sul finire dell’anno. L’andamento dei tassi incorpora l’effetto delle spinte inflazionistiche e le conseguenti manovre restrittive di politica monetaria attuate e attese.

Infatti, la Banca Centrale Europea, che manteneva i tassi invariati da marzo 2016, ha eseguito un primo rialzo di 0,5% nel mese di luglio 2022 e ulteriori rialzi di 0,75% a settembre, 0,75% a ottobre e 0,50% a dicembre 2022. Oltre all’aumento di 0,50% a febbraio 2023, sono attesi nuovi aumenti nei prossimi mesi. Esaminando il tasso euribor a sei mesi si rileva che il parametro a metà dell’anno 2022 ha abbandonato il territorio negativo e ha raggiunto e superato il livello del 3%.

Le quotazioni dei tassi fissi, riflesse nei valori dell’IRS, a seguito dei forti rialzi hanno superato il livello del 3%, che non si registrava da 10 anni anche per scadenze di medio e lungo termine. In merito, la curva dei tassi presenta in questa fase una particolare “forma piatta”, con inversione dei rendimenti.

Attività svolta

Nel corso dell’anno 2022 è proseguita l’attività volta a consolidare la struttura finanziaria del Gruppo Iren. L’evoluzione dei fabbisogni finanziari viene monitorata attraverso un’attenta pianificazione, che consente di prevedere la necessità di nuove risorse tenuto conto dei rimborsi dei finanziamenti in essere, dell’evoluzione dell’indebitamento, degli investimenti, dell’andamento del capitale circolante e dell’equilibrio delle fonti tra breve e lungo termine.

Il modello organizzativo adottato dal Gruppo Iren prevede, ai fini dell’ottimizzazione finanziaria per le società, l’adozione di una gestione accentrata in Iren delle operazioni di tesoreria nella Capogruppo, delle operazioni di finanziamento a medio/lungo termine e del monitoraggio e gestione del rischio finanziario. Iren intrattiene rapporti con i principali Istituti di Credito italiani e internazionali al fine di ricercare le forme di finanziamento più adatte alle proprie esigenze e le migliori condizioni di mercato.

Per quanto riguarda le operazioni sul mercato dei capitali, nell’agosto 2022, è stato sottoscritto un Green Private Placement per l’importo di 50 milioni di euro a valere sul Programma Euro Medium Term Notes (EMTN) di 4 miliardi, con rating Fitch “BBB” e quotato presso il mercato regolamentato della borsa irlandese. Come per i precedenti strumenti sostenibili emessi, l’elenco dei progetti rifinanziati dal Green Private Placement trova collocazione all’interno degli Eligible Projects individuati nel nuovo Sustainable Financing Framework.

Con l’instabilità dei mercati finanziari, dettata da una complessa situazione geopolitica e macroeconomica, il Gruppo ha rafforzato ulteriormente le relazioni ed i rapporti bilaterali con le controparti bancarie, e nel corso del 2022 sono stati siglati sei contratti di finanziamento Term-Loan della durata di cinque/sei anni con diversi istituti di credito e controparti finanziarie per un importo complessivo di 650 milioni di euro. Tutte le linee di finanziamento sono di tipo Sustainability-linked, cioè prevedono un meccanismo di riduzione o incremento del margine (spread) in caso di raggiungimento o meno di specifici obiettivi di sostenibilità, pilastri del Piano Industriale al 2030, legati al percorso di decarbonizzazione intrapreso, oltre che all’uso razionale delle risorse idriche, in conformità con quanto previsto nel Sustainable Financing Framework.

Nel mese di marzo 2022 Iren e CEB (Council of Europe Development Bank - Banca di Sviluppo del Consiglio d’Europa) hanno perfezionato un’operazione di finanziamento per un importo di 80 milioni di euro a integrazione di un finanziamento sottoscritto nel 2020 con la Banca Europea per gli Investimenti (BEI) ed a valere sul Piano Investimenti 2021-2025 relativo ai progetti di sviluppo ed efficientamento della rete di teleriscaldamento nell’area di Torino. Per BEI e CEB tali progetti sono classificabili come “efficient district heating and cooling” secondo la direttiva 2012/27/EU, e rientrano quindi nelle previsioni della lending policy sostenibili per le banche della UE.

Nel corso del mese di dicembre 2022, si è conclusa positivamente l’istruttoria tecnica con BEI per un ulteriore finanziamento di importo pari a 150 milioni di euro che sarà contrattualizzato nel primo trimestre del 2023 per

60 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

sostenere il programma di investimento 2022-2026 nell’ambito del servizio idrico integrato; l’operazione si inserisce nel più ampio quadro dell’Italian Utilities Programme Loan implementato dalla stessa BEI.

Inoltre, nel mese di agosto sono state utilizzate:

•la seconda tranche di 30 milioni di euro del finanziamento CEB di complessivi 80 milioni di euro a supporto del piano di investimenti nelle infrastrutture idriche;

•la prima tranche di 50 milioni di euro del finanziamento BEI di complessivi 100 milioni di euro a supporto del piano di investimenti per lo sviluppo e l’efficientamento della rete di teleriscaldamento nell’area di Torino.

I finanziamenti diretti con BEI e CEB, con durata fino a 16 anni, non utilizzati e disponibili risultano pari complessivamente a 295 milioni di euro.

Nell'ambito del Gruppo, nel corso del periodo, a fronte dell’acquisizione di Alegas e del controllo di SEI Toscana ed Ekovision, sono entrati nel perimetro di consolidamento i relativi finanziamenti a medio-lungo termine per complessivi 11 milioni di euro, rimborsati anticipatamente entro l’anno.

L’indebitamento finanziario da finanziamenti, che non include le passività relative ai lease iscritte in applicazione dell’IFRS 16, al termine del periodo è costituito al 29% da prestiti e al 71% da obbligazioni.

Per quanto concerne i rischi finanziari, il Gruppo Iren è esposto a diverse tipologie di rischio, tra i quali rischi di liquidità, rischi di variazione nei tassi di interesse e di cambio. Nell’ambito dell’attività di Risk Management, al fine di limitare i rischi di variazione nei tassi di interesse, il Gruppo utilizza contratti di copertura, seguendo un’ottica non speculativa. Nel periodo sono stati perfezionati sette nuovi contratti di Interest Rate Swap a copertura di complessivi 350 milioni di debito, con scadenze 2028 e 2029 ed effetti differiti con decorrenza dicembre 2023 e dicembre 2024. Sono inoltre stati perfezionati nove nuovi contratti di Interest Rate Swap a copertura dell’anno 2023, di complessivi 450 milioni di debito.

Al termine del periodo la quota di debito a tasso variabile non coperta con strumenti derivati è pari al 4% dell’indebitamento finanziario da finanziamenti, in linea con l’obiettivo del Gruppo Iren di mantenere un’adeguata protezione da significativi rialzi del tasso di interesse.

Nel suo complesso l’attività svolta è finalizzata al rifinanziamento del debito in un’ottica di miglioramento della struttura finanziaria, di riduzione strutturale del costo del capitale e di allungamento della durata media dell’indebitamento finanziario.

Gruppo Iren 61

La composizione dell’indebitamento finanziario da finanziamenti per scadenza e per tipologia di tasso, confrontata con la situazione al 31 dicembre 2021, è riportata nel seguente grafico.

Rating

In data 21 novembre 2022, Fitch ha confermato il rating “BBB”, con outlook “Stabile” per il Gruppo Iren e lo stesso giudizio è stato attribuito anche al debito senior non garantito. La qualità del merito di credito di Iren si fonda sia sull’integrazione verticale sia sull’equilibrato modello di business che garantiscono resilienza e stabilità nonostante il contesto di elevata volatilità che ha caratterizzato lo scenario energetico nel corso del 2022. A ciò si aggiunge anche la capacità del Gruppo nell’essersi assicurato una solida riserva di liquidità per far fronte a condizioni di mercato incerte.

Parimenti, il 12 dicembre, l’agenzia di rating S&P Global Ratings ha riaffermato il giudizio positivo sul Gruppo, in continuità rispetto alla prima assegnazione avvenuta nel 2021. S&P Global Ratings conferma quindi il rating sia per il merito di credito a lungo termine al livello “BBB-” con outlook “Positivo” sia per il debito senior non garantito. Tra gli elementi positivi vengono sottolineati, in particolare, l’avanzamento rispetto a quanto previsto nel Piano Industriale al 2030, le solide metriche economico finanziarie ed un business model diversificato che forniscono al Gruppo strumenti adeguati a fronteggiare le incertezze macroeconomiche, normative e di contesto. Inoltre, il giudizio tiene conto anche dello stato di buona liquidità, della credibilità consolidata sul mercato dei capitali e delle ottime relazioni con le controparti bancarie, grazie anche ad un sempre maggior ricorso a strumenti di finanza sostenibile.

A livello ESG, per entrambe le agenzie, le tematiche di sostenibilità hanno un impatto neutro o scarsamente rilevante dal punto di vista creditizio, sia per la natura del business sia per il modo in cui il tema della sostenibilità viene gestito nelle dinamiche di Gruppo.

A sostegno del profilo di liquidità del Gruppo e del livello di rating, Iren dispone delle anzidette linee di finanziamento a medio lungo termine sottoscritte e disponibili ma non utilizzate per 295 milioni di euro, che si aggiungono alle disponibilità liquide correnti.

62 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

FATTI DI RILIEVO INTERVENUTI DOPO LA CHIUSURA DELL’ESERCIZIO ED EVOLUZIONE PREVEDIBILE DELLA GESTIONE

Razionalizzazione delle concessioni di distribuzione gas tra Ascopiave e Iren

Il 31 gennaio 2023, Ascopiave e Iren, soci di Romeo Gas rispettivamente con quote dell'80,3% e del 19,7% a seguito dell’uscita di ACEA a fronte delle concessioni di proprio interesse, hanno perfezionato l’operazione di razionalizzazione di alcuni assets nell’ambito di distribuzione del gas naturale, con l’uscita del Gruppo Iren dalla stessa Romeo Gas. In particolare, l’operazione ha previsto:

•la cessione da parte di Ascopiave al Gruppo Iren dell’intero capitale di una società neocostituita, Romeo 2 S.r.l., in cui sono stati previamente conferiti i rami d’azienda relativi alla gestione delle concessioni degli ATEM Savona 1 e Vercelli di proprietà del Gruppo Ascopiave, per un perimetro di 19.000 Punti Di Riconsegna;

•la cessione da parte di Iren in favore di Ascopiave della propria partecipazione in Romeo Gas, titolare di concessioni nel Nord Italia per un totale di 126.000 PDR;

•la rinuncia da parte di Iren ad acquisire da Romeo Gas i rami d’azienda di Piacenza 1 e Pavia 4;

•la cessione da parte di Romeo Gas al Gruppo Iren dei rami d’azienda relativi alle concessioni degli ATEM Parma e Piacenza 2, con circa 3.000 PDR;

•la rinuncia al diritto di acquisire dal Gruppo A2A il ramo aziendale relativo alla gestione della rete gas localizzata in provincia di Pavia: tale acquisizione sarà perfezionata da Ascopiave.

Complessivamente, l’operazione di razionalizzazione degli assets ha comportato il riconoscimento ad Ascopiave di un conguaglio monetario pari a 3,6 milioni di euro.

Fondi PNRR per progetti su economia circolare ed efficientamento delle reti

A inizio marzo 2023 il Gruppo ha pubblicato il primo bando di gara che utilizza i fondi assegnati dal Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR). Il bando è relativo alle attività di ingegneria per la realizzazione di alcuni interventi sulla rete elettrica del Comune di Torino: un progetto dal valore complessivo di 44,3 milioni di euro, di cui 33,1 coperti dai fondi PNRR, che punta a rendere il sistema elettrico della città maggiormente resiliente agli eventi climatici, garantendo una maggiore affidabilità e stabilità delle alimentazioni elettriche. L'orizzonte temporale dell'operazione è fissato nella prima metà del 2026.

Tale finanziamento fa parte di complessivi 124 milioni totali ottenuti dal Gruppo nell’ambito del PNRR, a fronte di investimenti coerenti con gli obiettivi e la programmazione prevista nell’ambito del Piano Industriale al 2030. Di tale ammontare complessivo, 76 milioni (il 61% dei fondi totali) sono destinati a progetti di economia circolare riguardanti:

•l’impianto di trattamento FORSU di Saliceti, in provincia di La Spezia (40 milioni);

•impianti di trattamento rifiuti nelle province di Grosseto, Torino e Udine (17 milioni);

•il trattamento dei fanghi, attraverso interventi localizzati nelle province di Genova, Reggio Emilia e Parma (19 milioni).

In tale contesto, il Gruppo avvierà inoltre progetti finanziati specifici sulla riduzione delle perdite idriche a Parma, per il teleriscaldamento a Piacenza e Dogliani (Cuneo) e in ambito innovazione tramite partenariati estesi.

Gruppo Iren 63

EVOLUZIONE PREVEDIBILE DELLA GESTIONE

Il contesto macroeconomico continua a permanere critico in particolare per gli effetti inflattivi legati al rincaro delle commodities energetiche che stanno generando un significativo incremento dei tassi di interesse. In tale contesto l’impostazione strategica, definita nel Piano Industriale del 2021, è confermata e rinforzata in tutti i drivers strategici: transizione ecologica, territorialità e qualità del servizio. Il Gruppo prevede sul 2023 investimenti superiori al miliardo di euro destinati principalmente allo sviluppo degli asset in particolare nelle reti, nel settore ambiente ed in quello della generazione rinnovabile.

Forte di tale capacità di sviluppo, i risultati economici sono previsti in crescita rispetto a quelli del 2022 grazie ad un recupero del pieno valore del portafoglio clienti, alla stabilizzazione dei prezzi energetici e al venir meno degli elementi straordinari negativi riportati nel 2022.

In particolare, analizzando le singole Business Unit, le Reti continueranno ad essere caratterizzate da un incremento dei costi operativi dovuti all’inflazione pienamente recuperabile dal 2024 e, solo parzialmente compensata dai maggiori ricavi tariffari per l’incremento del capitale investito tariffario (RAB). Gli investimenti nel sistema idrico integrato favoriranno l’incremento della capacità depurativa, il riutilizzo delle risorse e la riduzione delle perdite idriche grazie ad una maggiore efficienza. Nella rete di distribuzione elettrica e gas, l’obiettivo è quello di incrementare la potenza supportata dalla prima e rendere la seconda adatta alla distribuzione di miscele di idrogeno tenendo a fattor comune il miglioramento continuo della qualità del servizio.

Per quanto riguarda il settore Ambiente, gli investimenti saranno rivolti alla costruzione degli impianti di recupero di materia da rifiuti come previsti nel piano industriale e all’incremento della qualità del servizio, estendendo la raccolta porta-a-porta e la tariffazione puntuale. In particolare, nel 2023 avremo la piena contribuzione dell’impianto di trattamento rifiuti organici e produzione biometano di Reggio Emilia e l’avviamento degli impianti di recupero legno e produzione di pallet di Vercelli e di selezione plastica di Torino.

Per quanto concerne i settori Energia e Mercato, nel corso del 2023 il Gruppo prevede il pieno recupero del valore del portafoglio clienti che nel 2022 ha fortemente subito la volatilità dello scenario energetico ed il contributo della nuova linea a ciclo combinato dell’impianto termoelettrico di Turbigo. Gli investimenti saranno rivolti allo sviluppo di nuova capacità rinnovabile (fotovoltaico ed eolico) in combinazione con la crescita del portafoglio clienti retail.

Infine, Smart Solutions, settore focalizzato sull’efficienza energetica degli immobili, saprà porsi come interlocutore principale per le amministrazioni pubbliche per realizzare progetti di riqualificazione urbana complessi e sviluppare le comunità energetiche rinnovabili.

Forti di un robusto piano di investimenti, di risultati economici previsti in crescita, e dell’ottimizzazione del capitale circolante netto, il Gruppo può confermare il trend di sviluppo e la sostenibilità finanziaria previsti nel proprio Piano Industriale.

Conflitto Russia-Ucraina

A seguito dell’intensificarsi di uno stato di crisi risalente agli ultimi mesi del 2021, che aveva visto l’invio di soldati russi nei territori di confine con l’Ucraina e il fallimento dei colloqui diplomatici fra la Russia e i paesi NATO, il 24 febbraio 2022 il Presidente russo ha annunciato l’avvio delle operazioni militari in territorio ucraino, determinando l’inizio delle ostilità tra le forze armate dei due Paesi.

A seguito di tali eventi, diversi Stati e Organizzazioni sovranazionali hanno manifestato la loro opposizione all’intervento militare russo in Ucraina. In particolare, il Consiglio europeo, richiamandosi al diritto internazionale, si è espresso affinché la Russia cessi immediatamente le ostilità e ritiri le sue forze armate dall’Ucraina; l’Assemblea Generale delle Nazioni Unite ha parimenti approvato una risoluzione a condanna dell’azione militare della Russia, richiedendo alla stessa di ritirare l’esercito dal territorio ucraino. Parallelamente, la Commissione europea ha avviato programmi di aiuti di emergenza, anche tramite un maggiore sostegno finanziario all’Ucraina, e interventi mirati alla mitigazione della crisi umanitaria determinata dal conflitto.

L'Unione Europea e altri Paesi (fra gli altri gli Stati Uniti, la Gran Bretagna, l’Australia, il Giappone e la Svizzera) hanno inasprito e esteso i pacchetti di misure sanzionatorie alla Russia che, seppur con diversi termini di efficacia,

64 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

si pongono l’obiettivo di colpire i settori strategici e finanziari dell'economia russa, imponendo inoltre restrizioni mirate al Presidente e ad altre figure costituenti la base industriale, difensiva e politica della Russia. A livello internazionale diversi Paesi appartenenti alla NATO hanno deciso di fornire all’Ucraina un importante aiuto in termini di mezzi militari di difesa per contrastare l’offensiva russa.

In tale contesto, il governo italiano ha definito, in coerenza con gli indirizzi europei, provvedimenti volti a fronteggiare l'eccezionale instabilità del sistema nazionale del gas naturale derivante dal conflitto in Ucraina e dalla conseguente riduzione dei flussi di import energetico dalla Russia, con l'adozione di misure per l'aumento della disponibilità di gas da altri Paesi produttori, la riduzione dei consumi e azioni volte al riempimento degli stoccaggi di gas dell'anno termico 2022-2023.

Considerato lo scenario energetico di riferimento, Iren ha attivato una task force allo scopo di monitorare attentamente lo status e l’evoluzione dell’impatto che la crisi internazionale ha sui propri business, pur non essendo il Gruppo presente in Russia ed in Ucraina.

I principali focus vertono sull’approvvigionamento delle materie prime e dei servizi, con riferimento agli impatti economici e patrimoniali che potrebbero essere causati da una minore disponibilità di materie prime dalle aree interessate dal conflitto e dall’incremento generalizzato dei prezzi delle commodities, tenendo conto che, seppur notevolmente ridotto, il gas fornito dalla Russia copre ancora una quota del fabbisogno nazionale.

In tale contesto, per i mercati retail di energia elettrica e gas, l’aumento di tali prezzi ha comportato una maggiore esposizione quantitativa e un maggior rischio in caso di ritardo nei pagamenti. Inoltre, l’incremento dei prezzi energetici ha comportato la crescita dei prezzi dei prodotti di largo consumo con una rilevante spinta inflazionistica e di incremento dei tassi di interesse. Per contro, la flessione dei consumi energetici, in particolare sul gas, è sicuramente imputabile in via prevalente alle temperature miti che hanno caratterizzato la stagione autunnale.

Il Gruppo ha attivato e continua a porre in essere azioni di diretta riduzione del rischio facendo leva:

•sull’acquisto del gas attraverso i principali operatori italiani, escludendo in tal modo il rischio di applicazione di clausole contrattuali di mancata fornitura a seguito di eventi geopolitici;

•sulle policy di hedging applicate, che garantiscono che le marginalità siano tenute sotto controllo;

•sulle misure a tutela dell’azienda in caso di attacchi informatici, con particolare riferimento alle piattaforme di trading e dispacciamento.

In uno scenario in continua evoluzione, caratterizzato da una notevole incertezza regolatoria e da un contesto di prezzi già elevati e volatili indipendentemente dalla crisi ucraina, è attivo da parte del Gruppo Iren un monitoraggio costante delle variabili macroeconomiche e di business per avere disponibile in tempo reale la miglior stima dei potenziali impatti connessi ai cambi regolatori, nonché sui fornitori e sui contratti applicabili al Gruppo Iren.

Gruppo Iren 65

RISCHI E INCERTEZZE

La gestione dei rischi aziendali rappresenta una componente essenziale del Sistema di Controllo Interno della Corporate Governance di una Società quotata e il Codice di Corporate Governance di Borsa Italiana attribuisce su tale aspetto specifiche responsabilità. Il modello di Enterprise Risk Management operativo nell’ambito del Gruppo contiene l’approccio metodologico alla identificazione, valutazione e gestione integrata dei rischi del Gruppo.

Per ciascuna delle seguenti tipologie di rischio:

•Rischi Finanziari (liquidità, tasso di interesse, tasso di cambio);

•Rischi di Credito;

•Rischi Energetici, riconducibili all’approvvigionamento del gas per la generazione termoelettrica ed alla commercializzazione di energia elettrica, calore e gas, nonché ai mercati dei derivati di hedging;

•Rischi Cyber, legati a eventi potenziali inerenti alla perdita di confidenzialità, integrità o disponibilità di dati o informazioni a valle dei quali potrebbero derivare impatti negativi sull’organizzazione, a persone, all’operatività o altre organizzazioni;

•Rischi da Cambiamenti Climatici (Climate Change), che ricomprendono i rischi dovuti alla transizione verso un’economia a bassa emissione di biossido di carbonio (rischi da transizione) e i rischi di natura fisica (rischi fisici) che possono derivare da eventi ambientali catastrofali (rischi acuti) o da cambiamenti a medio lungo termine dei modelli ambientali (rischi cronici);

•Rischi Fiscali, legati a potenziali operazioni eseguite in violazione di norme fiscali ovvero in contrasto con i principi o con le finalità dell’ordinamento tributario;

•Rischi Operativi, riconducibili alla proprietà degli asset, all’esercizio dell’attività industriale, ai processi, alle procedure e ai ﬂussi informativi

sono state definite specifiche “Policy”, con l’obiettivo primario di esplicitare le linee guida strategiche, i principi organizzativo/gestionali, i macro-processi e le tecniche necessarie alla gestione attiva dei relativi rischi.

Il modello di Enterprise Risk Management del Gruppo disciplina, inoltre, il ruolo dei vari soggetti coinvolti nel processo di gestione dei rischi, che fa capo al Consiglio di Amministrazione, e prevede speciﬁche Commissioni per la gestione dei rischi finanziari, informatici, di credito, energetici e climatici.

La Cyber Risk Policy, la Climate Change Risk Policy e il Tax Control Model sono stati adottati nel 2020 a seguito dell’approvazione del Consiglio di Amministrazione di Iren S.p.A., mentre le altre Policy hanno subito nel tempo alcune revisioni sostanziali per adeguarle ai vigenti modelli organizzativi e all’evoluzione dei fattori di rischio.

Poiché il Gruppo Iren pone particolare attenzione anche al mantenimento della fiducia e dell’immagine positiva del Gruppo, il modello di Enterprise Risk Management gestisce anche i rischi c.d. reputazionali, che afferiscono agli impatti sugli stakeholder di eventuali malpractices.

Nell’ambito del Gruppo è presente la Direzione Risk Management, posta alle dipendenze del Vice Presidente, al quale sono state demandate, fra l’altro, le seguenti attività:

•verifica della gestione integrata del Sistema di Enterprise Risk Management (ERM) di Gruppo: impostazione metodologica, definizione delle Policy e monitoraggio del Sistema;

•stipula e gestione delle polizze assicurative in raccordo con l’Amministratore Delegato e con il supporto delle funzioni “Approvvigionamenti, Logistica e Servizi” e “Affari Legali”.

È inoltre attivo un processo di valutazione periodica della sinistrosità nei diversi settori e su tutte le aree del Gruppo al fine di circostanziarne le cause e rendere operative le più idonee azioni di trattamento per prevenire e/o contenere gli impatti dei sinistri.

66 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

Di seguito si riporta, per le diverse tipologie di rischio, un dettaglio delle modalità di gestione attive nell’ambito del Gruppo.

1.RISCHI FINANZIARI

L’attività del Gruppo Iren è esposta a diverse tipologie di rischi finanziari tra le quali: rischi di liquidità, rischio cambio e rischi di variazione nei tassi di interesse. Nell’ambito dell’attività di Risk Management, al fine di limitare i rischi di cambio e di variazione dei tassi di interesse, il Gruppo utilizza contratti di copertura seguendo un’ottica non speculativa.

a) Rischio di liquidità

L’attività di approvvigionamento delle risorse finanziarie è centralizzata allo scopo di ottimizzarne l’utilizzo. In particolare, la gestione centralizzata dei flussi finanziari in Iren consente di allocare i fondi disponibili a livello di Gruppo secondo le necessità che di volta in volta si manifestano tra le singole società. I movimenti di liquidità sono registrati su conti infragruppo sui quali vengono contabilizzati anche le spese e gli interessi attivi e passivi infragruppo.

Alcune società partecipate hanno una gestione finanziaria autonoma, nel rispetto delle linee guida fornite dalla Capogruppo.

b) Rischio di cambio

Fatta eccezione per quanto riportato nell’ambito del rischio energetico, il Gruppo Iren non è particolarmente esposto al rischio di cambio.

c) Rischio tassi di interesse

Il Gruppo Iren è esposto alle fluttuazioni dei tassi d’interesse soprattutto per quanto concerne la misura degli oneri finanziari relativi all’indebitamento. La strategia del Gruppo Iren è quella di limitare l’esposizione al rischio di volatilità del tasso di interesse, mantenendo al contempo un costo della provvista contenuto.

Nel corso delle Commissioni Financial Risk, si verifica il rispetto dei limiti imposti dalla Policy per quanto riguarda le principali metriche e si analizzano la situazione di mercato, l’andamento dei tassi di interesse, il valore delle coperture stipulate e la rispondenza alle condizioni imposte dai covenant.

2.RISCHIO DI CREDITO

Il rischio di credito del Gruppo è legato essenzialmente all’ammontare dei crediti commerciali derivanti dalla vendita di energia elettrica, teleriscaldamento, gas e all’erogazione dei servizi energetici, idrici ed ambientali. I crediti sono suddivisi su un ampio numero di controparti, appartenenti a categorie di clienti eterogenee (clientela retail, business, enti pubblici); alcune esposizioni risultano di ammontare elevato e sono costantemente monitorate. Le unità di Credit Management del Gruppo Iren dedicate al recupero crediti sono responsabili di questa attività.

Il Gruppo, nello svolgimento della propria attività, è esposto al rischio che i crediti possano non essere onorati alla scadenza con conseguente aumento dell’anzianità e dell’insolvibilità sino all’aumento dei crediti sottoposti a procedure concorsuali o inesigibili. Tale rischio risente, tra gli altri fattori, anche della situazione economico-finanziaria congiunturale che nel corso del 2022 ha comportato un aumento dei prezzi per i clienti finali di gas, luce e teleriscaldamento particolarmente significativo. Per limitare l’esposizione al rischio di credito, sono usati strumenti tra i quali l’analisi di solvibilità dei Clienti in fase di acquisizione attraverso un’accurata valutazione del merito creditizio, l’affidamento dei crediti di Clienti cessati e/o attivi a società di recupero crediti esterne e l’introduzione di nuove modalità di recupero per la gestione del contenzioso legale. Inoltre, sono offerti ai Clienti numerosi metodi di pagamento attraverso canali anche digitali e proposti piani di pagamento opportunamente monitorati.

La politica di gestione dei crediti e gli strumenti di valutazione del merito creditizio, nonché le attività di monitoraggio e recupero, sono gestite tramite processi automatizzati e integrati con gli applicativi aziendali e differenziate in relazione alle diverse tipologie di clientela e di servizio erogato.

Gruppo Iren 67

Il rischio di credito è coperto, per alcune tipologie di Clienti business, con opportune forme di garanzie bancarie o assicurative a prima richiesta emesse da soggetti di primario standing creditizio e con l’assicurazione crediti per il segmento di clientela reseller.

Per alcune tipologie di servizio (settore idrico, gas naturale, energia elettrica maggior tutela), in ottemperanza alle disposizioni normative che ne regolano l’attività, è previsto il versamento di un deposito cauzionale fruttifero, che viene rimborsato qualora il Cliente utilizzi, come modalità di pagamento, la domiciliazione bancaria/postale con addebito sul conto corrente.

Gli accantonamenti ai fondi svalutazione crediti riflettono, in maniera accurata e nel rispetto della normativa vigente (applicata la metodologia IFRS 9), i rischi di credito effettivi e sono determinati basandosi sull’estrazione dalle banche dati degli importi componenti il credito e, in generale, valutando le eventuali variazioni del predetto rischio rispetto alla rilevazione iniziale nonché, in particolare per i crediti commerciali, stimando le relative perdite attese determinate su base prospettica, tenendo in debita considerazione la serie storica.

Il controllo sui rischi di credito è inoltre rafforzato dalle procedure di monitoraggio e reportistica, al fine di individuare in modo tempestivo possibili contromisure. Inoltre, su base trimestrale, la Direzione Risk Management si occupa di raccogliere ed integrare i principali dati in merito all’evoluzione dei crediti commerciali delle società del Gruppo, in termini di tipologia della clientela, stato del contratto, filiera di business e fascia di ageing. La valutazione del rischio credito è effettuata sia a livello consolidato sia a livello di Business Unit e società. Alcune delle suddette valutazioni sono effettuate a intervalli inferiori al trimestre o su specifica esigenza.

3.RISCHIO ENERGETICO

Il Gruppo Iren è esposto al rischio prezzo, sulle commodity energetiche trattate, ossia energia elettrica, gas naturale, titoli di emissione ambientale, ecc., dal momento che sia gli acquisti sia le vendite risentono delle oscillazioni dei prezzi di dette commodity direttamente, ovvero attraverso formule di indicizzazione. Al momento non è presente l’esposizione rischio cambio, tipica delle commodity di derivazione petrolifera, grazie allo sviluppo dei mercati organizzati europei che trattano la commodity gas in valuta Euro e non più indicizzata ai prodotti petroliferi.

La politica del Gruppo è orientata ad una strategia di gestione attiva delle posizioni per stabilizzare il margine cogliendo le opportunità offerte dai mercati; essa si realizza sia mediante l’allineamento delle indicizzazioni delle commodity in acquisto e in vendita, sia attraverso lo sfruttamento verticale e orizzontale delle varie filiere di business, sia operando sui mercati finanziari.

A tal fine viene eseguita un’attività di pianificazione della produzione per gli impianti del Gruppo, degli acquisti e delle vendite di energia e di gas naturale, sia in relazione ai volumi sia alle formule di prezzo. L’obiettivo è ottenere una sufficiente stabilità dei margini attraverso una politica di acquisti e vendite indicizzate che realizzi un elevato grado di copertura naturale, con un adeguato ricorso ai mercati a termine e spot. In questo contesto una particolare attenzione è dedicata alla variabilità di produzione delle fonti rinnovabili.

Per una più dettagliata analisi dei rischi sinora trattati si rimanda a quanto riportato nel capitolo “Gestione dei rischi finanziari del Gruppo”, inserito nelle Note Illustrative al Bilancio Consolidato.

4. RISCHI DA CAMBIAMENTI CLIMATICI

Il Gruppo Iren ha inserito nell’ambito del sistema di Enterprise Risk Management una Risk Policy dedicata ai rischi da cambiamenti climatici, che assumono una rilevanza sempre crescente per le organizzazioni. Inoltre, essi incidono sulla salute del Pianeta, con stime di effetti rilevanti già nel medio termine. Tutte le aziende, e in particolare quelle operanti in settori significativamente esposti come il Gruppo Iren, devono necessariamente considerare l’analisi dei rischi da cambiamento climatico come un fattore emergente e determinante nella definizione delle proprie strategie di medio e lungo periodo.

L’adozione della Climate Change Risk Policy e le conseguenti analisi e gestione dei rischi costituiscono le fasi preliminari di un processo abilitante un presidio ancor più puntuale, sia con riguardo all’esposizione ad eventi di danno, sia alle opportunità che il contesto esterno e le sue variazioni possono offrire, nonché in relazione al contributo al raggiungimento degli obiettivi di sviluppo sostenibile definiti a livello nazionale e internazionale.

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La Policy analizza e norma, con attenzione all’applicabilità per le singole Business Unit, i fattori di rischio da cambiamento climatico, distinguendoli in rischi fisici e rischi di transizione. I rischi fisici derivanti dal cambiamento delle condizioni climatiche si distinguono in rischi fisici acuti – se connessi ad eventi naturali catastrofici locali (ad esempio alluvioni, ondate di calore, incendi, ecc.) – e rischi fisici cronici – se connessi a cambiamenti climatici a lungo termine (ad esempio riscaldamento globale, innalzamento del livello dei mari, carenza della risorsa idrica, ecc.).

La transizione verso una economia low-carbon potrebbe comportare ampi cambiamenti nelle politiche governative, con conseguenti variazioni normative, tecnologiche, di mercato. A seconda della natura e della velocità di questi cambiamenti, i rischi di transizione possono comportare un livello variabile di rischio finanziario e di reputazione per il Gruppo.

La Policy prevede la presenza di una specifica Commissione Rischi atta a esaminare, su base periodica, il profilo di rischio del Gruppo, definendo e proponendo l’aggiornamento all’Amministratore Delegato delle strategie di gestione delle classi di rischio e riportando agli Organi Delegati eventuali criticità emergenti. Sono inoltre contemplate nel documento le linee guida per la rendicontazione, finalizzata a garantire la trasparenza informativa a tutti gli stakeholder.

Nell’ambito della Policy di gestione dei rischi da cambiamento climatico, nel 2021 il Gruppo Iren ha avviato l’implementazione di uno strumento che affianca il processo decisionale di tipo strategico. Tale strumento ha visto lo sviluppo di un modello di valutazione basato su tre orizzonti temporali (2030, 2040 e 2050), individuati in coerenza con gli obiettivi di Piano strategico e di Sostenibilità del Gruppo, e sull’utilizzo di scenari climatici e socio-economici necessari a definire scenari di evoluzione delle principali grandezze sottostanti l’analisi.

I dati climatici si basano sugli scenari pubblicati dall’International Panel on Climate Change (IPCC), i cosiddetti Representative Concentration Pathways (RCPs) dove il numero associato a ciascun RCP indica la “forza” dei cambiamenti climatici generati dall’attività umana entro il 2100 rispetto al periodo pre-industriale.

Gli scenari climatici presi in considerazione nell’analisi sono lo scenario RCP 2.6 (che prevede una forte mitigazione tesa a mantenere il riscaldamento globale ben sotto i 2°C rispetto ai livelli preindustriali con il contestuale raggiungimento degli obiettivi definiti dall’Accordo di Parigi), lo scenario RCP 4.5 (considerato dal Gruppo Iren il più rappresentativo dell’attuale contesto climatico e politico globale) che prevede un allentamento degli obiettivi rispetto allo scenario RCP 2.6 e una stabilizzazione delle emissioni al 2100 a circa il doppio dei livelli preindustriali, e lo scenario RCP 8.5 (comunemente associato all’espressione “Business-as-usual”, o “Nessuna mitigazione”), che non prevede l’adozione di particolari misure di contrasto e una crescita delle emissioni ai ritmi attuali. I dati socio-economici, invece, sono principalmente basati sugli scenari NetZero Emissions by 2050 Scenario (NZE) e Stated Policies Scenario (STEPS) dell’International Energy Agency. Il modello di valutazione adottato dal Gruppo consente di quantificare la variazione delle variabili economico-finanziarie, tramite specifici KPI, per quegli asset che potenzialmente risultano maggiormente esposti ai rischi da cambiamento climatico.

Dall’applicazione del modello è emerso che le azioni introdotte nel Piano Industriale 2021-2030, nel quale si delineano investimenti asset-specifici, hanno un effetto mitigativo degli impatti del cambiamento climatico sull’attività del Gruppo Iren. Alle azioni di mitigazione di tipo strategico, legate agli investimenti, se ne affiancano altre di tipo operativo e assicurativo.

Nel corso del 2022 si è sviluppata un’ulteriore fase progettuale volta al completamento del modello valutativo, che ha previsto l’inclusione degli impianti/attività maggiormente significativi per il rischio in esame non ricompresi nell’analisi 2021 effettuando, inoltre, un aggiornamento del modello rispetto ai nuovi scenari normativi e climatici. Per maggiori dettagli sulle valutazioni emerse si rimanda al Bilancio di Sostenibilità 2022 del Gruppo Iren.

5. RISCHI FISCALI

Il Gruppo Iren si è dotato di uno specifico sistema di controllo interno e di gestione del rischio fiscale, inteso come il rischio di operare in violazione di norme di natura tributaria o in contrasto con i principi o con le finalità dell’ordinamento.

Il sistema di controllo e gestione del rischio fiscale, “Tax Control Framework” (di seguito anche “TCF”), consente di perseguire l’obiettivo di minimizzare l’esposizione del Gruppo al rischio fiscale attraverso l’identificazione, l’aggiornamento, la valutazione ed il monitoraggio della governance, dei processi, dei rischi e dei controlli a rilevanza fiscale.

Il Gruppo si impegna a gestire i propri adempimenti fiscali in conformità a tutte le leggi e i regolamenti applicabili.

Gruppo Iren 69

Per questo motivo, Iren ha adottato il TCF come sistema di controllo interno che definisce la governance per la gestione della fiscalità e del relativo rischio in linea con i principi della strategia aziendale e, in particolare, della Strategia Fiscale.

Il Tax Control Framework adottato è costituito da un insieme di regole, linee guida, strumenti e modelli volti a supportare i dipendenti del Gruppo nell'esecuzione delle attività quotidiane, garantendo coerenza su attività fiscali rilevanti.

La struttura del TCF prevede dunque la presenza di due pilastri che ne delineano lo schema di funzionamento: la Strategia Fiscale ed il Tax Compliance Model.

La Strategia Fiscale definisce gli obiettivi e l’approccio adottati dal Gruppo nella gestione della variabile fiscale. Tale documento ha lo scopo di statuire i Principi di condotta in materia fiscale al fine di i) contenere il rischio fiscale sia per fattori esogeni sia per fattori endogeni e ii) continuare a garantire nel tempo la corretta e tempestiva determinazione e liquidazione delle imposte dovute per legge ed esecuzione dei connessi adempimenti. La Strategia Fiscale è approvata ed emanata dal Consiglio di Amministrazione di Iren S.p.A..

Il Tax Compliance Model è un elemento del Sistema di Controllo Interno e di Gestione del Rischio. Si tratta del documento che raccoglie la descrizione di dettaglio delle fasi di cui si compongono i processi di risk assessment, controllo e monitoraggio periodico svolti da Iren e del successivo reporting sulle tematiche fiscali all’Amministratore Delegato e agli altri organi e funzioni competenti. Ha inoltre l’obiettivo di riepilogare le principali responsabilità attribuite alle varie funzioni coinvolte nei processi di rilevanza fiscale. Il Tax Compliance Model è predisposto dalla Funzione Fiscale e Compliance e, in ultima istanza, viene approvato dal Consiglio di Amministrazione di Iren S.p.A..

Il progetto di realizzazione di un TCF allineato alle best practice in materia si è concretizzato con la presentazione da parte di Iren S.p.A. e di Iren Energia della domanda di accesso all’istituto dell’Adempimento Collaborativo, un regime fra l'Agenzia delle Entrate e le grandi imprese introdotto dal D.lgs. 5 agosto 2015, n. 128 al fine di promuovere l'adozione di forme di comunicazione e di cooperazione rafforzate basate sul reciproco affidamento tra Amministrazione Finanziaria e contribuenti e favorire, nel comune interesse, la prevenzione e la risoluzione delle controversie in materia fiscale. L’istruttoria per l’ammissione si è conclusa positivamente nel dicembre 2021 con l’ammissione delle due società.

6.RISCHI OPERATIVI

Rientrano in questa categoria tutti i rischi che, in aggiunta a quelli già evidenziati nei paragrafi precedenti, possono impattare sul conseguimento degli obiettivi, relativi all’efficacia e all’efficienza delle operazioni aziendali, ai livelli di performance, di redditività e di protezione delle risorse da eventuali perdite.

Il modello di Enterprise Risk Management del Gruppo ha come obiettivo la gestione integrata e sinergica dei rischi.

Il processo di gestione dei rischi di Gruppo prevede che, per ciascuna filiera di business e ambito operativo, si analizzino le attività svolte e si identifichino i principali fattori di rischio connessi al raggiungimento degli obiettivi. In seguito all’attività di individuazione, i rischi sono valutati quali-quantitativamente (in termini di magnitudo e probabilità di accadimento), consentendo così l’identificazione dei rischi più rilevanti. L’analisi prevede altresì una valutazione del livello di controllo attuale e prospettico del rischio, monitorato mediante specifici key risk indicators.

Le fasi di cui sopra consentono di strutturare piani di trattamento specifici per ciascun fattore di rischio.

Lungo tutte le fasi di gestione, ciascun rischio è sottoposto su base continuativa a un processo di controllo e monitoraggio durante il quale si verifica la corretta ed efficace messa in atto delle attività di trattamento approvate e pianificate, nonché l’insorgenza di eventuali nuovi rischi operativi. Al processo di gestione dei rischi operativi è associato un sistema organico e strutturato di reportistica per la rappresentazione dei risultati dell’attività di misura e di gestione dei rischi. Lo svolgimento di ciascuna delle fasi del processo avviene sulla base di standard e riferimenti definiti a livello di Gruppo. Con periodicità almeno trimestrale, si aggiorna la situazione dei rischi del Gruppo, nella quale sono evidenziati la dimensione e il livello di controllo di tutti i rischi monitorati, compresi quelli finanziari, informatici, di credito ed energetici. La reportistica sul rischio è trasmessa al top management e ai risk owner, che sono coinvolti nelle attività di gestione. L’analisi di rischio supporta altresì la redazione degli strumenti di pianificazione.

In merito, Iren si è dotata di una mappa dei rischi molto dettagliata e rispondente alla realtà del Gruppo, con valutazioni quali-quantitative di ogni singolo rischio e con dettaglio dei controlli e delle azioni di mitigazione in essere o prospettiche. Per ciascun rischio individuato sono associati i relativi impatti ESG (Environmental, Social e Governance).

70 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

In particolare si evidenziano:

a.Rischi normativi e regolatori

Il quadro normativo e regolatorio è soggetto a possibili variazioni nel tempo, costituendo pertanto una potenziale fonte di rischio. In merito operano Direzioni alla diretta dipendenza dell’Amministratore Delegato, dedicate al continuo monitoraggio della legislazione e della normativa di riferimento al fine di valutarne le implicazioni, garantendone la corretta applicazione nel Gruppo.

b.Rischio impianti

In relazione alla consistenza degli asset di produzione del Gruppo il rischio impianti è gestito con l’approccio metodologico sopra descritto, al fine di allocare correttamente le risorse in termini di azioni di controllo e prevenzione (manutenzione preventiva/predittiva, sistemi di controllo e supervisione, piani di emergenza e continuità, ecc.). Per gli impianti più rilevanti, la Direzione Risk Management svolge periodicamente delle survey, grazie alle quali può dettagliare accuratamente gli eventi a cui tali impianti potrebbero essere esposti, nonché le conseguenti azioni di prevenzione. Il rischio è altresì presidiato mediante coperture assicurative progettate in considerazione delle singole realtà impiantistiche.

c.Rischi informatici

I rischi informatici (Cyber Risk) sono definiti come l’insieme di minacce interne ed esterne che possono compromettere la continuità aziendale o causare a terzi danni da responsabilità civile in caso di perdita o divulgazione di dati sensibili. Da un punto di vista interno, i rischi operativi di tipo informatico sono strettamente correlati all’attività del Gruppo Iren, che gestisce infrastrutture di rete ed impianti, anche tramite telecontrollo, sistemi di gestione operativa contabile e di fatturazione e le piattaforme di trading delle commodity energetiche. Il Gruppo Iren è infatti uno dei principali operatori italiani sulla borsa elettrica ed eventuali indisponibilità accidentali del sistema potrebbero portare conseguenze economiche rilevanti, legate alla mancata presentazione di offerte di vendita e di acquisto dell’energia. Allo stesso tempo, problematiche relative alla supervisione e acquisizione dati di sistemi fisici potrebbero causare fermi impianti e danni collaterali anche gravi. Un blocco dei sistemi di fatturazione potrebbe inoltre determinare ritardi nell’emissione delle bollette e dei relativi incassi, nonché danni d’immagine.

A mitigazione di tali rischi sono state predisposte specifiche misure, quali ridondanze, sistemi in alta affidabilità e debite procedure di emergenza, che periodicamente sono sottoposte a simulazioni, al fine di garantirne l’efficacia. Il Gruppo Iren è inoltre esposto al rischio di attacchi informatici volti sia all’acquisizione di dati sensibili sia a produrre il blocco dell’operatività, danni agli impianti e alle reti e a compromettere la continuità dei servizi. Benchmark di mercato mostrano inoltre che sono sempre più frequenti attacchi volti all’acquisizione di dati propri e di terzi, con conseguenti azioni di responsabilità civile e sanzioni anche gravi, e all’acquisizione di segreti industriali. Al riguardo:

•la rete dati è stata ulteriormente segregata secondo l’utilizzo funzionale, in particolar modo isolando la rete OT;

•è attivo il Security Operation Center (SOC) con presidio h24 per il monitoraggio degli eventi di sicurezza informatica;

•sono state adottate politiche di rafforzamento dell’accesso ai sistemi quali, oltre all’introduzione di password particolarmente complesse, l’introduzione del secondo fattore di autenticazione e di una piattaforma per l’accesso controllato e monitorato da parte degli amministratori di sistema. È stata completata l’adozione di sistemi con capacità di analisi comportamentali e di esecuzione di risposte automatizzate e da remoto per le postazioni di lavoro;

•La piattaforma di Cyber Threat Intelligence (CTI), atta ad acquisire evidenze relative agli attaccanti e alle minacce potenzialmente impattanti gli asset aziendali, è stata pienamente integrata con i sistemi di monitoraggio e gestione degli eventi di sicurezza informatica;

•è stato avviato un progetto pluriennale di awareness sulle tematiche di sicurezza informatica indirizzato a tutti i dipendenti del gruppo; tale programma è basato su campagne di simulazione di phishing, su questionari di assessment e moduli mirati di formazione on line.

Inoltre, è vigente la Cyber Risk Policy di Gruppo, approvata dal Consiglio di Amministrazione di Iren S.p.A., che – analogamente alle altre principali risk Policy – prevede la convocazione di specifiche Commissioni rischi, il monitoraggio di indicatori di performance e reportistica dedicata.

Il processo di gestione dei rischi operativi è anche finalizzato all’ottimizzazione dei programmi assicurativi del Gruppo.

Gruppo Iren 71

7.RISCHI STRATEGICI

Nella costruzione del Piano Industriale al 2030 il Gruppo ha strutturato tre filoni di analisi distinti: un risk assessment quali-quantitativo, un focus specifico sugli investimenti e un focus sui rischi da cambiamento climatico.

Il risk assessment qualitativo si è basato sull’analisi dei trend del settore, dell’esposizione del Gruppo ai relativi rischi strategici e della correlata capacità del Piano Industriale di mitigare tali rischi. Di conseguenza, per le categorie di rischio e relativi rischi elementari mappati nell’ambito della Risk Map di Gruppo, che integra per ciascun rischio anche gli impatti ESG, è stata svolta un’analisi di dettaglio dei driver quantitativi relativi ai rischi con impatto negli anni di Piano. Individuati tali rischi, sono stati quantificati i relativi impatti, probabilità di accadimento e azioni di mitigazione funzionali alla quantificazione del valore di rischio sia inerente sia residuo. Tale valutazione ha condotto alla valorizzazione dello stress test di Piano e dei relativi indici di rating.

Riguardo all’analisi degli investimenti di Piano, sono stati individuati sia i capital expenditure con effetto mitigativo sui rischi, sia quelli la cui realizzazione può rappresentare una possibile fonte di rischio, con possibili ripercussioni in termini economico-finanziari (i cosiddetti “rischi di execution”).

Da ultimo, è stata effettuata un’analisi dei fattori di rischio da cambiamento climatico con impatto sul Gruppo, con la modellizzazione degli asset e fattori di rischio più significativi per diversi scenari climatici e orizzonti temporali. Sono stati analizzati i risultati del modello e valutati gli investimenti a mitigazione dei rischi da climate change.

Anche le operazioni di M&A e altre iniziative di carattere strategico, valutate nel corso dell'anno, sono state oggetto di analisi di dettaglio, con un particolare focus anche sugli impatti di tali operazioni sugli obiettivi di sostenibilità del Gruppo (indicatori ambientali, ove significativi, sociali -in merito, ad esempio, al rispetto delle politiche giuslavoristiche-, di salute e sicurezza da parte della target e di governance) e della coerenza con la Tassonomia UE.

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RAPPORTI CON PARTI CORRELATE

La Procedura in materia di operazioni con parti correlate (“Procedura OPC”) vigente dal 1° luglio 2021 è pubblicata sul sito Iren (www.gruppoiren.it) ed è stata approvata dal Consiglio di Amministrazione in allora in carica in data 28 giugno 2021, previo parere favorevole del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate (“COPC”, interamente composto da Amministratori indipendenti).

Il documento di cui sopra è predisposto in attuazione:

•delle disposizioni in materia di operazioni con parti correlate di cui all’art. 2391-bis del Codice Civile;

•del Regolamento recante disposizioni in materia di operazioni con parti correlate, adottato dalla Consob con delibera n. 17221 del 12 marzo 2010 e ss.mm.ii. (“Regolamento Consob”), nella versione tempo per tempo vigente, tenuto conto delle indicazioni di cui alla Comunicazione Consob n. DEM/10078683 del 24 settembre 2010 (“Comunicazione Consob”); in specie, l’aggiornamento della Procedura OPC da parte del Consiglio di Amministrazione della Società del 28 giugno 2021, efficace dal 1° luglio 2021, recepisce le modifiche apportate con Delibera Consob n. 21624 al testo del Regolamento Consob, anch’esse efficaci dalla medesima data;

•delle disposizioni di cui all’art. 114 del D. Lgs. 24 febbraio 1998, n. 58 (il “Testo Unico della Finanza” ovvero “TUF”) nonché di quanto previsto dal Regolamento (UE) n. 596/2014 in materia di abusi di mercato.

I documenti societari adottati in ottemperanza alla normativa in materia di operazioni con parti correlate, definiti in coordinamento con quanto previsto dalle procedure amministrative e contabili di cui all’art. 154-bis TUF, hanno per scopo, in particolare:

(i)disciplinare l’effettuazione delle operazioni con parti correlate da parte di Iren, direttamente o per il tramite di società controllate, individuando procedure e regole interne idonee ad assicurare la trasparenza e la correttezza sostanziale e procedurale di tali operazioni, nonché

(ii)stabilire le modalità di adempimento dei relativi obblighi informativi, ivi compresi quelli previsti dalle disposizioni di legge e regolamentari vigenti e applicabili.

Questi, in estrema sintesi, prevedono:

a)l’individuazione del perimetro delle parti correlate, in ottemperanza ai principi contabili internazionali adottati secondo la procedura di cui all’articolo 6 del Regolamento (CE) n. 1606/2002 nella versione pro tempore vigente;

b)la definizione di “operazione con parte correlata”;

c)l’individuazione dei casi di esclusione nonché delle operazioni c.d. “di importo esiguo”;

d)le procedure applicabili alle operazioni di minore e di maggiore rilevanza, a seconda dei casi;

e)i soggetti preposti all’istruttoria in materia di operazioni con parti correlate;

f)le operazioni di competenza assembleare;

g)le forme di pubblicità e i flussi informativi.

Iren e le Società dalla stessa controllate definiscono i rapporti con parti correlate in base a principi di trasparenza e correttezza. Tali rapporti attengono principalmente a prestazioni fornite alla generalità della clientela (gas, acqua, energia elettrica, calore ecc.) o a seguito di concessioni e affidamenti di servizi, in particolare per il settore ambiente, e sono regolati dai contratti applicati in tali situazioni.

Ove non si tratti delle prestazioni di cui sopra, i rapporti sono regolati da specifici contratti le cui condizioni sono fissate, ove possibile, sulla base delle normali condizioni praticate sul relativo mercato. Nel caso in cui tale riferimento non sia disponibile o significativo, vengono definite le condizioni contrattuali anche mediante ricorso ad esperti e/o professionisti indipendenti.

Le informazioni relative ai rapporti patrimoniali ed economici con le parti correlate sono riportate nelle Note Illustrative al Bilancio Consolidato ai capitoli “VII. Informativa sui rapporti con parti correlate” e “XIV. Allegati al Bilancio Consolidato” quale parte integrante delle stesse.

Gruppo Iren 73

QUADRO NORMATIVO E REGOLATORIO

Di seguito si riportano i provvedimenti normativi e regolatori intervenuti nel 2022 di maggior impatto per i business gestiti dal Gruppo Iren.

QUADRO EUROPEO

Riforma dell’Emission Trading System (ETS)

Il 18 dicembre 2022 è stato raggiunto l’Accordo tra il Consiglio e il Parlamento dell’Unione Europea in merito alla riforma del sistema ETS. Di seguito si riportano i punti principali:

•entro il 2030 le emissioni riguardanti i settori ETS dovranno essere ridotte del 62% rispetto al 2005 (anno di inizio dell’Emission Trading Scheme);

•allocazioni gratuite: saranno in riduzione fino al completo azzeramento nel 2034

•rifiuti: i Paesi dell’UE dovranno misurare, comunicare e verificare le emissioni degli impianti di incenerimento dei rifiuti urbani a partire dal 2024. Entro il 31 gennaio 2026, la Commissione presenterà una relazione con l’obiettivo di includere tali impianti nel sistema ETS a partire dal 2028;

•trasporti e riscaldamento: dal 2027, allargamento del sistema ai carburanti stradali e ai combustibili da riscaldamento (il c.d. “ETS II”).

L’Accordo è in attesa dell’adozione formale da parte di entrambe le istituzioni e della successiva pubblicazione nella Gazzetta Ufficiale dell’UE.

Pacchetto “REPowerEU”

Il 18 maggio 2022 la Commissione europea ha presentato il piano REPowerEU, in risposta alle difficoltà e alla volatilità del mercato energetico causate dall’invasione russa dell’Ucraina. In merito, si rileva una doppia esigenza per trasformare il sistema energetico europeo: (i) porre fine entro il 2030 alla dipendenza UE dai combustibili fossili russi (ii) affrontare la crisi climatica.

In tale contesto si ritiene che la transizione energetica della UE potrà supportare la crescita economica, la leadership industriale, indirizzando l’Europa verso la neutralità climatica al 2050.

Il pacchetto include cinque comunicazioni, una proposta di regolamento, una di raccomandazione e una di direttiva, e Linee Guida sulle modifiche ai PNRR alla luce del REpowerEU. Sarà proprio il Recovery Plan a garantire gli investimenti necessari per l’attuazione delle misure (210 miliardi di euro al 2027, 300 miliardi al 2030).

Le principali linee di azione riguardano:

•l’aumento degli obiettivi di efficienza energetica al 2030, dall’attuale 9% al 13%;

•l’aumento del target sulle Fonti di Energia Rinnovabile (FER) al 2030, dal 40% al 45%, Incremento utilizzo idrogeno e biometano;

•la piattaforma per gli acquisti comuni di gas, GNL e idrogeno;

•il via libera condizionato della Commissione Europea a un price cap sul gas;

•la promozione, con l'invito all’estensione anche al prossimo inverno, della tassa sugli extraprofitti delle imprese dell'energia.

Sono inoltre pubblicati sulla Gazzetta Ufficiale dell’UE i regolamenti europei che seguono, che mirano a proteggere i consumatori dai prezzi elevati del gas e a favorire l’installazione di impianti FER, in coerenza con quanto previsto dal REPowerEU Plan.

•Regolamento (UE) 2022/1854 “Intervento di emergenza per far fronte ai prezzi elevati dell’energia”, di cui i principali contenuti riguardano:

˗la riduzione non vincolante dei consumi elettrici del 10% rispetto al periodo 1° novembre-31 marzo degli ultimi cinque anni e vincolante del 5% del consumo nelle ore di punta. I 27 paesi individueranno il 10% delle loro ore di punta durante le quali ridurranno la domanda tra il 1° dicembre 2022 e il 31 marzo 2023;

˗cap ai ricavi di mercato di 180 €/MWh - fino al 30 giugno 2023 - per i produttori di energia elettrica, compresi gli intermediari, che utilizzano le tecnologie “inframarginali” (rinnovabili, nucleare, lignite). Sarà possibile fissare un tetto più elevato, ricorrere a misure che limitino ulteriormente i ricavi di mercato, differenziare tra tecnologie e applicare limiti ai ricavi di altri attori, inclusi gli operatori commerciali;

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˗contributo di solidarietà temporaneo sugli utili delle imprese attive nei settori del petrolio, del gas, del carbone e della raffinazione, che sarà pari al 33% degli utili nell’esercizio fiscale con inizio nel 2022 e/o nel 2023 che eccedono del 20% la media dal 2018;

˗facoltà per gli Stati membri di fissare temporaneamente tariffe elettriche ridotte per le PMI.

•Regolamento (UE) 2022/2576, che rafforza la solidarietà attraverso un migliore coordinamento degli acquisti di gas, parametri di riferimento dei prezzi affidabili e scambi transfrontalieri di gas;

•Regolamento (UE) 2022/2577, che istituisce un quadro per accelerare la diffusione delle energie rinnovabili;

•Regolamento (UE) 2022/2578, che istituisce un meccanismo di correzione del mercato per proteggere i cittadini e l'economia dell'Unione da prezzi eccessivamente elevati.

QUADRO NAZIONALE

CODICE DEI CONTRATTI PUBBLICI

Il 16 dicembre 2022 il Governo ha approvato, in esame preliminare, il decreto legislativo di riforma del Codice dei contratti pubblici, in attuazione dell’articolo 1 della legge 21 giugno 2022, n. 78.

Il "Codice Appalti” si applicherà a tutti i nuovi procedimenti a partire dal 1° aprile 2023. Dal 1° luglio 2023 è prevista l’abrogazione del Codice precedente (decreto legislativo 18 aprile 2016, n. 50) e l’applicazione delle nuove norme anche a tutti i procedimenti già in corso.

Di seguito alcune tra le principali innovazioni presenti in tale nuovo Codice:

•appalto integrato: per i lavori, si reintroduce la possibilità dell’appalto integrato senza i divieti previsti dal vecchio Codice appalti. Il contratto potrà quindi avere come oggetto la progettazione esecutiva e l’esecuzione dei lavori sulla base di un progetto di fattibilità tecnico-economica approvato. Sono esclusi gli appalti per opere di manutenzione ordinaria;

•procedure sotto la soglia europea: si adottano stabilmente le soglie previste per l’affidamento diretto e per le procedure negoziate nel cosiddetto decreto “semplificazioni COVID-19” (decreto-legge 16 luglio 2020, n. 76);

•General Contractor: si reintroduce la figura del “general contractor”, cancellata con il vecchio Codice appalti;

•partenariato pubblico-privato: si semplifica il quadro normativo, per rendere più agevole l’affidamento di progetti di Partenariato; vengono inoltre specificate le ipotesi di revisione del contratto di concessione. Rientrano tra tali fattispecie gli eventi sopravvenuti straordinari e imprevedibili, nonché il mutamento della normativa o della regolazione di riferimento (c.d. rischio regolatorio);

•settori speciali: si prevedono una maggiore flessibilità e una più marcata peculiarità per i cosiddetti “settori speciali”, in coerenza con la natura essenziale dei servizi pubblici gestiti dagli enti aggiudicatori (acqua, energia, trasporti, ecc.);

•subappalto: Si introduce il cosiddetto subappalto a cascata, adeguandolo alla normativa e alla giurisprudenza europea attraverso la previsione di criteri di valutazione discrezionale da parte della stazione appaltante, da esercitarsi caso per caso;

•concessioni: per i concessionari scelti senza gara, si stabilisce l’obbligo di appaltare a terzi una parte compresa tra il 50 e il 60 per cento dei lavori, dei servizi e delle forniture. L’obbligo non vale per i settori speciali (ferrovie, aeroporti, gas, luce, acqua);

•revisione dei prezzi: viene confermato l’obbligo di inserimento delle clausole di revisione prezzi al verificarsi di una variazione del costo superiore alla soglia del 5%, con il riconoscimento in favore dell’impresa dell’80% del maggior costo;

•governance, contenzioso e giurisdizione: è previsto il riordino delle competenze dell’ANAC, in attuazione del criterio contenuto nella legge delega, con un rafforzamento delle funzioni di vigilanza e sanzionatorie. Si superano infine le linee guida adottate dall’Autorità, attraverso l’integrazione nel Codice della disciplina di attuazione.

Gruppo Iren 75

GAS

Reti gas

Legge n. 118/2022 - Legge annuale per il mercato e la concorrenza 2021 e Delibera 714/2022/R/gas sull’aggiornamento delle disposizioni in materia di determinazione del valore di rimborso delle reti di distribuzione del gas naturale

La Legge n. 118/2022 è intervenuta sul tema delle gare per l’affidamento del servizio di distribuzione del gas naturale. In particolare, è stata introdotta la possibilità per gli enti locali di cedere le proprie reti e i propri impianti al VIR (valore di ricostruzione a nuovo). L’Autorità riconosce in tariffa al gestore aggiudicatario della gara l’ammortamento della differenza tra il valore di rimborso e il valore delle immobilizzazioni nette (non la relativa remunerazione del capitale investito).

Inoltre, è stata introdotta la possibilità per il gestore aggiudicatario di versare agli enti locali l’importo dei TEE previsto a bando invece che offrire progetti di efficientamento.

Inoltre, sono state accelerate le tempistiche dell’iter di pubblicazione dei bandi, recepite da ARERA con Delibera 714/2022/R/gas, avente ad oggetto “Aggiornamento delle disposizioni in materia di determinazione del valore di rimborso delle reti di distribuzione del gas naturale in attuazione della legge annuale per il mercato e la concorrenza”. Infine, è stato previsto un aggiornamento dei criteri di valutazione di gara al fine di valorizzare gli interventi di innovazione tecnologica.

Delibera 148/2022/R/gas e s.m.i. - Misure contro il caro energia - Componente UG2c

Nel corso del 2022, nell’ambito degli interventi urgenti e straordinari a favore dei consumatori in relazione all'eccezionale situazione di tensione nel funzionamento dei mercati del gas, e in particolare con Delibera 148/2022/R/gas, è stata introdotta una componente UG2c di segno negativo per gli scaglioni di consumo fino a 5.000 smc/annui, confermata anche per il primo trimestre 2023. L’introduzione di tale componente negativa, combinata con le misure afferenti al bonus sociale, ha comportato importanti impatti finanziari negativi per gli operatori della distribuzione. L’Autorità è pertanto intervenuta con successivi provvedimenti riducendo i tempi di liquidazione da parte della CSEA ai distributori in caso di fatturazione di importi negativi, e allineando le tempistiche di liquidazione dai distributori ai venditori a quelle di pagamento da parte dei venditori ai distributori.

Delibera 737/2022/R/gas - Aggiornamento infra-periodo della RTDG per il triennio 2023-2025 e modifiche al Codice di rete tipo per il servizio di distribuzione gas

A valle del documento di consultazione 571/2022/R/gas, l’Autorità ha approvato con delibera 737/2022/R/gas l’aggiornamento della Regolazione delle tariffe dei servizi di distribuzione e misura del gas (RTDG) per il triennio 2023-2025. Rispetto al periodo 2020-2022, per l’aggiornamento dei costi operativi è stato introdotto un meccanismo trigger in caso di riduzione dei punti di riconsegna di una singola località superiore al 2%. In relazione agli smart meter gas sono stati aggiornati i costi standard per gli investimenti che si effettueranno dal 2023 e sono state definite le modalità di riconoscimento del valore residuo degli smart meter installati nella prima fase del roll-out e dismessi anticipatamente. E’ stato altresì aggiornato il meccanismo di copertura dei costi dei sistemi centrali di misura.

Delibera 512/2021/R/gas e delibera 600/2022/R/gas - Riassetto dell’attività di misura del gas nei punti di entrata e uscita della rete di trasporto e approvazione del Codice di Rete di Snam Rete Gas

L’Autorità ha approvato la “Regolazione del servizio di misura sulla rete di trasporto del gas naturale (RMTG)”. Al responsabile dell’attività di metering, ossia il titolare dell’impianto di misura, sono applicati requisiti minimi ed ottimali di carattere impiantistico, prestazionale e manutentivo, che rilevano in caso di mancato rispetto degli standard di qualità del servizio. A tali standard è associato un sistema di corrispettivi economici coerenti con i costi per il sistema di trasporto generati dagli errori di misura che saranno applicati a partire dal 2024. Il provvedimento è stato recepito nell’aggiornamento del Codice di Rete di Snam Rete Gas.

Delibera 269/2022/R/gas - Revisione della regolazione del servizio di misura con adeguamento della fatturazione ai clienti finali nel settore del gas naturale

L’Autorità ha introdotto importanti novità nella regolazione del servizio di misura del settore gas. In particolare, per gli smart meter di classe G4/G6 è prevista la rilevazione delle letture con cadenza mensile. Inoltre, sono confermati nuovi indennizzi, sia nei confronti dei clienti finali (consumo annuo fino a 5.000 smc) in caso di ripetuta indisponibilità delle letture di fine mese, sia nei confronti delle società di vendita (misuratori di classe maggiore o uguale a G10), in relazione alla performance di misura in termini di qualità dei dati e rispetto delle tempistiche. Per quanto concerne gli indennizzi ai clienti finali, l’Autorità ha previsto un meccanismo di

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riconoscimento parziale dei costi al distributore per indennizzi di mancata lettura fino ad un determinato livello di insuccesso fisiologico. Il provvedimento entra in vigore il 1° aprile 2023.

Delibera 386/2022/R/gas – Responsabilizzazione delle imprese distributrici sul delta IN-OUT

A valle del documento di consultazione 357/2021/R/gas, l’Autorità ha pubblicato la delibera 386/2022/R/gas che conferma l’introduzione di un meccanismo semplificato di responsabilizzazione delle imprese distributrici in relazione al delta IN-OUT, ossia alla differenza tra i volumi immessi ai city gate e quelli prelevati dai clienti finali ai punti di riconsegna della rete di distribuzione. Il meccanismo prevede la classificazione dei city gate in insiemi omogenei e il calcolo di una penalizzazione economica per il distributore in proporzione alla differenza tra il valore di deltaIO misurato per un dato city gate e la relativa soglia di riferimento, oltre la quale il valore di deltaIO si ritiene inefficiente, al netto degli effetti legati a fenomeni eccezionali. Il meccanismo troverà applicazione a partire dal 2023, in relazione ai dati del triennio 2020-2022.

Delibera 404/2022/R/gas – Progetti pilota di ottimizzazione della gestione e utilizzi delle infrastrutture del settore del gas naturale

A valle del Documento di consultazione 250/2021/R/gas, il regolatore ha approvato la Delibera 404/2022/R/gas con la quale vuole promuovere azioni per l’ottimizzazione delle reti di distribuzione e trasporto del gas naturale. Gli operatori potranno presentare istanza di partecipazione entro il 15 aprile 2023 e i progetti saranno valutati dall’Autorità secondo due macro-ambiti: la dimensione prospettica della performance energetica, ambientale ed economica e la dimensione sperimentale del progetto. La copertura dei costi, totale o parziale, avverrà mediante riconoscimenti tariffari ed extra-tariffari. L’Autorità ha introdotto un tetto massimo di contributo extra-tariffario complessivo pari a 35 milioni di euro. La durata delle sperimentazioni sarà di massimo tre anni e il Titolare del progetto dovrà presentare all’Autorità opportune relazioni di monitoraggio delle attività.

ENERGIA ELETTRICA

Mercato

Decreto MITE 164/2022 e Decreto dir. MASE 16 gennaio 2023 - Istituzione elenco venditori di energia elettrica

Mediante due decreti distinti il Ministero dell’Ambiente e della Sovranità Energetica (ex Ministero della Transizione Energetica) ha disciplinato le modalità di iscrizione delle imprese che esercitano l’attività di vendita dell’energia elettrica all’interno dell’Elenco di cui alla legge 124/2017. Nel confermare la sussistenza dei requisiti imprescindibili già a suo tempo identificati dall’Autorità (requisiti tecnici, di onorabilità, di solidità finanziaria) è stato identificato nella data del 16 aprile 2023 il termine ultimo per adempiere alle procedure di iscrizione all’Elenco, pena l’impossibilità di continuare ad esercitare l’attività di vendita di energia elettrica.

Delibera 586/2022/R/eel – Aggiornamento sulle disposizioni per l’erogazione del servizio a tutele graduali per le microimprese del settore dell’energia elettrica, di cui alla legge 4 agosto 2017, n. 124 (legge annuale per il mercato e la concorrenza)

A seguito di problemi di carattere informatico che hanno interessato i sistemi del GSE, l’Autorità ha rivisto le tempistiche stabilite dalla Delibere 208/2022/R/eel per il trasferimento agli esercenti il Servizio a tutele graduali per le microimprese di tutte le informazioni propedeutiche all’esercizio dell’attività, nonché la data di avvio del Servizio stesso, ora posticipata al 1° aprile 2023.

Analogo posticipo è stato disposto anche per le procedure di assegnazione, che hanno avuto luogo nella quarta settimana di novembre (anziché nel mese di settembre, come originariamente previsto). L’esito della gara ha visto assegnatari del Servizio le società A2A, ACEA, AGSM AIM, ESTRA Energie, Illumia, HERA e Sorgenia.

DL 4/2022, DL 17/2022, Legge 51/2022 e Decreti “Aiuti” DL 50/2022, 115/2022 e 144/2022 - Misure a contrasto del caro energia, per le imprese “non energivore” e “non gasivore”

In considerazione del complesso scenario di mercato, il governo ha varato una serie di provvedimenti finalizzati a contenere gli aumenti del costo dell’energia elettrica e del gas naturale, andando così ad ampliare la sfera di interventi a sostegno dei clienti finali già avviati nel corso del 2021 (DL 130/2021).

In particolare, il DL 4/2022 (DL Sostegni ter) ha previsto, con vigenza dal 1° gennaio 2022, l’annullamento degli oneri di sistema per il primo trimestre 2022 per le utenze con potenza disponibile pari o superiore a 16,5 kW, anche connesse in media e alta/altissima tensione o per usi di illuminazione pubblica o di ricarica di veicoli elettrici in luoghi accessibili al pubblico. Detta iniziativa è stata prorogata dal DL 17/2022 (DL Energia) il quale ha

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anche disciplinato, fra l’altro, relativamente al settore gas, la riduzione dell’IVA al 5% per i consumi relativi agli usi civili e industriali e l’azzeramento della quota relativa agli oneri generali di sistema.

Secondariamente, sono state previste misure a rafforzamento delle tutele dei clienti finali domestici in stato di disagio fisico e/o economico mediante l’innalzamento (a 12.000 euro) del tetto massimo ISEE per la percezione del c.d. “Bonus sociale”.

Sempre nell’ambito delle misure a contrasto del caro energia, la Legge 51/2022 del 20 maggio (di conversione del DL 21 del 21 marzo 2022, recante misure urgenti per contrastare gli effetti economici e umanitari della crisi ucraina) prevede fra l’altro un credito d’imposta, del 12% e del 20% rispettivamente per le imprese c.d. “non-energivore” e “non-gasivore”, volto a compensare i maggiori oneri sostenuti per l’energia elettrica e il gas acquistati e impiegati nell’attività economica durante i mesi di aprile, maggio e giugno 2022. Il DL 50/2022 (c.d. decreto “Aiuti”) ha inoltre previsto l’incremento di tali percentuali rispettivamente al 15% e 25%.

Successivamente, ai sensi dell’art. 6, co. 4, DL n. 115/2022, il c.d. decreto “Aiuti bis”, convertito dalla Legge 142 del 21 settembre 2022, dette misure sono state applicate anche ai crediti maturati nel terzo trimestre 2022.

Infine, il DL 144/2022, il c.d. Decreto “Aiuti ter” ha ulteriormente incrementato il credito per il quarto trimestre 2022, portandolo al 30% (consumo energia elettrica) per le imprese non energivore e al 40% per quelle non gasivore (consumo gas).

Per il Gruppo gli effetti di tale misura sono stimati pari a 41,0 milioni di euro per l’esercizio 2022.

Legge 197/2022 (Legge di Bilancio 2023) - Misure a contrasto del caro energia e proroga del fine tutela gas

Stante il perdurare delle tensioni internazionali legate agli sviluppi della guerra in Ucraina, il governo ha disposto la proroga di una serie di misure precedentemente introdotte al fine di contrastare gli effetti del caro energia:

•lato domanda non domestica è stato rafforzato lo strumento del credito d’imposta, previsto per il primo trimestre 2023, per tutte le categorie interessate. In particolare, le nuove aliquote prevedono un contributo pari al 35% per le imprese “non energivore” e al 45% per le imprese “non gasivore”. Per le imprese a forte consumo di energia e di gas l’aliquota si attesta al 45%;

•gli interventi dal lato dei consumatori domestici, attraverso l’ampiamento della platea destinataria dei bonus sociali (vengono ammessi per tutto il primo trimestre 2023 i nuclei familiari fino 15.000 euro);

•sul fronte dei contributi di carattere fiscale e para-fiscale vengono infine confermati anche per il primo trimestre 2023:

˗l'azzeramento delle aliquote degli oneri generali di sistema per il settore elettrico (sia per le utenze domestiche che per le utenze non domestiche in bassa tensione, per altri usi, con potenza disponibile fino a 16,5 kW);

˗l’applicazione dell’IVA al 5% per i prelievi di gas nel primo trimestre del 2023 (estesa anche alle somministrazioni di energia termica prodotta con impianti alimentati a gas nell'ambito di un Contratto servizio energia).

In ultimo, il provvedimento legislativo interviene prorogando la fine della tutela gas allineandone il termine con quello previsto per la maggior tutela delle utenze domestiche (1° gennaio 2024).

Decreto Legge 115/2022 (DL aiuti bis) - Variazioni unilaterali

L’articolo 3 del Decreto Legge 115/2022 ha previsto la sospensione fino al 30 aprile 2023 dell'efficacia di ogni clausola contrattuale che consenta all'impresa fornitrice di energia elettrica e gas naturale di modificare unilateralmente le condizioni generali di contratto relative alla definizione del prezzo.

Tale impostazione è stata interpretata dall’Autorità Garante della Concorrenza e il Mercato nella sua forma più restrittiva, estendendo la sospensione anche a quelle clausole che prevedevano la possibilità per le imprese di vendita di aggiornare i prezzi di fornitura all’approssimarsi della scadenza indicata sulle condizioni economiche (tale divieto è stato fatto valere con appositi provvedimenti sospensivi disposti dalla stessa AGCM).

I successivi ricorsi alla giustizia amministrativa hanno permesso di distinguere la fattispecie relativa agli aggiornamenti di prezzo rispetto ad altri interventi di modifica operati sulla base del più generico principio dello ius variandi; in tal senso, a seguito della sentenza del Consiglio di Stato del 23 dicembre 2022 è stata revocata la sospensiva imposta dell’AGCM rispetto alla fattispecie dei rinnovi.

Produzione

Capacity Market

A valle delle aste svoltesi fra la fine del 2019 e gli inizi del 2020, nel 2022 è divenuto operativo il c.d. “Capacity Market” che prevede, da un lato, un premio alla capacità degli impianti di generazione determinato in modo

78 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

competitivo, fornendo una redditività minima per permettere la realizzazione degli investimenti necessari a raggiungere il phase out degli impianti a carbone in un contesto di sicurezza energetica complessiva e, dall’altro, l’obbligo per gli operatori di rendere disponibile la capacità assegnata per soddisfare la richiesta di energia elettrica. Per gli impianti di generazione del Gruppo i corrispettivi di capacità sono distribuiti fra il 2022 e il 2023, ad esclusione della “nuova capacità autorizzata” (il repowering della centrale di Turbigo) per la quale è previsto un periodo di 15 anni a partire dal 2022.

Decreto Legge 27 gennaio 2022, n. 4/2022 (DL Sostegni Ter) – Titolo III “Misure urgenti per il contenimento dei costi dell’energia elettrica” – meccanismo di compensazione “a due vie”

Il DL prevede al Titolo III “Misure urgenti per il contenimento dei costi dell’energia elettrica” attraverso diversi interventi.

In particolare, introduce un tetto al prezzo di cessione dell’elettricità prodotta da impianti rinnovabili incentivati con meccanismi non agganciati all’andamento del mercato. In particolare prevede l’applicazione, a partire dal 1° febbraio 2022 e fino al 31 dicembre 2022, di un meccanismo di compensazione a due vie sul prezzo dell’energia, con riferimento all’energia elettrica immessa in rete da impianti fotovoltaici di potenza superiore a 20 kW che beneficiano di premi fissi derivanti dal meccanismo del Conto Energia, non dipendenti dai prezzi di mercato, nonché sull’energia elettrica immessa da impianti di potenza superiore a 20 kW alimentati da fonte solare, idroelettrica, geotermoelettrica ed eolica che non accedono a meccanismi di incentivazione.

Il Decreto Legge 9 agosto 2022, n. 115/2022 (“DL Aiuti bis”) ha poi prorogato al 30 giugno 2023 l’applicazione del DL Sostegni ter, con la possibilità di far valere per il 2023 i contratti di copertura stipulati prima della data di entrata in vigore del decreto (5 agosto 2022) e ha precisato che i contratti intercompany che non presentano controparti terze esterne al gruppo di imprese non possono essere considerate ai fini dell’applicazione del meccanismo di compensazione.

In merito, il GSE è deputato a calcolare la differenza tra un prezzo di riferimento pari alla media dei prezzi zonali orari registrati dalla data di entrata in esercizio dell’impianto fino al 31 dicembre 2020 e il prezzo zonale orario di mercato dell'energia elettrica. Qualora la differenza sia positiva, il Gestore eroga il relativo importo al produttore. Se negativa, il GSE conguaglia o provvede a richiedere al produttore gli importi corrispondenti. Le disposizioni non si applicano all’energia oggetto di contratti conclusi prima della data di entrata in vigore del decreto, a condizione che non siano collegati all’andamento dei prezzi dei mercati spot dell’energia e che, comunque, non siano stipulati a un prezzo medio superiore del 10 per cento rispetto al valore medio precedentemente citato.

Tale normativa non ha avuto un effetto economico rilevante per il Gruppo.

Delibera 266/2022/R/eel, di attuazione dell’articolo 15-bis del DL Sostegni-ter in merito al meccanismo di compensazione a due vie sul prezzo dell’energia immessa da impianti di produzione alimentati da fonti rinnovabili

In esito al processo di consultazione avviato con il DCO 133/2022, l’ARERA con la Delibera 266/2022 ha:

•escluso dal perimetro di applicazione del meccanismo di compensazione a due vie gli impianti idroelettrici oggetto di rifacimento (parziale/totale) post 1° gennaio 2010;

•scomputato gli ammontari relativi a cessione energia gratuita a Enti Locali (equiparabile a cessione a prezzo nullo);

•definito il settlement del meccanismo di compensazione a due vie (associazione produzione FER/contratti):

˗ammettendo tutti i contratti di copertura, compresi i finanziari;

˗associando i volumi ai contratti mensili, salvo conguaglio annuale;

˗stabilendo il settlement del prezzo dei contratti (se non determinato ex ante), fatturato anch'esso mensilmente salvo conguaglio.

A dicembre 2022 il TAR Lombardia ha accolto i ricorsi presentati dagli operatori disponendo la sospensione cautelare per i pagamenti verso il GSE, e ha rimandato a successivo provvedimento la pubblicazione delle motivazioni. A gennaio 2023 Il Consiglio di Stato ha comunque sospeso la misura cautelare del TAR Lombardia.

Nelle more ti tale giudizio di appello, la Delibera 266/2022 risulta nuovamente esecutiva, e il GSE potrebbe riavviare le richieste pagamento.

Decreto Legge “Tagliaprezzi” (DL 21/2022) e Decreto Legge “Aiuti” (DL 50/2022): Contributo straordinario contro il caro bollette

Il combinato disposto dell’Art. 37 del DL 21/2022 (il c.d. DL “Tagliaprezzi”, Convertito in legge, in vigore dal 21 maggio 2022) come modificato da art. 55 DL 50/2022 prevede l’erogazione di un c.d. “Contributo di Solidarietà”,

Gruppo Iren 79

ossia un contributo straordinario sui cosiddetti extra-profitti delle aziende energetiche, pari al 25% dell’incremento (se maggiore del 10% e maggiore di 5 milioni di euro) della differenza fra operazioni attive e passive del periodo 1° ottobre 2021 – 30 aprile 2022 rispetto a quelle del periodo 1° ottobre 2020 – 30 aprile 2021.

Il contributo è dovuto dai soggetti che esercitano, per la successiva vendita dei beni, l'attività di produzione di energia elettrica, l'attività di produzione di gas metano o di estrazione di gas naturale, dai rivenditori di energia elettrica di gas metano e di gas naturale e dagli esercenti l'attività di produzione, distribuzione e commercio di prodotti petroliferi. Il contributo è dovuto, altresì, dai soggetti che, per la successiva rivendita, importano a titolo definitivo energia elettrica, gas naturale o gas metano, prodotti petroliferi o che introducono nel territorio dello Stato detti beni provenienti da altri Stati dell'Unione europea.

Regolamento UE 6 ottobre 2022, relativo a un intervento di emergenza per far fronte ai prezzi elevati dell'energia

Il Regolamento in oggetto riguarda misure quali la riduzione della domanda di energia elettrica a livello nazionale, un tetto sui ricavi di mercato a livello dell'Unione (per finanziare misure a sostegno dei clienti finali), un contributo di solidarietà (temporaneo) per le imprese e le stabili organizzazioni dell'Unione che svolgono attività nei settori del petrolio greggio, del gas naturale, del carbone e della raffinazione, al fine di attenuare gli effetti dei prezzi dell’energia sulle autorità pubbliche e i clienti finali.

In particolare:

•viene previsto un cap a 180 €/MWh (sino al 30 giugno 2023) sui ricavi effettivi per tutte le fonti inframarginali (produttori che utilizzano fonti più economiche del gas, come energie rinnovabili, nucleare e carbone) non già incluse nel DL Sostegni ter (cap a 58 €/MWh) e sui WTE;

•viene istituito un “Contributo di Solidarietà temporaneo” applicato sugli utili imponibili nell'esercizio fiscale 2022/2023 (che eccedono un aumento del 20% degli utili imponibili medi nei quattro esercizi fiscali a partire dal 1° gennaio 2018).

In merito ai provvedimenti, di cui ai due paragrafi precedenti, la Legge Bilancio 2023 modifica:

•il “Contributo di Solidarietà temporaneo” (ex Regolamento UE 6 ottobre 2022)

˗estendendone l’applicazione ai soggetti produttori e venditori di energia elettrica;

˗introducendo il criterio di prevalenza: il contributo è dovuto se almeno il 75% del volume d’affari 2022 deriva da attività energetiche infraperimetro;

˗modificando le percentuali applicabili alla sua determinazione: il contributo è dovuto in misura pari al 50% dell’incremento del reddito fiscale 2022 che eccede per almeno il 10% quello medio conseguito nei quattro anni precedenti.

•il “Contributo di solidarietà” ex DL “Tagliaprezzi” art. 37

˗introducendo il criterio di prevalenza: il contributo è dovuto se almeno il 75% del volume d’affari 2021 deriva da attività energetiche infraperimetro;

˗escludendo le operazioni straordinarie che intervengono tra soggetti passivi al contributo dalla rilevanza ai fini del calcolo, e introducendo il criterio di irrilevanza delle operazioni extraterritoriali: infatti, vengono escluse le cessioni territorialmente non rilevanti ai fini IVA se e nella misura in cui gli acquisti ad esse afferenti siano a loro volta territorialmente non rilevanti ai fini dell’IVA.

80 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

Concessioni idroelettriche

Concessioni di grande derivazione ad uso idroelettrico

Con riferimento alla L.R. Regione Piemonte n. 26/2020 “Assegnazione delle grandi derivazioni ad uso idroelettrico”, emanata in dichiarata attuazione del nuovo art. 12 D.lgs. n. 79/1999, così come modificato dall’art. 11 quater del DL n. 135/2018 convertito in Legge n. 12/2019, che ha introdotto la disciplina del canone annuale per le concessioni di Grande Derivazione a scopo idroelettrico applicabile dal 2021, è tuttora pendente il ricorso da parte del Governo davanti alla Corte Costituzionale.

Sono stati pubblicati i Regolamenti Regionali del 18 dicembre 2020 n. 5/R (disciplina dei canoni) e n. 6/R (obbligo di fornitura di energia a titolo gratuito dagli impianti di grande derivazione idroelettrica), emanati in attuazione dell’art. 21 della LR 26/2020.

La Delibera Giunta n. 12-4729/2022, inoltre, approva lo schema di convenzione quadro Regione Piemonte - Società Committenza Regione Piemonte per supporto attuazione Legge 26/2020.

Il 22 giugno 2022, n. 212 è stato pubblicato dalla Regione Piemonte il DDL recante “Modifiche alla legge regionale 29 ottobre 2020, n. 26 (Assegnazione delle grandi derivazioni ad uso idroelettrico), che, in particolare, risolve il contenzioso Stato-Regione relativo ai processi di indizione delle gare sulle concessioni di grande derivazione ad uso idroelettrico e prevede la forma del Partenariato Pubblico-Privato fra le forme di affidamento delle concessioni.

È stata infine pubblicata il 15 dicembre 2022 la Determina Dirigenziale 21 novembre 2022, n. 665 della Regione Piemonte “Aggiornamento del canone demaniale per uso di acqua pubblica con riferimento all'anno 2023”.

Reti elettriche

Delibere 232/2022/R/eel, 281/2022/R/eel e 712/2022/R/eel – Energia reattiva immessa

Dopo le delibere 232/2022 e 281/2022 in tema di energia reattiva immessa da utenti/interconnessioni in BT ed MT (resa disponibile da luglio 2022 per le misure dei clienti finali BT oltre 16,5 kW e MT, e per l’avvio, da aprile 2023, dell’applicazione di corrispettivi in fascia F3), la recente delibera 712/2022 ha completato la regolazione dell’energia reattiva, in particolare per gli utenti e i distributori connessi in AT o AAT, prevedendo che:

•dal 1° aprile 2023 sia abbassata dal 50% al 33% la soglia di prelievi dell’energia reattiva rispetto all’attiva, per la quale anche tutti i punti di prelievo in AAT/AT e di interconnessione AAT/AT/MT/BT pagano corrispettivi nelle fasce F1 ed F2;

•dal 1° aprile 2023 i punti connessi in AAT/AT (sia di prelievo sia di interconnessione) paghino corrispettivi per l’energia immessa (nella sola fascia F3) e/o prelevata (nelle fasce F1 o F2) in funzione di un importo base, che risulta maggiorato nel caso si trovino in aree omogenee (ossia nelle quali la reattiva impatta maggiormente, creando problemi alle tensioni e all’esercizio della Rete di Trasporto Nazionale);

•per il solo 2023 i corrispettivi per reattiva immessa dai punti AAT/AT (di prelievo o interconnessione) siano annullati se le immissioni del singolo punto di prelievo avvengono in meno del 10% dei quarti d’ora in fascia F3 di aprile-dicembre 2023 o se il DSO ha reso disponibile dispositivi di compensazione per almeno il 90% dei quarti d’ora in F3 di aprile-dicembre 2023;

•siano possibili deroghe temporanee da ARERA all’applicazione dei corrispettivi in caso di specificità locali, a valle di istanze di Terna.

Delibere 35/2022/R/eel, 141/2022/R/com, 295/2022/R/com, 462/2022/R/com e 735/2022/R/com – Caro energia - Modifiche alle tariffe applicate agli utenti

Come anticipato riguardo al settore Mercato, le delibere in oggetto hanno recepito l’annullamento degli oneri generali di sistema fino al 30 dicembre 2022 per tutte le tipologie di utenza. La recente delibera 735/2022/R/com ha parzialmente modificato le disposizioni per il trimestre gennaio-marzo 2023, prorogando l’intervento solo per i clienti domestici e clienti in bassa tensione altri usi fino a 16,5 kW.

Documento di consultazione 284/2022/R/eel – Piani di messa in servizio 2G

A valle di 2 consultazioni della primavera/estate 2022 (DCO 284/2022/R/eel e DCO 360/2022/R/eel), sono state emesse due delibere.

•la prima (delibera 601/2022/R/eel) ha introdotto modifiche transitorie alla regolazione degli smart metering 2G, in seguito agli effetti del Covid-19 e la carenza dei semiconduttori. In particolare, per i DSO con piani di messa in servizio dei 2G già avviati, ha sterilizzato l’effetto del rallentamento delle sostituzioni previste a piano per l’anno 2022 sulle penali e ha consentito, fino a metà 2023, più elasticità per la pubblicazione dei piani di dettaglio per la fase massiva e il rilassamento delle regole di messa in servizio dei misuratori per

Gruppo Iren 81

territorio significativamente rilevante. Parimenti, per i piccoli DSO si sono ridotti i termini di preavviso di avvio della fase massiva;

•sul tema, la seconda delibera (724/2022/R/eel) aggiorna le Direttive 2023-2025 per i DSO di maggiori dimensioni. Le principali novità rispetto alla generale conferma di molte regole già previste per il precedente triennio 2020-2022 sono: (i) il prolungamento a 4 anni del periodo di monitoraggio delle performance dei misuratori con slittamento conseguente delle eventuali penali; (ii) l’introduzione di un premio per alcuni anni, in caso di accelerazione della messa in servizio per effetto di contributi pubblici.

Delibere 295/2022/R/com, 462/2022/R/com e 735/2022/R/com – Bonus sociali integrativi

Viene confermato fino a marzo 2023 l’ulteriore componente compensativa integrativa introdotta dal 1° ottobre 2021.

In particolare, la recente delibera 735/2022 di aggiornamento tariffario per il periodo gennaio-marzo 2023, in recepimento della Legge di Bilancio, adotta alcune modifiche regolatorie ampliandone e differenziandone l’applicazione in base al livello ISEE.

Delibera 119/2022/R/eel – Presentazione istanze DSO per Oneri di sistema e di rete dal 2022

La delibera approva il meccanismo unificato con cui i DSO possono presentare a CSEA istanze annuali per ricevere il reintegro dei crediti scaduti relativi a Oneri Generali di Sistema (OGS) e Oneri di Rete (OdR) nei confronti di Venditori. Nello specifico, sono introdotti incentivi nel caso di accordi transattivi raggiunti con i venditori, è prevista una franchigia del 10% per i crediti di OdR ed è prevista una decurtazione (pari a 0,00225*Vincolo ricavi del DSO) da applicare al reintegro degli OdR biennali.

Delibera 117/2022/R/eel – Perequazione delta perdite 2022-2023

La delibera 117/2022 dispone la necessità di proseguire il percorso di efficientamento delle perdite commerciali standard della perequazione delta perdite 2022-2023. Rispetto al DCO, viene però introdotto un tetto al valore unitario dell’energia elettrica per valorizzare il delta perdite (pari alla media aritmetica dei Prezzi di mercato applicati dall’Acquirente Unico medi degli anni 2016-2021), sia per il 2022 sia per il 2023.

DM 6 e 7 aprile 2022 su interventi Smart Grid e Resilienza

E’ stato pubblicato il provvedimento ministeriale per promuovere interventi per migliorare la resilienza della rete elettrica di distribuzione a eventi meteorologici estremi, da finanziare nell’ambito del PNRR.

La dotazione complessiva per i distributori è pari a 350 milioni di euro, di cui almeno 140 milioni, pari al 40% del totale, riservato alle regioni del Mezzogiorno. Per la realizzazione degli interventi è stabilito un costo unitario massimo pari a euro 125.000,00/Km di rete beneficiata.

Per quanto riguarda le Smart Grid, le risorse stanziate dal decreto sono 3,6 miliardi di euro, di cui oltre 1,6 miliardi (45% del totale) riservati a interventi nelle regioni del Mezzogiorno. I fondi sono destinati per un miliardo di euro all’incremento di Hosting Capacity e per circa 2,6 miliardi di euro all’elettrificazione dei consumi. Nel primo caso l’obiettivo è rafforzare la capacità di ospitare e integrare ulteriore generazione distribuita da fonti rinnovabili per 4.000 MW attraverso interventi Smart Grid (rafforzamento infrastrutturale e digitalizzazione), con costo massimo di 250.000 €/MW. Nel secondo caso l’obiettivo è aumentare la potenza disposizione di almeno 1.500.000 abitanti per favorire l’elettrificazione dei consumi energetici.

A fine giugno il MITE ha pubblicato i bandi, contenenti i criteri che gli operatori dovranno seguire per presentare proposte per accedere ai finanziamenti fino al 3 ottobre 2022.

E’ stato infine pubblicato sul sito del MASE il Decreto Direttoriale della Direzione Generale Incentivi Energia n. 414 del 16 dicembre 2022, di approvazione della graduatoria delle proposte di intervento presentate, finalizzate a migliorare la resilienza della rete elettrica di distribuzione.

82 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

EFFICIENZA ENERGETICA

Superbonus ed altri bonus edilizi

Decreto Legge n. 77/2020 (c.d. “Rilancio”) e Leggi di Bilancio

Il DL ha previsto l’incremento della detrazione al 110% per le spese sostenute dal 1° luglio 2020 al 31 dicembre 2021 a fronte di specifici interventi (efficienza energetica, rischio sismico, installazione impianti fotovoltaici, installazione infrastrutture di ricarica per veicoli elettrici), con fruizione della detrazione in 5 rate annuali di pari importo o opzione per la trasformazione in credito d’imposta o sconto per l’importo corrispondente alla detrazione.

La legge di Bilancio 2022 aveva previsto le seguenti disposizioni:

•Superbonus del 110% prorogato anche per i lavori trainati, con estensione al Terzo Settore, a fine 2023 (riduzione a 70% nel 2024 e a 65% nel 2025) per lavori dei condomìni su parti comuni condominiali e dei condòmini sugli appartamenti. Per unità unifamiliari proroga superbonus 110% al 31 dicembre 2022, condizionata ad effettuazione lavori per almeno 30% del totale entro il 30 giugno 2022 (in base a SAL);

•installazione impianti fotovoltaici: proroga detrazione al 110% al 30 giugno 2022;

•aggiornamento del riferimento per i fattori di conversione in energia primaria da applicarsi per gli Attestati di Prestazione Energetica allegati all’asseverazione necessaria per fruire del Superbonus;

•detraibilità spese per rilascio visto di conformità e attestazioni/asseverazioni. Le detrazioni non si applicano a interventi (i) di edilizia libera e (ii) di importo < 10 k€, su singole unità o su parti comuni, esclusi interventi su facciate edifici zona A o B;

•Ecobonus (efficienza energetica e ristrutturazione edilizia): proroga detrazioni al 31 dicembre 2024;

•Bonus facciate: rimodulazione da 90% a 60% su intero 2022;

•proroga opzione per cessione credito o sconto in fattura al 2025 per Superbonus, al 2024 per interventi edilizi “ordinari” (Ecobonus, Sismabonus, ristrutturazioni, bonus facciate, installazione di colonnine e pannelli fotovoltaici);

•abrogazione DL n. 157/2021 (Antifrodi) con recepimento del testo, incluso riferimento, pro asseverazione congruità spese, ai valori massimi (DM MiTE approvato il 14 febbraio 2022).

La Legge di Bilancio 2023 pubblicata in GU n. 303 del 29 dicembre 2022:

•diminuisce la detrazione prevista dal superbonus portandola al 90 per cento per le spese sostenute nell'anno 2023, indicando conseguentemente nel termine del 31 dicembre 2022 (rispetto al previgente termine del 31 dicembre 2023 per le categorie previste) il limite per avvalersi dell’agevolazione nella misura del 110 per cento;

•conferma l’applicazione della detrazione fiscale nella misura del 110 per cento anche nel 2023 per alcuni specifici interventi in presenza di determinati requisiti temporali:

˗agli interventi diversi da quelli effettuati dai condomini per i quali, alla data del 25 novembre, risulta effettuata, la comunicazione di inizio lavori asseverata (CILA);

˗agli interventi effettuati dai condomini per i quali la delibera assembleare che ha approvato l’esecuzione dei lavori risulta adottata in data antecedente al 18 novembre 2022 e a condizione che per tali interventi, alla data del 31 dicembre 2022, risulti effettuata la CILA;

˗agli interventi effettuati dai condomini per i quali la delibera assembleare che ha approvato l’esecuzione dei lavori risulta adottata in una data compresa il 18 novembre 2022 e il 24 novembre 2022, a condizione che per tali interventi, alla data dei 25 novembre 2022, risulti effettuata la CILA;

˗agli interventi comportanti la demolizione e la ricostruzione degli edifici per i quali alla data del 31 dicembre 2022 risulta presentata l’istanza per l’acquisizione del titolo abilitativo.

•Stabilisce che per le spese sostenute dopo il 2023, l’aliquota agevolativa si ridurrà al 70% nel 2024 e al 65% nel 2025.

Il DL “Sostegni ter” (DL 4/2022) ha inoltre previsto le seguenti disposizioni:

•vengono consentite, dopo l’opzione per il contributo come sconto in fattura o cessione del credito, due ulteriori cessioni piene (non parziali), solo per istituti di credito, intermediari finanziari abilitati, società di gruppi bancari “vigilati” e imprese di assicurazioni autorizzate in Italia;

•il riconoscimento dei benefici fiscali relativi ai bonus edilizi viene subordinato all’indicazione, nell’atto di affidamento dei lavori, che i datori di lavoro applicano contratti collettivi del settore edile, nazionali e territoriali.

Gruppo Iren 83

Il DL 17/2022 (“Energia”) ha infine disposto che il credito fiscale sia cedibile una ulteriore volta, rispetto alle tre già previste, mentre il DL 50/2022 (“Aiuti”) ha prorogato, per le abitazioni unifamiliari, la scadenza per raggiungere il SAL del 30 per cento dal 30 giugno al 30 settembre, per godere dell’agevolazione sulle spese sostenute fino al 31 dicembre 2022.

TELERISCALDAMENTO

Delibera 478/2020/R/tlr – Regolazione della misura nel servizio di teleriscaldamento e teleraffrescamento per il periodo di regolazione 1° gennaio 2022 – 31 dicembre 2024

La deliberazione definisce la disciplina della qualità della misura nel servizio di teleriscaldamento, integrando la regolazione della qualità commerciale del servizio, per il periodo di regolazione 1° gennaio 2022 – 31 dicembre 2024.

Delibera 463/2021/R/tlr – Disposizioni in materia di contributi di allacciamento e modalità per l’esercizio del diritto di recesso per il secondo periodo di regolazione

Si tratta dell’aggiornamento del TUAR, il testo unico dei corrispettivi di allacciamento, per il periodo di regolamentazione 1° gennaio 2022 – 31 dicembre 2025.

Delibera 526/2021/R/tlr – Disposizioni in materia di qualità commerciale dei servizi di teleriscaldamento e teleraffrescamento per il secondo periodo di regolazione

Si tratta dell’aggiornamento della disciplina della qualità commerciale del teleriscaldamento (RQCT) per il periodo di regolamentazione 1° gennaio 2022 – 31 dicembre 2025.

Delibera 710/2022/R/tlr – Disposizioni in materia di requisiti minimi dei misuratori dei servizi di teleriscaldamento e teleraffrescamento

Il provvedimento definisce le prime disposizioni in materia di requisiti minimi dei misuratori e rinvia il completamento della disciplina a un successivo procedimento.

RIFIUTI

Delibera 15/2022/R/rif su regolazione della qualità contrattuale e tecnica del servizio di gestione dei rifiuti urbani

Il provvedimento, pubblicato il 28 gennaio 2022 a seguito di due momenti di consultazione (72/2021/R/rif e 422/2021/R/rif), prevede l’introduzione dal 1° gennaio 2023 di un set di obblighi di servizio di qualità contrattuale e tecnica, minimi ed omogenei per tutte le gestioni, affiancati da indicatori e relativi standard generali differenziati per quattro schemi regolatori (individuati dall’Ente territoriale competente entro il marzo 2022 in base al livello di partenza della gestione). Il posizionamento del gestore nella matrice degli schemi regolatori determinerà gli obblighi di qualità per tutta la durata del PEF 2022-2025, consentendone anche la relativa valorizzazione economica per l’eventuale adeguamento agli obblighi.

L'Ente può anche prevedere la definizione di standard migliorativi e/o ulteriori rispetto a quanto previsto dal Testo Unico per la regolazione della qualità nel settore dei rifiuti (TQRIF); inoltre la delibera 15/2022 integra alcune disposizioni in materia di trasparenza.

Delibera 363/2021/R/rif su Approvazione del Metodo Tariffario Rifiuti per il Secondo periodo regolatorio 2022-2025 (MTR-2)

Il provvedimento include l’avvio della regolazione tariffaria degli impianti di trattamento, per i quali è prevista una regolazione asimmetrica -per impianti di trattamento del Rifiuto Urbano Residuo e dell’organico- che distingue gli impianti tra “minimi” (essenziali alla chiusura del ciclo e quindi soggetti a regolazione delle tariffe) o “aggiuntivi” (a mercato, con sole regole sulla trasparenza).

In prima applicazione delle disposizioni, le Regioni hanno individuato gli impianti minimi regolati. Per il Gruppo Iren sono stati individuati i seguenti:

•Emilia: i WtE di Piacenza e Parma e l’impianto di trattamento organico di Gavassa;

•Piemonte: la discarica “ex AMA” di Mondovì, il WtE TRM e gli impianti di trattamento organico di Territorio e Risorse a Santhià e della collegata GAIA nell’astigiano;

•Liguria: gli impianti di Trattamento Meccanico Biologico di Scarpino e Boscalino e gli impianti di trattamento organico di Saliceti e Cairo Montenotte;

84 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

•Toscana: l’impianto TMB di TB e gli impianti di Futura (trattamento organico e TMB), oltre gli impianti della collegata Sienambiente (WtE, trattamento organico e TMB).

ARERA: Fasi di consultazione

•DCO 643/2022/R/Rif, inerente allo Schema tipo di contratto di servizio rifiuti: tra i principali aspetti si evidenziano i) l’esplicitazione dell’eterointegrazione nei contratti in essere, fatto salvo il rispetto delle condizioni dell’offerta di gara, ii) la previsione di aggiornamenti automatici del contratto di servizio nonché di procedure e modalità di avvicendamento tra operatori e misure volte a promuovere il mantenimento dell’equilibrio economico-finanziario;

•DCO 611/2022/R/rif, relativo ai Sistemi di perequazione nel settore dei rifiuti. Il provvedimento prevede regole uniformi, valide per l’intero territorio nazionale, per l’applicazione di componenti perequative ambientali volte i) a premiare la migliore opzione ambientale nell’ambito della definizione delle tariffe di accesso agli impianti di trattamento e ii) al contrasto della dispersione dei rifiuti in mare, nei laghi, nei fiumi e nelle lagune ed alla corretta gestione degli stessi; è previsto inoltre il raccordo con la regolazione tariffaria MTR-2 circa la tariffabilità dei costi derivanti da tali meccanismi.

Legge di Bilancio 2023 n. 197/2022

Il decreto contiene varie disposizioni, tra le quali la proroga al 1° gennaio 2024 delle disposizioni sul tributo per i manufatti in plastica con singolo impiego, denominato plastic tax.

Decreti Ministeriali sull’Economia Circolare (PNRR)

Tramite il DM 396/2021, sono stati stanziati 1.500 milioni di euro, di cui 60% destinati al Centro-Sud, in favore degli Enti di governo degli Ambiti Territoriali Ottimali e dei Comuni per il finanziamento dei seguenti possibili progetti:

•miglioramento e meccanizzazione rete RD rifiuti urbani (max. 1 milione/proposta);

•impianti di trattamento e riciclo RU provenienti da RD (max. 40 milioni/proposta);

adeguamento impianti esistenti e realizzazione nuovi impianti innovativi di trattamento/riciclaggio per smaltimento materiali assorbenti ad uso personale (PAD), fanghi depurazione, rifiuti pelletteria e tessili (max. 10 milioni/proposta).

Similmente, il DM 397/2021 ha previsto lo stanziamento di 600 milioni di euro, di cui 60% destinati al Centro-Sud, in favore delle imprese per il finanziamento dei seguenti possibili progetti:

•adeguamento impianti esistenti e realizzazione nuovi impianti per i) raccolta, logistica e riciclo dei RAEE (150 milioni, di cui 60 milioni al Nord); ii) raccolta, logistica e riciclo rifiuti carta e cartone (150 milioni, di cui 60 milioni al Nord);

•realizzazione di nuovi impianti per il riciclo dei rifiuti plastici (attraverso riciclo meccanico, chimico, "Plastic Hubs") con un contributo complessivo 150 milioni (di cui 60 milioni al Nord);

•infrastrutturazione raccolta delle frazioni di tessili pre e post consumo, ammodernamento impiantistica e realizzazione di nuovi impianti di riciclo delle frazioni tessili con un contributo di 150 milioni (di cui 60 milioni al Nord).

A seguito delle valutazioni da parte della Commissione Esaminatrice sono stati pubblicati dal MASE i decreti di concessione dei contributi contenenti le graduatorie degli impianti finanziabili; in particolare il Gruppo Iren figura tra i soggetti beneficiari per i seguenti impianti:

•impianti pubblici finanziati con conseguente riduzione RAB (Investimento 1.1):

˗linea B: impianto FORSU di Saliceti (SP) per 40 milioni di euro;

˗si è in attesa della graduatoria per la linea A e nessun finanziamento per la linea C.

•impianti privati finanziati (Investimento 1.2):

˗impianto per il recupero di pannelli fotovoltaici (Semia Green) per circa 900 migliaia di euro;

˗raddoppio della linea selezione plastiche e RAEE di Torino (AMIAT) per circa 860 migliaia di euro;

˗ampliamento della linea carta di Collegno (AMIAT) per circa 2,5 milioni di euro;

˗Il Pulper di Scarlino (Iren Ambiente) per circa 8,1 milioni di euro;

˗Ampliamento dell’impianto di S. Giorgio Nogaro (I.Blu) per circa 3 milioni di euro;

˗Impianto di recupero materie plastiche di Borgaro (AMIAT) per circa 2,5 milioni di euro.

Decreto MiTE 5 agosto 2022 – Incentivi per la produzione del biometano

Tale decreto prevede la proroga condizionata degli incentivi ex DM 2 marzo 2018 per gli impianti che entrano in

Gruppo Iren 85

esercizio entro il 31 dicembre 2023.

Decreto MiTE 15 settembre 2022 – Sviluppo del biometano

Il Decreto, in vigore del 27 ottobre 2022 prevede incentivi per la produzione di biometano prodotto da nuovi impianti (da rifiuti organici o agricoli) o riconvertiti (solo agricoli). In particolare, per gli impianti alimentati da rifiuti organici si prevedono:

•contributo in conto capitale pari al 40% sulle spese ammissibili dell'investimento sostenuto, nei limiti del costo massimo di investimento ammissibile;

•un incentivo sulla produzione netta, con tariffa che per gli impianti alimentati da rifiuti organici vale 62 €/MWh, con una riduzione del 2% a partire dal 2024 e avente durata 15 anni;

•contingenti di potenza annui messi a disposizione, in linea con gli impegni di spesa del PNRR, finalizzati a valorizzare il potenziale delle riconversioni degli impianti biogas esistenti e la nascita di nuove produzioni;

•l'accesso agli incentivi avverrà tramite aste pubbliche competitive al ribasso sulle tariffe incentivanti che si svolgeranno dalla fine del 2022 al 2024 (fino all'esaurimento delle relative disponibilità economiche del Piano).

Strategia Nazionale per l’Economia Circolare (SEC)

La strategia, approvata con DM 259 del 24 giugno 2022 è un documento programmatico, all’interno del quale sono individuate le azioni, gli obiettivi e le misure che si intendono perseguire nella definizione delle politiche istituzionali volte ad assicurare un’effettiva transizione verso un’economia di tipo circolare (costituisce una delle riforme strutturali del PNRR nonché strumento fondamentale per il raggiungimento degli obiettivi di neutralità climatica al 2035).

In particolare, la SEC intende definire gli strumenti amministrativi e fiscali per potenziare il mercato delle materie prime seconde, affinché siano competitive in termini di disponibilità, prestazioni e costi rispetto alle materie prime vergini.

Programma Nazionale Gestione Rifiuti (PNGR)

Il PNGR è uno strumento di pianificazione nazionale Introdotto dal D.Lgs. 116/2020 e rappresenta uno dei pilastri strategici e attuativi della Strategia Nazionale per l’Economia Circolare. A dicembre 2021 è stato presentato dal MiTE il Rapporto Preliminare Ambientale, nell’ambito della procedura di Valutazione Ambientale Strategica (VAS), e nel marzo del 2022 si è svolta la fase di consultazione pubblica; con il DM 257 del 24 giugno 2022 il PNGR è stato adottato ufficialmente, con valenza nel periodo temporale di 6 anni (2022-2028).

•il Programma fornisce i) indicazioni per la redazione dei Piani regionali (ad esempio l’analisi flussi e le analisi Life Cycle Assessment);

•prevede la possibilità di accordi di “macroarea” per il recupero energetico di Rifiuti Urbani Residui/scarti, rifiuti differenziati e speciali da trattamento e organico (per questi ultimi flussi solo se sostenuti da analisi LCA);

•individua 12 flussi strategici

Il PNGR rappresenta dunque uno strumento di indirizzo delle Regioni nella pianificazione della gestione dei rifiuti: entro 18 mesi tutte le Regioni dovranno aggiornare i propri Piani indicando, tra l’altro, anche target intermedi nel periodo 2023- 2028 per compliance con gli obiettivi ambientali europei del tasso di smaltimento in discarica al 2035.

Relativamente alla pianificazione a livello regionale si segnala per ciascuna regione di operatività del Gruppo lo stato di avanzamento:

•Regione Puglia: approvazione del Piano 2021-2025 il 14 dicembre 2021;

•Regione Emilia Romagna: approvazione definitiva del Piano (PRRB) 2022-2027;

•Regione Liguria: approvazione del Piano 2021-2026 dal Consiglio regionale;

•Regione Piemonte: Adozione del PRBAI 2022-2035 da parte della Giunta (si attende approvazione da parte del Consiglio regionale nei prossimi mesi);

•Regione Toscana: avviato l’iter di aggiornamento del Piano 2022-2026 (non ancora adottato).

86 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

SERVIZIO IDRICO

Delibera 229/2022/R/idr - Revisione dei criteri di riconoscimento dei costi di energia elettrica

A seguito dell’ordinanza del TAR Lombardia in accoglimento dell’istanza cautelare presentata da vari operatori del servizio, ARERA a fine marzo 2022 ha avviato procedimento volto alla revisione dei criteri di riconoscimento dei costi di energia elettrica per l’esercizio 2022 previsti dalla delibera ARERA 639/21. Nell’ambito di tale procedimento l’Autorità ha pubblicato documento di consultazione per chiedere ai soggetti interessati osservazioni e contributi circa le proposte da essa formulate.

La delibera di chiusura del procedimento ha previsto a) la possibilità che gli operatori presentino istanza per la copertura di costi di energia elettrica del 2021 in eccesso rispetto ai criteri standard previsti dall’Autorità (costo massimo riconosciuto pari al 110% del costo medio nazionale rilevato dall’Autorità), b) l’istituzione di una raccolta dati annuale circa i costi di energia elettrica, da effettuarsi nei primi mesi successivi dell’anno successivo a quello di riferimento, c) la possibilità, sotto stringenti condizioni, di richiedere finanziamento da parte di CSEA per reperire risorse per l’acquisto di energia elettrica (inizialmente il termine per la richiesta di tale finanziamento era fissato a giugno 2022, successivamente spostato con delibera 495/22 a novembre 2022). L’Autorità si è infine dichiarata disponibile ad ulteriori interventi qualora ne emergessero le necessità.

Delibera 98/2022/R/idr e 183/2022/R/idr - Determinazioni quantitative circa premi-penali RQTI 2018-2019

Con delibera 98/22 ARERA ha approvato la nota metodologica in esito alle risultanze istruttorie preliminari nell’ambito del procedimento per le valutazioni quantitative previste dal meccanismo incentivante della regolazione della qualità tecnica RQTI per il biennio 2018-2019, avviato con deliberazione dell’Autorità 46/20. Con la successiva delibera 183/22 sono stati approvati i relativi risultati finali derivanti dall’applicazione del suddetto meccanismo premiante.

Delibera 734/2022/R/idr - Risultanze istruttorie preliminari circa premi-penali RQSII 2020-2021

Con delibera 734/22 ARERA ha approvato la nota metodologica in esito alle risultanze istruttorie preliminari nell’ambito del procedimento per le valutazioni quantitative previste dal meccanismo incentivante della regolazione della qualità contrattuale RQSII per il biennio 2020-2021, avviato con deliberazione dell’Autorità 69/22. A valle della conclusione del procedimento verranno approvati, per ciascuna gestione, i relativi premi e le penali.

Sentenze del Consiglio di Stato circa oneri finanziari su conguagli idrici, metodo tariffario MTT e MTI

Nel corso del 2022 vi sono state varie sentenze del Consiglio di Stato concernenti la richiesta di riconoscimento degli oneri finanziari sui conguagli idrici, in luogo della mera inflazione, relativamente al metodo tariffario MTT (biennio 2012-2013) e al MTI (biennio 2014-2015). Talune sentenze (in particolare le sentenze n. 4142 e 7154) sono state favorevoli, mentre altre (tra cui le sentenze n. 5428, 5431 e 10726) hanno negato tale diritto. Tenuto conto che il riconoscimento degli oneri finanziari sui conguagli 2012 e 2013 è già stato deciso da parte dell’Autorità con la delibera 639/2021/R/idr, l’ARERA si è riservata di valutare gli effetti delle suddette sentenze, anche in sede di definizione del metodo tariffario idrico per il quarto periodo regolatorio (2024-2027), in ragione dei criteri di economicità ed efficacia che guidano l’azione amministrativa.

ALTRI TEMI TRASVERSALI

Incentivi

Delibera 292/2022/R/efr – Contributo ai distributori relativo al meccanismo dei TEE per l’anno d’obbligo 2021

La delibera ha definito il contributo tariffario unitario e il corrispettivo addizionale unitario per l’anno d’obbligo 2021, rispettivamente pari a 250 €/TEE e 3,44€/TEE.

Regolazione per obiettivi di spesa e servizio

Documento di consultazione 655/2022/R/com – Criteri di determinazione del costo riconosciuto secondo l'approccio ROSS-base. Orientamenti finali

Con tale Documento, l’Autorità ha rappresentato i propri orientamenti finali in relazione ai criteri di determinazione del costo riconosciuto nell’ambito del ROSS-base per i servizi infrastrutturali dei settori dell’energia elettrica e del gas, ossia l’approccio di Regolazione per Obiettivi di Spesa e di Servizio. L’applicazione del ROSS-base è prevista a partire dal 2024 per la distribuzione elettrica e dal 2026 per la distribuzione gas.

Gruppo Iren 87

I principali elementi proposti nel Documento di consultazione riguardano la ripartizione delle efficienze, l’applicazione di un tasso di capitalizzazione alla spesa complessiva e il trattamento dell’inflazione. In particolare, le efficienze conseguite si prevede saranno ripartite tra costi operativi ed i costi di capitale, e per la prima quota l’Autorità propone una sorta di menu regulation, lasciando la scelta di un modello più o meno incentivante direttamente all’operatore. Per quanto concerne il riconoscimento dei costi, la ripartizione della spesa totale in una quota ad incremento del capitale investito netto ed una di costi operativi avverrà mediante l’applicazione di un tasso di capitalizzazione definito dall’Autorità, utilizzando dati storici recenti degli operatori (ultimi 3 anni) e con aggiustamenti in base a valutazioni forward-looking. Infine, in merito all’inflazione l’Autorità propone l’introduzione anche di un meccanismo di conguaglio per l’inflazione effettiva.

88 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

CONCESSIONI E AFFIDAMENTI DEL GRUPPO IREN

PRODUZIONE IDROELETTRICA

Di seguito si riepilogano le concessioni di grande derivazione ad uso idroelettrico e le relative scadenze per gli impianti di Iren Energia.

Regione

Impianto

Potenza nominale media di concessione (MW)

Scadenza

Piemonte

Po Stura - San Mauro

5,58

31 dicembre 2010

Piemonte

Pont Ventoux – Susa

47,42

13 dicembre 2034

Piemonte

Agnel - Serrù – Villa

12,53

31 dicembre 2010

Piemonte

Bardonetto – Pont

8,92

31 dicembre 2010

Piemonte

Ceresole – Rosone

32,92

31 dicembre 2010

Piemonte

Telessio - Eugio – Rosone

26,10

31 dicembre 2010

Piemonte

Rosone – Bardonetto

9,71

31 dicembre 2010

Piemonte

Valsoera – Telessio

1,76

31 dicembre 2010

Campania

Tusciano

8,49

31 marzo 2029

Campania

Tanagro

12,84

31 marzo 2029

Campania

Bussento

17,06

31 marzo 2029

Campania

Calore

3,27

31 marzo 2029

DISTRIBUZIONE GAS NATURALE

Per quanto riguarda il servizio di distribuzione del gas naturale, operato dal Gruppo nell’area del Comune di Genova e comuni limitrofi e nelle province emiliane di Parma, Piacenza e Reggio Emilia (IRETI), nel Comune di Vercelli e in altri comuni di tale provincia (ASM Vercelli), si segnala che le concessioni sono attualmente in regime di prorogatio in attesa della indizione delle gare ad evidenza pubblica.

In merito ai territori di riferimento del Gruppo, si segnala che nel corso del 2021 sono state bandite le gare per l’affidamento del servizio nell’ATEM Genova 2 e nell’ATEM La Spezia.

Con riferimento alla gara per l’affidamento nell’ATEM Genova 2, a seguito dell’impugnazione da parte di Italgas Reti S.p.A. del Bando di gara, la stazione appaltante (Comune di Chiavari), con determina del 21 giugno 2022 n. 950, ha sospeso la procedura di gara in attesa di definizione del giudizio pendente.

Con riferimento alla gara per l’affidamento nell’ATEM La Spezia, con determina dirigenziale n. 5468 del 25 novembre 2022, la stazione appaltante ha aggiudicato la concessione in favore di Italgas Reti S.p.A..

IRETI S.p.A. ha, quindi, presentato ricorso avanti al TAR avverso il predetto provvedimento.

Il Gruppo opera, inoltre, in numerose altre realtà del territorio italiano in forza di affidamenti o concessioni rilasciate a società a capitale misto in cui partecipano direttamente o indirettamente società del Gruppo IREN.

Di seguito se ne indicano le principali:

•Provincia di Ancona / Macerata - ASTEA S.p.A. (collegata, partecipata al 21,32% dal Consorzio GPO controllato a sua volta al 62,35% da IRETI): Comuni di Osimo (AN), Recanati (MC), Loreto (AN) e Montecassiano (MC); affidamento scaduto al 31 dicembre 2010 ed in prorogatio;

•Provincia di Livorno - ASA S.p.A. (collegata, partecipata al 40% da IRETI): Comuni di Livorno, Castagneto Carducci, Collesalvetti, Rosignano Marittimo e San Vincenzo – affidamento scaduto al 31 dicembre 2010 ed in prorogatio.

Gruppo Iren 89

ENERGIA ELETTRICA

Le concessioni ministeriali elettriche hanno termine di scadenza al 31 dicembre 2030. Il Gruppo Iren gestisce il servizio pubblico di distribuzione dell’energia elettrica nelle Città di Torino e Parma (attraverso IRETI) e di Vercelli (tramite ASM Vercelli).

Iren è inoltre presente nell’area marchigiana con DEA S.p.A., facente parte del gruppo della collegata ASTEA S.p.A., che gestisce il servizio di distribuzione dell’energia elettrica nei comuni di Osimo (AN), Recanati (MC) e Polverigi (AN).

TELERISCALDAMENTO

Iren Energia gestisce il servizio di distribuzione del teleriscaldamento tramite concessione, affidamento o autorizzazione alla posa delle reti nelle seguenti realtà territoriali:

•Comune di Torino e Moncalieri (TO);

•Città di Nichelino (TO);

•Beinasco (TO);

•Reggio Emilia;

•Parma;

•Piacenza;

•Genova;

•Rivoli

•Collegno

•Grugliasco

Inoltre, ad Asti Energia e Calore è stato affidato in sub-concessione il servizio del teleriscaldamento nella città di Asti.

In data 2 maggio 2022 Iren Energia ha acquisito il 100% delle quote sociali di Dogliani Energia S.r.l., società già autorizzata alla costruzione ed esercizio di una centrale di cogenerazione con annessa rete di teleriscaldamento nell’area urbana del Comune di Dogliani (CN).

SERVIZIO IDRICO INTEGRATO

Area ligure

IRETI è titolare dell’affidamento della gestione del Servizio Idrico Integrato nei 67 comuni della Provincia di Genova. L’affidamento è stato attribuito con Decisione dell’Autorità dell'ATO Genovese il 13 giugno 2003 n. 8 e scadrà nel 2032.

La gestione del Servizio Idrico Integrato nel territorio dei Comuni della provincia di Genova viene svolta da IRETI tramite i gestori operativi salvaguardati. Le società autorizzate e/o salvaguardate del Gruppo Iren che svolgono la funzione di gestore operativo sono Iren Acqua (controllata al 60% da IRETI), Iren Acqua Tigullio (controllata al 66,55% da Iren Acqua) e la collegata AMTER (partecipata al 49% sempre da Iren Acqua).

IRETI esercisce inoltre direttamente il servizio di distribuzione di acqua potabile nei Comuni di Camogli, Rapallo, Coreglia e Zoagli nell’ATO Genovese.

La società gestisce infine il solo segmento del servizio idrico nei seguenti ATO:

•Savonese, nei comuni di Albissola Marina, Albissola Superiore, Quiliano, Vado Ligure, Celle Ligure, Noli, Spotorno, Bergeggi, Savona, Stella, Varazze;

•Centro Ovest 2 - comuni di Altare, Cairo Montenotte, Carcare, Cengio;

Per quanto concerne la Provincia di Imperia IRETI gestisce, nelle more dell’incasso del valore di riscatto (trattandosi di gestioni salvaguardate scadute), il servizio nei comuni di Camporosso, Isolabona (Servizio Idrico Integrato), Perinaldo, San Biagio della Cima, Soldano e Vallebona.

Infine, a La Spezia e Provincia, in 31 comuni, il Gruppo Iren gestisce, attraverso ACAM Acque, il servizio idrico con concessione valida fino al 31 dicembre 2033.

90 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

Per quanto riguarda le operazioni del periodo, in data 29 giugno 2022 IRETI ha acquistato da Siram S.p.A. il 100% delle quote societarie di Società dell’Acqua Potabile S.r.l. (SAP), gestore del segmento del servizio idrico nei Comuni di Sestri Levante, Casarza Ligure e Moneglia, e del Servizio Idrico Integrato nei Comuni di Né e Carasco.

Sempre con il medesimo atto IRETI ha acquistato il 49% delle quote azionarie della società Esercizio e Gestione Unificata delle Acque S.r.l. (EGUA, collegata), gestore del servizio idrico nel Comune di Cogorno.

In merito a SAP, in data 29 dicembre 2022 la stessa è stata fusa per incorporazione in IRETI con efficacia 1° gennaio 2023.

Area emiliana

Il Gruppo gestisce il Servizio Idrico Integrato sulla base di specifici affidamenti assentiti dai rispettivi Enti Locali regolati dalle Convenzioni stipulate con gli ATO competenti.

Sulla base della normativa della Regione Emilia Romagna, le Convenzioni del Servizio Idrico Integrato prevedono una durata decennale degli affidamenti, in regime di salvaguardia, fatta eccezione per la convenzione dell’ATO di Parma che fissa la scadenza dell’affidamento al 30 giugno 2025, in virtù della cessione a privati del 35% del capitale di AMPS effettuata nel 2000 dal Comune di Parma con procedura ad evidenza pubblica.

La gestione del Servizio Idrico Integrato nei bacini di Parma, Piacenza e Reggio Emilia è in capo a IRETI. La proprietà dei beni e delle reti relative al settore idrico è stata trasferita a società interamente possedute da Enti pubblici (rispettivamente Parma Infrastrutture, Piacenza Infrastrutture e AGAC Infrastrutture). Queste società hanno messo le reti e gli asset a disposizione del Gruppo Iren sulla base di un contratto di affitto ed a fronte del pagamento di un canone.

In data 3 dicembre 2019 è stato pubblicato da ATERSIR sulla Gazzetta Ufficiale della UE il Bando di gara, avente ad oggetto “Procedura ristretta per la selezione del socio privato operativo della costituenda società alla quale sarà affidata la concessione del servizio idrico integrato per la Provincia di Reggio Emilia”. Di seguito gli elementi principali:

•Valore della Concessione: 1.550.000.000,00 euro;

•Durata Concessione: dal subentro sino al 31 dicembre 2040;

•Criterio di aggiudicazione: offerta economicamente più vantaggiosa (70 punti parte tecnico-qualitativa + 30 punti alla parte economica).

Quanto al modello Gestionale, esso prevede - dal punto di vista societario - la costituzione di una società a responsabilità limitata, da denominarsi “Azienda Reggiana per la Cura dell’Acqua”, in breve ARCA. Il socio privato - selezionato con la procedura a doppio oggetto - deterrà il 40% del capitale sociale della società in questione, mentre AGAC Infrastrutture S.p.A. sarà il socio pubblico con il 60% delle quote.

Nella procedura di gara è previsto l’obbligo per il socio privato di creare una società operativa territoriale (detenuta al 100%) per la gestione dei compiti operativi affidati con la procedura di gara. Tale società non sarà legata alla società mista da un vincolo di partecipazione societaria, bensì unicamente da una convenzione che disciplinerà l’affidamento da parte di ARCA S.r.l. alla società operativa degli specifici compiti operativi individuati nella procedura di gara.

In data 29 dicembre 2022 è stata comunicata l’aggiudicazione in favore di IRETI. Detto affidamento avrà inizio col subentro nella gestione e scadenza al 31 dicembre 2040.

Si segnala infine che in data 5 aprile 2022 è stato pubblicato da ATERSIR sulla Gazzetta Ufficiale della UE il Bando di gara, avente ad oggetto “Procedura aperta per l'affidamento in concessione del Servizio Idrico Integrato (SII) per la Provincia di Piacenza”.

Il successivo 15 novembre 2022 IRETI ha presentato offerta. Di seguito gli elementi principali:

•Valore della Concessione: 1.395.000.000,00 euro;

•Durata Concessione: dal subentro sino al 31 dicembre 2040;

•Criterio di aggiudicazione: offerta economicamente più vantaggiosa (70 punti parte tecnico-qualitativa + 30 punti alla parte economica).

Gruppo Iren 91

Area piemontese (Vercelli)

Il Gruppo gestisce, tramite ASM Vercelli, i servizi connessi al ciclo idrico integrato nell’ATO2 Piemonte “Biellese Vercellese, Casalese”. In particolare, la gestione dell'acquedotto vercellese è in corso da più di un secolo; i servizi di fognatura e depurazione sono stati inglobati nella gestione solo a partire dalla metà degli anni ‘90; oggi, i servizi erogati dalla società, oltre alla città di Vercelli, si estendono anche a 14 Comuni della Provincia.

La scadenza della gestione è fissata al 31 dicembre 2023.

La tabella che segue riepiloga dunque i dati relativi alle convenzioni in essere nei principali territori in cui opera il Gruppo:

ATO

REGIME

DATA DI STIPULA

DATA DI SCADENZA

Area Genovese

Convenzione ATO/gestore

16 aprile 2004/5 ottobre 2009

31 dicembre 2032

Reggio Emilia

Convenzione ATO/gestore

30 giugno 2003

31 dicembre 2011(*)

Parma

Convenzione ATO/gestore

27 dicembre 2004

30 giugno 2025

Piacenza

Convenzione ATO/gestore

20 dicembre 2004

31 dicembre 2011(*)

Vercelli

Convenzione ATO/gestore

13 marzo 2006

31 dicembre 2023

La Spezia

Convenzione ATO/gestore

20 ottobre 2006

31 dicembre 2033

Savona

Convenzione ATO/gestore

21 maggio 1998

31 dicembre 2028

(*) Servizio in proroga fino alla definizione di nuove convenzioni a seguito delle accennate procedure di gara

Altre Aree territoriali

Il Gruppo Iren opera, inoltre nel settore del Servizio Idrico Integrato in altre realtà del territorio italiano, in forza di affidamenti o concessioni rilasciate a società a capitale misto in cui partecipa direttamente o indirettamente. Di seguito se ne indicano le principali.

•ATO Toscana Costa – ASA S.p.A. (collegata partecipata al 40% da IRETI): Servizio idrico integrato in Comune di Livorno ed altri della Provincia;

•Ambito Territoriale Marche Centro, Macerata (ATO3) - ASTEA S.p.A. (collegata, partecipata al 21,32% da Consorzio GPO a sua volta controllato al 62,35% da IRETI) limitatamente ai Comuni di Recanati, Loreto, Montecassiano, Osimo, Potenza Picena e Porto Recanati;

•Ambito Territoriale Alessandrino: ACOS S.p.A. (collegata, partecipata al 25% da IRETI) per il Comune di Novi Ligure; ATO di Cuneo: Mondo Acqua S.p.A. (collegata, partecipata al 38,5% da IRETI) – gestisce il Comune di Mondovì ed altri 7 Comune dell’area cuneese.

92 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

GESTIONE SERVIZI AMBIENTALI

Il Gruppo IREN presta i servizi ambientali sulla base di specifici affidamenti del servizio, fatti dai rispettivi Enti Locali e regolati dalle Convenzioni a suo tempo stipulate con le ATO provinciali. La tabella che segue riporta i dati relativi alle convenzioni in essere nei principali territori in cui opera il Gruppo:

ATO

REGIME

DATA DI STIPULA

DATA DI SCADENZA

Reggio Emilia

Convenzione ATO/gestore

10 giugno 2004

31 dicembre 2011(*)

Parma

Convenzione ATO/gestore

28 dicembre 2022

1° gennaio 2038

Piacenza

Convenzione ATO/gestore

28 dicembre 2022

1° gennaio 2038

Torino

Convenzione ATO/gestore

21 dicembre 2012

30 aprile 2033(**)

Vercelli (Comune)

Convenzione Comune/gestore

22 gennaio 2003

31 dicembre 2028

Altri Comuni del Vercellese

(eccetto Borgosesia)

Contratto d’appalto con COVeVaR

1° gennaio 2022

31 gennaio 2030

La Spezia (Comune)

Convenzione Comune/gestore

10 giugno 2005

31 dicembre 2028 (raccolta e spazzamento)

30 gennaio 2043 (smaltimento

rifiuti)

Toscana Sud

Convenzione ATO/gestore

28 marzo 2013

27 marzo 2033

(*) Servizio in proroga fino a definizione di nuove convenzioni

(**) la durata è di 20 anni decorrenti dal termine dell’esercizio provvisorio dell’impianto di termovalorizzazione di TRM S.p.A.

Il 28 dicembre 2022 la stazione appaltante Agenzia Territoriale dell’Emilia-Romagna per i Servizi Idrici e Rifiuti (ATERSIR) ha stipulato con Iren Ambiente i contratti per l’affidamento in concessione del servizio pubblico per la gestione dei rifiuti nei bacini territoriali di Parma e di Piacenza della durata di 15 anni, a partire dal primo gennaio 2023.

L’affidamento complessivo delle due concessioni – affidate a seguito di gare pubbliche - riguarda 89 comuni: 43 nel bacino territoriale di Parma e 46 in quello di Piacenza.

ACAM Ambiente, controllata da Iren Ambiente ed attiva a La Spezia e Provincia, gestisce il servizio del ciclo integrato dei rifiuti in 24 Comuni appartenenti all’Ambito Ottimale del Levante (compreso il Comune di La Spezia). Inoltre, svolge l’attività di smaltimento di rifiuti, prevalentemente indifferenziati, in altri 4 Comuni della Provincia.

Si segnala che SEI Toscana è titolare, in virtù di convenzione con l’ATO Toscana Sud, della gestione integrata dei rifiuti in 98 comuni delle province di Grosseto, Siena e Arezzo, con scadenza il 27 marzo 2033 e in sei comuni della provincia di Livorno (Piombino, San Vincenzo, Sassetta, Suvereto, Castagneto Carducci e Campiglia Marittima).

Per il Consorzio CoVeVaR (che riguarda i Comuni di Albano Vercellese, Alice Castello, Arborio, Balocco, Borgo D'Ale, Buronzo, Carisio, Casanova Elvo, Collobiano, Crova, Formigliana, Gattinara, Ghislarengo, Greggio, Lenta, Lozzolo, Moncrivello, Olcenengo, Oldenico, Quinto Vercellese, Roasio, Rovasenda, Salasco, San Germano Vercellese, San Giacomo Vercellese, Santhià, Tronzano Vercellese, Villarboit) si è aggiudicata la gara l’RTI composta da ASM Vercelli (60,01%, capogruppo), San Germano (20,78%) e RIMECO Soc. Coop. (19,21%), con validità dal 1° gennaio 2022 al 31 dicembre 2030, con possibilità di proroga di ulteriori 12 mesi.

Infine, San Germano svolge, in qualità di appaltatore, la propria attività principale di operatore della raccolta in più aree, fra le quali Sardegna, Lombardia, Piemonte ed Emilia-Romagna.

Gruppo Iren 93

Servizi al Comune di Torino

Iren Smart Solutions è titolare delle seguenti convenzioni:

•Convenzione stipulata con il Comune di Torino avente ad oggetto l’affidamento, con scadenza 31 dicembre 2036, della gestione del servizio pubblico di illuminazione pubblica e semaforica nel comune di Torino;

•Convezione stipulata con il Comune di Torino per l’affidamento del servizio di gestione degli impianti termici comunali;

•Convezione stipulata con il Comune di Torino per l’affidamento del servizio di gestione degli impianti elettrici e speciali degli edifici comunali.

Per quanto riguarda gli affidamenti del servizio di gestione degli impianti termici comunali e del servizio di gestione degli impianti elettrici e speciali degli edifici comunali, in scadenza al 31 dicembre 2020, oggetto di proroghe sino al 30 giugno 2022.

In merito, a fine 2020 Iren Smart Solutions ha presentato una nuova proposta di project financing ex art. 183 comma 15 del Codice dei contratti pubblici per l’affidamento del servizio: con Deliberazione della Giunta Comunale del 15 dicembre 2020, la proposta è stata dichiarata di pubblico interesse ed Iren Smart Solutions è stata individuata come promotore. Il Comune di Torino ha bandito la gara per l’affidamento della concessione ed Iren Smart Solutions ha presentato la propria offerta: con apposite determine dirigenziali, il Comune ha aggiudicato nel primo semestre 2022 l’affidamento in concessione ad Iren Smart Solutions in modo definitivo.

In data 30 giugno 2022 è stata dunque sottoscritta la concessione di durata pari a 27 anni per la riqualificazione impiantistica ed edilizia finalizzata all’efficientamento energetico degli immobili della Città di Torino. Il progetto prevede importanti interventi di riqualificazione energetica degli edifici, attività di manutenzione ordinaria, straordinaria e di messa a norma degli impianti, oltre alla fornitura dei vettori energetici.

Servizi ad altri Comuni

Iren Smart Solutions si occupa dell’efficientamento degli impianti di pubblica illuminazione, con varie concessioni, presso: Ener.Bit (consorzio che raggruppa una ventina di comuni nel biellese), Cuneo, Fidenza, Fiorenzuola, Rivergaro e Tizzano Val Parma.

Inoltre, il Gruppo gestisce l’illuminazione pubblica a Vercelli (tramite ASM Vercelli) e Asti (tramite Asti Energia e Calore).

94 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

PERSONALE

Al 31 dicembre 2022 risultano in forza al Gruppo Iren 10.583 dipendenti, in aumento rispetto ai 9.055 dipendenti al 31 dicembre 2021, come risulta dalla seguente tabella, suddivisa fra Holding e Business Unit.

Società

Organico al 31.12.2022

Organico al 31.12.2021

Iren S.p.A.

1.132

1.074

IRETI e controllate

2.269

2.166

Iren Ambiente e controllate

5.362

4.178

Iren Energia e controllate

1.186

1.084

Iren Mercato e controllate

634

553

Totale

10.583

9.055

Le variazioni nella consistenza dell’organico rispetto al 31 dicembre 2021 sono principalmente riconducibili:

•all’avvio/conclusione di servizi svolti in appalto da San Germano (BU Ambiente);

•alla prosecuzione del piano di ricambio generazionale, con un consistente numero di assunzioni dal mercato del lavoro;

•al consolidamento, ad aprile 2022, da parte di Iren Mercato di Alegas, per complessive 11 risorse e, da parte della BU Ambiente di CRCM, per complessive 10 risorse;

•al consolidamento, a luglio 2022, di SEI Toscana nella BU Ambiente, per complessive 1.042 risorse (e, conseguentemente, di Ekovision, controllata di SEI Toscana, per complessive 18 risorse) e di Società dell'Acqua Potabile (SAP) nella BU Reti, per complessive 30 risorse.

Gruppo Iren 95

SISTEMI DI GESTIONE INTEGRATI, ORGANIZZAZIONE E SISTEMI INFORMATIVI

Sistema integrato Qualità, Ambiente, Sicurezza, Efficienza Energetica e Sicurezza delle Informazioni

Come esplicitato nella propria missione aziendale il Gruppo Iren fornisce servizi integrati, mirando alla salvaguardia ambientale, alla sicurezza del personale, all’efficienza energetica e alla sicurezza delle informazioni. Poiché l’evoluzione continua delle aspettative e delle esigenze dei clienti richiede modelli organizzativi flessibili e sistemi di gestione snelli, di cui occorre monitorare l’efficacia in termini di risultati attesi, il Gruppo ha sviluppato un Sistema di Gestione Integrato (Qualità, Ambiente, Sicurezza, Efficienza Energetica e Sicurezza delle Informazioni) quale mezzo per supportare il conseguimento degli obiettivi stabiliti.

Il Sistema di Gestione Integrato è strutturato in modo da prevedere un adeguato controllo di tutti i processi operativi che influiscono sulla qualità del servizio, in un’ottica di sempre maggior orientamento al cliente, alla sicurezza dei lavoratori ed alla tutela ambientale.

Al riguardo, si segnala che:

•la Capogruppo, tutte le società da essa direttamente controllate (di primo livello) e le partecipate AMIAT, ACAM Ambiente, ReCos, ACAM Acque, ASM Vercelli, ATENA Trading e San Germano hanno sistemi certificati secondo gli standard internazionali ISO 9001 (Qualità) e ISO 45001 (Sicurezza);

•la Capogruppo, le società di primo livello (ad eccezione di Iren Mercato in quanto società commerciale) e le partecipate AMIAT, ACAM Ambiente, ReCos, ACAM Acque, ASM Vercelli e San Germano sono certificate secondo gli standard internazionali ISO 14001 (Ambiente). In merito, sono confermate le Registrazioni EMAS degli impianti di Brescello, Leinì, Poiatica, termovalorizzatore di Piacenza e Polo Ambientale Integrato di Parma di Iren Ambiente nonché del termovalorizzatore di TRM;

•Iren Energia e Iren Smart Solutions sono certificate in conformità alla norma ISO 50001 per l’Efficienza Energetica e in relazione alle UNI 11352 (per le Energy Service COmpanies) e F-GAS;

•Iren Smart Solutions e Iren Mercato sono certificate anche in merito alle attività di call center (rispettivamente ISO 18295-1 relativamente al controllo sui contact center interni e ISO 18295-2 relativamente al controllo sui contact center esterni);

•Iren Mercato è certificata in conformità al Documento Tecnico Certiquality 66 relativo alla Vendita di Energia Verde e al Documento RINA ST TRAC_EE per il “Sistema di tracciamento delle caratteristiche dell’energia elettrica da fonte rinnovabile”;

•infine, Iren S.p.A. è certificata ISO 27001 (Sicurezza delle Informazioni) con riferimento ai servizi IT erogati verso Iren Energia, Iren Mercato, Iren Ambiente, IRETI, Iren Acqua, Iren Acqua Tigullio e AMTER.

Il presidio dei Sistemi di Gestione Integrati è assicurato, per ogni società di primo livello, dalla Direzione Personale e Organizzazione di Iren S.p.A.. Tutti gli audit svolti dagli Organismi di Certificazione presso le società del Gruppo nel 2022 si sono conclusi con esito positivo, confermando il mantenimento di tutte le Certificazioni in possesso delle singole aziende.

Sviluppo Organizzativo

Il 2022 ha confermato il significativo aumento delle attività a supporto delle acquisizioni/razionalizzazioni societarie e delle gare di concessione dei servizi della distribuzione gas e servizio idrico integrato, oltre al proseguimento di importanti iniziative per il miglioramento del funzionamento del modello organizzativo di Gruppo e della competitività delle società. In merito, vengono elencate le principali attività svolte:

•coordinamento di 16 Gruppi di Lavoro (attività di PMO) con l’obiettivo di finalizzare le operazioni di razionalizzazione societaria e di integrazione dei processi;

•integrazione organizzativa: accentramento, come da modello di Gruppo, delle principali funzioni Corporate delle società oggetto del piano di razionalizzazione e integrazione 2022;

•per le stesse società, integrazione dei sistemi informativi con l’accentramento degli applicativi (con priorità all’area AFC).

Con l’integrazione societaria, organizzativa e dei sistemi, sono state pertanto estese l’applicazione dei processi e le procedure del Gruppo.

96 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

Relativamente alle gare di concessione, si segnala la partecipazione alle seguenti gare (per ciascuna delle quali è stata redatta specifica relazione organizzativa):

•gara di concessione del servizio idrico integrato dell’ATEM di Piacenza;

•gara di concessione del servizio della distribuzione gas dell’ATEM Genova 2.

Per sostenere lo sviluppo del Gruppo, nel corso dell’anno sono state svolte attività organizzative puntuali al fine di adeguare le strutture organizzative alle necessità del Business, in particolare nella BU Ambiente, nella BU Reti e nella BU Energia, nonché nelle nuove società controllate. Inoltre, per favorire il raggiungimento degli obiettivi di Gruppo e delle singole società che ne fanno parte, in coerenza con quanto previsto nelle linee guida strategiche del Piano Industriale, sono stati avviati e completati i seguenti progetti specifici su temi di importanza strategica denominati “Piani Operativi”:

•creazione della direzione “Rinnovabili” all’interno di Iren Energia, per favorire lo sviluppo del Business in tale area di mercato;

•creazione, nelle società Iren Mercato e Iren Smart Solutions, delle strutture a supporto delle “Comunità energetiche”, al fine di indirizzare le attività di supporto alle vendite e alla realizzazione tecnica di tali progetti;

•riorganizzazione della direzione “Sistemi Informativi” separata dalla direzione “Personale e Organizzazione”, con l’inserimento delle attività di Digital Innovation (Advanced Analytics, Digital Factory, RPA e Data Governance);

•insourcing in Iren Mercato delle attività di gestione dei reclami e del call center relativo al credito;

•implementazione di iniziative puntuali per favorire l’accelerazione degli investimenti nella BU Reti ed in particolare i progetti relativi al dissesto Idrogeologico;

•analisi, definizione e implementazione del modello organizzativo per il carve-out del servizio di distribuzione gas e la creazione di una nuova società (IRETI Gas) per la gestione delle attività di distribuzione gas del Gruppo.

In aggiunta ai Piani Operativi, sono proseguiti importanti progetti di trasformazione, sviluppati insieme ad un profondo percorso di Change Management, in particolare:

•è proseguito il programma mirato a ridisegnare l’intero processo di gestione e relazione con i Clienti, dal primo contatto alla fatturazione, denominato “Programma Trasformazione Mercato”;

•nella Business Unit Reti è proseguito il progetto “IrenWay”, con l’obiettivo di realizzare un nuovo e unico sistema informativo tecnico-commerciale per la gestione del servizio di distribuzione Gas, Energia Elettrica e del Ciclo Idrico Integrato;

•è entrato a regime il programma per l’introduzione della metodologia lean a supporto dell’efficientamento dei processi e del miglioramento delle performance di business, articolato in diversi progetti focalizzati sulle principali Direzioni centrali.

Infine, prosegue l’attività di monitoraggio dei progetti di Performance Improvement, con l’obiettivo di migliorare l’EBITDA di Gruppo promuovendo iniziative che possano ridurre i costi operativi esterni oppure aumentare i ricavi; in merito, nel 2022 sono stati attivati o sono proseguiti circa 60 progetti di Performance Improvement, con un obiettivo di saving al 2030 pari a oltre 110 milioni di euro.

Sistemi Informativi

Il 2022 ha visto il prosieguo e/o il completamento di importanti progetti strategici per il Gruppo, come di seguito esposto. In generale, oltre ai necessari adeguamenti, è in fase di attuazione il piano di informatizzazione e di digitalizzazione previsto dal Piano Industriale, che continua a sostenere il processo di trasformazione, aumento della sicurezza informatica e sviluppo del Gruppo. Nel 2022 si sono inoltre supportate le incorporazioni/fusioni societarie, procedendo all’integrazione o alla standardizzazione dei sistemi a partire dall’area amministrativo-gestionale.

Per sostenere tale cambiamento e conseguire i risultati attesi è stata creata la nuova Direzione Tecnologie e Sistemi Informativi (TSI), e proceduto al ridisegno organizzativo di alcune aree della stessa Direzione e al rafforzamento dell’organico volto al miglioramento dei livelli di servizio interni.

Al fine di facilitare il raggiungimento degli obiettivi di digitalizzazione dei processi operativi indicati all’interno del Piano Industriale, è stato inoltre ritenuto fondamentale definire una governance condivisa degli asset di

Gruppo Iren 97

pertinenza Information Technology (IT) e Operative Technology (OT) rispetto a tutti i processi, sulle seguenti macro-tematiche:

•cybersecurity;

•architettura;

•infrastruttura (hardware, software e network)

avviando l’iniziativa “Governance servizi IT/OT” che vede coinvolta tutta l’azienda.

Inoltre, in ambito M&A sono state avviate le attività di integrazione IT per le Società di recente acquisizione.

Sul piano delle iniziative trasversali, in ambito Infrastrutture si segnala in particolare:

•il completamento del progetto CyberArk EPM per la gestione centralizzata e sicura delle applicazioni che richiedono privilegi amministrativi sulle postazioni di lavoro;

•l’implementazione delle componenti tecnologiche necessarie all’automazione dei processi del progetto Logistica 5.0;

•l’implementazione della soluzione di automazione per la gestione delle call teams dalle sale riunioni e/o dai dispositivi multimediali;

•l’avvio del progetto del nuovo Datacenter, allestendo il sito primario di Pomezia nel quale vengono migrati tutti i dati di produzione;

•il termine del porting della piattaforma telefonica di ambiente sul Contact Center unificato di Gruppo;

•il completamento della migrazione alla nuova piattaforma di Next-Generation Anti-Virus ed Endpoint Detection and Response per tutti i server;

•l’implementazione di un sistema anti DDoS per aumentare la protezione dell’azienda da attacchi informatici;

•il completamento dell’estensione della rete azienda, collegando i nuovi Data Center di Roma all’anello geografico;

•il completamento della prima fase del progetto di telecontrollo delle ecostation di Iren Ambiente.

Relativamente all’area Governance ICT le principali iniziative hanno riguardato:

•IT Iren Now: ha visto azioni di consolidamento ed il rilascio del modulo ITBM per la gestione del processo di progettazione. È stato inoltre avviato il progetto inerente al modulo IRM/GRC per la digitalizzazione dei processi di analisi del rischio informatico ed il supporto ad altre attività di compliance;

•ISO 27001:

˗è stato superato positivamente l’Audit per il mantenimento della certificazione;

˗sono state avviate le attività per il Rinnovo della certificazione prevista per luglio 2023;

•PSNC (Perimento di Sicurezza Nazionale Cibernetica): si è collaborato allo svolgimento dell'analisi del rischio nell'ambito del progetto PSNC e alla scrittura della relativa procedura metodologica di analisi del rischio PSNC e del report di Risk Evaluation, all’interno del progetto di gruppo dedicato.

Sono proseguite le iniziative progettuali volte ad innalzare il livello di Sicurezza Informatica contro eventi cyber. Le

più significative sono:

•la campagna di awareness sulle tematiche di sicurezza informatica, indirizzata a tutti i dipendenti

•l’adozione di un SIEM (Security Information and Event Management) di nuova generazione;

•l’adozione di una piattaforma per il monitoraggio delle configurazioni di sicurezza degli apparati di rete;

•l’avvio della sperimentazione per l’introduzione di un WAF (Web Application Firewall) per la protezione puntuale delle applicazioni pubblicate.

Per quanto riguarda l’area Corporate i principali progetti portati avanti nel 2022 sono stati:

•il completamento del progetto di migrazione su tecnologia S4HANA di tutto il parco applicativo SAP aziendale afferente la Corporate;

•l’avvio su territori pilota del nuovo modello di gestione della flotta aziendale e la formula del car sharing tramite App;

•l’introduzione di un nuovo sistema per la gestione di tutti i magazzini del gruppo e l’avvio della prima fase del sistema di “Pick&Go” (prelievi da magazzino automatizzati) su aree pilota;

•l’introduzione di un nuovo strumento di previsione finanziaria relativo agli effetti dello scenario energetico e di valutazione degli investimenti.

Relativamente alla BU Reti sono state completate le attività relative al progetto “Iren Way” volto alla rivisitazione

e standardizzazione dei processi e dei sistemi informativi a supporto delle attività tecnico-commerciali della

98 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

gestione delle reti, con il terzo ed ultimo rilascio relativo allo stream Idrico. In tale ambito, è stato avviato il progetto di roll out di Iren Way presso ASM Vercelli per le commodity Gas ed Energia Elettrica, il cui completamento è previsto nel secondo trimestre 2023.

E’ stato inoltre avviato il progetto di analytics relativo alla manutenzione prescrittiva/predittiva delle reti di energia elettrica di bassa e media tensione, il cui completamento è previsto per il quarto trimestre 2023.

Sono infine stati completati ed approvati 7 business case relativi a progetti di digitalizzazione: a valle delle approvazioni, per 6 di essi sono stati avviati i relativi stream progettuali e per uno (BC3) è stato avviato il Proof Of Concept - di seguito il dettaglio:

•BC1 – Manutenzione e conduzione predittiva impianti;

•BC2 – Taggatura Asset/Equipment;

•BC3 – Procedure di manutenzione evolute;

•BC5 – Advanced Analytics reti;

•BC6 – AM-WFM, estensione imprese esterne;

•BC8 – BIM-GIS, evoluzioni verticali e integrazione sistemi

•BC9 – Data Management, estensione.

In ambito BU Energia è stato avviato il progetto EfficienTO per la gestione degli edifici del Comune di Torino, sono

proseguite le attività di consolidamento in ambito teleriscaldamento ed avviato il revamping tecnologico ed architetturale della reportistica per Power Management.

Per quanto concerne la BU Mercato, nel 2022 si è concluso il programma di Trasformazione con la migrazione

dei dati dei clienti del Servizio Idrico Integrato sui sistemi CRM (Salesforce.com) e Billing (SAP) rilasciati dal programma “Trasformazione Mercato Energy”. tale ambito sono state rilasciate 3 Release in risposta ad adeguamenti normativi, di marketing e commerciali e miglioramenti operativi; contestualmente alle Release sono proseguiti i rilasci periodici dell’app IrenYou, raggiungendo complessivamente 1,3 milioni di clienti registrati ed un rating stabilmente sopra il 4.

Inoltre, è stato rilasciato il progetto “Insourcing NDS” che ha raggiunto l’obiettivo di integrare i due CRM Salesforce di Mercato e il “New Downstream”, per la condivisione della customer base, la realizzazione di scenari di vendita bundle o in cross/up selling e l’implementazione della bolletta unica, oltre all’aggiornamento tecnologico della piattaforma CRM di IrenPlus&IrenGo (Software.com) e Billing (Zuora). Inoltre, sono stati avviati due progetti che vedranno il rilascio, a maggio 2023, del nuovo Portale Sales, la nuova piattaforma E-Commerce ed il nuovo portale www.irenlucegas.it su architettura Salesforce e CMS/DAM Adobe, abilitanti funzionalità di Digital Marketing e fortemente integrati con il CRM Mercato. Infine, sono stati rilasciati due sistemi a supporto dei progetti di Comunità Energetica e Sviluppo Business Assicurativo (per il lancio dell’offerta “Luminea”).

Per la BU Ambiente a seguito del completamento del progetto Just Iren fase I, nei primi mesi dell'anno sono state

completate una serie di piccole attività evolutive con l'obiettivo di ottimizzare o correggere alcune funzionalità core. Per quanto riguarda invece progetti di rilievo si segnala quanto segue:

•sono stati avviati 2 stream di progetto per recepire le indicazioni ARERA in merito alla qualità tecnica e contrattuale dei servizi ambientali, volti a implementare a sistema tutti i dati e i flussi necessari per la corretta rendicontazione e il monitoraggio dei relativi indicatori.

•procedono le attività di supporto informatico per il passaggio al corrispettivo individuale nei comuni interessati (Reggio Emilia);

•sono state avviate le attività di integrazione dei sistemi operativi Iren con i sistemi di SEI Toscana;

•sono state avviate le attività di implementazione della nuova app Ambiente per la gestione dei servizi ambientali, personalizzando e arricchendo le funzionalità dell'app “Junker” ad oggi in uso da AMIAT. In parallelo, si stanno sviluppando e ampliando anche le funzionalità legate alla gestione dei contratti TARI sull'app di Gruppo IrenYou. Il rilascio della Fase I è previsto per marzo 2023.

Infine, in ambito Artificial Intelligence, Data & Digital, le principali iniziative dell’anno hanno riguardato il rilascio

di diversi use-case in ambito Advanced Analytics/Intelligenza Artificiale tra cui spiccano:

•Aste CCC: algoritmo di intelligenza artificiale per fronteggiare il rischio di volatilità del mercato;

•Next Best Action: algoritmo che determina la migliore strategia di marketing per “cliente tipo”;

•Ottimizzatore Call Center: strumento per ottimizzare la pianificazione della presenza degli operatori call center sulla base della predizione del volume delle chiamate ricevute.

Inoltre, sono stati completati il programma RPA 2022, che riguarda l’automazione in ambito tesoreria ed acquisti, e il pilota Data Governance, con il rilascio in produzione della nuova piattaforma.

Gruppo Iren 99

RICERCA E SVILUPPO

L’innovazione tecnologica nel Gruppo Iren è centrale nelle scelte strategiche e nella definizione dei prodotti e servizi offerti.

Il Piano Industriale al 2030, approvato dal Consiglio di Amministrazione l’11 novembre 2021, prevede oltre 2 miliardi di investimenti in tecnologie innovative e per la digitalizzazione. Ciò conferma la centralità dell’innovazione nella Vision di Iren che si esplicherà nell’arco del Piano nello sviluppo di tutti i settori in cui opera con l’obiettivo di rendere il Gruppo un esempio di eccellenza e innovazione nel settore delle multiutility. In particolare, il Piano Industriale è in linea con i macro-trend di settore individuati ovvero la decarbonizzazione e lo sviluppo delle rinnovabili, l’economia circolare, l’efficienza energetica e la salvaguardia delle risorse naturali.

In quest’ottica, le principali attività di innovazione in corso all’interno del Gruppo sono volte alla ricerca e adozione di tecnologie e processi a supporto dello sviluppo sostenibile dei business di riferimento.

Il Gruppo Iren gestisce i processi di innovazione attraverso un modello di open innovation e, coerentemente, ha avviato proficue collaborazioni con Università, Centri di Ricerca, Poli d’innovazione e Startup. Inoltre, partecipa attivamente a gruppi di lavoro e associazioni su temi specifici di ricerca e sviluppo e promuove eventi quali convegni, workshop e hackathon. Iren ha ricevuto il premio Innovazione SMAU 2022, per il progetto di trattamento di vecchi monitor e TV realizzato nell’impianto AMIAT di Volpiano (TO), in collaborazione con la start up Hiro Robotic.

Iren Innovation Lab

Nel corso del 2022 è stato attivato Iren Innovation Lab, un nuovo progetto, nato dalla collaborazione tra le Direzioni Innovazione, Comunicazione e Personale e Organizzazione, che ospita tutte le iniziative di open innovation del gruppo, permettendo sia di rafforzare ulteriormente la cultura dell’innovazione a tutti i livelli gerarchici, sia di estendere il proprio ecosistema dell’innovazione oltre i propri confini territoriali. Durante il 2022, Iren Innovation Lab ha visto il lancio di numerose iniziative, interne ed esterne.

Per quanto riguarda le iniziative interne, nel corso del 2022 è stata sviluppata e messa online la piattaforma innovationlab.gruppoiren.it che ha lo scopo di diventare lo strumento operativo a supporto delle iniziative di open innovation. Sulla piattaforma è possibile lanciare “sfide” e raccogliere candidature e materiale dai dipendenti del Gruppo.

La prima iniziativa lanciata sulla piattaforma è stata una Call4Need rivolta a circa 900 responsabili e strutture chiave delle Business Unit per raccogliere i bisogni di innovazione da veicolare sulla piattaforma Wazoku Crowd o da indirizzare su altri strumenti. L’iniziativa ha visto la candidatura di 60 “necessità”, delle quali il 20% è stato inserito nella pipeline di sviluppo tramite Innocentive sulla piattaforma di crowd sourced innovation.

In secondo luogo, a giugno 2022 è stata lanciata la prima Call4Ideas del Gruppo Iren. Tale iniziativa ha dato la possibilità ai dipendenti del Gruppo di candidare le proprie idee d’innovazione, riguardanti nuove soluzioni per rafforzare il posizionamento del Gruppo, lanciare nuovi business e migliorare i processi o le modalità lavorative esistenti. L’iniziativa ha raccolto 150 candidature spontanee da cui ne sono state selezionate le 20 maggiormente attinenti agli obiettivi della Call4Ideas. Le idee selezionate hanno preso parte ad un programma di sviluppo e pre-accelerazione con team dedicati in un percorso formativo di alcuni mesi.

Infine, è stata avviata l’iniziativa interna chiamata “Laboratori di Idee”, ovvero gruppi di lavoro su base volontaria composti da dipendenti con competenze trasversali per lavorare su macro-tematiche di frontiera al fine di identificare soluzioni a problematiche ed esigenze del business. A novembre 2022 è stato attivato il primo di questi Laboratori di Idee, sul tema della Cattura, Stoccaggio ed Utilizzo dell’Anidride Carbonica, per il quale si sono candidati spontaneamente 80 dipendenti, fra i quali ne sono stati selezionati 16.

La piattaforma a supporto dell’open innovation è stata usata anche per raccogliere, nei mesi tra settembre e novembre, le candidature di tesi di laurea e dottorato al premio Iren ESG Challenge 2023 che ha visto la partecipazione di oltre 230 studenti e la premiazione di 10 elaborati meritevoli.

Infine, il 2022 ha visto il lancio di una newsletter tematica sull’Innovazione rivolta a 870 responsabili e strutture chiave delle Business Unit.

Per quanto riguarda le iniziative esterne, il Gruppo ha attivato una collaborazione con Wazoku, che commercializza Wazoku Crowd (in passato conosciuta come Innocentive), la più grande piattaforma di crowdsourcing innovation, composta da oltre 600 mila innovatori (tra studenti, ricercatori, esperti ed

100 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

appassionati di tecnologia, scienziati, startup e PMI) pronti a ricevere le sfide lanciate dalle più importanti aziende mondiali. Nel contesto della collaborazione, sono state e verranno lanciate regolarmente delle sfide, chiamate challenge, definite in sinergia con le Business Unit, alle quali è associato un premio in denaro che verrà corrisposto solamente a chi sarà in grado di proporre una soluzione reputata valida e significativa dal Gruppo Iren. Il 2022 ha visto l’avvio della collaborazione con la contestuale formazione di responsabili e dipendenti del Gruppo ed il lancio delle prime sfide a valle di una raccolta interna di bisogni, descritta in precedenza. Le prime sfide lanciate nel corso dell’anno si sono focalizzate sul tema della transizione energetica, con particolare attenzione alla riduzione delle emissioni e del consumo energetico nel trattamento dei fanghi e alle nuove modalità d’installazione dei pannelli fotovoltaici in terreni complessi quali le discariche.

Iren Up

Sono proseguite le attività di Iren Up, il programma di Corporate Venture Capital, avviato nel 2018 con l’obiettivo di affiancare le Startup Italiane a più alto potenziale nel settore cleantech, dalle tecnologie pulite all’economia circolare. Il programma prevede investimenti diretti e indiretti con ticket differenti a seconda della fase di vita della Startup e delle necessità.

Dopo l’emergenza Covid degli anni passati, nel 2022 è stata lanciata una nuova edizione dell’Iren Startup Award dedicata al tema dell’economia circolare. La competition terminerà nel 2023 con la selezione delle migliori startup in ambito ambiente, ciclo idrico, idrogeno ed energia con particolare evidenza ai temi della circular economy. L’attività di network e scouting è proseguita attraverso la collaborazione con acceleratori locali ed internazionali, associazioni di categoria e fondi d’investimento.

Inoltre, è proseguita la gestione delle partecipazioni nelle startup in cui il Gruppo ha investito, con la conclusione di alcuni accordi integrativi e l’erogazione di tranche previste in tali accordi. Nel corso dell’estate è stato erogato un ulteriore finanziamento convertibile alla startup Remat che si occupa di riciclo di poliuretano: la società innovativa si integra perfettamente nella filiera del riciclo gestita dal Gruppo. Inoltre, in linea con il piano industriale, è stato portato a termine l’investimento nel fondo di venture capital dedicato al tech transfer in ambito sostenibilità gestito da CDP Venture Capital, Tech4planet; IREN è così diventato il primo operatore industriale coinvolto direttamente nel veicolo d’investimento che opererà principalmente nelle fasi pre-seed e seed del ciclo di vita delle startup.

Inoltre, nell’ambito delle attività di networking e partecipazione all’ecosistema esterno dell’innovazione, Iren ha preso parte ad iniziative di imprese e startup come:

•SMAU, con il quale è stata lanciata una call in ambito digital, oltre ad aver partecipato ad eventi legati al roadshow europeo;

•Elis, cui si è aderito al programma Open Italy 2022, con cui è stato sviluppato un Proof of Concept della soluzione Deep Property, realizzata dalla startup Ticinum Aerospace in ambito teleriscaldamento;

•Startup Intelligence del Politecnico di Milano, nel quale si è preso parte a diversi tavoli di lavoro tra corporate riguardanti i diversi aspetti dell’innovazione tecnologica;

•Casa delle Tecnologie Emergenti, con il quale si sono sviluppate collaborazioni in ambito 5G e soluzioni per urban intelligence e sono stati sviluppati dei PoC con 3 startup (Pixies, ReLearn, Ares2t);

•partecipazione a programmi di accelerazione quali Techstars e Digital Magics;

•supporto alle competizioni regionali dedicate alle startup, la Startcup Emilia Romagna e la SmartCup Liguria;

•sponsorizzazione del Premio Nazionale dell’Innovazione (PNI), partecipando in giuria e premiando il vincitore della categoria Cleantech.

Tra le iniziative cui Iren ha partecipato, portando il proprio contributo in termini di innovazione di processo e di ricerca applicata, rientrano le collaborazioni con i Centri di Competenza (promossi dai Ministeri dello Sviluppo Economico e dell'Economia) di Torino (“Competence Industry Manufacturing 4.0 – CIM 4.0”) e Genova (Associazione “Centro di Competenza per la Sicurezza e l’Ottimizzazione delle Infrastrutture Strategiche – START 4.0”).

Il 2022 è stato parimenti caratterizzato dal prosieguo delle attività tecniche relative ai diversi progetti cofinanziati dal Gruppo e dallo sviluppo, anche in partnership con aziende e startup, di progetti tecnologici interni sulla base di una pianificazione che, partendo da un’analisi dello scenario di lungo periodo, è volta a dotare il Gruppo degli strumenti necessari a cogliere le opportunità e a mitigare i rischi derivanti dall’evoluzione dei mercati in cui opera.

Gruppo Iren 101

PROGETTI DI RICERCA FINANZIATI, CONCLUSI ED IN CORSO

Anche nel 2022 Iren ha contribuito alla realizzazione di importanti progetti di innovazione cofinanziati con fondi pubblici per la ricerca. A tale proposito, si riportano nel seguito i principali progetti in corso, per un valore complessivo a carico del Gruppo Iren pari a circa 8,8 milioni di euro, di cui circa la metà oggetto di finanziamento. Relativamente a tali importi, la spesa sostenuta nel corso dell’anno è stata pari a 1,9 milioni di euro, di cui 0,9 milioni di euro coperti da finanziamento a fondo perduto.

Di seguito i progetti conclusi ed in corso nel 2022.

SATURNO (Bando Piattaforma Tecnologica Bioeconomia – Regione Piemonte)

Il progetto prevedeva di validare, su piattaforma industriale, la conversione della frazione organica dei rifiuti e della CO2 di scarico dagli autoveicoli e da produzioni industriali, in biocarburanti e biochemicals; nello specifico, il progetto prevedeva di valorizzare la frazione organica dei rifiuti di origine urbana, normalmente convertita in energia termica, elettrica, bio‐metano e compost, attraverso l’estrazione di sostanze ad alto valore aggiunto come idrogeno, acidi carbossilici, biofertilizzanti e biostimolanti. Iren era coinvolta nel progetto insieme alla collegata GAIA presso la quale sono stati eseguiti test di separazione e trattamento delle bio‐plastiche separate dal sovvallo della FORSU (Frazione Organica dei Rifiuti Solidi Urbani); Iren ha inoltre sviluppato il Business Plan della bioraffineria integrata SATURNO, testata e validata nel corso del progetto.

Nel corso del 2022, Iren ha finalizzato la raccolta ed elaborazione dei dati sperimentali e successivamente portato a termine lo sviluppo del Business Plan sulle diverse filiere di processo sviluppate. Il progetto si è concluso formalmente nel mese di ottobre 2022 con il meeting plenario finale.

OnlyPlastic (RFCS – 2019)

Avviato nel mese di settembre 2020, il progetto OnlyPlastic si pone l’obiettivo di sostituire le fonti di carbonio fossile (carbone, coke, coke di petrolio) nei forni ad arco elettrico dell’acciaieria Feralpi di Lonato (BS) con polimeri densificati derivanti da residui del trattamento di rifiuti plastici. Per raggiungere un utilizzo ottimale di granulo SRA (agente riducente secondario) nell’acciaieria di Feralpi è prevista la realizzazione di un prototipo per il trasporto, movimentazione e caricamento del granulo oltre alla progettazione di un nuovo sistema di iniezione rispondente alle caratteristiche dello SRA ottenuto in conformità alle specifiche della norma UNI 10667‐17.

All’interno del progetto, il ruolo di Iren, tramite I.BLU, si configura nell’ambito della produzione di materiale plastico densificato da utilizzarsi come agente riducente/schiumogeno alternativo alle fonti fossili nei processi di produzione dell’acciaio. I.BLU fornirà sia un prodotto derivante dai residui della plastica post‐consumo destinato all’iniezione che uno concepito per il caricamento in cesta.

Nel corso del 2021 I.BLU ha collaborato alle attività di caratterizzazione ed ottimizzazione del prodotto per l’utilizzo in acciaieria. A partire dal secondo semestre 2022 sono iniziate le forniture di agente riducente al partner di progetto e tale attività si concluderà nel corso del primo trimestre 2023. Il progetto terminerà entro agosto dello stesso anno.

PolynSPIRE (Horizon 2020)

Il progetto PolynSPIRE si pone l’obiettivo di dimostrare una gamma di soluzioni sostenibili, innovative ed economicamente vantaggiose, per la valorizzazione energetica e di materia dei materiali plastici post‐consumo e derivanti da scarti industriali. Vengono considerati tre macrosettori di innovazione: 1) riciclo chimico assistito dall’utilizzo di microonde e catalizzatori magnetici; 2) additivazione avanzata e irraggiamento di polimeri con radiazioni ad alta energia per promuovere un riciclo plastico di alta qualità; 3) valorizzazione dei rifiuti plastici come fonte di carbonio nell’industria siderurgica. Nello specifico, Iren partecipa al progetto attraverso la controllata I.BLU con un contributo sulla terza linea di ricerca. Su questo tema, sono state portate a termine le attività inerenti all’ottimizzazione della formulazione e del processo produttivo, la fornitura di agente riducente e sono stati effettuati i test industriali presso il partner di progetto (acciaieria Ferriere Nord di Osoppo (UD) - Gruppo Pittini). Le attività previste dal progetto termineranno entro agosto 2023.

CHESTER (Horizon 2020)

Il progetto ha l’obiettivo di sviluppare ed integrare una soluzione innovativa di tipo Power‐to‐Heat‐to‐Power che consenta la massimizzazione dello sfruttamento delle RES elettriche non programmabili e RES termiche già abbinate a sistemi di TLR. Il sistema oggetto dello studio, denominato CHEST, sfruttando pompe di calore, accumuli a calore latente e cicli organici Rankine (ORC), consentirà di trasformare l’energia elettrica in calore, stoccarlo e successivamente produrre nuovamente energia elettrica.

Iren è coinvolta nel progetto in qualità di gestore di reti di teleriscaldamento e ha fornito dati operativi di produzione elettrica e termica degli impianti di Torino e della domanda di rete del teleriscaldamento come input

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del modello del sistema CHEST. Iren sta effettuando la supervisione nelle fasi di sviluppo dei componenti del sistema e dell’infrastruttura di controllo, e nel corso del 2022 ha affinato, raccogliendoli nel deliverable associato, l’analisi e lo sviluppo dei modelli di business relativi alle opportunità di mercato, individuate con il supporto dei partner di progetto, che prevedono lo sfruttamento del sistema CHEST in impianti FER (come alternativa all’idroelettrico a pompaggio e come sistema di shift di energia fotovoltaica a supporto di reti congestionate, al fine di evitare il fenomeno del curtailment).

Energy Shield (Horizon 2020)

Il progetto ha sviluppato una piattaforma integrata di sicurezza informatica, utilizzabile da tutti gli attori della filiera energetica (Gestori della rete di trasmissione, distributori, aggregatori, produttori) per prevenire futuri attacchi e imparare come difendersi analizzando attacchi passati. Iren ha partecipato in qualità di Distributore (tramite IRETI) supportando i partner nella definizione degli strumenti di cyber security specifici, predisponendo una verifica di fattibilità (sulla carta) e un test in campo applicato alla cabina primaria di Media Tensione sita nei pressi della sede Martinetto della rete di Torino (telecontrollo, SCADA, reti TLC a supporto etc.).

Nel corso del 2022, le società del Gruppo hanno principalmente supportato due verticali di sviluppo. La prima di queste ha riguardato il test di utilizzo di una piattaforma per testare il comportamento, la competenza e la consapevolezza dei dipendenti sui temi legati alla cyber-sicurezza (Security Behaviour Analysis tool). Iren ed Ireti hanno provveduto a testare la piattaforma mediante il coinvolgimento di circa 250 utenti.

La seconda verticale di sviluppo riguarda un sistema di Anomaly Detection per rilevare eventuali penetrazioni del telecontrollo a livello di cabine primarie. Nel 2021 è stato installato il sistema presso la cabina primaria della sede del Martinetto e nel primo semestre del 2022 sono stati eseguiti numerosi test di rilevazione anomalie (penetrazione di intrusi o malfunzionamenti accidentali) consegnando ai partner progettuali una buona base dati per analizzare la bontà della soluzione proposta. Il progetto si è concluso nel mese di giugno 2022.

EVERYWH2ERE (Horizon 2020)

L'obiettivo del progetto è quello di sviluppare un gruppo elettrogeno a cella a combustibile “plug and play” alimentato a idrogeno, facile da trasportare a livello urbano per alimentazione elettrica temporanea in diversi settori (cantieri, festival musicali, eventi temporanei, centri espositivi) ed in grado di garantire alti livelli di affidabilità e sicurezza oltre ad una riduzione delle emissioni rispetto ai gruppi elettrogeni tradizionali. Il gruppo Iren, in qualità di terza parte di Environment Park, testerà uno skid ad idrogeno, attualmente installato presso la sede di Friem a Segrate (Milano), per la produzione di energia elettrica durante eventi/fiere (modalità gruppo di continuità/generatore mobile).

Nel corso del 2022, Iren ha individuato eventi legati ai propri territori durante i quali testare il generatore da 25 kW nel 2023, iniziando a predisporre la documentazione necessaria per l’iter autorizzativo.

INCIT‐EV (Horizon 2020)

L’obiettivo del progetto INCIT‐EV è quello di sviluppare e sperimentare sul campo un set di infrastrutture di ricarica per veicoli elettrici, tecnologie hardware e software e modelli di business per spingere l’adozione su larga scala della mobilità elettrica.

Il Gruppo Iren partecipa al progetto tramite la capogruppo, Iren Mercato ed Ireti per lo sviluppo del progetto pilota nel parcheggio di interscambio Caio Mario a Torino che intende testare un sistema di colonnine DC (a ricarica sia lenta sia veloce), direttamente collegate alla cabina di alimentazione in corrente continua della linea tramviaria. Nel corso del 2022, Iren ha completato la progettazione definitiva ed esecutiva delle opere necessarie a completare la cabina di trasformazione di Caio Mario per consentire l’integrazione di un’infrastruttura di ricarica di auto elettriche connessa direttamente alla rete DC del tram. La specifica tecnica è stata usata per bandire una gara di approvvigionamento dei materiali, assegnata nel corso dell’anno. La realizzazione delle opere è prevista nei primi mesi del 2023.

5G‐Solutions (Horizon 2020)

L’obiettivo del progetto 5G‐Solutions è quello di sperimentare, in differenti test di campo, le funzionalità, potenzialità e limiti della rete 5G, con particolare attenzione alla valutazione degli indicatori di performance definiti dagli enti di standardizzazione preposti. Tali test verteranno sulle verticali Factories of the Future, Smart Energy, Smart Cities, Smart Ports, Media & Entertainment. Iren partecipa alle attività della verticale “Energy” valutando i benefici relativi all’integrazione e sfruttamento della rete 5G (e delle sue caratteristiche principali di velocità, limitata latenza e alta affidabilità) nei casi d’uso del Demand Side Management a livello di edificio e di Smart Charging delle flotte di veicoli elettrici, attraverso due piloti sviluppati e gestiti dal Gruppo.

Nel corso del 2022 si è proseguito con la fase di test iniziata nel 2021 di due infrastrutture. Da una parte un sistema a livello di condominio interfacciato sia con una pompa di calore per fornire il riscaldamento centralizzato

Gruppo Iren 103

sia con i carichi finali degli utenti (smart-plug). Dall’altra parte sono stati sviluppati algoritmi di smart-charging rivolti all’infrastruttura di ricarica della flotta aziendale e che hanno interessato le sedi di Martinetto e Giordano Bruno.

WaterTech (MIUR)

Il progetto nasce dalla fusione tra le due idee progettuali WATERTECH e SMART WATER presentate in ambito bando MIUR Smart Cities nell’ottica di offrire una più robusta analisi del sistema idrico integrato, puntando sia alla gestione di problematiche relative alle reti di distribuzione idrica, sia all’applicazione di modelli e tecnologie innovative per il trattamento delle acque reflue.

Nel 2022 sono proseguite le attività di ricerca sugli impianti acquedottistici e reflui individuati come caso di studio predisponendo le relazioni da comprendere nei deliverable di progetto. Il progetto si è concluso il 31 dicembre 2022.

MARILIA ‐ MARA‐BASED INDUSTRIAL LOW‐COST IDENTIFICATION ASSAYS (Horizon 2020)

Il progetto MARILIA, iniziato a settembre 2020, si pone come obiettivo quello di sviluppare, da Technology Readiness Level 2/3 a 5, un nuovo test speditivo, a basso costo ed elevata sensibilità, per la rilevazione di agenti patogeni presenti in campioni di acque, ma potenzialmente applicabile anche in altri settori quali alimentare, sanità, agricoltura. L’obiettivo è quello di validare il test a livello di laboratorio, sviluppato per l’identificazione di un set di batteri (da indentificare anche con il contributo di Iren), ponendo le basi per un successivo deployment in campo introducendo un significativo efficientamento in termini di rapidità e costi rispetto alle attuali prassi analitiche. Durante il 2022, Iren, con la collaborazione di Iren Laboratori, ha partecipato alle attività progettuali connesse allo sviluppo del sensore, contribuendo alla diffusione dei risultati di progetto con una molteplicità di stakeholders (anche afferenti alla piattaforma tecnologica Water Europe) e con i gruppi di lavoro preposti alla standardizzazione europea delle linee guida di riferimento per l’online monitoring. In particolare, a novembre 2022 è stato validato il device presso l’impianto di potabilizzazione di Prato.

PRELUDE (Horizon 2020)

L’obiettivo del progetto, avviato a fine 2020, è testare, in diversi progetti pilota in Europa, soluzioni in ambito conduzione innovativa di edifici e impianti, free‐running mode, autoconsumo e integrazione di fonti rinnovabili. Dal punto di vista tecnologico, PRELUDE intende integrare molteplici modelli fisici e matematici sviluppati dai partner, basi dati dei diversi piloti e sistemi di monitoraggio e controllo degli asset dei progetti pilota in un'unica piattaforma/middleware modulare che si basa su FusiX (infrastruttura di metadati e DSS – Decision Support System), sviluppata dal partner EMTECH in precedenti progetti EU.

Il Gruppo Iren partecipa al progetto con Iren Smart Solutions ed Iren S.p.A. ed ha l’obiettivo di mettere a disposizione un condominio campione rappresentativo del parco edilizio italiano. L’edificio è stato individuato a Torino e sono stati selezionati 8 appartamenti tipo che verranno utilizzati per le finalità progettuali come casi studio. Nel primo semestre del 2022 sono state installate le componenti di monitoraggio e controllo a livello di appartamento e di edificio centralizzato, sono state testate le infrastrutture di comunicazione ed è stata avviata la raccolta dei dati relativi al comfort degli abitanti e al consumo energetico degli appartamenti.

RES‐DHC (Horizon 2020)

L’obiettivo del progetto è creare strumenti di supporto a Regolatori e stakeholders per l’incremento delle fonti rinnovabili nei sistemi di teleriscaldamento e teleraffrescamento. Strumenti programmatici e di valutazione tecnico‐economica, azioni di miglioramento delle politiche e dei framework regolatori e mezzi di disseminazione e comunicazione innovativi verranno testati in sei aree‐pilota europee con l’obiettivo di validarne i benefici e predisporre un set di strumenti a beneficio di futuri progetti in ambito energia.

Iren e Iren Energia partecipano a RES‐DHC per testare i tool e le competenze dei partner su studi/progetti di rinnovo di reti TLR esistenti o nuovi progetti di espansione, con l’obiettivo primario di migliorare le modalità di programmazione, comunicazione e accettazione di progetti innovativi di teleriscaldamento 4.0 del Gruppo. Nel corso del 2022 sono continuati gli incontri del consorzio degli stakeholder italiani, che ha l’obiettivo di fornire supporto all’implementazione delle misure programmatiche per la promozione del teleriscaldamento da rinnovabili definite da Iren e Ambiente Italia, principale partner italiano. Iren e Ambiente Italia hanno iniziato a sviluppare la documentazione e le azioni correlate alle cinque misure prioritarie (di natura regolatoria, economica, sociale, tecnica e finanziaria) identificate con il supporto degli stakeholder per agevolare ed abilitare lo sviluppo del teleriscaldamento da rinnovabili in Italia. Queste attività ed altre iniziative sono state pubblicizzate in occasione di convegni e con appositi articoli e comunicati stampa.

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BESTSAFE4IREN (Bando PRIA4.0 ‐ Competence center CIM4.0)

Il progetto si proponeva l’obiettivo di aumentare i livelli di ridondanza, sicurezza e interoperabilità degli apparati per la Safety dei lavoratori, integrandoli con una infrastruttura wireless LoRaWAN e un brevetto DLT di nuova generazione in grado di certificare in modo standardizzato e anonimizzato su reti blockchain i dati dai sensori di campo in modo da garantire l’opportuno livello di neutralità necessario per uso operativo, normativo, assicurativo e legale.

La soluzione sviluppata nel progetto è stata testata con successo nel corso del 2021 su una porzione di TRM ed è stato svolto un pilota con veicoli AMIAT in zona collinare (veicoli raccolta) e in zona cittadina (veicoli spazzamento). Il progetto si è chiuso a fine febbraio 2022.

Multipliers (Horizon 2020)

Il progetto mira a facilitare l’introduzione nelle scuole di nuove idee, pratiche e approcci scientifici, in grado di offrire alle comunità, di cui gli insegnanti e gli allievi fanno parte, uno spazio per l’open innovation, su questioni scientifiche che hanno un impatto sulla vita dei cittadini. Nel corso del 2022 si è avviata la costituzione dei partenariati multiplayer (Open Science Communities - OSC) che coinvolgeranno scuole, famiglie, organizzazioni della società civile, fornitori di istruzione informale, responsabili politici, media, istituzioni scientifiche e aziende in sei paesi dell'UE, diversi in termini di collocazione geografica e condizione economica. Gli OSC stanno selezionando congiuntamente le questioni socio-scientifiche da affrontare per sviluppare progetti di vita reale da attuare nelle scuole che coinvolgono più di 1500 studenti di tutti i livelli di istruzione negli stessi sei paesi. Gli studenti interagiranno con i docenti e saranno coinvolti nella raccolta dei dati e nei processi decisionali. Tramite eventi della comunità aperta, condivideranno e ripenseranno le loro esperienze, collaborando con le famiglie e le aziende e agendo come moltiplicatori della conoscenza.

RUN (Regione Liguria)

Il progetto RUN, iniziato a luglio 2021, prevede lo sviluppo e la dimostrazione di un servizio di now-casting del rischio di allagamento in presenza di piogge intense facente uso di tecnologie IoT e strumenti di analisi Big Data ideato per le SmartCity e i gestori delle reti di drenaggio urbane, permettendo azioni più rapide a tutela delle persone e delle proprietà e dei soggetti incaricati alla manutenzione delle caditoie, che potranno pianificare gli interventi per un funzionamento ottimale del sistema. Durante il 2022 è stata sviluppata una rete di sensori IoT a basso costo le cui misure, unitamente ad algoritmi di valutazione dei deflussi superficiali permetteranno di rendere fruibile la valutazione continua del livello di rischio atteso su una piattaforma informatica a beneficio delle autorità e dei gestori delle reti drenaggio.

flexCHESS (Horizon Europe)

Il progetto, iniziato a dicembre 2022, ha l’obiettivo di studiare l’integrazione di sorgenti di flessibilità della domanda all’interno di reti elettriche caratterizzate da sorgenti intermittenti e non prevedibili come le rinnovabili. Il progetto investigherà l’utilizzo di combinazioni di Energy Storage System (ESS) di diversa natura (batterie, volani, veicoli elettrici, carichi flessibili) per il bilanciamento delle reti sia a livello locale (Energy Community o DSO level) che a un livello sistemico (TSO level). Al progetto partecipano Iren S.p.A e Iren Energia, il cui lavoro si concentrerà sul pilota italiano, coordinato da AlgoWatt e su cui collaborerà anche l’Università di Genova. In via preliminare e in ottica sinergica tale pilota è stato individuato a Torino, mettendo insieme edifici e tecnologie già oggetto di precedenti progetti europei conclusi (es: Planet, Evolution2Grid) o in fase di conclusione (es: 5GSolutions).

CaLby2030 (Horizon Europe)

Nel primo semestre del 2022, Iren e Iren Ambiente si sono aggiudicate il progetto CaLby2030, nell’ambito del Programma Horizon Europe. Il progetto è stato avviato nel mese di ottobre e si concentrerà sulla dimostrazione a TRL6 di sistemi per la cattura della CO₂ basati su Calcium Looping (CaL) a letto fluido circolante (CFB), partendo da tre impianti pilota in Europa operanti in condizioni rilevanti dal punto di vista industriale e proiettando questa tecnologia verso l'implementazione commerciale su larga scala nei principali settori ad alte emissioni entro il 2030 (settori target: siderurgico, cementifici, Waste to Energy).

Nello specifico, il contributo di Iren al progetto si concretizzerà in un supporto alla definizione dei protocolli di test da implementare presso gli impianti dimostratori esteri e nello svolgimento di uno studio di pre-ingegnerizzazione e integrazione di un sistema CFB-CaL con definizione di un primo retrofit concept sul termovalorizzatore di Piacenza.

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DATA-CELLAR (Horizon Europe)

Il progetto ha intenzione di sviluppare una piattaforma (Data Space) in grado di raccogliere dati provenienti da diversi fonti operanti nel settore delle Comunità Energetiche, al fine di consentire nuovi modelli di business connessi all’interscambio di dati. In riferimento ai dati operativi generati dalle nascenti Comunità Energetiche si porrà un particolare focus sui seguenti aspetti (i) Interoperabilità e standardizzazione dei protocolli di interscambio dati; (ii) Data privacy (anche tramite blockchain); (iii) Valorizzazione del dato con meccanismi di tokenizzazione. Il Gruppo Iren partecipa al progetto con Iren S.p.A, Iren Mercato e Iren Smart Solutions e ha il compito di fornire i casi d’uso del pilota italiano, rappresentati da una Comunità Energetica Rinnovabile in ambito “rurale” ed una in ambito “urbano”. Il progetto è stato avviato a giugno 2022, mese nel quale sono stati condivisi gli obiettivi progettuali e si sono presentati i diversi partner di progetto. Nel corso dell’ultimo quadrimestre del 2022, il Gruppo ha provveduto a identificare i due casi d’uso, situati rispettivamente in Piemonte e in Valle D’Aosta, e a fornire una descrizione preliminare delle caratteristiche delle due nascenti comunità energetiche.

Progettualità finanziata in ambito PNRR

A marzo 2022 è stato pubblicato l’avviso pubblico in merito alla misura PNRR M4C2.1 Inv. 1.3 indetta dal MUR “Partenariati Estesi (PE) alle università, ai centri di ricerca ed alle aziende”, per il finanziamento di programmi di ricerca fondamentale ed applicata organizzati attraverso consorzi a coordinamento universitario (modello di governance Hub&Spoke), con la partecipazione di Enti di Ricerca e Soggetti Privati. Le aziende coinvolte possono orientare, e dunque beneficiare, delle linee di ricerca e progettualità sviluppate direttamente da partner accademici ed enti ricerca su tutti gli ambiti tematici oggetto delle proposte progettuali.

IREN è stata coinvolta in qualità di partner in due proposte progettuali finanziate:

•NEST - Network 4 Energy Sustainable Transition, coordinato dal Politecnico di Bari. Iren è coinvolta nel Partenariato in qualità di Soggetto Aderente dell’Hub e soggetto affiliato agli Spoke 4 “Clean hydrogen and final uses” (coordinato dall’Università di Genova) e 6 “Energy Storage” (coordinato dal Politecnico di Torino). In particolare, le linee di ricerca sviluppate sui due spoke riguardano rispettivamente la value chain dell’idrogeno e l’accumulo di energia (con un focus su accumuli di calore connessi a rete di teleriscaldamento), con particolare attenzione allo sviluppo tecnico e tecnologico di soluzioni innovative e ad analisi normative e di mercato;

•RETURN - multi-Risk sciEnce for resilienT commUnities undeR a changiNg climate, coordinato dall’Università di Napoli Federico II. Iren è convolta nel Partenariato in qualità di Soggetto Fondatore dell’Hub e soggetto affiliato agli Spoke 6 “Resilience of Critical Infrastructures” (coordinato dal Politecnico di Torino) ed 8 “Climate services for risk mitigation and adaptation” (coordinato dall’Università di Bologna). Le attività di interesse per Iren riguardano la modellistica di fenomeni meteo-climatici e la valutazione del rischio idrogeologico connessa ad assets ed attività gestite dal Gruppo.

ALTRE ATTIVITA’ DI INNOVAZIONE

Nel corso del 2022, affiancati ai progetti finanziati, Iren ha portato avanti iniziative e progetti autofinanziati, che hanno visto impegnate risorse interne ed esterne all’azienda. In particolare, per quanto riguarda le collaborazioni esterne, Iren ha attivato molteplici contratti di ricerca con università italiane, che hanno riguardato aspetti quali la progettazione e sperimentazione di soluzioni impiantistiche innovative a supporto dei business Iren, la realizzazione di modelli e l’individuazione di nuovi processi e servizi.

Si riportano di seguito alcuni progetti autofinanziati significativi.

Idrico

Nel corso dell’anno sono continuate le attività di ricerca per l’ottimizzazione delle reti acquedottistiche. In particolare, sono proseguiti i test di sensori per il monitoraggio dei transitori idraulici nelle reti di distribuzione idrica e della strumentazione al fine di individuare ed eliminare le cause generanti gli effetti dannosi per le tubazioni, causa di rotture. Iren ha inoltre continuato collaborazioni finalizzate a perfezionare sonde specifiche per rilevare la presenza di acqua nelle biomasse mediante misura dei raggi cosmici sia in ambito acquedottistico che idroelettrico per la stima idrica dei manti nevosi.

Inoltre, Iren nel 2022 ha portato a termine il Proof of Concept finalizzato all’analisi funzionale di smart meters innovativi caratterizzati da noise logger, che permettono la prelocalizzazione delle perdite idriche presenti nelle vicinanze del sito ove il misuratore è collocato.

Successivamente al deposito brevettuale di un nucleo tecnologico che ha dimostrato la fattibilità della tecnica della telemetria acustica e in continuità con le attività svolte nel corso del 2021, Iren ha ottimizzato nel 2022 i

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componenti di un sistema di trasmissione dati che impiega modem acustici, sperimentandoli su porzioni di rete realizzate in laboratorio (bed test) e sul campo.

Durante il 2022 è continuata la collaborazione con l’Università di Modena e Reggio Emilia nell’ambito del progetto di ricerca sul tema dell’impatto del cambiamento climatico sulla qualità delle risorse idriche ed è cominciata la collaborazione con Royal Askoning finalizzata all’applicazione di metodologie innovative per l’ottimizzazione energetica dei sistemi acquedottistici.

Sono stati inoltre stipulati due accordi con l’Università di Genova per il finanziamento di una borsa di dottorato di ricerca sui temi: “Sviluppo di una tecnologia fotocatalitica innovativa e non convenzionale per la degradazione di inquinanti emergenti e la gestione green delle risorse idriche” e “Sviluppo e sperimentazione di nuove metodologie finalizzate alla prevenzione, rilevazione e mitigazione delle minacce informatiche in ambito OT (Operational Technology)”.

Sono poi proseguite le attività connesse alla ricerca di nuove tecnologie da applicare ai processi depurativi finalizzati all’ottimizzazione della gestione ed al recupero di materia ed energia dalla filiera. Relativamente alla gestione ottimizzata, nel corso del 2022, l’attività di scouting si è focalizzata su tecnologie per l’efficientamento energetico ed il monitoraggio on-line di processo con particolare riferimento al monitoraggio degli scaricatori di piena, delle acque parassite e degli scarichi anomali nelle reti di drenaggio. Inoltre, durante il 2022 sono proseguiti i test in campo in merito al monitoraggio dell'attività metabolica dei batteri.

In ambito riduzione fanghi e recupero di materia ed energia sono proseguite le attività di collaborazione con startup ed enti di ricerca, con l’obiettivo di valutare rese ed applicabilità di processi innovativi come idrolisi, gassificazione/pirolisi o processi bio-tecnologici per l’estrazione di composti ad elevato valore, come i biopolimeri.

È inoltre proseguita l’attività di ricerca di cui all’accordo di collaborazione tra Hera, Iren, SMAT e A2A. Nel corso dell’anno, infatti, Iren ha continuato a mettere a fattor comune le proprie esperienze e conoscenze mediante sviluppi congiunti di progetti innovativi, con ricadute a beneficio delle stesse Aziende, con l’obiettivo di sviluppare la ricerca applicata, l’innovazione e lo sviluppo tecnologico nell’ambito della gestione del servizio idrico. In particolare durante l’anno sono stati definiti e avviati quattro progetti di ricerca che verranno realizzati nel biennio 2022-2023 e precisamente:

•rendicontazione delle emissioni di gas serra: identificazione di modalità condivise per l’applicazione di linee guida internazionali (GHG Protocol, IPCC) al servizio idrico integrato e quantificazione delle emissioni da trattamento biologico di acque reflue;

•metodologie e strumenti per l’ottimizzazione dei piani di ricerca perdite e dei piani di sostituzione reti acquedotto;

•rimozione biologica del fosforo nella fase ossidativa del processo di depurazione;

•riutilizzo delle acque depurate in ambito industriale.

Inoltre, nell’ambito Idrico a dicembre 2022 Iren ha siglato un Memorandum of Understanding con l’azienda israeliana Mekorot, tra i leader mondiali nella gestione del ciclo idrico integrato, con l’obiettivo di condividere bisogni, tecnologie, soluzioni e best practice.

Infine, Iren (con la sua controllata IREN Laboratori) anche nel 2022 ha confermato la sua partecipazione alla Sorveglianza epidemiologica di SARS-COV-2 nelle acque reflue, coordinata a livello nazionale da Istituto Superiore di Sanità, con lo scopo di acquisire indicazioni utili sull’andamento epidemico e sull’allerta precoce di focolai, andando a misurare mediante analisi di biologia molecolare, i livelli di Covid nelle acque reflue in entrata nei maggiori depuratori del Gruppo. Ha collaborato inoltre con l’Istituto Italiano di Tecnologia (IIT) di Genova per testare la messa a punto di un sistema rapido di ricerca di contaminazioni da Escherichia Coli in acque reflue e di Salmonella nei fanghi di depurazione, nell’ambito del Contratto di Ricerca per lo “Sviluppo di una piattaforma diagnostica point-of-care per la misura di contaminanti batterici nell’acqua di rete e nelle reflue”.

Progetti inseriti nel programma di ricerca di Fondazione AMGA

Durante il 2022, Iren ha continuato la collaborazione nell’ambito dei progetti di ricerca finanziati da Fondazione AMGA riferiti a tematiche Economico-regolatorie e ad aspetti tecnico‐scientifici connessi alle risorse idriche, energetiche e ambientali. Tra i progetti di ricerca conclusi nel 2022 si annoverano:

•applicabilità del Landfill Mining alle vecchie discariche in Italia;

•indicatori di resilienza nei sistemi di distribuzione idrica rispetto a cambiamenti climatici e socio-economici;

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•regolazione dei servizi idrici e ambientali: analisi dei fattori che determinano i costi operativi e di capitale e possibili riflessi sui modelli di riconoscimento dei costi di tariffa;

•valutazione del rischio residuo nell’effluente e nei fanghi di depurazione per la presenza dei microinquinanti emergenti e individuazione delle migliori tecnologie da adottare per ridurre il rischio;

•valutazione della presenza di indicatori virali nei fanghi sia derivanti dalla depurazione delle acque reflue che dal trattamento del rifiuto organico attraverso metodi di biologia molecolare e microscopia elettronica;

•sviluppo di una tecnologia innovativa per la degradazione di inquinanti emergenti attraverso l’impiego di fotocatalizzatori non convenzionali;

•nanostrutture multifunzionali come catalizzatori per la produzione di energia pulita e la simultanea purificazione delle acque;

•i depuratori: possibili hotspot nella diffusione delle antibiotico-resistenze?;

•qualità delle acque ed esposoma: focus sui contaminanti emergenti derivanti da acque reflue;

•stabilizzazione di PFAS in percolati da discarica;

•analisi dei prezzi al dettaglio sui mercati energetici. Evidenza dal portale delle offerte ARERA;

•gestione integrata degli asset in un contesto di rischio geo-idrologico e di cambiamenti climatici;

•la leva della regolazione tariffaria per stimolare l’engagement e la awareness degli utenti verso comportamenti che favoriscano la prevenzione, il riuso e il riciclo dei rifiuti.

Durante il 2022 IREN ha inoltre collaborato all’individuazione di ulteriori progetti di ricerca finanziati da Fondazione AMGA nell’ambito del Bando Project 4.0 finalizzato a finanziare proposte di progetto in ambito idrico, ambientale, energetico e regolatorio. Il Consiglio di Amministrazione della Fondazione ha deliberato di finanziare i seguenti 4 progetti che saranno contrattualizzati e svolti nel prossimo 2023.

•valorizzazione congiunta della FORSU da raccolta differenziata e dei fanghi di supero per la produzione di biogas e di acidi grassi volatili (VFA);

•caratterizzazione e selezione automatica di schede elettroniche tramite algoritmi di intelligenza e visione artificiale;

•progettazione, realizzazione e test di soluzioni innovative per la resilienza delle reti idriche ed energetiche;

•l’efficienza tecnica nella distribuzione di acqua e/o di gas in Italia. Alcune considerazioni di policy.

Ambiente

Nel corso del 2022, sono proseguite le attività di ricerca riguardanti lo scouting e l’analisi quanti-qualitative delle prestazioni energetiche ed ambientali di processi e tecnologie per la cattura e la conversione in prodotti ad alto valore aggiunto della CO₂ prodotta da diverse tipologie di emissioni. Nello specifico, per quanto riguarda la cattura e l’utilizzo dell’anidride carbonica prodotta da processi di upgrading del biogas, è stato sviluppato uno studio volto a valutare il potenziale di integrazione di colture algali con processi di digestione anerobica della FORSU (utilizzo nutrienti e CO₂; valorizzazione biomassa). È proseguito nel corso del 2022 il test di un modulo automatizzato di vertical farming in atmosfera arricchita in CO₂ al fine di valutarne l’applicabilità industriale come sistema di cattura e sequestro della stessa prodotta da flussi emissivi. Il test è stato portato avanti con diverse concentrazioni di anidride carbonica e sono stati estratti risultati quali-quantitativi che hanno permesso di dimostrare l’aumento della velocità di crescita di alcune specie vegetali grazie all’arricchimento carbonico dell’atmosfera controllata dell’ambiente di crescita. L’attività è stata validata anche con uno studio affidato al dipartimento di Agraria dell’Università di Torino.

Sempre nell’ottica di una gestione ottimizzata dalla filiera dei rifiuti organici, è stata portata avanti un’analisi normativa e di mercato riguardo le possibili alternative per la valorizzazione di digestato/compost attraverso l’estrazione e la produzione di prodotti fertilizzati conformi alla nuova normativa Europea.

Nel corso del 2022 si è svolta una sperimentazione in ambito robotica applicata alla raccolta dei rifiuti, tramite la collaborazione con una startup. In merito, si è testato l’utilizzo di un robot-spazzatrice automatico in grado di supportare la raccolta di rifiuti urbani in aree pubbliche come piazze e luoghi dedicati agli eventi svolgendo alcuni test a partire dalle sedi aziendali del Gruppo Iren.

È inoltre proseguita l’attività di ricerca avviata nel 2020 finalizzata a definire e valutare un modello di correlazione tra la composizione chimica di emissioni gassose (in ambito trattamento rifiuti) e la concentrazione di odore.

Nel corso del 2022, sono proseguite le attività di ricerca riguardanti la valorizzazione delle bottom e fly ashes prodotte dagli impianti di incenerimento del Gruppo. In particolare, le attività svolte, che hanno coinvolto soggetti universitari ed industriali, si sono concentrate sull’analisi dello stato dell’arte tecnologico e sulla valutazione riguardo l’applicabilità industriale delle stesse. Nello specifico, è stato sviluppato un approfondimento in merito a processi innovativi per il trattamento ed il recupero di materia da fly ashes.

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Riguardo al trattamento dei RAEE, in seguito allo sviluppo di uno studio di fattibilità con annesso test in campo di un sistema robotico basato su visione artificiale per l’automazione del processo di smontaggio degli schermi LCD a fine vita trattati nell’impianto TBD – Trattamento Beni Durevoli di Volpiano (TO), sono state avviate le attività per l’inserimento della linea industriale all’interno dello stesso impianto.

Per quanto riguarda il trattamento e recupero di rifiuti plastici, è stato avviato uno studio con l’obiettivo di quantificare la riduzione degli impatti emissivi derivanti dall’utilizzo del Bluair®, prodotto da I-BLU, quale agente riducente in acciaieria.

Infine, al termine dell’anno è stata avviata una collaborazione con una startup innovativa attiva nel campo dell’AI applicata alla raccolta e differenziazione dei rifiuti.

Energia

Innovazione Industria 4.0

Iren continua a portare avanti un’attività di ricerca di soluzioni innovative rientranti nella definizione di “Industria 4.0”, con particolare riferimento al settore della manutenzione. L’analisi si è focalizzata su verticali specifiche, ossia la sicurezza dell’operatore, il monitoraggio di infrastrutture ed i big data, concentrandosi sui settori termoelettrico, idroelettrico e teleriscaldamento.

Nel corso del 2022, sono proseguite le attività di test tramite droni per le ispezioni di dighe, invasi e versanti rocciosi mediante opzioni di volo oltre il campo visivo BVLOS e automatizzati. In particolare, sono stati svolti alcuni test presso la diga del Serrù per testare la qualità degli elaborati prodotti dai rilievi eseguiti tramite drone e per certificare la copertura radio dell’area interessata dalle indagini. I test, svolti tra l’estate e l’autunno 2022, hanno dato esito positivo e nel 2023 si cercherà di industrializzare la soluzione acquistando un sistema capace di rilevare tramite drone gli elementi di interesse in modo automatico anche volando oltre il campo visivo degli operatori.

Si è inoltre avviato anche il processo di industrializzazione del prototipo di rover per l’ispezione delle gallerie di derivazione con la definizione delle specifiche e dei requisiti: il robot, una volta ultimato, sarà in grado di percorrere le gallerie acquisendo immagini e mappature 3D, comunicando con l’esterno mediante una rete wireless durante l’ispezione. Nel corso del 2022 è stato ultimato ed approvato il progetto esecutivo di sviluppo del drone nella versione industrializzata e sono stati eseguiti numerosi test sul rinnovato sistema di trazione/alimentazione (capace di supportare missioni più lunghe delle precedenti versioni) e il nuovo sistema di trasmissione dati basato su srotolamento e successivo recupero di fibra.

Nei mesi più freddi del 2022, è stata nuovamente utilizzata la tecnica sperimentale di monitoraggio delle reti di teleriscaldamento attraverso volo aereo. Grazie all’impiego di una termocamera ad alta risoluzione, montata su un velivolo, è stato possibile sorvolare, in una notte invernale, la città di Torino e identificare attraverso un software di elaborazione delle immagini termiche le perdite di acqua e calore della rete.

Sempre in ambito Industria 4.0 nel 2022 sono stati svolti test di realtà aumentata in ambito termoelettrico e reti gas. Il sistema consiste in una piattaforma di collaborazione remota e in alcuni device messi a disposizione degli operatori in campo, come smart glasses o tablet integrati alla piattaforma stessa. I test hanno dato esiti positivi dal punto di vista delle caratteristiche operative e della soddisfazione degli operatori.

Altre innovazioni in ambito energetico

In ambito ricerca, nel corso dell’anno, Iren ha:

•analizzato dal punto di vista tecnico ed economico il blending nel CCTG di Turbigo di idrogeno prodotto mediante una tecnologia alternativa per via chimica che sfrutta la dissociazione in un reattore catalitico di una soluzione acquosa acida;

•avviato un’analisi di fattibilità di un sistema per la cattura mediante celle a combustibile a carbonati fusi e la conversione di CO2 da termovalorizzazione dei rifiuti in prodotti ad alto valore aggiunto e ad elevata capacità di ritenzione della CO2 (nello specifico, bicarbonato di sodio e materiali cementizi secondari);

•sviluppato, nell’ambito del programma di co-innovazione ELIS Open Italy, un PoC della soluzione di una startup, per l’analisi e l’elaborazione mediante AI di dati al fine di automatizzare i processi operativi di censimento di edificati permettendo l’identificazione di specifiche caratteristiche, ed in particolare di distinguere la tipologia di impianto di riscaldamento (centralizzato o autonomo) con un’affidabilità di oltre il 90%;

•terminato un progetto di ricerca per l’analisi degli scenari evolutivi dei consumi termici causati da variazioni, nel tempo, di fattori tecnici ed esogeni e dei possibili effetti sulla rete di teleriscaldamento di Torino e sui gruppi di produzione;

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•proseguito il pilota, avviato nel 2021, per testare i Dispositivi Utente in grado di comunicare con i contatori di seconda generazione e fornire informazioni utili alla gestione sia delle Comunità Energetiche sia dei Controllori Infrastrutture di Ricarica presso un condominio sito a La Spezia;

•proseguito l’attività di testing di soluzioni per servizi di Smart Charging al servizio della flotta aziendale, con implementazione di un pilota presso il parcheggio multi-piano delle sedi Iren di Torino Martinetto e via Giordano Bruno con servizio integrato nel gestionale della flotta tramite attivazione di Application Programming Interface;

•completato lo studio sull’innovazione in ambito mobilità elettrica, con un focus sullo stato dell’arte tecnologico e normativo per quanto riguarda il V1G, il V2G e il plug&charge e l’analisi delle start-up attive nel settore;

•completata una ricerca sui protocolli per garantire l’interoperabilità dei sistemi di illuminazione pubblica al servizio della smart-city con un particolare focus sulle piattaforme per la gestione supervisionata e i protocolli innovativi come TalQ o Ucifi;

•completato uno studio sulle centraline di gestione dei carichi domestici per la massimizzazione dell’autoconsumo di energie rinnovabili installate a livello di casa unifamiliare. Lo studio si è occupato dell’integrazione di sistemi di riscaldamento/raffrescamento, elettrodomestici e sistemi a batteria in un’unica logica integrata che consideri la produzione fotovoltaica in situ. Sono stati raccolti i dati da due utenti residenziali in edifici unifamiliari;

•proseguito lo studio e lo sviluppo di sistemi di preventivazione rapida a supporto dell’offerta di Comunità Energetiche con l’integrazione sia di logiche di ripartizione degli incentivi tra i diversi partecipanti (a seconda del ruolo svolto all’interno della Comunità) e di ottimizzazione del setup sia in termini di potenza rinnovabile installata che in termini di carichi aggregati a servizio della stessa.

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IREN E LA SOSTENIBILITÀ

La sostenibilità è al centro della strategia del Gruppo Iren che rendiconta le proprie politiche e performance con particolare riguardo alle tematiche ambientali, sociali, relative al personale, ai diritti umani, alla lotta alla corruzione attiva e passiva. Tali temi, insieme agli altri individuati come prioritari dall’analisi di materialità, condotta in modo dinamico, coinvolgendo gli stakeholder, sulla base dei Principi di AccountAbility AA1000 di inclusività, materialità, rispondenza e impatto, sono rendicontanti e approfonditi nel Bilancio di Sostenibilità del Gruppo Iren, documento che assolve anche la funzione di Dichiarazione consolidata di carattere non Finanziario (DNF) prevista dal D.Lgs. 254/2016.

Nonostante la doppia materialità sia un approccio ancora in evoluzione per quanto attiene la definizione degli standard di riferimento e mandatorio per la società a partire dal 2025 (su rendicontazione 2024), Iren ha svolto proattivamente un primo esercizio di identificazione dei temi secondo la doppia materialità, con l’impegno ad affinare l’analisi nei prossimi anni, a seguito della pubblicazione delle linee guida metodologiche che ne definiranno il processo.

L’approccio strategico alla sostenibilità assume sempre più importanza nel lungo termine per la competitività delle imprese e rafforza l’orientamento del Gruppo sia in termini di trasparenza informativa sia nel considerare la sostenibilità una leva strategica di crescita. Il Gruppo Iren, infatti, integra lo sviluppo sostenibile nel proprio modello di business, in linea con gli Obiettivi delle Nazioni Unite (UN Sustainable Development Goals - SDGs). Anche nella predisposizione del Piano Strategico al 2030 è stata effettuata una valutazione degli SDGs ai quali Iren contribuisce e può contribuire maggiormente in futuro. Sono stati analizzati tutti i 17 SGDs, con i relativi target, e sono stati identificati gli ambiti di attività del Gruppo che contribuiscono al loro raggiungimento, permettendo di selezionare 9 Obiettivi prioritari, che sono stati assunti nel Piano Strategico con specifici impegni e target che vengono costantemente monitorati e rendicontati.

Nella rendicontazione non finanziaria relativa all’esercizio 2022 vengono trattate, in modo esaustivo, le raccomandazioni della Task force on Climate-related Financial Disclosures (TCFD) del Financial Stability Board con riferimento alla governance (governo societario in merito alle questioni climatiche), alla strategia (illustrazione dei principali rischi e opportunità legati al cambiamento climatico, dei differenti scenari considerati e della strategia sviluppata come risposta per mitigare e adattarsi ai rischi e massimizzarne le opportunità), ai rischi (descrizione del processo di identificazione, valutazione e gestione dei rischi e delle opportunità legati al cambiamento climatico), alle metriche e obiettivi (metriche legate al cambiamento climatico utilizzate e principali obiettivi fissati per promuovere un modello di business low carbon). La rendicontazione consolida, inoltre, l’informativa richiesta dalla Tassonomia Europea (Regolamento UE 2020/852), il sistema unico di classificazione delle attività economiche considerate ambientalmente sostenibili che definisce anche le linee guida di disclosure delle informazioni legate all’ambiente e al clima.

Il Bilancio di Sostenibilità/Dichiarazione non finanziaria – a cui si rimanda ai sensi del D.Lgs. 254/2016 – rappresenta quindi sempre più uno strumento sia di trasparenza verso tutti gli stakeholder sia di monitoraggio dell’operatività, degli impatti economici, ambientali e sociali. Il documento è predisposto, sotto il coordinamento della Direzione Corporate Social Responsibility e Comitati Territoriali, in conformità con lo Standard GRI (Global Reporting Initiative) e del supplemento Utility del settore elettrico – G4 Sector Disclosure, ed è sottoposto ad approvazione del Consiglio d’Amministrazione contestualmente al progetto di Bilancio d’esercizio e al Bilancio consolidato.

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ALTRE INFORMAZIONI

Protezione delle persone fisiche con riferimento ai dati personali

Nel corso del 2022 è proseguita per Iren S.p.A. e per le principali Società del Gruppo l’attività di adeguamento, monitoraggio e implementazione del sistema di gestione aziendale di Gruppo per la protezione dei dati personali, in applicazione dei principi normativi di cui al Regolamento UE 679/16 (GDPR) ed alla normativa nazionale vigente (D. Lgs. 196/2003 e s.m.i., provvedimenti integrativi emessi dal Garante Privacy, ecc.).

Il GDPR ha cambiato sostanzialmente il concetto di protezione dei dati personali, con l’obiettivo di rafforzare i diritti connessi alla protezione della sfera individuale delle persone fisiche, introducendo tra l’altro, i concetti di privacy by design e by default e di accountability, obbligando così le Società a valutare e adottare le migliori prassi al fine di minimizzare il trattamento dei dati personali.

Il sistema di gestione aziendale di Gruppo per la protezione dei dati personali, oggetto di costante monitoraggio e miglioramento, ha portato all’individuazione del Data Protection Officer (DPO) di Iren S.p.A. nella figura della Responsabile Compliance Sistema 231 e Privacy, successivamente designata dal Titolare del trattamento (AD di Iren S.p.A.). Lo stesso ha poi dato istruzione, nell’ambito dell’attività di direzione e coordinamento sulle società controllate, ai Titolari del trattamento delle stesse, affinché provvedessero alla nomina del DPO nella stessa persona scelta per la Capogruppo. Successivamente tutti i Titolari delle principali Società del Gruppo hanno provveduto pertanto a designare il DPO nella persona del DPO di Capogruppo e a darne opportuna comunicazione all’Autorità di Controllo.

Il 21 giugno 2022 il nuovo Consiglio di Amministrazione della Capogruppo ha poi preso atto, come già fatto dal precedente CdA, che la Responsabile Compliance Sistema 231 e Privacy riveste il ruolo di DPO di Gruppo, come da atto di nomina del 18 maggio 2018.

Inoltre, ove posta in essere per determinate società la nomina di diverso DPO, il DPO di Gruppo coordina le attività dei DPO interni ed esterni garantendo un approccio comune e conforme alle politiche sulla protezione dei dati personali di Gruppo.

Nel corso del 2022 le attività di adeguamento e monitoraggio del sistema di gestione aziendale di Gruppo per la protezione dei dati personali hanno portato, tra l’altro, al costante supporto alle strutture di business su tutte le tematiche inerenti il trattamento di dati personali (tra cui ad es., la gestione delle valutazioni del rischio connesse all’erogazioni dei bonus per disagio economico da parte delle società del servizio idrico, le attività di gestione di violazioni di dati personali, la revisione del processo di nomina a responsabile esterno del trattamento dei fornitori, etc.). Sono inoltre in costante aggiornamento i Registri dei trattamenti, previsti ai sensi dell’art. 30 GDPR. Tali documenti, revisionati in maniera regolare per ciascuna società, sono previsti dalla normativa con la finalità di fornire piena consapevolezza circa i trattamenti in essere, identificando, tra gli altri, alcuni elementi di particolare rilevanza quali dati trattati, tempi di conservazione, livelli di rischio, etc.

Controllo di società all’estero

Si segnala che la Società non controlla società costituite e regolate dalla legge di Stati non appartenenti all’Unione Europea. Inoltre, si evidenzia che Iren S.p.A. non è sottoposta all’attività di direzione e coordinamento di altra società.

Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Societari e Relazione sulla politica in materia di remunerazione e sui compensi corrisposti

La Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Societari e la Relazione sulla politica in materia di remunerazione e sui compensi corrisposti, approvate dall’organo di amministrazione e pubblicate entro i termini di Legge, comprendono le informazioni non richiamate nel successivo capitolo “Informazioni sulla Corporate Governance”, così come previste dagli articoli 123-bis e 123-ter del D. Lgs. 24 febbraio 1998 n. 58 e successive modificazioni ed integrazioni.

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INFORMAZIONI SULLA CORPORATE GOVERNANCE

PREMESSA

IREN S.p.A. (in seguito “Iren”) rappresenta il risultato della fusione per incorporazione di Enìa S.p.A. nell’allora IRIDE S.p.A., che ha avuto efficacia il 1° luglio 2010. La fusione fra IRIDE ed Enìa è stata promossa dai Soci di controllo delle medesime – rispettivamente FSU S.r.l. (in allora controllata pariteticamente dai Comuni di Torino, attraverso FCT Holding S.p.A., e di Genova) ed i Comuni di Reggio Emilia, Parma, Piacenza ed altri Comuni dell’area emiliana sottoscrittori di patti parasociali ad hoc – con l’obiettivo di dare vita ad una nuova entità in grado di sviluppare sinergie industriali e di rappresentare un polo per ulteriori aggregazioni sul mercato nazionale.

Alla data di riferimento della presente relazione, sono vigenti fra gli azionisti pubblici di Iren S.p.A. tre Patti Parasociali, di seguito elencati:

•Patto FSU – FCT – Metro Holding Torino – c.d. Parti Emiliane – Soci Spezzini, efficace dal 5 aprile 2019.

Tale patto (in seguito anche il “Patto Parasociale”) è riconducibile ad un sindacato di blocco e di voto avente la finalità di garantire lo sviluppo della Società, delle sue partecipate e della sua attività, nonché di assicurare alla medesima unità e stabilità di indirizzo, anche attraverso l’utilizzo dello strumento della maggiorazione del voto, ed in particolare: (i) determinare modalità di consultazione ed assunzione congiunta di talune deliberazioni dell'Assemblea dei soci della Società; e (ii) disciplinare taluni limiti alla circolazione delle azioni conferite.

Il Patto ha durata di 3 anni e si rinnoverà tacitamente, salva la facoltà di recesso con le modalità e nei termini di cui al Patto, per ulteriori 2 anni; successivamente, ogni eventuale ulteriore rinnovo dovrà essere preventivamente concordato per iscritto.

•Sub Patto Parti Emiliane, efficace dal 5 aprile 2019.

Tale patto intende, tra l’altro, determinare i rispettivi diritti e obblighi, al fine di (i) assicurare un’unità di comportamento e una disciplina delle decisioni che dovranno essere assunte dai pattisti emiliani nell’ambito di quanto previsto dal Patto FSU- FCT-Parti Emiliane-Soci Spezzini; (ii) prevedere ulteriori impegni ai fini di garantire lo sviluppo della Società, delle sue partecipate e della sua attività, nonché di assicurare alla medesima unità e stabilità di indirizzo; (iii) attribuire un diritto di prelazione a favore degli aderenti nell'ipotesi di cessione delle azioni della Società diverse dalle azioni oggetto del Sindacato di Blocco ai sensi del Patto; nonché (iv) conferire al Comune di Reggio Emilia mandato irrevocabile ad esercitare, per conto dei pattisti, i diritti attribuiti a questi ultimi ai sensi del Patto.

Il Sub Patto Parti Emiliane ha durata di 3 anni e si rinnoverà tacitamente, salva la facoltà di recesso con le modalità e nei termini di cui al medesimo Sub Patto, per ulteriori 2 anni; successivamente, ogni eventuale ulteriore rinnovo dovrà essere preventivamente concordato per iscritto.

•Sub Patto Parti Piemontesi, efficace dal 28 settembre 2021.

Tale patto è riconducibile ad un sindacato di voto mediante il quale i soci FCT Holding S.p.A. e Metro Holding Torino hanno inteso disciplinare i reciproci rapporti quali soci di Iren, anche nell’ambito del più ampio Patto Parasociale sottoscritto con altri soci di Iren in data 5 aprile 2019. Più nel dettaglio, le Parti Piemontesi intendono 1) coordinarsi reciprocamente al fine di individuare, nei limiti previsti dal Sub Patto Piemontese: i) candidature condivise nell’ambito dei poteri di nomina degli amministratori e dei sindaci, come disciplinati dal Patto Parasociale; ii) orientamenti comuni in relazione alle decisioni da assumere sulle delibere assembleari di cui all’art. 6-bis dello Statuto di Iren, nonché sulle delibere assembleari relative alle seguenti materie (a) la modifica delle previsioni statutarie che disciplinano i limiti al possesso azionario; (b) la modifica delle previsioni statutarie relative alla composizione e nomina degli organi sociali; (c) le modifiche statutarie riguardanti i quorum costitutivi e deliberativi e le competenze delle Assemblee e del Consiglio di Amministrazione; (d) la sede sociale; (e) fusioni, scissioni (diverse da quelle ex artt. 2505, 2505-bis e 2506-ter, ultimo comma, del codice civile) nonché altre operazioni straordinarie sul capitale, ad eccezione di quelle obbligatorie per legge; e (f) la liquidazione della Società; 2) conferire ad FCT mandato irrevocabile, anche nell’interesse di FCT medesima, ad esercitare i diritti conferiti dal Patto Parasociale a FCT in conformità con quanto stabilito nel Sub-Patto Piemontese.

Il Sub patto Parti Piemontesi ha durata sino al 5 aprile 2022 (Prima Data di Scadenza) e si rinnova tacitamente alla scadenza per un periodo di ulteriori 2 anni, salva disdetta da comunicarsi almeno 6 mesi prima della scadenza.

Nel corso dell'esercizio 2022, non sono avvenute variazioni nella struttura dell'assetto proprietario.

Gruppo Iren 113

Alla data del 31 dicembre 2022, Iren detiene n. 17.855.645 azioni proprie pari all’1,37% del capitale sociale.

La Società adotta un sistema di governo societario di tipo tradizionale. Il Consiglio di Amministrazione è investito dei più ampi poteri per l'amministrazione ordinaria e straordinaria della Società e, in particolare, della facoltà di compiere tutti gli atti che ritenga opportuni per l'attuazione e il raggiungimento dell'oggetto sociale, anche organizzando la Società ed il Gruppo per aree di business, siano esse strutturate in società o divisioni operative, esclusi soltanto gli atti che la legge e lo statuto stesso riservano all'assemblea.

Ai sensi del vigente Statuto sociale, il Consiglio di Amministrazione delega proprie competenze ad uno o più dei suoi componenti e può inoltre attribuire al Presidente, al Vice Presidente e all'Amministratore Delegato deleghe, purché non confliggenti le une con le altre.

Dichiarazione circa l’osservanza delle norme in materia di governo societario

Il sistema di corporate governance di Iren è in linea con le previsioni del Testo Unico della Finanza (in seguito “TUF”) e del Codice di Corporate Governance approvato dal Comitato italiano per la Corporate Governance in data 31 gennaio 2020, efficace dal 1° gennaio 2021 (in seguito “Codice”), cui la Società ha dichiarato di aderire con delibera consiliare del 18 dicembre 2020.

A valle dell’adesione è stata data informativa al pubblico mediante comunicato stampa diffuso al mercato. In pari data, il Consiglio di Amministrazione ha altresì approvato il documento nel quale viene data evidenza delle soluzioni di governance adottate dalla Società con riferimento alle previsioni del nuovo Codice, pubblicato sul sito web del Gruppo IREN (www.gruppoiren.it), nella versione di tempo in tempo aggiornata, nella Sezione “Governance – Documenti societari”.

Il vigente Statuto sociale è coerente con le disposizioni TUF e le altre previsioni di legge o regolamentari applicabili alle società quotate.

In particolare lo Statuto prevede, fra l'altro, che:

•gli amministratori debbano essere in possesso dei requisiti previsti dalla legge e dalle norme regolamentari in materia (art. 147-quinquies TUF);

•almeno due componenti del Consiglio di Amministrazione debbano possedere i requisiti di indipendenza stabiliti dalla normativa applicabile (art. 147–ter, comma 4 e art. 148, comma 3 TUF);

•la nomina dei componenti dell'intero Consiglio di Amministrazione avvenga sulla base di liste (art. 147–ter, primo comma TUF);

•agli azionisti di minoranza spetti la nomina di almeno due dei Consiglieri di Amministrazione (art. 147–ter, comma 3 TUF);

•sia rispettata l’equilibrata rappresentanza tra i generi nella composizione degli organi sociali (art. 147-ter, comma 1-ter e art. 148, comma 1-bis TUF);

•un componente effettivo e un componente supplente del Collegio Sindacale siano eletti dalla lista presentata dalla minoranza (art. 148, comma 2 TUF);

•il Presidente del Collegio Sindacale ed un sindaco supplente siano nominati sulla base della lista presentata dalla minoranza (art. 148, comma 2-bis TUF);

•sia nominato un soggetto preposto alla redazione dei documenti contabili societari, fissandone i requisiti di professionalità ed i poteri e i compiti attribuiti allo stesso (art. 154–bis TUF).

In data 21 giugno 2022 l’Assemblea dei Soci di Iren, riunitasi inter alia per l’approvazione del bilancio al 31 dicembre 2021, ha proceduto altresì alla nomina del Consiglio di Amministrazione della Società per il triennio 2022-2024, con scadenza alla data di approvazione del bilancio al 31 dicembre 2024.

Con delibera del Consiglio di Amministrazione del 21 giugno 2022, al Presidente neo-nominato, ing. Luca Dal Fabbro, sono stati attribuiti poteri, deleghe e responsabilità in materia di Segreteria Societaria del Consiglio di Amministrazione di IREN S.p.A., Comunicazione e Relazioni Esterne, Rapporti Istituzionali e Public Affairs (inclusi i rapporti con i Regolatori, con le Regioni ed Enti Locali), Merger & Acquisition e Internazionalizzazione, Innovazione e partnership strategiche.

Al Vice Presidente, dott. Moris Ferretti, sono stati attribuiti poteri, deleghe e responsabilità in materia di Affari Societari, Corporate Social Responsability e Comitati Territoriali, Risk Management e Internal Audit e Compliance.

All’Amministratore Delegato, ing. Gianni Vittorio Armani, sono stati attribuiti poteri, deleghe e responsabilità in materia di Amministrazione, Finanza e controllo (incluso Investor Relations), Personale e Organizzazione, Tecnologie e Sistemi Informativi, Approvvigionamenti, Logistica e Servizi, Affari Legali, Affari Regolatori, Permitting, Business Units Energia, Mercato, Reti e Ambiente nonché ampie deleghe e poteri di rappresentanza.

114 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

All’Amministratore Delegato riporta l’intera struttura organizzativa ad esclusione delle funzioni che riportano direttamente al Presidente o al Vice Presidente.

In data 21 giugno 2022, contestualmente alla sua nomina quale Direttore Generale, il Consiglio di Amministrazione di Iren ha attribuito all’ing. Armani poteri e deleghe di tipo operativo, con impatto trasversale sulle Direzioni e sulle Business Unit.

Inoltre, in ossequio alle previsioni del Codice, con deliberazioni assunte nelle sedute del 21 giugno 2022, il Consiglio di Amministrazione ha nominato:

•un Comitato per la Remunerazione e le Nomine (in seguito anche “CRN”);

•un Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità (in seguito anche “CCRS”).

In ossequio a quanto previsto dal Regolamento Consob e dalla vigente Procedura OPC, con deliberazione assunta nella seduta del 21 giugno 2022, il Consiglio di Amministrazione ha altresì nominato il Comitato di Amministratori Indipendenti per la trattazione delle Operazioni con Parti correlate, denominato Comitato per le Operazioni con Parti Correlate (in seguito anche “COPC”).

CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE

Come sopra accennato, in data 21 giugno 2022, l'Assemblea degli Azionisti ha nominato l’attuale Consiglio di Amministrazione, composto da quindici consiglieri, in carica per gli esercizi 2022/2023/2024 (sino all'approvazione del bilancio della Società al 31 dicembre 2024).

Di seguito se ne riporta la composizione alla data della presente Relazione:

Carica

Nome e Cognome

Luogo di nascita

Data di nascita

Presidente del Consiglio di Amministrazione

Luca Dal Fabbro

Milano

8 febbraio 1966

Vice Presidente

Moris Ferretti

Reggio Emilia

28 maggio 1972

Amministratore Delegato e Direttore Generale

Gianni Vittorio Armani

Tradate (VA)

24 luglio 1966

Amministratore

Francesca Culasso

Moncalieri

12 agosto 1973

Amministratore

Enrica Maria Ghia

Pietro Paolo Giampellegrini

Roma

Massa (MS)

26 novembre 1969

14 novembre 1968

Amministratore

Francesca Grasselli

Reggio Emilia

13 giugno 1979

Amministratore

Cristiano Lavaggi

Carrara (MS)

8 agosto 1975

Amministratore

Giacomo Malmesi

Giuliana Mattiazzo

Tiziana Merlino

Parma

Torino

Finale Ligure (SV)

29 ottobre 1971

21 dicembre 1966

8 giugno 1974

Amministratore

Gianluca Micconi

Ponte dell’Olio (PC)

19 marzo 1956

Amministratore

Patrizia Paglia

Cristina Repetto

Torino

Genova

26 agosto 1971

27 ottobre 1973

Amministratore

Licia Soncini

Roma

24 aprile 1961

Ai sensi dell'articolo 25 dello Statuto sociale vigente, le deliberazioni del Consiglio di Amministrazione di IREN sono assunte con il voto favorevole della maggioranza assoluta degli Amministratori in carica.

Per le materie indicate all’articolo 25.5 dello statuto (le "Materie Rilevanti") le deliberazioni del Consiglio sono invece assunte con il voto favorevole di almeno 12 Consiglieri.

Gli articoli 18, 19 e 20 dello Statuto disciplinano la nomina, le modalità e i criteri di presentazione delle liste per l’elezione degli Amministratori, che avviene con il sistema del voto di lista.

Nel corso dell’esercizio 2022 il Consiglio di Amministrazione di IREN ha tenuto in totale n. 19 riunioni (di cui 9 riunioni nella composizione precedente e relativa al mandato 2019/2021).

Gruppo Iren 115

Al 31 dicembre 2022, nel Consiglio di Amministrazione, formato da 15 amministratori, 11 di essi risultano in possesso di requisiti di indipendenza sia ai sensi del combinato disposto degli artt. 147-ter, comma 4, e 148, comma 3, TUF, sia ai sensi della Raccomandazione n. 7 del Codice.

Il Consiglio di Amministrazione valuta l'indipendenza dei propri componenti avendo riguardo più alla sostanza che alla forma. L'indipendenza degli amministratori è valutata dal Consiglio di Amministrazione subito dopo la nomina e, successivamente, con cadenza almeno annuale, ovvero nel corso del mandato al ricorrere di circostanze rilevanti ai fini dell’indipendenza. L'esito delle valutazioni del Consiglio è comunicato al mercato, con le modalità individuate nel Codice.

Alla data del 31 dicembre 2022, si è tenuta 1 (una) riunione degli Amministratori Indipendenti, ai sensi della Raccomandazione n. 5 del Codice.

La Società ha istituito un sistema premiante di breve periodo (MBO) per l'Amministratore Delegato e Direttore Generale della Capogruppo e i Dirigenti con Responsabilità Strategiche del Gruppo: gli obiettivi vengono fissati rispettivamente dal Consiglio di Amministrazione e dall’Amministratore Delegato e Direttore Generale della Società – previo parere del Comitato per la Remunerazione e le Nomine della Società – su base annuale e, ove raggiunti, nella misura stabilita in esito ad istruttoria condotta dal Comitato, danno diritto al percepimento del relativo premio (previa delibera del Consiglio di Amministrazione, per quanto attiene alla figura dell’Amministratore Delegato e Direttore Generale).

Il Piano LTI 2022-2024 è stato approvato dal Consiglio di Amministrazione in data 28 aprile 2022, sviluppando, anche nell’ambito di un apposito Regolamento e di un Addendum al Regolamento stesso, gli obiettivi e i macro-driver già approvati in data 29 marzo 2022.

In linea con i precedenti, il Piano LTI 2022-2024 prevede la maturazione di un bonus monetario in funzione della performance triennale 2022-2024.

Il Piano LTI 2022-2024 ha tra i suoi destinatari:

•gli Amministratori investiti di particolari cariche di IREN S.p.A. (Presidente esecutivo; Vicepresidente esecutivo; Amministratore Delegato);

•i Dirigenti con Responsabilità Strategiche del Gruppo IREN;

•ulteriori risorse apicali in grado di contribuire in modo rilevante al raggiungimento degli obiettivi del Piano Industriale, che saranno oggetto di puntuale individuazione da parte dell’Amministratore Delegato e Direttore Generale.

Per maggiori informazioni sulla politica di remunerazione, si rinvia alla Relazione sulla politica in materia di remunerazione 2023 e sui compensi corrisposti 2022, messa a disposizione degli azionisti, nel rispetto dei termini previsti dalla vigente normativa, in vista dell’Assemblea convocata per l’approvazione del Bilancio al 31 dicembre 2022.

Come previsto dal Codice Civile, gli amministratori che hanno un interesse in una particolare operazione lo comunicano preventivamente. In merito, con deliberazione assunta in data 28 giugno 2021, è stato approvato dal Consiglio di Amministrazione il vigente testo della Procedura in materia di Operazioni con Parti Correlate di IREN, con efficacia dal 1° luglio 2021.

COMITATO PER LA REMUNERAZIONE E LE NOMINE

Il Consiglio di Amministrazione ha costituito al proprio interno un Comitato per la Remunerazione e le Nomine (in seguito anche “CRN”), composto, per il triennio 2022/2024 da quattro Amministratori non esecutivi, la maggioranza dei quali indipendenti, tra i quali il Consiglio di Amministrazione ha nominato il Presidente.

Il Comitato ha le funzioni istruttorie, propositive e consultive nei confronti del Consiglio di Amministrazione, di cui al Codice nonché al Regolamento approvato dal Consiglio di Amministrazione di IREN S.p.A. in data 1° agosto 2018 (e di cui il CRN in carica ha preso atto nella prima riunione utile successiva all’insediamento), infra elencate:

a)formulare proposte al Consiglio di Amministrazione della Società in ordine alla definizione della politica per la remunerazione degli Amministratori e dei Dirigenti con Responsabilità Strategiche del Gruppo IREN (top management, come definito nel Codice), in conformità con la normativa vigente e avuto riguardo ai criteri raccomandati dal Codice, previa interazione con il Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità della Società, per quanto attiene ai profili di rischio;

116 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

b)sottoporre all’approvazione del Consiglio di Amministrazione della Società la Relazione annuale sulla politica in materia di remunerazione e sui compensi corrisposti predisposta ai sensi dell’art. 123-ter TUF, per la sua presentazione all’Assemblea degli azionisti convocata per l’approvazione del bilancio d’esercizio;

c)valutare periodicamente l’adeguatezza, la coerenza complessiva e la concreta applicazione della politica di cui supra sub a), avvalendosi a tale ultimo riguardo delle informazioni fornite dai competenti organi delegati e formulando al Consiglio di Amministrazione proposte in materia;

d)presentare proposte o esprimere pareri al Consiglio di Amministrazione della Società sulla remunerazione degli amministratori esecutivi e degli altri amministratori che ricoprono particolari cariche nonché sulla fissazione degli obiettivi di performance correlati alla componente variabile di breve e di medio-lungo periodo connessi a tale remunerazione;

e)monitorare l’applicazione delle decisioni adottate dal Consiglio stesso verificando, in particolare, l’effettivo raggiungimento degli obiettivi di performance di breve e di medio-lungo periodo di cui al punto supra sub d);

f)formulare al Consiglio di Amministrazione della Società le proposte relative alla remunerazione dei componenti dei Comitati costituiti all’interno del Consiglio stesso;

g)istruire il procedimento di auto-valutazione annuale (c.d. board evaluation) sul funzionamento del Consiglio stesso e dei suoi Comitati nonché sulla loro dimensione e composizione, tenendo anche conto di elementi quali le caratteristiche professionali, di esperienza, anche manageriale, e di genere dei suoi componenti, nonché della loro anzianità di carica; nello specifico, previo coordinamento con il Presidente del Consiglio di Amministrazione, il Comitato individua i temi oggetto della valutazione, avuto riguardo alle best practices, anche avvalendosi dell’assistenza di un consulente esperto nel settore;

h)tenuto conto degli esiti della board evaluation di cui supra sub g), formulare pareri al Consiglio di Amministrazione in merito alla dimensione e alla composizione dello stesso e dei suoi Comitati (inclusi i requisiti di professionalità, onorabilità e indipendenza dei relativi membri) ed esprimere raccomandazioni in merito alle figure professionali e manageriali la cui presenza all’interno del Consiglio sia ritenuta opportuna, affinché il Consiglio di Amministrazione possa esprimere il proprio orientamento agli azionisti prima della nomina del nuovo organo amministrativo;

i)esprimere raccomandazioni al Consiglio di Amministrazione in merito al numero massimo di incarichi di Amministratore o di Sindaco in altre Società quotate in mercati regolamentati (anche esteri), in società finanziarie, bancarie, assicurative o di rilevanti dimensioni, compatibile con un efficace svolgimento dell’incarico di Amministratore di IREN S.p.A., tenendo in considerazione la partecipazione dei Consiglieri ai Comitati costituiti all’interno del Consiglio;

j)esprimere raccomandazioni al Consiglio di Amministrazione in merito a eventuali fattispecie problematiche connesse all’applicazione del divieto di concorrenza previsto a carico degli Amministratori dall’art. 2390 cod. civ.;

k)compatibilmente con le vigenti disposizioni statutarie, proporre al Consiglio di Amministrazione candidati alla carica di Amministratore nei casi di cooptazione ex art. 2386, comma 1, cod. civ., ove occorra sostituire Amministratori indipendenti, assicurando il rispetto delle prescrizioni sul numero minimo di amministratori indipendenti e sulle quote riservate al genere meno rappresentato;

l)effettuare l’istruttoria sulla predisposizione del piano per la successione degli Amministratori esecutivi, qualora il Consiglio di Amministrazione valuti di adottare tale piano;

m)riferire, per il tramite del suo Presidente, sulle questioni più rilevanti esaminate dal Comitato in occasione della prima adunanza utile del Consiglio di Amministrazione di IREN;

n)riferire sulle modalità di esercizio delle proprie funzioni all’Assemblea degli azionisti convocata per l’approvazione del bilancio di esercizio, tramite il suo Presidente ovvero altro componente da questi indicato.

Nessun Consigliere prende parte alle riunioni del Comitato in cui vengono formulate le proposte al Consiglio di Amministrazione della Società relative alla propria remunerazione, salvo che si tratti di proposte che riguardano la generalità dei componenti i Comitati costituiti nell’ambito dell’organo amministrativo.

Nello svolgimento delle proprie funzioni, il Comitato ha la facoltà di accedere alle informazioni e alle funzioni aziendali necessarie per lo svolgimento dei propri compiti, nonché di avvalersi di consulenti esterni, nei termini stabiliti dal Consiglio di Amministrazione.

Nel caso di operazioni aventi ad oggetto le remunerazioni degli Amministratori della Società e dei Dirigenti con Responsabilità Strategiche del Gruppo IREN, il Comitato svolge altresì le funzioni di Comitato di amministratori indipendenti preposto all’esame e all’istruttoria di cui alla vigente Procedura OPC, limitatamente ai casi in cui la sua composizione permette di soddisfare i requisiti minimi di indipendenza e non correlazione dei suoi membri richiesti dal Regolamento Consob O.P.C.

Con deliberazioni assunte in data 21 giugno 2022, il Consiglio di Amministrazione di IREN ha individuato, quali membri del Comitato per la Remunerazione e le Nomine per il triennio 2022-2024, i seguenti Amministratori:

Gruppo Iren 117

•Pietro Paolo Giampellegrini, ravvisando in capo al medesimo il possesso di una adeguata conoscenza ed esperienza in materia di politiche retributive;

•Cristiano Lavaggi, ravvisando in capo al medesimo il possesso di una adeguata conoscenza ed esperienza in materia di politiche retributive;

•Gianluca Micconi;

•Patrizia Paglia, ravvisando in capo alla medesima il possesso di una adeguata conoscenza ed esperienza in materia finanziaria.

In pari data, il Consiglio di Amministrazione di Iren S.p.A. ha nominato il Presidente del CRN nella persona dell’avv. Pietro Paolo Giampellegrini, in possesso dei requisiti di indipendenza ai sensi degli artt. 147-ter, comma 4, e 148, comma 3, TUF nonché ai sensi della Raccomandazione n. 7 del Codice.

Nel corso dell’esercizio 2022 il Comitato per la Remunerazione e le Nomine si è riunito in totale 12 volte (di cui 6 volte nella precedente composizione relativa al triennio 2019/2021, ivi comprendendo 1 riunione tenuta in via congiunta con il Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità), elaborando proposte e pareri che sono riportati nei verbali delle riunioni del Comitato medesimo. Alle riunioni del Comitato tenutesi nell’esercizio ha partecipato almeno un Sindaco effettivo della Società, come da Regolamento del Comitato.

COMITATO CONTROLLO, RISCHI E SOSTENIBILITÁ

In ossequio a quanto stabilito dal Codice, il Consiglio di Amministrazione ha costituito al proprio interno un Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità (in seguito anche “CCRS”), composto da quattro Amministratori non esecutivi e indipendenti, tra i quali il Consiglio di Amministrazione ha nominato il Presidente.

Il Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità assolve al generale compito di supportare, con un’adeguata attività istruttoria, le valutazioni e le decisioni del Consiglio di Amministrazione relative al sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, nonché quelle relative all’approvazione delle relazioni periodiche di natura sia finanziaria sia non-contabile.

Al medesimo sono attribuite le funzioni di cui al Codice nonché al Regolamento approvato dal Consiglio di Amministrazione di IREN S.p.A. in data 5 aprile 2019 (e di cui il CCRS in carica ha preso atto nella prima riunione utile successiva all’insediamento), infra elencate:

•valutare, unitamente al Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari e sentiti il revisore legale e il Collegio Sindacale, il corretto utilizzo dei principi contabili e, nel caso di Gruppi, la loro omogeneità ai fini della redazione del Bilancio consolidato;

•esprimere pareri su specifici aspetti inerenti alla identificazione dei principali rischi aziendali (in particolare, su specifici aspetti inerenti le Risk Policies, l'identificazione dei principali rischi aziendali e il Piano di Audit, nonché in merito alle Linee di indirizzo del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi);

•esaminare le relazioni periodiche, aventi per oggetto la valutazione del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, e quelle di particolare rilevanza predisposte dalla funzione Internal Audit;

•monitorare l'autonomia, l'adeguatezza, l'efficacia e l'efficienza della funzione di Internal Audit;

•chiedere alla funzione di Internal Audit lo svolgimento di verifiche su specifiche aree operative, dandone contestuale comunicazione al Presidente del Collegio Sindacale;

•riferire al Consiglio, almeno semestralmente, in occasione dell’approvazione della Relazione finanziaria annuale e semestrale, sull'attività svolta nonché sull'adeguatezza del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi;

•supportare, con un’adeguata attività istruttoria, le valutazioni e le decisioni del Consiglio di Amministrazione relative alla gestione di rischi derivanti da fatti pregiudizievoli di cui il Consiglio di Amministrazione sia venuto a conoscenza;

•esaminare l’analisi dei rischi svolta (a) con riferimento al Piano Industriale pluriennale del Gruppo IREN, in via preliminare rispetto alla sua approvazione da parte del Consiglio di Amministrazione; (b) con riferimento alle iniziative strategiche, fra cui le operazioni di merger & acquisition, poste in essere dalla Società e/o dalle società controllate, laddove rientrino nelle materie di competenza del Consiglio di Amministrazione di Iren;

•esprimere al Consiglio di Amministrazione della Società il proprio parere preventivo in merito alle proposte relative (a) alla nomina e alla revoca del Responsabile della funzione di Internal Audit; (b) all’adeguatezza

118 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

delle risorse al medesimo assegnate per l’espletamento delle proprie responsabilità; (c) alla definizione della relativa remunerazione in coerenza con le politiche aziendali;

•di concerto con il Comitato per la Remunerazione e le Nomine, in via preliminare rispetto alla sua approvazione da parte del Consiglio di Amministrazione, esaminare la politica della Società per la remunerazione degli Amministratori e dei Dirigenti con Responsabilità Strategiche del Gruppo, con particolare focus sui profili di rischio.

Il Comitato esprime inoltre al Consiglio di Amministrazione il proprio parere preventivo in merito alle proposte relative: (a) alla nomina e alla revoca del Responsabile della funzione di Internal Audit; (b) all’adeguatezza delle risorse al medesimo assegnate per l’espletamento delle proprie responsabilità; (c) alla definizione della relativa remunerazione in coerenza con le politiche aziendali.

Il Consiglio di Amministrazione di Iren S.p.A. ha altresì attribuito al Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità le funzioni consultive e propositive nei confronti dell’organo amministrativo in materia di sostenibilità infra elencate:

•esprimere pareri al Consiglio di Amministrazione della Società in merito (a) alla definizione di politiche di “sostenibilità” e di principi di comportamento, al fine di assicurare la creazione di valore nel tempo per gli azionisti e per tutti gli altri stakeholder; (b) alla definizione di un piano di sostenibilità (priorità strategiche, impegni e obiettivi) per lo sviluppo della responsabilità economica, ambientale e sociale del Gruppo;

•vigilare sulle politiche di “sostenibilità” e sul rispetto dei principi di comportamento eventualmente adottati in materia dalla Società e dalle sue controllate;

•esaminare i temi oggetto di istruttoria in termini di sostenibilità di lungo periodo dei principi fondanti e delle linee guida della pianificazione strategica, del piano industriale e della programmazione di breve periodo, vigilando sulle modalità di attuazione degli stessi;

•valutare, unitamente alla Funzione di Gruppo competente e sentita la Società di Revisione, il corretto utilizzo degli standard adottati ai fini della redazione delle informative non-contabili previste dalle vigenti normative;

•vigilare sul sistema di valutazione e di miglioramento degli impatti ambientali, economici e sociali derivanti dalle attività di impresa nei territori;

•esaminare le relazioni periodiche sull’attuazione delle modalità strutturate di confronto con gli stakeholder dei territori nei quali opera il Gruppo, anche attraverso strumenti quali i Comitati Territoriali, e quelle sulla coerenza alle tematiche di corporate social responsibility delle attività culturali e di promozione dell’immagine del Gruppo.

Con deliberazioni assunte in data 21 giugno 2022, il Consiglio di Amministrazione di Iren ha individuato quali membri del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità per il triennio 2022-2024:

•Francesca Culasso, ravvisando in capo alla medesima il possesso di una adeguata esperienza in materia contabile e finanziaria, nonché di controllo interno e di gestione dei rischi;

•Enrica Maria Ghia, ravvisando in capo alla medesima il possesso di una adeguata esperienza in materia di controllo interno e di gestione dei rischi;

•Giacomo Malmesi, ravvisando in capo al medesimo il possesso di una adeguata esperienza in materia di controllo interno e di gestione dei rischi;

•Tiziana Merlino, ravvisando in capo alla medesima il possesso di una adeguata esperienza in materia contabile e finanziaria e di gestione dei rischi.

In pari data, il Consiglio di Amministrazione di Iren S.p.A. in carica ha nominato il Presidente del CCRS nella persona della prof.ssa Francesca Culasso, in possesso dei requisiti di indipendenza ai sensi degli artt. 147-ter, comma 4, e 148, comma 3, TUF nonché ai sensi della Raccomandazione n. 7 del Codice.

Nel corso dell’esercizio 2022 il Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità ha tenuto in totale 17 riunioni (di cui 8 riunioni nella precedente composizione relativa al triennio 2019/2021, ivi comprendendo 1 riunione tenuta in via congiunta con il Comitato per la Remunerazione e le Nomine). Come da indicazioni del Codice e del vigente Regolamento del Comitato, a tutte le riunioni del Comitato hanno partecipato il Presidente del Collegio Sindacale e/o altro/i sindaco/i da lui designato/i.

Gruppo Iren 119

COMITATO PER LE OPERAZIONI CON PARTI CORRELATE

In ossequio a quanto stabilito dalla vigente Procedura OPC, il Consiglio di Amministrazione ha costituito un apposito Comitato per le Operazioni con Parti Correlate (“COPC”).

Il COPC è composto da quattro Amministratori in possesso dei requisiti di indipendenza previsti dagli artt. 147-ter, comma 4, e 148, comma 3, TUF e degli ulteriori requisiti previsti dalla Raccomandazione n. 7 del Codice. Al fine di garantire il doppio requisito dell’indipendenza e della non correlazione nella singola operazione da esaminare, nell’ambito della vigente Procedura OPC sono stati previsti i meccanismi per l’individuazione degli eventuali soggetti preposti, in via alternativa, all’istruttoria.

Nello specifico, fatte salve le competenze del CRN nel caso di operazioni aventi ad oggetto le remunerazioni degli Amministratori della Società e dei Dirigenti con Responsabilità Strategiche del Gruppo, è previsto che:

•ove possibile, il COPC venga integrato con altri Amministratori indipendenti e “non correlati nella singola operazione da esaminare” presenti nel Consiglio di Amministrazione della Società, attribuendo al medesimo organo amministrativo il compito di individuare, in ordine di anzianità, un Sotto Comitato composto da almeno due, per le operazioni di minor rilevanza, o tre, per le operazioni di maggior rilevanza, Amministratori indipendenti e non correlati in relazione alla singola operazione con Parte Correlata da esaminare;

•qualora non vi sia neppure un componente del COPC né del Consiglio di Amministrazione in possesso dei succitati requisiti di indipendenza e non correlazione, dell’istruttoria in relazione all’operazione da esaminare saranno investiti, quale Presidio Alternativo un Esperto Indipendente nominato dal Consiglio di Amministrazione della Società.

Con deliberazioni assunte in data 21 giugno 2022, il Consiglio di Amministrazione ha individuato quali membri del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate per il triennio 2022-2024 i seguenti amministratori:

•Licia Soncini;

•Francesca Grasselli;

•Giuliana Mattiazzo;

•Cristina Repetto

tutti in possesso dei requisiti di indipendenza sia ai sensi delle disposizioni del TUF, sia ai sensi della Raccomandazione n. 7 del Codice.

In data 21 giugno 2022, il COPC ha nominato il suo Presidente nella persona della dott.ssa Licia Soncini.

Nel corso dell’esercizio 2022 il COPC si è riunito 4 volte (di cui 2 volte nella precedente composizione relativa al triennio 2019/2021) elaborando, fra l’altro, pareri che sono allegati ai verbali delle riunioni del Comitato medesimo. Alle riunioni del Comitato hanno partecipato il Presidente del Collegio Sindacale e/o altro/i sindaco/i da lui designato/i.

120 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

COLLEGIO SINDACALE

Alla data della presente relazione, il Collegio Sindacale si compone di cinque sindaci effettivi e due sindaci supplenti che durano in carica per tre esercizi, con scadenza alla data dell'assemblea convocata per l'approvazione del bilancio relativo all'ultimo esercizio della loro carica e sono rieleggibili.

In data 6 maggio 2021, l'Assemblea degli Azionisti ha provveduto a nominare i membri dell’Organo di Controllo in carica, il cui mandato scade con l’approvazione del presente bilancio 2023.

Di seguito se ne riporta la composizione:

Carica

Nome e Cognome

Luogo di nascita

Data di nascita

Presidente

Michele Rutigliano

Milano

6 ottobre 1953

Sindaco Effettivo

Cristina Chiantia

Torino

7 maggio 1975

Sindaco Effettivo

Simone Caprari

Reggio Emilia

10 gennaio 1975

Sindaco Effettivo

Ugo Ballerini

Pisa

28 ottobre 1947

Sindaco Effettivo

Sonia Ferrero

Torino

19 gennaio 1971

Sindaco Supplente

Lucia Tacchino

Genova

18 aprile 1979

Sindaco Supplente

Fabrizio Riccardo Di Giusto

Collevecchio (RI)

20 giugno 1966

Gli artt. 27 e segg. dello Statuto, cui espressamente si rimanda, stabiliscono le modalità di nomina del Collegio Sindacale attraverso il voto di lista.

I membri del Collegio Sindacale assistono alle Assemblee ed alle riunioni del Consiglio di Amministrazione. La presenza di almeno un membro del Collegio Sindacale alle sedute del Consiglio di Amministrazione assicura l’informativa al Collegio Sindacale sull’attività svolta dalla società e sulle operazioni di maggior rilievo economico, finanziario e patrimoniale effettuate dalla stessa e dalle sue controllate ed in particolare sulle operazioni nelle quali gli amministratori abbiano un interesse.

Come precisato supra, in ottemperanza alle indicazioni del Codice, alle riunioni dei Comitati costituiti all’interno del Consiglio di Amministrazione tenutesi nel corso dell’esercizio 2022, hanno partecipato il Presidente del Collegio Sindacale e/o altro Sindaco Effettivo da lui designato.

Nello svolgimento della propria attività di vigilanza sull’adeguatezza del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, il Collegio Sindacale ha instaurato un flusso informativo con la Funzione Internal Audit e la Direzione Risk Management della Società.

Inoltre in qualità di “Comitato per il Controllo Interno e la Gestione dei Rischi” e coordinandosi con la Direzione Amministrazione, Finanza e Controllo della Società, il Collegio Sindacale ha monitorato, inter alia, (i) il processo di informativa finanziaria, (ii) la revisione legale del bilancio d’esercizio e del bilancio consolidato e (iii) la verifica dell’indipendenza della Società di revisione.

Nel corso del 2022 si sono tenute 12 riunioni del Collegio Sindacale. L’esito dell’attività di vigilanza e controllo svolta dal Collegio Sindacale in carica nel corso dell’esercizio, a far data dalla sua nomina, è riportata nella Relazione all’Assemblea predisposta ai sensi dell’art. 153 TUF e allegata al presente bilancio.

Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili e societari

L’incarico è ricoperto, alla data della presente Relazione, dalla dott.ssa Anna Tanganelli (Direttore Amministrazione, Finanza, Controllo e M&A), previa nomina/conferma da parte del Consiglio di Amministrazione del 21 giugno 2022, acquisito il parere del Collegio Sindacale.

Società di Revisione

Con l’approvazione del bilancio chiuso al 31 dicembre 2020, si è concluso l’incarico di revisione legale dei conti della Società conferito a PricewaterhouseCoopers S.p.A. per il novennio 2012-2020 dall’Assemblea degli Azionisti del 14 maggio 2012.

Come noto, su raccomandazione del Collegio Sindacale, in qualità di “Comitato per il controllo interno e la revisione contabile” l’Assemblea degli Azionisti, tenutasi in data 22 maggio 2019, ha conferito a KPMG S.p.A. l’incarico di revisione legale dei bilanci di IREN S.p.A. per il novennio 2021-2029. Tale delibera è stata assunta

Gruppo Iren 121

all’esito di un’articolata procedura di selezione che si è svolta in conformità alle previsioni dell’art. 16 Regolamento (UE) 537/2014 (il “Tender Process”).

Successivamente, in data 25 novembre 2019, la Capogruppo e KPMG hanno sottoscritto un Accordo Quadro contenente termini e condizioni (tecniche ed economiche) per lo svolgimento, per il novennio 2021-2029, da parte di KPMG S.p.A. (i) dell’attività di revisione legale dei bilanci di Iren, e (ii) dell’attività di revisione legale dei bilanci delle società consolidate incluse nel perimetro del Tender Process (l’”Accordo Quadro”). Inoltre, il medesimo Accordo Quadro contiene termini e condizioni (tecniche ed economiche) per lo svolgimento dell’attività di revisione limitata della DNF del Gruppo Iren per il triennio 2021-2023, con opzione di rinnovo per due ulteriori trienni.

Le Assemblee dei Soci di ciascuna società consolidata compresa nel perimetro del Tender Process, su proposta motivata dei rispettivi organi di controllo, hanno quindi conferito a KPMG S.p.A. l’incarico di revisione legale dei conti per il triennio 2021-2023 (con opzione di rinnovo per due ulteriori trienni), in conformità ai termini ed alle condizioni di cui all’Accordo Quadro.

Dopo la sottoscrizione dell’Accordo Quadro, il dinamismo che ha connotato il Gruppo, sia in termini di crescita per linee esterne, sia in termini di riorganizzazione interna, ha dato luogo a situazioni tali da comportare variazioni all’audit scope originario affidato da Iren a KPMG S.p.A. per il novennio 2021-2029. In considerazione delle novità medio tempore intervenute si è reso dunque necessario procedere alla modifica dell’Accordo Quadro una prima volta ad aprile 2021 e quindi nel primo semestre del 2023. La Società, anche in nome e per conto delle società direttamente e indirettamente controllate da Iren, e KPMG S.p.A. perfezioneranno, quindi, entro l’approvazione del bilancio di esercizio 2022 un Addendum all’Accordo Quadro, volto a: (i) estendere l’attività di revisione legale che KPMG S.p.A. è chiamata a svolgere, a decorrere dall’esercizio 2022, anche ai bilanci delle società medio tempore consolidate, seguendo l’approccio del revisore unico di gruppo cui è stato improntato il Tender Process; (ii) adeguare i termini e le condizioni di alcuni incarichi di revisione legale già conferiti a KPMG S.p.A..

Più in dettaglio, in relazione alla soprarichiamata crescita dimensionale del Gruppo ed alle variazioni dimensionali o di status giuridico subite dalle società di cui supra, l’incremento dei servizi di audit previsto nell’Addendum all’Accordo Quadro, riguarda le seguenti attività: (i) Revisione legale dei bilanci delle società controllate, (ii) Revisione legale del bilancio consolidato del Gruppo Iren, (iii) Revisione contabile limitata della situazione semestrale delle società controllate, (iv) Esame di conformità dei conti annuali separati predisposti ai sensi del Testo Integrato Unbundling Contabile, (v) Revisione contabile del prospetto dei saldi a debito e a credito nei confronti di Enti Pubblici, (vi) Revisione limitata della DNF del Gruppo Iren.

L’incremento di corrispettivo riconosciuto per l’intero Gruppo Iren, nel rispetto delle indicazioni di cui all’art. 5 dell’Accordo Quadro, è rispettivamente pari, in ragione d’anno, a: 141.276,00 euro, oltre a I.V.A., per quanto riguarda le attività indicate ai romanini da (i) a (v); e 6.300,00 euro, oltre a I.V.A., per quanto riguarda l’attività indicata al romanino (vi).

Cumulo massimo di incarichi ricoperti in altre società

Secondo il Codice, gli amministratori assicurano una disponibilità di tempo adeguata al diligente adempimento dei compiti ad essi attribuiti. Il Consiglio di Amministrazione, inoltre, sulla base dell’impegno richiesto agli amministratori per lo svolgimento dell’incarico in Iren, può esprimere il proprio orientamento in merito al numero massimo di incarichi negli organi di amministrazione o controllo in altre società quotate o di rilevanti dimensioni che possa essere considerato compatibile con un efficace svolgimento dell’incarico di amministratore della società, tenendo conto dell’impegno derivante dal ruolo ricoperto nonché della partecipazione dei Consiglieri ai Comitati costituiti all’interno del Consiglio. A tal fine può proporre ai Soci l’introduzione nello statuto sociale di particolari disposizioni finalizzate a regolare coerentemente la nomina degli amministratori.

Nel corso della seduta del 20 aprile 2022, il Consiglio di Amministrazione in allora in carica ha approvato, previa istruttoria del Comitato per la Remunerazione e le Nomine, il documento “Orientamenti del Consiglio di Amministrazione di IREN S.p.A. agli Azionisti sulla composizione quali-quantitativa del Consiglio di Amministrazione per il triennio 2022-2024”. Tale documento contiene, tra l’altro, i seguenti orientamenti in merito al numero massimo di incarichi degli Amministratori:

•un Amministratore Esecutivo non dovrebbe ricoprire: i. la carica di consigliere esecutivo in altra società quotata, italiana o estera, ovvero in una società con un patrimonio netto o un fatturato annuo consolidato superiore a euro 500 milioni; ii. la carica di consigliere non esecutivo o sindaco (o di membro di altro organo di controllo) in più di tre delle società sopra indicate sub (i);

•l’Amministratore Delegato non potrà assumere la carica di amministratore di un altro emittente non appartenente allo stesso gruppo, di cui sia Chief Executive Officer un altro amministratore della Società;

122 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

•un Amministratore Non Esecutivo (anche indipendente), oltre alla carica ricoperta nella Società, non dovrebbe ricoprire: iii. la carica di consigliere esecutivo in più di una società quotata, italiana o estera, ovvero con un patrimonio netto o un fatturato annuo consolidato superiore a euro 500 milioni e la carica di consigliere non esecutivo o di sindaco (o di membro di altro organo di controllo) in più di tre delle società indicate; ovvero iv. la carica di consigliere non esecutivo o di sindaco (o di membro di altro organo di controllo) in più di quattro delle società sopra indicate sub (iii).

Ai fini del calcolo del numero massimo di cariche non rilevano gli incarichi ricoperti all’interno delle società controllate del Gruppo IREN né dei Comitati al suo interno costituiti.

Il Consiglio, nelle valutazioni di ciascuna posizione soggettiva, da svolgersi nell’interesse della Società, potrà tenere in considerazione le circostanze concrete e gli impegni professionali (non limitati alla titolarità di cariche) del singolo Amministratore, sia per consentire eventualmente una deroga ai limiti di cariche, sia anche per prevedere un eventuale abbassamento del numero massimo di cariche detenibili. Il Consiglio di Amministrazione, se del caso, inviterà l’Amministratore ad assumere le conseguenti decisioni. La partecipazione dei singoli Amministratori attesa alle riunioni del Consiglio di Amministrazione e dei Comitati consiliari nel corso dell'esercizio non dovrà essere inferiore all'80%, salvi giustificati motivi.

A valle dell’insediamento del Consiglio di Amministrazione attualmente in carica, l’Organo Amministrativo ha preso atto, facendoli propri, degli orientamenti di cui sopra.

Politica per la gestione del dialogo con la generalità degli Azionisti e degli Investitori

IREN S.p.A. attribuisce, da sempre, grande importanza alla comunicazione continua, aperta e trasparente con la generalità degli Azionisti, degli Investitori e con il mercato poiché, da un lato, contribuisce a migliorare la loro comprensione delle strategie e dell’attività della Società e ad incentivarne l’impegno di lungo termine, e dall’altro permette alla Società di raccogliere elementi utili a indirizzare strategie, decisioni e piani d’azione, garantendo gli elevati standard di governance che la Società si è impegnata a perseguire. Il confronto, il dialogo e l’ascolto rappresentano un elemento cardine per la creazione di valore nel medio-lungo termine e per il miglioramento continuo delle strategie, degli obiettivi e dei risultati economici, ambientali, sociali e di governance, attraverso la comprensione delle esigenze e delle legittime richieste dei portatori di interessi.

In data 21 dicembre 2021, il Consiglio di Amministrazione di IREN S.p.A. ha approvato la “Politica per la gestione del dialogo con la generalità degli Azionisti e degli Investitori” in ossequio a quanto previsto dall’art. 1, Principio IV e Raccomandazione 3, del Codice di Corporate Governance, al quale la Società ha aderito.

Nel dettaglio, la Politica approvata disciplina il dialogo extra-assembleare tra il Consiglio di Amministrazione e i rappresentanti degli Azionisti e degli Investitori su tematiche di competenza consiliare, e definisce principi, regole e modalità di svolgimento di tale dialogo, individuando i destinatari, gli interlocutori, gli argomenti oggetto di discussione, le tempistiche e i canali di interazione.

Piani di contingency per Amministratori investiti di particolari cariche

In esecuzione alla Raccomandazione n. 24 del Codice di Corporate Governance, con deliberazione assunta in data 13 aprile 2021 il Consiglio di Amministrazione di IREN S.p.A., previa istruttoria da parte del Comitato per la Remunerazione e le Nomine e del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità di IREN S.p.A., ha approvato un piano di contingency per gli Amministratori investiti di particolari cariche (Presidente, Vicepresidente e Amministratore Delegato) della Società. Detto Piano è funzionale a far fronte, anche in misura temporanea e contingente, all’eventuale improvvisa cessazione anticipata dall’incarico ovvero a un eventuale impedimento temporaneo dall’esercizio della carica (in seguito anche “Evento”) che interessi uno dei soggetti menzionati, consentendo di mitigare e gestire il rischio di vuoto gestionale e preservando la società da interruzioni operative, nel rispetto della normativa, dello Statuto Sociale nonché avuto riguardo alle pattuizioni parasociali che disciplinano la governance di IREN S.p.A.

Regolamento per il Funzionamento e per la Gestione dell’Informativa del Consiglio di Amministrazione

In esecuzione alla Raccomandazione n. 11 del Codice di Corporate Governance, nel corso dell’esercizio 2021 sono state avviate le attività funzionali alla predisposizione di un Regolamento per il Funzionamento e per la Gestione dell’Informativa del Consiglio di Amministrazione. Detto Regolamento è stato approvato nella seduta tenutasi in data 15 febbraio 2022 dal Consiglio di Amministrazione in allora in carica. Nel corso della seduta del 13 ottobre

Gruppo Iren 123

2022, il Consiglio di Amministrazione attualmente in carica ha altresì approvato la versione aggiornata del medesimo Regolamento.

Il Regolamento, fermo restando quanto previsto dalle norme di legge e di regolamento, dallo Statuto di Iren S.p.A. e da altri documenti istituzionali societari, ha per scopo la formalizzazione di regole e procedure per il funzionamento delle sedute di Consiglio di Amministrazione anche al fine di assicurare un’efficace gestione dell’informativa consiliare. In particolare, il Regolamento disciplina i termini per l’invio preventivo dell’informativa e le modalità di tutela della riservatezza dei dati e delle informazioni fornite in modo da non pregiudicare la tempestività e la completezza dei flussi informativi, con l’obiettivo di consentire agli Amministratori di agire e deliberare in modo informato.

Amministratori incaricati del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi

Con deliberazione assunta in data 6 luglio 2022, avuto riguardo alla ripartizione delle deleghe in capo agli stessi, il Consiglio di Amministrazione di Iren ha individuato, quali Amministratori incaricati del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi (in seguito “Amministratori incaricati SCIGR”), l’ing. Luca Dal Fabbro (Presidente), l’ing. Gianni Vittorio Armani (Amministratore Delegato e Direttore Generale) e il dott. Moris Ferretti (Vicepresidente), ciascuno per quanto attiene le funzioni e le deleghe di propria spettanza8.

Ciascun Amministratore incaricato SCIGR, con riferimento alle aree di propria competenza e nel rispetto delle deleghe conferite, è investito delle funzioni infra indicate:

•curare l’identificazione dei principali rischi aziendali, tenendo conto delle caratteristiche delle attività svolte da Iren S.p.A. e dalle sue controllate e verificare affinché i medesimi vengano sottoposti periodicamente all’esame del Consiglio di Amministrazione; più nel dettaglio, nell’attuale sistema di governance, l’Amministratore incaricato SCIGR con deleghe in materia di Risk Management, d’intesa con gli altri Amministratori incaricati SCIGR, per quanto di rispettiva competenza, sottopone altresì all’esame del Consiglio di Amministrazione le Risk Policies ed il Piano di Audit;

•dare esecuzione alle linee di indirizzo definite dal Consiglio di Amministrazione, curando la progettazione, la realizzazione e la gestione del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi e verificandone costantemente l’adeguatezza e l’efficacia;

•occuparsi dell’adattamento di tale sistema alla dinamica delle condizioni operative e del panorama legislativo e regolamentare;

•chiedere alla funzione Internal Audit lo svolgimento di verifiche su specifiche aree operative e sul rispetto delle regole e procedure interne nell’esecuzione di operazioni aziendali, dandone contestuale comunicazione al Presidente del Consiglio di Amministrazione, al Presidente del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità e al Presidente del Collegio Sindacale;

•riferire tempestivamente al Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità (o al Consiglio di Amministrazione) in merito a problematiche e criticità emerse nello svolgimento della propria attività o di cui abbia avuto comunque notizia, affinché il Comitato (o il Consiglio) possa prendere le opportune iniziative.

Ad integrazione di quanto sopra, compete all’Amministratore incaricato SCIGR con deleghe in materia di Internal Audit e Compliance (nell’attuale sistema, trattasi del Vicepresidente), d’intesa con il Presidente e con l’Amministratore Delegato (che, parimenti, ricoprono il ruolo di Amministratori incaricati SCIGR), proporre al Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità, per il parere di competenza, e al Consiglio di Amministrazione, per la relativa decisione, la nomina, la revoca e la remunerazione del Responsabile della funzione di Internal Audit.

Requisiti degli amministratori

Tutti i membri del Consiglio di Amministrazione della Società in carica sono muniti dei requisiti di onorabilità di cui all'articolo 147-quinquies TUF. Al 31 dicembre 2022 i Consiglieri di Amministrazione Francesca Culasso, , Pietro Paolo Giampellegrini, Enrica Maria Ghia, Francesca Grasselli, , Giacomo Malmesi, Giuliana Mattiazzo, Tiziana Merlino, Gianluca Micconi, Patrizia Paglia, Cristina Repetto e Licia Soncini sono inoltre in possesso dei requisiti di indipendenza previsti sia dalle disposizioni del TUF (cfr. artt. 147-ter, comma 4, e 148, comma 3, TUF) sia dalla Raccomandazione n. 7 del Codice secondo le soluzioni di Corporate Governance adottate da IREN S.p.A.

124 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022

Modello organizzativo ai sensi del D. Lgs. 231/2001

Iren e le principali società del Gruppo hanno adottato Modelli di organizzazione, gestione e controllo ai sensi del D. Lgs. n. 231/2001 con l’obiettivo di configurare un sistema strutturato ed organico di procedure e di attività di controllo volte a prevenire, per quanto possibile, condotte che possano comportare la commissione dei reati contemplati dal D. Lgs. 231/2001. Accanto al Modello di Organizzazione Gestione e Controllo, Iren S.p.A. ha adottato, con delibera del Consiglio di Amministrazione del 10 dicembre 2010, anche il Codice Etico. Tale documento è stato più volte aggiornato nel corso degli anni ed è stato approvato nella sua attuale versione dal Consiglio di Amministrazione in data 18 dicembre 2020.

Nel corso dell’anno 2022 è proseguito il Progetto di revisione ed aggiornamento dei Modelli di Organizzazione, gestione e controllo delle principali Società del Gruppo, al fine di garantirne la costante coerenza con le variazioni organizzative intervenute e con l’introduzione da parte del legislatore di nuovi reati presupposto, in modo che essi mantengano nel tempo l’effettiva capacità di prevenire la commissione dei reati 231. I Modelli 231 aggiornati sono stati poi sottoposti agli Organismi di Vigilanza, presentati ai Consigli di Amministrazione delle singole Società per la loro approvazione e pubblicati in versione integrale sui siti intranet delle Società. Iren e le principali società del Gruppo hanno istituito, con delibera del Consiglio di Amministrazione, un Organismo di Vigilanza ai sensi dell'art.6 del D.Lgs. 231/2001, con il compito di vigilare sul funzionamento e l’osservanza del modello e di curarne l’aggiornamento. Il Consiglio di Amministrazione di Iren S.p.A. nel 2022 ha confermato la composizione collegiale del proprio Organismo di Vigilanza nominando tre professionisti esterni con competenze legali, di corporate governance, organizzative ed economico-finanziarie, con l'obiettivo di soddisfare i requisiti di autonomia, indipendenza e professionalità richiesti dalla norma. Il Consiglio di Amministrazione ha nominato altresì un Referente interno dell’OdV al fine di assicurare il coordinamento e la continuità d’azione dell’Organismo stesso e la costante individuazione di un riferimento nella Società. L’Organismo di Vigilanza di IREN S.p.A. svolge, avvalendosi delle competenti funzioni aziendali, vigilanze sugli ambiti di attività risultati a rischio ai sensi del D. Lgs. 231/2001 e riferisce semestralmente al Consiglio di Amministrazione circa le attività svolte e le risultanze emerse. Ove ritenuto necessario, l’Organismo di Vigilanza esprime suggerimenti volti a migliorare il sistema di controllo delle attività e ne monitora l’attuazione.

Sia la parte generale del Modello sia il Codice Etico sono disponibili sul sito internet della Società.

Gruppo Iren 125

PROPOSTE DEL CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE ALL’ASSEMBLEA DEGLI AZIONISTI

PROPOSTE RELATIVE AI PUNTI ALL’ORDINE DEL GIORNO “Bilancio di esercizio al 31 dicembre 2022; Relazione sulla gestione, Relazione del Collegio Sindacale e della Società di Revisione” e “Proposta di destinazione dell’utile d’esercizio: deliberazioni inerenti e conseguenti”

Signori Azionisti,

in relazione a quanto precedentemente esposto, Vi proponiamo:

•di approvare il Bilancio di esercizio al 31 dicembre 2022 di Iren S.p.A. e la Relazione sulla Gestione predisposta dal Consiglio di Amministrazione;

•di approvare la proposta di destinazione dell’utile di esercizio pari ad Euro 258.687.824,16 come segue:

−quanto ad Euro 12.934.391,21, pari al 5% dell’utile di esercizio, a riserva legale;

−quanto a massimi Euro 143.102.451,47 a dividendo agli Azionisti, corrispondente ad Euro 0,11 per ciascuna delle massime n. 1.300.931.377 azioni ordinarie costituenti il capitale sociale della Società, con la precisazione che le eventuali azioni proprie non beneficeranno del dividendo; il dividendo sarà posto in pagamento a partire dal giorno 21 giugno 2023, con stacco cedola il 19 giugno 2023 e record date il 20 giugno 2023;

−in una apposita riserva di utili portati a nuovo, l’importo residuo pari ad almeno Euro 102.650.981,48.

Reggio Emilia, lì 23 marzo 2023

Per il Consiglio di Amministrazione

Il Presidente

Luca Dal Fabbro

126 Bilancio Consolidato e Note Illustrative al 31 dicembre 2022

Gruppo Iren 127

Bilancio Consolidato

e Note Illustrative

al 31 dicembre 2022

128 Bilancio Consolidato e Note Illustrative al 31 dicembre 2022

PROSPETTO DELLA SITUAZIONE PATRIMONIALE - FINANZIARIA

migliaia di euro

Note

31.12.2022

di cui particorrelate

31.12.2021Rideterminato(a) (b)

di cui particorrelate

01.01.2021Rideterminato(b)

di cui particorrelate

ATTIVITA'

Immobili impianti e macchinari

(1)

4.366.722

3.939.662

3.798.958

Investimenti immobiliari

(2)

2.015

2.456

2.764

Attività immateriali a vita definita

(3)

2.826.692

2.522.771

2.320.092

Avviamento

(4)

237.966

192.480

169.255

Partecipazioni contabilizzate con il metodo del Patrimonio Netto

(5)

211.320

217.339

221.613

Altre partecipazioni

(6)

10.188

8.469

4.020

Attività derivanti da contratti con i clienti non correnti

(7)

146.286

77.262

82.230

Crediti commerciali non correnti

(8)

30.888

23.641

20.824

18.753

20.412

13.273

Attività finanziarie non correnti

(9)

169.057

52.016

131.766

78.769

173.736

128.800

Altre attività non correnti

(10)

88.917

128

37.167

66.670

6.944

Attività per imposte anticipate

(11)

340.866

427.572

372.768

Totale attività non correnti

8.430.917

75.785

7.577.768

97.566

7.232.518

149.017

Rimanenze

(12)

139.359

111.812

65.642

Attività derivanti da contratti con i clienti correnti

(13)

198.590

46.391

3.175

Crediti commerciali

(14)

1.409.435

61.564

1.063.926

124.188

885.921

119.629

Attività per imposte correnti

(15)

38.263

7.114

9.622

Crediti vari e altre attività correnti

(16)

438.915

385.061

766

317.082

Attività finanziarie correnti

(17)

256.376

9.799

370.516

10.352

96.674

8.831

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

(18)

788.402

606.888

890.169

Attività possedute per la vendita

(19)

16.802

1.144

1.285

Totale attività correnti

3.286.142

71.404

2.592.852

135.306

2.269.570

128.473

TOTALE ATTIVITA'

11.717.059

147.189

10.170.620

232.872

9.502.088

277.490

a)I saldi comparativi al 31 dicembre 2021 sono stati rideterminati per tenere conto, alla data di acquisizione, come previsto dall’IFRS 3, degli effetti derivanti dal completamento dell’allocazione del prezzo di acquisizione al fair value definitivo delle attività e passività acquisite (Purchase Price Allocation) delle società Sidiren e Iren Energy Solutions. Per maggiori informazioni si rinvia al Capitolo IV. Aggregazioni aziendali.

b)Il Gruppo presenta una terza colonna nella situazione patrimoniale-finanziaria all'inizio del periodo precedente, in quanto il cambiamento di principi contabili ha un effetto materiale sull'informativa del prospetto. Per maggiori informazioni si rinvia al paragrafo Cambiamento di principi contabili all’interno del Capitolo V. Principi contabili e criteri di valutazione.

Gruppo Iren 129

migliaia di euro

Note

31.12.2022

di cui particorrelate

31.12.2021Rideterminato(a) (b)

di cui particorrelate

01.01.2021Rideterminato(b)

di cui particorrelate

PATRIMONIO NETTO

Patrimonio netto attribuibile agli azionisti

Capitale sociale

1.300.931

Riserve e Utili (Perdite) a nuovo

1.218.137

966.512

847.800

Risultato netto del periodo

226.017

303.172

239.172

Totale patrimonio netto attribuibile agli azionisti della controllante

2.745.085

2.570.615

2.387.903

Patrimonio netto attribuibile alle minoranze

446.069

379.976

376.844

TOTALE PATRIMONIO NETTO

(20)

3.191.154

2.950.591

2.764.747

PASSIVITA'

Passività finanziarie non correnti

(21)

4.266.014

3.549.612

611

3.829.543

2.013

Benefici ai dipendenti

(22)

90.948

105.601

109.027

Fondi per rischi ed oneri

(23)

404.781

422.989

409.091

Passività per imposte differite

(24)

142.221

188.725

209.317

Debiti vari e altre passività non correnti

(25)

505.131

149

495.809

124

488.006

138

Totale passività non correnti

5.409.095

149

4.762.736

735

5.044.984

2.151

Passività finanziarie correnti

(26)

294.575

9.745

465.959

3.141

279.277

4.755

Debiti commerciali

(27)

2.279.400

38.333

1.523.705

22.329

977.906

40.230

Passività derivanti da contratti con i clienti correnti

(28)

39.209

89.262

28.279

Debiti vari e altre passività correnti

(29)

261.131

261.057

121

317.168

363

Debiti per imposte correnti

(30)

34.969

48.674

5.309

Fondi per rischi ed oneri quota corrente

(31)

207.526

68.636

84.418

Passività correlate ad attività possedute per la vendita

(32)

Totale passività correnti

3.116.810

48.078

2.457.293

25.591

1.692.357

45.348

TOTALE PASSIVITA'

8.525.905

48.227

7.220.029

26.326

6.737.341

47.499

TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA'

11.717.059

48.227

10.170.620

26.326

9.502.088

47.499

130 Bilancio Consolidato e Note Illustrative al 31 dicembre 2022

PROSPETTO DI CONTO ECONOMICO

migliaia di euro

Note

Esercizio 2022

di cui particorrelate

Esercizio2021Rideterminato

di cui particorrelate

Ricavi

Ricavi per beni e servizi

(33)

7.627.961

327.514

4.826.741

345.416

- di cui non ricorrenti

(42.634)

Altri proventi

(34)

235.082

6.520

129.130

7.742

Totale ricavi

7.863.043

334.034

4.955.871

353.158

Costi operativi

Costi materie prime sussidiarie di consumo e merci

(35)

(4.582.060)

(3.908)

(1.990.495)

(60.053)

Prestazioni di servizi e godimento beni di terzi

(36)

(1.669.325)

(56.337)

(1.421.590)

(38.376)

Oneri diversi di gestione

(37)

(81.582)

(10.788)

(87.832)

(9.503)

Costi per lavori interni capitalizzati

(38)

55.655

43.382

Costo del personale

(39)

(531.060)

(483.498)

Totale costi operativi

(6.808.372)

(71.033)

(3.940.033)

(107.932)

MARGINE OPERATIVO LORDO

1.054.671

1.015.838

Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni

Ammortamenti

(40)

(522.591)

(478.320)

Accantonamenti a fondo svalutazione crediti

(41)

(63.465)

(53.521)

Altri accantonamenti e svalutazioni

(41)

(4.880)

(30.321)

Totale ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni

(590.936)

(562.162)

RISULTATO OPERATIVO

463.735

453.676

Gestione finanziaria

(42)

Proventi finanziari

23.201

261

28.173

2.179

Oneri finanziari

(105.108)

(48)

(74.553)

(231)

- di cui non ricorrenti

(20.864)

Totale gestione finanziaria

(81.907)

213

(46.380)

1.948

Rettifica di valore di partecipazioni

(43)

5.211

6.019

Risultato di partecipazioni contabilizzate con il metodo del patrimonio netto al netto degli effetti fiscali

(44)

11.758

10.294

Risultato prima delle imposte

398.797

423.609

Imposte sul reddito

(45)

(128.851)

(90.208)

- di cui non ricorrenti

(27.254)

32.371

Risultato netto delle attività in continuità

269.946

333.401

Risultato netto da attività operative cessate

(46)

Risultato netto del periodo

269.946

333.401

attribuibile a:

- Utile (perdita) del periodo attribuibile agli azionisti

226.017

303.172

- Utile (perdita) del periodo attribuibile alle minoranze

(47)

43.929

30.229

Utile per azione ordinarie e di risparmio

(48)

- base (euro)

0,18

0,24

- diluito (euro)

0,18

0,24

I saldi comparativi al 31 dicembre 2021 sono stati rideterminati per tenere conto, alla data di acquisizione, come previsto dall’IFRS 3, degli effetti derivanti dal completamento dell’allocazione del prezzo di acquisizione al fair value definitivo delle attività e passività acquisite (Purchase Price Allocation) delle società Sidiren e Iren Energy Solutions. Per maggiori informazioni si rinvia al Capitolo IV. Aggregazioni aziendali.

Gruppo Iren 131

PROSPETTO DELLE ALTRE COMPONENTI DI CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO

migliaia di euro

Esercizio 2022

Esercizio2021Rideterminato

Utile/(perdita) del periodo - Gruppo e Terzi (A)

269.946

333.401

Altre componenti di conto economico complessivo che saranno successivamente riclassificate a Conto Economico

- quota efficace delle variazioni di fair value della copertura di flussi finanziari

107.049

7.646

- variazioni di fair value delle attività finanziarie

- quota degli altri utili/(perdite) delle imprese valutate con il metodo del patrimonio netto

114

- variazione della riserva di traduzione

840

752

Effetto fiscale delle altre componenti di conto economico complessivo

(26.363)

(1.505)

Totale altre componenti di conto economico complessivo che saranno successivamente riclassificate a Conto Economico, al netto dell’effetto fiscale (B1)

(49)

81.640

6.912

Altre componenti di conto economico complessivo che non saranno successivamente riclassificate a Conto Economico

- utili (perdite) attuariali piani per dipendenti a benefici definiti (IAS19)

11.399

(3.046)

- quota degli altri utili/(perdite) delle imprese valutate con il metodo del patrimonio netto relativi ai piani per dipendenti a benefici definiti (IAS 19)

Effetto fiscale delle altre componenti di conto economico complessivo

(2.807)

392

Totale altre componenti di conto economico complessivo che non saranno successivamente riclassificate a Conto Economico, al netto dell’effetto fiscale (B2)

(49)

8.592

(2.651)

Totale Utile/(perdita) complessiva (A)+(B1)+(B2)

360.178

337.662

attribuibile a:

- Utile (perdita) del periodo attribuibile agli azionisti

311.906

306.530

- Utile (perdita) del periodo attribuibile alle minoranze

48.272

31.132

132 Bilancio Consolidato e Note Illustrative al 31 dicembre 2022

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DELLE VOCI DI PATRIMONIO NETTO

Capitale sociale

Riserva sovrap- prezzo Emissione azioni

Riserva legale

Riserva copertura flussi finanziari

Altre riserve e Utile (perdite) accumulate

31/12/2020 Rideterminato

1.300.931

133.019

76.713

(19.501)

657.569

Operazioni con i soci

Dividendi agli azionisti

Utile non distribuito

10.503

106.777

Acquisto azioni proprie

(4.042)

Variazione area di consolidamento

326

Cambio interessenze

1.545

Altri movimenti

240

Totale operazioni con i soci

10.503

104.846

Conto economico complessivo rilevato nel periodo

Utile netto del periodo

Altre componenti di Conto Economico complessivo

5.036

(1.673)

Totale conto economico complessivo rilevato nel periodo

5.036

(1.673)

31/12/2021 Rideterminato

1.300.931

133.019

87.216

(14.465)

760.742

Capitale sociale

Riserva sovrap- prezzo Emissione azioni

Riserva legale

Riserva copertura flussi finanziari

Altre riserve e Utile (perdite) accumulate

31/12/2021 Rideterminato

1.300.931

133.019

87.216

(14.465)

760.742

Operazioni con i soci

Dividendi agli azionisti

Utile non distribuito

10.943

157.506

Acquisto azioni proprie

Variazione area di consolidamento

Cambio interessenze

(1.928)

Altri movimenti

(786)

Totale operazioni con i soci

10.943

154.792

Conto economico complessivo rilevato nel periodo

Utile netto del periodo

Altre componenti di Conto Economico complessivo

77.107

8.783

Totale conto economico complessivo rilevato nel periodo

77.107

8.783

31/12/2022

1.300.931

133.019

98.159

62.642

924.317

Gruppo Iren 133

migliaia di euro

Totale riserve e Utili (perdite) accumulate

Risultato del periodo

Totale patrimonio netto attribuibile agli azionisti

Patrimonio netto attribuibile alle minoranze

Totale Patrimonio netto

31/12/2020 Rideterminato

847.800

239.172

2.387.903

376.844

2.764.747

Operazioni con i soci

Dividendi agli azionisti

(121.892)

(27.390)

(149.282)

Utile non distribuito

117.280

(117.280)

Acquisto azioni proprie

(4.042)

Variazione area di consolidamento

326

1.766

2.092

Cambio interessenze

1.545

(6.009)

(4.464)

Altri movimenti

240

3.638

3.878

Totale operazioni con i soci

115.349

(239.172)

(123.823)

(27.995)

(151.818)

Conto economico complessivo rilevato nel periodo

Utile netto del periodo

303.172

30.229

333.401

Altre componenti di Conto Economico complessivo

3.363

898

4.261

Totale conto economico complessivo rilevato nel periodo

3.363

303.172

306.535

31.127

337.662

31/12/2021 Rideterminato

966.512

303.172

2.570.615

379.976

2.950.591

migliaia di euro

Totale riserve e Utili (perdite) accumulate

Risultato del periodo

Totale patrimonio netto attribuibile agli azionisti

Patrimonio netto attribuibile alle minoranze

Totale Patrimonio netto

31/12/2021 Rideterminato

966.512

303.172

2.570.615

379.976

2.950.591

Operazioni con i soci

Dividendi agli azionisti

(134.723)

(29.987)

(164.710)

Utile non distribuito

168.449

(168.449)

Acquisto azioni proprie

Variazione area di consolidamento

48.623

Cambio interessenze

(1.928)

(1.590)

(3.518)

Altri movimenti

(786)

776

(10)

Totale operazioni con i soci

165.735

(303.172)

(137.437)

17.822

(119.615)

Conto economico complessivo rilevato nel periodo

Utile netto del periodo

226.017

43.929

269.946

Altre componenti di Conto Economico complessivo

85.890

4.342

90.232

Totale conto economico complessivo rilevato nel periodo

85.890

226.017

311.907

48.271

360.178

31/12/2022

1.218.137

226.017

2.745.085

446.069

3.191.154

134 Bilancio Consolidato e Note Illustrative al 31 dicembre 2022

RENDICONTO FINANZIARIO

migliaia di euro

Esercizio 2022

Esercizio2021Rideterminato

A. Disponibilità liquide iniziali

606.888

890.169

Flusso finanziario generato dall'attività operativa

Risultato del periodo

269.946

333.401

Rettifiche per:

Imposte del periodo

128.851

90.208

Quota del risultato di collegate e joint ventures

(11.758)

(10.294)

Oneri (proventi) finanziari netti

81.907

46.380

Ammortamenti attività materiali e immateriali

522.591

478.320

Svalutazioni (Rivalutazioni) nette di attività

(3.717)

18.676

Accantonamenti a fondo svalutazione crediti

63.465

53.521

Accantonamenti netti a fondi

155.485

38.570

(Plusvalenze) Minusvalenze

(555)

825

Erogazioni benefici ai dipendenti

(9.624)

(10.373)

Utilizzo fondo rischi e altri oneri

(33.955)

(39.424)

Variazione altre attività non correnti

(34.016)

30.929

Variazione debiti vari e altre passività non correnti

4.374

492

Imposte pagate

(194.274)

(102.550)

Flussi finanziari per transazioni su mercati derivati commodities

65.915

(25.583)

Altre variazioni patrimoniali

752

(901)

Variazione rimanenze

(25.746)

(48.574)

Variazione attività derivanti da contratti con i clienti

(218.747)

(35.823)

Variazione crediti commerciali

(183.190)

(317.767)

Variazione crediti per imposte correnti e altre attività correnti

(30.982)

(84.500)

Variazione debiti commerciali

600.235

533.763

Variazione passività derivanti da contratti con i clienti

(50.053)

61.124

Variazione debiti per imposte correnti e altre passività correnti

(13.847)

(59.948)

B. Disponibilità liquide nette generate dall'attività operativa

1.083.057

950.472

Flusso finanziario da (per) attività di investimento

Investimenti in attività materiali e immateriali

(897.565)

(757.775)

Investimenti in attività finanziarie

(39.455)

(4.488)

Realizzo investimenti

5.959

7.011

Acquisizione di società controllate al netto della cassa acquisita

(213.983)

(60.419)

Dividendi incassati

2.941

3.878

C. Disponibilità liquide nette generate dall'attività di investimento

(1.142.103)

(811.793)

Flusso finanziario da attività di finanziamento

Acquisto azioni proprie

(4.042)

Erogazione di dividendi

(157.611)

(149.458)

Acquisto quote di partecipazioni in imprese consolidate

(1.658)

(4.464)

Nuovi finanziamenti a lungo termine

780.000

205.000

Rimborsi di finanziamenti a lungo termine

(413.422)

(293.765)

Rimborso debiti finanziari per leasing

(14.223)

(11.509)

Variazione altri debiti finanziari

(11.402)

(17.746)

Variazione crediti finanziari

148.439

(71.972)

Interessi pagati

(90.875)

(75.930)

Interessi incassati

1.312

1.926

D. Disponibilità liquide nette generate dall'attività di finanziamento

240.560

(421.960)

E. Flusso monetario del periodo (B+C+D)

181.514

(283.281)

F. Disponibilità liquide finali (A+E)

788.402

606.888

Gruppo Iren 135

NOTE ILLUSTRATIVE

PREMESSA

Iren S.p.A., è una società di diritto italiano, multiutility quotata alla Borsa Italiana, nata il 1° luglio 2010 dall’unione tra IRIDE ed ENÌA. La Società ha sede in Italia, a Reggio Emilia in Via Nubi di Magellano 30. Nel corso del 2021 non risultano cambiamenti nella denominazione sociale.

Il Gruppo è strutturato secondo un modello che prevede una holding industriale e quattro società responsabili delle singole linee di business operanti nelle principali sedi operative a Genova, La Spezia, Parma, Piacenza, Reggio Emilia, Torino e Vercelli.

I settori di attività nei quali il Gruppo opera sono:

•Reti (Reti di distribuzione dell’energia elettrica, Reti distribuzione del gas, Servizio Idrico Integrato)

•Ambiente (Raccolta e Smaltimento rifiuti)

•Energia (Produzione Idroelettrica e da altre fonti rinnovabili, Cogenerazione elettrica e calore, Reti di Teleriscaldamento, Produzione termoelettrica, Illuminazione Pubblica, Servizi global service, servizi di efficienza energetica)

•Mercato (Vendita energia elettrica, gas, calore)

•Altri servizi (Laboratori, Telecomunicazioni ed altri minori).

Nell’apposito paragrafo XIII, Informativa per settori di attività, sono presentate le informazioni richieste dall’IFRS 8.

Il bilancio consolidato della società, per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2021, comprende i bilanci della Società e delle sue controllate (unitamente, il "Gruppo" e, singolarmente, le "entità del Gruppo") e la quota di partecipazione del Gruppo in società a controllo congiunto e in società collegate, valutate secondo il metodo del patrimonio netto.

I.CONTENUTO E FORMA DEL BILANCIO CONSOLIDATO

Il Bilancio consolidato al 31 dicembre 2022 del Gruppo Iren è stato redatto nel rispetto dei Principi Contabili Internazionali (IFRS) emessi dall’International Accounting Standards Board e omologati dall’Unione Europea, nonché dei provvedimenti emanati in attuazione dell’art. 9 del D. Lgs. n. 38/2005. Per IFRS si intendono anche tutti i principi contabili internazionali rivisti (IAS/IFRS), tutte le interpretazioni dell’International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC), precedentemente denominato Standing Interpretations Committee (SIC).

Nella predisposizione del presente bilancio consolidato, sono stati applicati gli stessi principi contabili adottati nella redazione del Bilancio dell’esercizio precedente, ad eccezione di quanto riportato nei paragrafi “Cambiamento di principi contabili” e “Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni applicati dal 1° gennaio 2022”.

Il bilancio è redatto sulla base del principio del costo storico, fatta eccezione per alcuni strumenti finanziari valutati al fair value e per i corrispettivi potenziali derivanti da un’aggregazione aziendale (i.e opzioni put ad azionisti di minoranza) che sono valutati al fair value, nonché sul presupposto della continuità aziendale. Il Gruppo non ha rilevato particolari rischi connessi all’attività dell’impresa e/o le eventuali incertezze rilevate che potrebbero generare dubbi sulla continuità aziendale.

Il presente bilancio consolidato è espresso in euro, moneta funzionale della società. Tutti gli importi espressi in euro sono stati arrotondati alle migliaia nel presente fascicolo di bilancio. In ragione dell’arrotondamento operato, si potrebbe verificare la casistica in cui le tabelle di dettaglio riportate nel presente documento rilevino una differenza nell’ordine di una unità di euro migliaia. Si ritiene che tale casistica non alteri l’attendibilità ed il valore informativo del presente bilancio.

136 Bilancio Consolidato e Note Illustrative al 31 dicembre 2022

Schemi di bilancio

Gli schemi di bilancio adottati dal Gruppo Iren per la redazione del presente bilancio sono gli stessi applicati nella predisposizione del bilancio chiuso al 31 dicembre 2021.

In linea con quanto precedentemente pubblicato, per la situazione patrimoniale-finanziaria la classificazione delle attività e passività è effettuata secondo il criterio “corrente/non corrente”, con specifica separazione delle attività e passività cessate o destinate ad essere cedute. Le attività correnti, che includono disponibilità liquide e mezzi equivalenti, sono quelle destinate a essere realizzate, cedute o consumate nel normale ciclo operativo del Gruppo o nei dodici mesi successivi alla chiusura dell’esercizio; le passività correnti sono quelle per le quali è prevista l’estinzione nel normale ciclo operativo del Gruppo o nei dodici mesi successivi alla chiusura dell’esercizio.

Il Conto Economico è classificato in base alla natura dei costi. In aggiunta al Risultato Operativo, il prospetto di Conto Economico evidenzia il totale intermedio del Margine Operativo Lordo ottenuto sottraendo al totale ricavi il totale dei costi operativi.

Il rendiconto finanziario è presentato utilizzando il metodo indiretto. La configurazione di liquidità analizzata nel rendiconto finanziario include le disponibilità di cassa e di conto corrente bancario.

Pubblicazione del bilancio

Il Bilancio è stato autorizzato alla pubblicazione dal Consiglio di Amministrazione di Iren S.p.A. nella riunione del 23 marzo 2023. Il Consiglio di Amministrazione ha autorizzato il Presidente e l’Amministrazione Delegato ad apportare al bilancio quelle modifiche che risultassero necessarie od opportune per il perfezionamento della forma nel periodo di tempo intercorrente fino alla data di approvazione da parte dell’Assemblea degli Azionisti.

L’assemblea degli azionisti che sarà convocata per l’approvazione del bilancio separato della Capogruppo ha la facoltà di richiedere modifiche al suddetto bilancio consolidato.

Utilizzo di valori stimati e assunzioni da parte del management

Stime

La redazione del Bilancio Consolidato comporta l’effettuazione di stime, scelte valutative e assunzioni che hanno effetto sui valori dei ricavi, dei costi, delle attività e delle passività, anche potenziali, e sull’informativa presentata. Tali stime e assunzioni si basano sulle esperienze pregresse e su altri fattori considerati ragionevoli nella fattispecie, in particolare quando il valore delle attività e passività non risulta facilmente desumibile da fonti comparabili.

Le stime e assunzioni sono state utilizzate sull’applicazione dei principi contabili in particolare per valutare le seguenti poste di bilancio:

i ricavi da contratti con i clienti: i ricavi delle vendite di energia elettrica, gas e calore ai clienti finali sono rilevati al momento della fornitura dell'elettricità o del gas e comprendono, oltre a quanto fatturato in base a letture periodiche (e di competenza dell’esercizio) oppure in base ai volumi comunicati dai distributori e dai trasportatori, una stima dell’energia elettrica e del gas erogati nell’esercizio ma non ancora fatturati, quale differenza tra l’energia elettrica e gas immessi nella rete di distribuzione e quelli fatturati nell’esercizio, calcolata tenendo conto delle eventuali perdite di rete. I ricavi tra la data di ultima lettura e la fine dell’esercizio si basano su stime del consumo giornaliero del cliente, principalmente fondate sul suo profilo storico, rettificato per riflettere le condizioni atmosferiche o altri fattori che possono influire sui consumi oggetto di stima.

impairment delle attività non finanziarie: attività quali immobili, impianti e macchinari, investimenti immobiliari, attività immateriali, attività consistenti nel diritto di utilizzo di un’attività sottostante, avviamento e partecipazioni in società collegate/joint ventures subiscono una riduzione di valore quando il loro valore contabile supera il valore recuperabile, rappresentato dal maggiore fra il fair value, al netto dei costi di dismissione, e il valore d’uso. Il valore recuperabile è sensibile alle stime e alle assunzioni utilizzate per la determinazione dell’ammontare dei flussi di cassa e ai tassi di attualizzazione applicati. Tuttavia, possibili variazioni negli assunti di base su cui si basano tali calcoli potrebbero produrre differenti valori recuperabili. Le informazioni sulle principali assunzioni utilizzate per stimare il valore recuperabile delle attività con riferimento agli impatti relativi al cambiamento climatico nonché quelle relative alle variazioni di tali assunzioni sono fornite nella nota 4 “Avviamento”.

Perdite attesa su attività finanziarie: alla fine di ciascuna data di riferimento del bilancio, il Gruppo rileva un fondo per le perdite attese sui crediti commerciali e altre attività finanziarie valutate al costo ammortizzato, gli strumenti di debito valutati al fair value rilevato a Conto economico complessivo, le attività derivanti da contratti con i clienti e tutte le altre attività rientranti nell’ambito di applicazione dell’impairment. I fondi per perdite attese sulle attività finanziarie si basano su assunzioni riguardanti il rischio di default e la

Gruppo Iren 137

misurazione delle perdite attese. Nel formulare tali assunzioni e selezionare gli input per il calcolo della perdita attesa, il management utilizza il proprio giudizio professionale, basato sulla esperienza pregressa del Gruppo, sulle condizioni di mercato attuali, oltre che su stime prospettiche alla fine di ciascuna data di riferimento del bilancio.

Determinazione della vita utile di attività non finanziarie. Nel determinare la vita utile di immobili, impianti e macchinari e attività immateriali aventi vita utile definita, il Gruppo considera non solo i benefici economici futuri - contenuti nelle attività - fruiti tramite il loro utilizzo, ma anche molti altri fattori, quali il deterioramento fisico, l’obsolescenza del prodotto o servizio forniti dal bene (ad es. tecnica, tecnologica o commerciale), restrizioni legali o altri vincoli similari (ad es. sicurezza, ambientali, ecc.) nell’utilizzo del bene, se la vita utile del bene dipende dalla vita utile di altri beni. Per maggiori dettagli su tale aspetto, si rimanda alla Nota 1 “Attività Materiali”.

la vita utile di immobili, impianti e macchinari. I beni devolvibili sono ammortizzati in base alla scadenza dei rispettivi decreti di concessione. Il Decreto-legge 14 dicembre 2018, n. 135 (Disposizioni urgenti in materia di sostegno e semplificazione per le imprese e per la pubblica amministrazione – cd. “D.L. Semplificazioni”) convertito, con modificazioni, dalla legge 11 febbraio 2019, n. 12, disciplina il nuovo regime di remunerazione delle c.d. Opere Bagnate relativamente alle concessioni di grande derivazione per impianti idroelettrici; la nuova normativa stabilisce che le c.d. Opere Bagnate siano trasferite senza compenso alle Regioni. Qualora il Gestore abbia effettuato nuovi investimenti durante la vita utile e purché tali investimenti siano autorizzati o assentiti dalla Pubblica Amministrazione competente, il Gestore avrà diritto ad una remunerazione limitatamente al valore non ammortizzato. Per quel che concerne le c.d. "opere asciutte" (beni materiali compresi nel ramo d'azienda del concessionario uscente e non ricadenti nella categoria delle "opere bagnate", le cosiddette opere non devolvibili), la nuova normativa non ha introdotto modifiche e pertanto al concessionario uscente spetta un corrispettivo determinato sulla base del valore di ricostruzione a nuovo diminuito nella misura dell'ordinario degrado. Conseguentemente, al fine renderlo coerente con la nuova normativa, è stato rideterminato il piano di ammortamento delle Opere Bagnate riferibili alle concessioni scadute, anche tenendo conto delle possibili date di riassegnazione delle stesse, che, sulla base della normativa precedente, era stato interrotto a partire dal bilancio 2012.

Pur riconoscendo che la nuova normativa introduce importanti novità in materia di trasferimento della titolarità del ramo d’azienda relativo all’esercizio delle concessioni idroelettriche, risultano evidenti tutte le difficoltà legate all’applicazione pratica dei suddetti principi cui rimangono associate delle incertezze che non consentono di effettuare una stima affidabile del valore che potrà essere recuperato al termine delle attuali concessioni (valore residuo).

Pertanto, il management ha ritenuto di non poter procedere a una stima ragionevole e affidabile del valore residuo.

Dato che la norma in oggetto impone comunque al concessionario subentrante di riconoscere un corrispettivo al concessionario uscente, il management ha riconsiderato il periodo di ammortamento dei beni definiti come gratuitamente devolvibili prima della legge n. 134/2012 (fino all’esercizio chiuso al 31 dicembre 2011, stante la loro gratuita devoluzione, il periodo di ammortamento era commisurato al termine più ravvicinato fra quello della concessione o della vita utile del singolo bene), commisurandolo non più alla durata della concessione ma, se più ampia, alla vita utile del singolo bene: per tale ragione il management ha iniziato nell’esercizio 2021 un percorso valutativo atto a periziare gli impianti detenuti dal Gruppo al fine di andare ad indentificare la vista residua degli stessi che ha riguardato gli impianti di San Mauro e Valle Orco. Tale percorso è proseguito nell’esercizio 2022 relativamente agli altri impianti idroelettrici e si proceduto alla modifica prospettica dei valori contabili delle attività coinvolte.

la determinazione del fair value degli strumenti derivati e di alcune attività finanziarie. Il fair value degli strumenti finanziari è determinato sulla base di prezzi direttamente osservabili sul mercato, ove disponibili, o, per gli strumenti finanziari non quotati, utilizzando specifiche tecniche di valutazione (principalmente basate sul present value) che massimizzano l’utilizzo di input osservabili sul mercato. Nelle rare circostanze ove ciò non fosse possibile, gli input sono stimati dal management tenendo conto delle caratteristiche degli strumenti oggetto di valutazione. Per ulteriori dettagli sugli strumenti finanziari misurati al fair value, si rimanda al capitolo VI Gestione dei rischi finanziari di Gruppo. Variazioni nelle assunzioni effettuate nella stima dei dati di input potrebbero avere effetti sul fair value rilevato per tali strumenti, soprattutto nel contesto attuale nel quale i mercati sono volatili e le prospettive economiche altamente incerte e soggette a rapidi cambiamenti. Quando le valutazioni sono soggette ad una significativa incertezza di misurazione a causa del contesto attuale e vi è un ampio intervallo di stime possibili del fair value, il Gruppo è tenuto ad applicare giudizio nel determinare il punto all'interno di tale intervallo maggiormente rappresentativo del fair value in tali circostanze.

138 Bilancio Consolidato e Note Illustrative al 31 dicembre 2022

Hedge accounting. L’hedge accounting è applicato ai derivati al fine di riflettere in bilancio gli effetti delle strategie di risk management. A tale scopo, il Gruppo documenta all’inception della transazione, la relazione tra lo strumento di copertura e l’elemento coperto, così come gli obiettivi e la strategia di risk management. Inoltre, il Gruppo valuta, sia all’inception della relazione che su base sistematica, se gli strumenti di copertura sono altamente efficaci nel compensare le variazioni nel fair value o nei flussi di cassa degli elementi coperti. Sulla base del giudizio degli Amministratori, la valutazione dell’efficacia basata sull’esistenza di una relazione economica tra gli strumenti di copertura e gli elementi coperti, la dominanza del rischio di credito nelle variazioni di valore e l’hedge ratio, così come la misurazione dell’inefficacia, sono valutate mediante un assessment qualitativo o un calcolo quantitativo, a seconda degli specifici fatti e circostanze e delle caratteristiche degli strumenti di copertura e degli elementi coperti. In relazione alle coperture dei flussi di cassa di transazioni future, il management valuta e documenta che le stesse siano altamente probabili e presentino un’esposizione alle variazioni dei flussi di cassa che impatti il Conto economico. Per maggiori dettagli circa le assunzioni chiave sulla valutazione dell’efficacia e la misurazione dell’inefficacia, si rinvia al capitolo VI Gestione dei rischi finanziari di Gruppo.

La determinazione dell’ammontare dei fondi per rischi e oneri futuri. Il Gruppo è parte in diversi procedimenti civili, amministrativi e fiscali, collegati al normale svolgimento delle proprie attività, che potrebbero generare passività di importo significativo, per i quali non è sempre oggettivamente possibile prevedere l’esito finale. La valutazione dei rischi legati ai suddetti procedimenti è basata su elementi complessi che per loro natura implicano il ricorso a giudizio degli Amministratori, anche tenendo conto degli elementi acquisiti da parte di consulenti esterni che assistono il Gruppo, con riferimento alla loro classificazione tra le passività potenziali ovvero tra le passività. Sono stati costituiti fondi destinati a coprire tutte le passività significative per i casi in cui i legali abbiano constatato la probabilità di un esito sfavorevole e una stima ragionevole dell’importo della spesa. Il Gruppo determina se prendere in considerazione ciascun trattamento fiscale incerto separatamente o congiuntamente a uno o più trattamenti fiscali incerti, nonché se riportare l’effetto dell’incertezza usando il metodo dell’importo più probabile o il metodo del valore atteso, scegliendo quello che, secondo le sue proiezioni, meglio prevede la soluzione dell'incertezza, tenuto conto delle normative fiscali. Il Gruppo effettua un significativo ricorso al giudizio professionale nell’identificare le incertezze sui trattamenti ai fini delle imposte sul reddito e riesamina i giudizi e le stime effettuate in presenza di un cambiamento dei fatti e delle circostanze che potrebbe modificare la conclusione sull'accettabilità di un determinato trattamento fiscale oppure sulla stima degli effetti dell'incertezza, o entrambi. Per ulteriori dettagli circa le imposte sul reddito, si rinvia alla Nota 45 Imposte sul reddito.

Contratti onerosi. Al fine di identificare un contratto oneroso, il Gruppo stima i costi non discrezionali necessari per l'adempimento delle obbligazioni assunte (incluse le eventuali penali) nell’ambito del contratto e i benefici economici che si suppone si otterranno dallo stesso contratto.

Valutazione dell’esistenza dell’influenza notevole su una società collegata. Le società collegate sono quelle in cui il Gruppo esercita un’influenza notevole, ossia il potere di partecipare alla determinazione delle decisioni circa le politiche finanziarie e gestionali della società partecipata senza esercitare il controllo o il controllo congiunto su queste politiche. In linea generale, si presume che il Gruppo abbia un’influenza notevole quando lo stesso detiene una partecipazione di almeno il 20%. Al fine di determinare l’esistenza dell’influenza notevole è richiesto il giudizio del management che deve valutare tutti i fatti e le circostanze. Il Gruppo riesamina l’esistenza dell’influenza notevole quando i fatti e le circostanze indicano che c’è stata una variazione di uno o più elementi considerati per la verifica dell’esistenza di tale influenza notevole. Per ulteriori dettagli sulle partecipazioni del Gruppo in società collegate, si rinvia alla nota 5 “Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto”.

Applicazione dell’IFRIC 12 “Accordi per servizi in concessione” alle concessioni. L’IFRIC 12 si applica agli accordi per servizi in concessione da “pubblico a privato”, i quali possono essere definiti come contratti che obbligano un concessionario a fornire servizi pubblici, ossia a dare accesso ai principali servizi economici e sociali, per un determinato periodo di tempo per conto dell’Autorità pubblica (ossia, il concedente). In questi contratti, il concedente trasferisce al concessionario il diritto di gestire le infrastrutture utilizzate per fornire tali servizi pubblici.

Le stime e le ipotesi sono riviste regolarmente. Le eventuali variazioni derivanti dalla revisione delle stime contabili sono rilevate nel periodo in cui la revisione viene effettuata qualora la stessa interessi solo quel periodo. Nel caso in cui la revisione interessi periodi sia correnti sia futuri, la variazione è rilevata nel periodo in cui la revisione viene effettuata e nei relativi periodi futuri.

La criticità insita in tali valutazioni è riferita al ricorso ad assunzioni e giudizi relativi a tematiche per loro natura incerte, ed è amplificata in ragione della peculiarità e della varietà dei business in cui il Gruppo opera. Inoltre,

Gruppo Iren 139

eventuali modifiche delle condizioni alla base delle assunzioni e dei giudizi adottati potrebbero determinare un impatto significativo sui risultati degli esercizi successivi.

II.PRINCIPI DI CONSOLIDAMENTO

Nell’area di consolidamento rientrano le società controllate, le società a controllo congiunto e le società collegate.

Società controllate

Sono considerate controllate le imprese in cui il Gruppo esercita il controllo, così come definito dall’ IFRS 10 – Bilancio consolidato. Il controllo esiste quando la Capogruppo ha contemporaneamente:

• il potere decisionale sulla partecipata, ossia la capacità di dirigerne le attività rilevanti, cioè quelle attività che hanno un’influenza significativa sui risultati della stessa;

• il diritto a risultati (positivi o negativi) variabili rivenienti dalla sua partecipazione nell’entità;

• la capacità di utilizzare il proprio potere decisionale per determinare l’ammontare dei risultati rivenienti dalla sua partecipazione nell’entità.

I bilanci delle imprese controllate sono inclusi nel bilancio consolidato a partire dalla data in cui si assume il controllo fino al momento in cui tale controllo cessa di esistere.

Le quote di patrimonio netto e del risultato attribuibili ai soci di minoranza sono indicate separatamente rispettivamente nello stato patrimoniale e nel conto economico consolidati.

Le società controllate sono consolidate con il metodo integrale, che prevede l’eliminazione delle operazioni infragruppo e di eventuali utili e perdite non realizzati.

Si evidenzia inoltre che: a) tutte le modifiche nella quota di interessenza che non costituiscono una perdita di controllo sono trattate come equity transactions e quindi hanno contropartita a patrimonio netto; b) quando una società controllante cede il controllo in una propria partecipata, ma continua comunque a detenere un’interessenza nella società, valuta la partecipazione mantenuta in bilancio al fair value ed imputa eventuali utili o perdite derivanti dalla perdita del controllo a conto economico.

Società a controllo congiunto

Sono società sulla cui attività il Gruppo ha un controllo congiunto, in virtù di accordi contrattuali. Il controllo congiunto, così come definito dall’IFRS 11 – Accordi a controllo congiunto, è la “condivisione su base contrattuale, del controllo di un accordo che esiste unicamente quando per le decisioni riguardanti le attività rilevanti è richiesto il consenso unanime di tutte le parti”.

In presenza di società miste pubblico-privato, data l’oggettiva possibilità da parte del socio pubblico di esercitare la propria influenza sulla società, oltre che attraverso gli accordi di governance, anche in virtù della propria natura di ente pubblico, la sussistenza del controllo congiunto viene valutata, oltre che con riferimento alla lettera degli accordi contrattuali, valutando l’effettiva possibilità da parte del socio privato di controllare congiuntamente le decisioni strategiche relative alla società partecipata.

Gli accordi a controllo congiunto si distinguono in 2 tipologie:

una Joint Venture (JV) è un accordo nel quale le parti vantano diritti sulle attività nette dell’accordo. Le Joint Ventures sono valutate con il metodo del patrimonio netto;

una Joint Operation (JO) è un accordo in base al quale i soci non si limitano esclusivamente a partecipare al risultato netto della società, ma esercitano diritti sulle sue attività e hanno obbligazioni per le sue passività. In questo caso si procede al consolidamento integrale delle attività/ricavi su cui il socio esercita tali diritti e delle passività/costi di cui il socio si assume gli obblighi.

Società collegate (contabilizzate con il metodo del patrimonio netto)

Sono considerate collegate le società nelle quali il Gruppo esercita un’influenza notevole, ma non il controllo o il controllo congiunto, sulle politiche finanziarie ed operative. Il bilancio consolidato include la quota di pertinenza del Gruppo dei risultati delle collegate, contabilizzate con il metodo del patrimonio netto, a partire dalla data in cui inizia l’influenza notevole fino al momento in cui tale influenza notevole cessa di esistere.

Le partecipazioni valutate al Patrimonio Netto sono contabilizzate per un importo pari alla corrispondente frazione del patrimonio netto risultante dall’ultimo bilancio disponibile, rettificato per tenere conto delle differenze tra prezzo pagato e patrimonio alla data di acquisto e per eventuali operazioni infragruppo, se

140 Bilancio Consolidato e Note Illustrative al 31 dicembre 2022

significative.

Le quote di risultato d’esercizio derivanti dall’applicazione del metodo del patrimonio netto sono iscritte in conto economico nella linea “Risultato di collegate e joint ventures contabilizzate con il metodo del patrimonio netto”, mentre la quota delle altre componenti di conto economico complessivo è iscritta nel prospetto delle altre componenti di conto economico complessivo.

L’eccedenza del costo di acquisto rispetto alla percentuale spettante al Gruppo del valore corrente delle attività, passività attuali e potenziali identificabili della società collegata o della joint venture alla data di acquisizione è riconosciuto come avviamento, incluso nel valore della partecipazione e assoggettato a impairment test con le stesse modalità descritte nel paragrafo precedente.

Il rischio derivante da eventuali perdite eccedenti il patrimonio netto è rilevato in apposito fondo nella misura in cui la partecipante è impegnata ad adempiere ad obbligazioni legali o implicite nei confronti dell’impresa partecipata o comunque a coprire le sue perdite.

I dividendi da partecipazioni sono contabilizzati nel momento in cui sorge il diritto all’incasso, che normalmente corrisponde alla delibera assembleare di distribuzione dei dividendi.

Aggregazioni aziendali

Il Gruppo contabilizza le aggregazioni aziendali applicando il metodo dell’acquisizione quando l’insieme di attività e beni acquisiti soddisfa la definizione di attività aziendale e il Gruppo ottiene il controllo. Nello stabilire se un determinato insieme di attività e beni rappresenta un’attività aziendale, il Gruppo valuta se detto insieme comprende, come minimo, un fattore di produzione e un processo sostanziale e se ha la capacità di creare produzione.

Il Gruppo ha la facoltà di effettuare un ‘test di concentrazione’ che consente di accertare con una procedura semplificata che l’insieme acquisito di attività e beni non è un’attività aziendale. Il test di concentrazione facoltativo è positivo se quasi tutto il fair value delle attività lorde acquisite è concentrato in un’unica attività identificabile o in un gruppo di attività identificabili aventi caratteristiche similari.

Il corrispettivo trasferito e le attività nette identificabili acquisite sono solitamente rilevati al fair value. Il valore contabile dell’eventuale avviamento viene sottoposto al test di impairment annualmente per identificare eventuali perdite per riduzioni di valore. Eventuali utili derivanti da un acquisto a prezzi favorevoli vengono rilevati immediatamente nel prospetto di Conto Ecomomico alla voce Rettifica di valore di partecipazioni, mentre i costi correlati all’aggregazione, diversi da quelli relativi all’emissione di titoli di debito o di strumenti rappresentativi di capitale, sono rilevati come spese nell’utile/(perdita) dell’esercizio quando sostenuti.

Dal corrispettivo trasferito sono esclusi gli importi relativi alla risoluzione di un rapporto preesistente. Normalmente tali importi sono rilevati nell’utile/(perdita) dell’esercizio.

Il corrispettivo potenziale viene rilevato al fair value alla data di acquisizione. Se il corrispettivo potenziale che soddisfa la definizione di strumento finanziario viene classificato come patrimonio netto, non viene sottoposto a successiva valutazione e la futura estinzione è contabilizzata direttamente nel patrimonio netto. Gli altri corrispettivi potenziali sono valutati al fair value ad ogni data di chiusura dell’esercizio e le variazioni del fair value sono rilevate nell’utile/(perdita) dell’esercizio.

Nel caso in cui gli incentivi riconosciuti nel pagamento basato su azioni (incentivi sostitutivi) sono scambiati con incentivi posseduti da dipendenti dell’acquisita (incentivi dell’acquisita), il valore di tali incentivi sostitutivi dell’acquirente è interamente o parzialmente incluso nella valutazione del corrispettivo trasferito per l’aggregazione aziendale. Tale valutazione prende in considerazione la differenza del valore di mercato degli incentivi sostitutivi rispetto a quello degli incentivi dell’acquisita e la proporzione di incentivi sostitutivi che si riferisce a prestazione di servizi precedenti all’aggregazione.

Perdita del controllo

In caso di perdita del controllo, il Gruppo elimina le attività e le passività della società controllata, le eventuali partecipazioni di terzi e le altre componenti di patrimonio netto relative alle società controllate. Qualsiasi utile o perdita derivante dalla perdita del controllo viene rilevato nell’utile/(perdita) dell’esercizio. Qualsiasi partecipazione mantenuta nella ex società controllata viene valutata al fair value alla data della perdita del controllo.

Gruppo Iren 141

Transazioni eliminate nel processo di consolidamento

Nella predisposizione del bilancio consolidato sono eliminati tutti i saldi e le operazioni significative tra le società del Gruppo, così come gli utili e le perdite non realizzate su operazioni infragruppo. Gli utili e le perdite non realizzati generati su operazioni con imprese a controllo congiunto sono eliminati in funzione del valore della quota di partecipazione del Gruppo in tali imprese. Su tutte le rettifiche di consolidamento è valutato il relativo effetto fiscale.

III.AREA DI CONSOLIDAMENTO

L’area di consolidamento comprende le società nelle quali la Capogruppo esercita, direttamente o indirettamente, il controllo, le società a controllo congiunto e le società collegate.

Società Capogruppo:

Iren S.p.A.

Società consolidate con il metodo integrale

Sono consolidate integralmente le quattro società responsabili delle singole linee di business e le loro controllate dirette e indirette.

1)Iren Ambiente e le società da questa controllate:

•ACAM Ambiente

•AMIAT V e la controllata:

oAMIAT

•Bonifiche Servizi Ambientali (già Unieco Holding Ambiente)

•Bonifica Autocisterne

•I.Blu

•Iren Ambiente Parma

•Iren Ambiente Piacenza

•Iren Ambiente Toscana e le controllate:

oFutura

oScarlino Energia

oSEI Toscana e le controllate:

Ekovision

Valdisieve

oValdarno Ambiente e le controllate:

CRCM

TB

•Manduriambiente

•ReCos

•Rigenera Materiali

•San Germano

•Territorio e Risorse

•TRM

•Uniproject

2)Iren Energia e le società da questa controllate:

•Asti Energia e Calore

•Dogliani Energia

•Iren Smart Solutions e la controllata:

oAlfa Solutions e la controllata

Lab 231

•Maira e la controllata:

oFormaira

142 Bilancio Consolidato e Note Illustrative al 31 dicembre 2022

•Iren Green Generation (già Puglia Holding) e le controllate:

oIren Green Generation Tech (già ASI Troia FV1)

oLimes 1

oLimes 2

oMara Solar

oOmnia Power

oPalo Energia

oPiano Energia

oSolleone Energia

oTraversa Energia

•Valle Dora Energia

3)Iren Mercato e le società da questa controllate:

•Alegas

•Salerno Energia Vendite

4)IRETI e le società da questa controllate:

•ACAM Acque

•ASM Vercelli

•Consorzio GPO

•Iren Laboratori

•Iren Acqua e la controllata:

oIren Acqua Tigullio

•IRETI Gas

•Minerva e la controllata

oATENA Trading

•Nord Ovest Servizi

•Società dell’Acqua Potabile (SAP)

La variazione area di consolidamento integrale per l’esercizio 2022 è dovuta all’acquisizione del controllo delle società Iren Green Generation (già Puglia Holding), Iren Green Generation Tech (già ASI Troia FV1), Palo Energia, Piano Energia, Solleone Energia, Traversa Energia, Valdarno Ambiente, C.R.C.M., Alegas, Dogliani Energia, Valle Dora Energia, Società dell’Acqua Potabile (SAP), SEI Toscana, Ekovision, Valdisieve, Mara Solar, Limes 1, Limes 2 e Omnia Power. Per maggiori dettagli su tali operazioni si rimanda al successivo capitolo IV. Aggregazioni aziendali.

Dal punto di vista degli assetti partecipativi, si segnala che sono variate le seguenti interessenze:

•in data 19 aprile 2022 è stato ricostituito il capitale di Scarlino Energia S.p.A. che è stato interamente sottoscritto da Iren Ambiente Toscana S.p.A. che ne è quindi diventata unico socio;

•in data 20 aprile 2022 con l’operazione di conferimento della partecipazione in TB, che ha contribuito all’acquisizione del controllo della neocostituita Valdarno Ambiente, il Gruppo ha diluito la sua interessenza effettiva nella società TB passando dal 90,09% al 38,07%, non perdendo il controllo della stessa;

•in data 1° luglio 2022 il Gruppo, a seguito del consolidamento della partecipata SEI Toscana, ha incrementato del 20% la propria quota partecipativa nella controllata Futura;

•in data 1° luglio 2022 Iren Energia ha acquistato un’ulteriore 15,77% delle quote della controllata Maira e pertanto, a seguito di tale operazione, il Gruppo detiene del 82% del capitale della società;

•in data 15 novembre 2022 SEI Toscana ha acquistato un’ulteriore 19% delle quote della controllata Ekovision e pertanto, a seguito di tale operazione, il Gruppo detiene il 100% del capitale della società.

Inoltre, nel corso dell’esercizio 2022, hanno avuto efficacia alcune operazioni societarie che, pur non comportando variazioni dell’area di consolidamento, hanno determinato uno snellimento della struttura partecipativa del Gruppo o sono finalizzate a future operazioni di razionalizzazione del Gruppo:

•la fusione per incorporazione di SidIren in Salerno Energia Vendite, con efficacia 1° febbraio 2022;

•la fusione per incorporazione di Iren Energy Solutions in Iren Smart Solutions efficace a partire dal 1° marzo 2022;

•la fusione per incorporazione di Produrre Pulito in Iren Ambiente, con efficacia 1° giugno 2022;

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•le fusioni per incorporazione di Picena Depur in Uniproject e di Scarlino Immobiliare in Iren Ambiente, entrambe efficaci a partire dal 1° luglio 2022;

•la costituzione della società IRETI Gas in data 15 settembre 2022;

•la costituzione della società Minerva in data 30 dicembre 2022.

Si segnala inoltre che nel corso dell’esercizio 2022 è stata liquidata e, conseguentemente, cancellate dal registro delle imprese la società Borgo Ambiente.

Per il dettaglio delle società controllate, delle società a controllo congiunto e delle società collegate si rinvia agli elenchi inclusi tra gli Allegati.

144 Bilancio Consolidato e Note Illustrative al 31 dicembre 2022

IV.AGGREGAZIONI AZIENDALI

AGGREGAZIONI AZIENDALI AVVENUTE NELL’ESERCIZIO 2022

Le aggregazioni aziendali effettuate dal Gruppo nel corso dell’esercizio 2022 hanno riguardato l’acquisizione del controllo delle società:

• Iren Green Generation (già Puglia Holding) e delle sue controllate (Iren Green Generation Tech, Palo Energia, Piano Energia, Solleone Energia, Traversa Energia);

• Valdarno Ambiente e della sua controllata C.R.C.M.;

• Alegas;

• Valle Dora Energia;

• Società dell’Acqua Potabile (SAP);

• SEI Toscana e delle sue controllate Ekovision e Valdisieve.

Per tali operazioni il Gruppo ha sostenuto costi inerenti a spese legali e notarili per 415 migliaia di euro e costi per due diligence per 209 migliaia di euro. Tali costi sono stati inclusi rispettivamente nelle voci di conto economico “Spese legali e notarili” e “Consulenze tecniche, amministrative, commerciali e spese pubblicitarie”.

Aggregazioni aziendali contabilizzate in maniera definitiva

Puglia Holding (ora Iren Green Generation)

Il 16 febbraio 2022 il Gruppo ha perfezionato l’acquisizione da European Energy del 100% di Puglia Holding (ora Iren Green Generation), detentrice di cinque Special Purpose Vehicles (SPV) dedicati alla produzione di energia elettrica da fonte solare fotovoltaico, per un corrispettivo pari a 188.648 migliaia di euro:

•ASI Troia FV1 (ora Iren Green Generation Tech), nel Comune di Troia (provincia di Foggia), intestataria delle autorizzazioni di costruzione e gestione di due parchi fotovoltaici in funzione dal 2021 presso le località di San Vincenzo e Montevergine, per una capacità installata complessiva pari a 103 MW;

•Palo Energia, Piano Energia, Solleone Energia e Traversa Energia, titolari di quattro parchi fotovoltaici relativi al complesso di Palo del Colle (Provincia di Bari), per una capacità installata complessiva di 18,5 MW, entrati in esercizio a inizio 2022.

Nel periodo di 11 mesi chiuso al 31 dicembre 2022, le controllate hanno generato ricavi pari a 53.704 migliaia di euro e un utile di 26.426 migliaia di euro, interamente inclusi nel presente bilancio consolidato. Nel calcolare i suddetti importi, la direzione aziendale ha ipotizzato che le rettifiche di fair value alla data di acquisizione sarebbero state le stesse anche se l’acquisizione fosse avvenuta il 1° gennaio 2022.

Nella tabella seguente viene riportato il valore delle attività acquisite e delle passività assunte identificabili.

migliaia di euro

Valori nominali

FV Adjustment

Fair value

Attività materiali

98.346

Attività immateriali a vita definita

1.294

54.688

55.982

Crediti commerciali

8.199

Crediti per imposte correnti

Crediti vari e altre attività correnti

14.303

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

6.968

Fondi per rischi ed oneri

(457)

Passività per imposte differite

(15)

(15.422)

(15.437)

Passività finanziarie correnti

(616)

Debiti commerciali

(4.787)

Debiti vari e altre passività correnti

(784)

Debiti per imposte correnti

(2.330)

Totale attività identificabili nette

120.124

39.266

159.390

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Dall’analisi svolta ai fini dell’allocazione del prezzo di acquisto sono stati identificati gli asset intangibili derivanti dall’autorizzazione unica per gli impianti fotovoltaici e dal valore della tariffa incentivata riconosciuta per l’energia prodotta e immessa in rete.

Il fair value dell’autorizzazione unica pari a 35.768 migliaia di euro è stato determinato prendendo a riferimento operazioni comparabili osservabili sul mercato. La valutazione della tariffa incentivata pari a 18.920 migliaia di euro è stata fatta utilizzando il metodo dei flussi di cassa attualizzati (DCF). Si riportano di seguito le principali assunzioni utilizzate per la valutazione della tariffa incentivata:

•Vita utile: 18 anni;

•Tasso di attualizzazione dei flussi di cassa: 4,60%;

•Tax Rate medio applicato: 28,2%.

L’avviamento derivante dall’acquisizione è stato rilevato come illustrato nella tabella segue.

migliaia di euro

Fair value del corrispettivo trasferito (disponibilità liquide)

188.648

Fair value delle attività nette identificabili

(159.390)

Avviamento

29.258

L’avviamento derivante dall’acquisizione si riferisce principalmente al valore reddituale che verrà generato nel corso della vita residua degli impianti. L’avviamento rilevato in bilancio non sarà deducibile ai fini dell’imposta sui redditi.

Valdarno Ambiente e CRCM

Il 20 aprile 2022 il Gruppo, attraverso un’operazione di conferimento di partecipazioni, ha perfezionato l’acquisizione del controllo della neocostituita Valdarno Ambiente (holding di partecipazioni) e della sua controllata CRCM. In particolare, i passaggi vari societari intervenuti hanno portato alla costituzione di Valdarno Ambiente le cui quote ad aprile 2022 erano detenute da Iren Ambiente Toscana per il 43,54% e dalla collegata CSAI per il 56,46%.

Nella stessa data sono stati firmati da CSAI e IREN Ambiente Toscana dei patti parasociali per la governance della partecipata che conferiscono a Iren Ambiente Toscana la capacità attuale di dirigere le attività rilevanti di Valdarno Ambiente. All’interno dei patti parasociali era inizialmente prevista la facoltà a favore del socio CSAI di cedere ad Iren Ambiente Toscana la partecipazione, o parte di essa, detenuta in Valdarno Ambiente. Tale facoltà è stata successivamente eliminata attraverso un nuovo accordo sottoscritto da CSAI e Iren Ambiente Toscana.

In conseguenza dei vari conferimenti Valdarno Ambiente detiene il 100% della società TB (già controllata in precedenza dal Gruppo), il 76,06% della società CRCM e il 16,367% della società SEI Toscana.

Infine, in data 29 giugno 2022 Iren Ambiente Toscana ha sottoscritto un ulteriore aumento di capitale in denaro per 5.073.770 euro e in conseguenza delle operazioni precedentemente descritte le quote di partecipazione in Valdarno Ambiente sono detenute per il 56,02% da Iren Ambiente Toscana e per il 43,98% da CSAI.

Nel periodo di 9 mesi chiuso al 31 dicembre 2022, le controllate hanno generato ricavi pari a 1.515 migliaia di euro e una perdita di 115 migliaia di euro. La direzione aziendale ritiene che se l’acquisizione fosse avvenuta il 1° gennaio 2022, l’impatto sui ricavi consolidati sarebbe ammontato a 2.046 migliaia di euro e sul risultato consolidato dell’esercizio sarebbe stato pari a -39 migliaia di euro.

146 Bilancio Consolidato e Note Illustrative al 31 dicembre 2022

Nella tabella seguente viene riportato il valore delle attività acquisite e delle passività assunte identificabili.

migliaia di euro

Fair value

Attività materiali

2.471

Attività immateriali a vita definita

191

Partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto

6.262

Attività finanziarie non correnti

164

Altre attività non correnti

Attività per imposte anticipate

Rimanenze

Crediti commerciali

1.071

Crediti per imposte correnti

Crediti vari e altre attività correnti

300

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

1.294

Passività finanziarie non correnti

(1.756)

Benefici ai dipendenti

(120)

Debiti vari e altre passività non correnti

(1)

Debiti commerciali

(221)

Debiti vari e altre passività correnti

(97)

Debiti per imposte correnti

(28)

Totale attività identificabili nette

9.633

I crediti commerciali comprendono importi contrattuali lordi per 1.090 migliaia di euro, di cui 19 migliaia di euro ritenuti inesigibili alla data di acquisizione.

Dall’analisi svolta ai fini dell’allocazione del prezzo di acquisto della società Valdarno Ambiente e della controllata CRCM non sono emerse differenze tra il fair value delle attività acquisite e delle passività assunte identificabili ed il loro valore netto contabile alla data di acquisizione.

L’avviamento derivante dall’acquisizione è stato rilevato come illustrato nella tabella segue.

migliaia di euro

Strumenti rappresentativi di capitale

4.114

Fair value delle attività nette identificabili

(9.633)

Interessenze delle minoranze nelle attività nette identificabili

5.796

Avviamento

277

L’avviamento derivante dall’acquisizione si riferisce principalmente al progetto di sviluppo di piattaforme per il recupero e valorizzazione di rifiuti di legno e imballaggi di carta e cartone. L’avviamento rilevato in bilancio non sarà deducibile ai fini dell’imposta sui redditi.

Alegas

Il 21 aprile 2022 il Gruppo ha perfezionato l’acquisizione dell’80% di Alegas da AMAG S.p.A., multiutility con sede ad Alessandria, per un corrispettivo pari a 17.150 migliaia di euro.

Alegas opera nella vendita di gas ed energia elettrica ed ha un portafoglio di 43 mila clienti per lo più retail, di cui 36 mila clienti gas e 7 mila energia elettrica, quasi interamente distribuiti nella Provincia di Alessandria.

Nel periodo di 9 mesi chiuso al 31 dicembre 2022, la controllata ha generato ricavi pari a 51.281 migliaia di euro e una perdita di 8.978 migliaia di euro. La direzione aziendale ritiene che se l’acquisizione fosse avvenuta il 1° gennaio 2022, l’impatto sui ricavi consolidati sarebbe ammontato a 92.913 migliaia di euro e sul risultato consolidato dell’esercizio sarebbe stato pari a una perdita di 8.465 migliaia di euro. Nel calcolare i suddetti

Gruppo Iren 147

importi, la direzione aziendale ha ipotizzato che le rettifiche di fair value alla data di acquisizione sarebbero state le stesse anche se l’acquisizione fosse avvenuta il 1° gennaio 2022.

Nella tabella seguente viene riportato il valore delle attività acquisite e delle passività assunte identificabili.

migliaia di euro

Valori nominali

FV Adjustment

Fair value

Attività materiali

Attività immateriali a vita definita

10.363

10.370

Attività per imposte anticipate

930

Crediti commerciali

55.325

Crediti per imposte correnti

Crediti vari e altre attività correnti

11.084

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

2.362

Passività finanziarie non correnti

(2.746)

Benefici ai dipendenti

(73)

Passività per imposte differite

(174)

(2.891)

(3.065)

Debiti vari e altre passività non correnti

(990)

Passività finanziarie correnti

(15.301)

Debiti commerciali

(39.792)

Debiti vari e altre passività correnti

(14.869)

Debiti per imposte correnti

(518)

Fondi per rischi ed oneri quota corrente

(185)

Totale attività identificabili nette

(4.875)

7.472

2.597

I crediti commerciali comprendono importi contrattuali lordi per 68.791 migliaia di euro, di cui 13.466 migliaia di euro ritenuti inesigibili alla data di acquisizione.

Dall’analisi svolta ai fini dell’allocazione del prezzo di acquisto della società Alegas è stato identificato l’asset intangibile derivante dalla relazione con la clientela, che è stato valorizzato per 10.363 migliaia di euro utilizzando il metodo dei flussi di cassa attualizzati (DCF). Si riportano di seguito le principali assunzioni utilizzate per la valutazione delle relazioni commerciali con clienti:

•Vita utile: 19 anni e 9 mesi;

•Tasso di abbandono: 5,05%, calcolato come media tra il tasso di abbandono della Società e il tasso di abbandono implicito nella vita utile media delle relazioni commerciali con clienti di società comparabili;

•Tax Rate medio applicato: 27,90%.

L’avviamento derivante dall’acquisizione è stato rilevato come illustrato nella tabella segue.

migliaia di euro

Fair value del corrispettivo trasferito (disponibilità liquide)

17.150

Fair value delle attività nette identificabili

(2.597)

Interessenze delle minoranze nelle attività nette identificabili

519

Avviamento

15.072

L’avviamento derivante dall’acquisizione si riferisce principalmente al possibile sviluppo commerciale sul territorio di riferimento e alle sinergie che si prevede di ottenere dall’integrazione della società acquisita nel settore mercato del Gruppo. L’avviamento rilevato in bilancio non sarà deducibile ai fini dell’imposta sui redditi.

148 Bilancio Consolidato e Note Illustrative al 31 dicembre 2022

Valle Dora Energia

Il 29 aprile 2022 Il Gruppo, tramite la controllata Iren Energia, ha perfezionato l’acquisto del 25,5% delle quote della collegata Valle Dora Energia (per un corrispettivo pari a 1.560 migliaia di euro), di cui già deteneva il 49% delle quote. Nel mese di giugno, a seguito dell’acquisizione della maggioranza delle quote, sono state perfezionate le modifiche statutarie della società che hanno consentito ad Iren Energia di controllare Valle Dora Energia.

Nel periodo di 7 mesi chiusi al 31 dicembre 2022, la controllata ha generato ricavi pari a 1.396 migliaia di euro e una perdita di 1.089 migliaia di euro. La direzione aziendale ritiene che se l’acquisizione fosse avvenuta il 1° gennaio 2022, l’impatto sui ricavi consolidati sarebbe ammontato a 7.530 migliaia di euro e sul risultato consolidato dell’esercizio sarebbe stato pari a +1.483 migliaia di euro. Nel calcolare i suddetti importi, la direzione aziendale ha ipotizzato che le rettifiche di fair value alla data di acquisizione sarebbero state le stesse anche se l’acquisizione fosse avvenuta il 1° gennaio 2022.

Nella tabella seguente viene riportato il valore delle attività acquisite e delle passività assunte identificabili.

migliaia di euro

Valori nominali

FV Adjustment

Fair value

Attività materiali

20.586

Attività immateriali a vita definita

524

10.540

11.064

Attività per imposte anticipate

Crediti commerciali

969

Crediti per imposte correnti

Crediti vari e altre attività correnti

2.815

Attività finanziarie correnti

Passività finanziarie non correnti

(15.376)

Passività per imposte differite

(2.941)

Debiti commerciali

(2.660)

Debiti per imposte correnti

(631)

Fondi per rischi ed oneri quota corrente

(1.294)

Totale attività identificabili nette

4.992

7.599

12.591

Dall’analisi svolta ai fini dell’allocazione del prezzo di acquisto della società è stato identificato l’asset intangibile derivante dalla valorizzazione della concessione per la derivazione dell’acqua per gli impianti idroelettrici di Chiomonte e Susa (TO), che è stato valorizzato per 10.540 migliaia di euro utilizzando il metodo dei flussi di cassa attualizzati (DCF). Si riportano di seguito le principali assunzioni utilizzate per la valutazione della concessione:

•Vita utile: 24 anni e 7 mesi;

•Tasso di attualizzazione dei flussi di cassa: 5,25%;

•Tax Rate medio applicato: 27,9%.

L’utile derivante dall’acquisto a prezzi favorevoli è stato rilevato come illustrato nella tabella segue.

migliaia di euro

Fair value del corrispettivo trasferito (disponibilità liquide)

1.560

Fair value dell'interessenza detenuta prima dell'acquisizione del controllo

2.741

Rideterminazione delle interessenze al fair value contabilizzata a Conto Economico

257

Fair value delle attività nette identificabili

(12.591)

Interessenze delle minoranze nelle attività nette identificabili

3211

Utile derivante dall’acquisto a prezzi favorevoli

(4.822)

La rideterminazione al fair value della partecipazione del 49% detenuta precedentemente dal Gruppo in Valle Dora Energia ha generato un provento di 257 migliaia di euro (4.558 migliaia di euro detratti 4.301 migliaia di

Gruppo Iren 149

euro relativi al valore contabile della partecipazione contabilizzata con il metodo del patrimonio netto alla data di acquisizione). Tale importo è stato incluso nella voce “Rettifica di valore di partecipazioni”. L’utile derivante dall’acquisto a prezzi favorevoli è contabilizzato alla stessa voce.

Società dell’Acqua Potabile (SAP)

Il 1° luglio 2022 ha avuto efficacia l’acquisizione del 100% di Società dell’Acqua Potabile (“SAP”) da Siram S.p.A., società del gruppo francese Veolia con un corrispettivo pari a 11.440 migliaia di euro. SAP gestisce il servizio idrico nei comuni della Città Metropolitana di Genova Sestri Levante, Casarza Ligure e Ne, con scadenze delle relative convenzioni ricomprese tra il 2023 e il 2027, e nei comuni di Carasco e Moneglia le cui convenzioni sono attualmente in proroga. Con riferimento a tali territori la società serve complessivamente circa 34 mila abitanti per il servizio di acquedotto e circa 11 mila abitanti per i servizi di fognatura e depurazione. La società detiene inoltre il 49% di Egua S.r.l. che gestisce il servizio idrico nel comune di Cogorno, la cui concessione è in scadenza al 2029.

Nel periodo di 6 mesi chiusi al 31 dicembre 2022, la controllata ha generato ricavi pari a 4.195 migliaia di euro e un utile di 130 migliaia di euro. La direzione aziendale ritiene che se l’acquisizione fosse avvenuta il 1° gennaio 2022, l’impatto sui ricavi consolidati sarebbe ammontato a 8.339 migliaia di euro e sul risultato consolidato dell’esercizio sarebbe stato pari a +398 migliaia di euro. Nel calcolare i suddetti importi, la direzione aziendale ha ipotizzato che le rettifiche di fair value alla data di acquisizione sarebbero state le stesse anche se l’acquisizione fosse avvenuta il 1° gennaio 2022.

Nella tabella seguente viene riportato il valore delle attività acquisite e delle passività assunte identificabili.

migliaia di euro

Valori nominali

FV Adjustment

Fair value

Attività materiali

Attività immateriali a vita definita

8.926

1.866

10.792

Partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto

612

707

Attività derivanti da contratti con i clienti non correnti

2.476

Altre attività non correnti

101

Attività per imposte anticipate

Rimanenze

477

Crediti commerciali

2.447

Crediti per imposte correnti

Crediti vari e altre attività correnti

181

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

663

Benefici ai dipendenti

(874)

Fondi per rischi ed oneri

(11)

Passività per imposte differite

(3)

(526)

(529)

Debiti vari e altre passività non correnti

(1.203)

Debiti commerciali

(4.369)

Debiti vari e altre passività correnti

(318)

Debiti per imposte correnti

(136)

Totale attività identificabili nette

8.608

1.952

10.560

I crediti commerciali comprendono importi contrattuali lordi per 2.846 migliaia di euro, di cui 399 migliaia di euro ritenuti inesigibili alla data di acquisizione.

Dall’analisi svolta ai fini dell’allocazione del prezzo di acquisto della società è stato rettificato il valore degli assets dell’infrastruttura del servizio idrico integrato per 1.866 migliaia di euro al fine di adeguarlo alla Regulatory Asset Base (RAB). La RAB rappresenta il valore degli assets ai fini regolatori, calcolato sulla base delle regole definite dall’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA) al fine della determinazione dei ricavi di

150 Bilancio Consolidato e Note Illustrative al 31 dicembre 2022

riferimento per i business regolati. In particolare il valore della RAB è determinato partendo dal costo storico di acquisizione o di realizzazione dei beni al momento della loro prima utilizzazione, al netto di eventuali rivalutazioni economiche e monetarie eventualmente intercorse, rivalutandolo sulla base degli indici di deflazione stabiliti dall’ARERA e pubblicati con cadenza biennale in occasione dell’aggiornamento del Metodo Tariffario Idrico. I beni sono ammortizzati sulla base della vita utile regolatoria di ciascuna categoria di immobilizzazione definita nel sopracitato metodo.

Inoltre è stato rettificato per 612 migliaia di euro il valore della partecipazione nella collegata al 49% EGUA al fine di adeguarlo al pro quota del patrimonio netto.

L’avviamento derivante dall’acquisizione è stato rilevato come illustrato nella tabella segue.

migliaia di euro

Fair value del corrispettivo trasferito (disponibilità liquide)

11.440

Fair value delle attività nette identificabili

(10.560)

Avviamento

880

L’avviamento derivante dall’acquisizione si riferisce principalmente alle sinergie che si prevede di ottenere dall’integrazione della società acquisita nel settore del Servizio Idrico Integrato. L’avviamento rilevato in bilancio non sarà deducibile ai fini dell’imposta sui redditi.

SEI Toscana

In data 1° luglio 2022 il Gruppo ha acquisito il controllo della partecipata SEI Toscana, società gestore del servizio integrato dei rifiuti urbani dell’ATO “Toscana Sud”, attiva in oltre cento comuni nelle province di Arezzo, Grosseto, Siena e Livorno. La società detiene inoltre partecipazioni di controllo in Ekovision, attiva nel campo della progettazione, sviluppo e assistenza software di applicativi dedicati alle aziende che operano nel settore dei rifiuti, e Valdisieve.

L’acquisizione del controllo consegue all’entrata in vigore delle modifiche dello statuto di SEI Toscana in merito agli assetti di governance, e avviene a valle delle operazioni che hanno portato Iren Ambiente Toscana a detenere, nel primo semestre 2022, direttamente il 41,77% della società e, come esplicato nel precedente paragrafo dedicato all’operazione Valdarno Ambiente/CRCM, il 16,57% tramite le stesse Valdarno Ambiente e CRCM.

Nel periodo di 6 mesi chiusi al 31 dicembre 2022, le controllate hanno generato ricavi pari a 106.715 migliaia di euro e una perdita di 1.864 migliaia di euro. La direzione aziendale ritiene che se l’acquisizione fosse avvenuta il 1° gennaio 2022, l’impatto sui ricavi consolidati sarebbe ammontato a 202.757 migliaia di euro e sul risultato consolidato dell’esercizio sarebbe stato pari a -3.887 migliaia di euro. Nel calcolare i suddetti importi, la direzione aziendale ha ipotizzato che le rettifiche di fair value alla data di acquisizione sarebbero state le stesse anche se l’acquisizione fosse avvenuta il 1° gennaio 2022.

Gruppo Iren 151

Nella tabella seguente viene riportato il valore delle attività acquisite e delle passività assunte identificabili.

migliaia di euro

Valori nominali

FV Adjustment

Fair value

Attività materiali

71.766

Attività immateriali a vita definita

5.587

37.179

42.766

Altre partecipazioni

1.689

Crediti commerciali non correnti

11.690

Attività finanziarie non correnti

513

Altre attività non correnti

16.953

Attività per imposte anticipate

8.999

Rimanenze

1.081

Crediti commerciali

49.343

Crediti per imposte correnti

1.700

Crediti vari e altre attività correnti

21.012

Attività finanziarie correnti

23.250

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

3.229

Passività finanziarie non correnti

(37.806)

Benefici ai dipendenti

(4.105)

Fondi per rischi ed oneri

(450)

Passività per imposte differite

(561)

(10.827)

(11.388)

Debiti vari e altre passività non correnti

(2.608)

Passività finanziarie correnti

(7.354)

Debiti commerciali

(102.706)

Debiti vari e altre passività correnti

(13.573)

Fondi per rischi ed oneri quota corrente

(3.419)

Totale attività identificabili nette

44.230

26.352

70.582

I crediti commerciali correnti e non correnti comprendono importi contrattuali lordi per 83.586 migliaia di euro, di cui 22.553 migliaia di euro ritenuti inesigibili alla data di acquisizione.

Dall’analisi svolta ai fini dell’allocazione del prezzo di acquisto è stato identificato l’asset intangibile derivante dalla concessione del servizio di gestione integrata dei rifiuti urbani ATO Toscana Sud.

La valutazione delle concessioni pari a 37.179 migliaia di euro è stata fatta sulla base del metodo dei flussi economici incrementali (Multi Period Excess Earning method - MEEM) che si fonda sul principio che l’intero reddito corrente di una società deve risultare allocato agli asset identificati in sede di allocazione del prezzo di acquisto. Il reddito di pertinenza dell’attività immateriale identificata può quindi essere ricavato per differenza detraendo dal reddito complessivo la remunerazione normale di tutti gli altri asset (tangibili e intangibili). Il fair value dell’intangibile è così ottenuto dall’attualizzazione dei redditi residui attesi per gli anni di vita utile dell’asset.

L’utile derivante dall’acquisto a prezzi favorevoli è stato rilevato come illustrato nella tabella segue.

migliaia di euro

Fair value dell'interessenza detenuta prima dell'acquisizione del controllo

41.386

Rideterminazione delle interessenze al fair value contabilizzata a Conto Economico

(1.219)

Fair value delle attività nette identificabili

(70.582)

Interessenze delle minoranze nelle attività nette identificabili

28.832

Utile derivante dall’acquisto a prezzi favorevoli

(1.583)

152 Bilancio Consolidato e Note Illustrative al 31 dicembre 2022

La rideterminazione al fair value della partecipazione detenuta precedentemente dal Gruppo in SEI Toscana ha generato un onere di 1.219 migliaia di euro (40.167 migliaia di euro detratti 41.386 migliaia di euro relativi al valore contabile della partecipazione contabilizzata con il metodo del patrimonio netto alla data di acquisizione). Tale importo è stato incluso nella voce “Rettifica di valore di partecipazioni”. L’utile derivante dall’acquisto a prezzi favorevoli è contabilizzato alla stessa voce.

ALTRE VARIAZIONI DI AREA DI CONSOLIDAMENTO DELL’ESERCIZIO 2022

Nel corso dell’esercizio 2022 il Gruppo ha acquisito il controllo delle società veicolo Dogliani Energia, Mara Solar, Omnia Power e Limes 1/Limes 2.

Tali acquisizioni non presentano le caratteristiche per essere definite attività aziendali, di conseguenza sono escluse dal campo di applicazione dell’IFRS 3 – Business Combinations.

Alle rispettive date di acquisizione le società risultano infatti essere sostanzialmente detentrici, allo stato progettuale, delle convenzioni/autorizzazioni per la prossima realizzazione di una rete di teleriscaldamento nel Comune di Dogliani, in Provincia di Cuneo (Dogliani Energia) e di impianti fotovoltaici in Basilicata (Mara Solar e Omnia Power) e nel Lazio (Limes 1 e Limes 2). Di conseguenza tali operazioni rappresentano un’acquisizione di singole attività/passività.

Nella tabella seguente per ogni operazione vengono riepilogati il corrispettivo trasferito, il valore contabile delle singole attività/passività acquisite e il valore degli asset a cui è stato attribuito il differenziale di prezzo.

migliaia di euro

Dogliani Energia

Mara Solar

Limes 1

Limes 2

Omnia Power

% Acquisita

100%

51%

100%

Corrispettivo trasferito (disponibilità liquide)

240

4.542

4.773

5.943

3.424

Attività e passività acquisite

Attività materiali

107

1.445

863

Attività immateriali a vita definita

Crediti commerciali

107

Crediti vari e altre attività correnti

264

410

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

592

5.452

8.524

1.564

Passività finanziarie non correnti

(12)

(2.119)

(4.213)

Debiti vari e altre passività non correnti

(146)

Debiti commerciali

(6)

(995)

(861)

(27)

Debiti vari e altre passività correnti

(2)

(1)

Totale attività e passività acquisite

602

4.045

4.831

1.651

Interessenze delle minoranze nelle attività e passività acquisite

(1.983)

(2.368)

Surplus corrispettivo trasferito

200

3.940

2.711

3.480

1.773

Allocazione del surplus corrispettivo trasferito

Attività immateriali a vita definita

279

5.487

3.774

4.845

2.470

Passività per imposte differite

(79)

(1.547)

(1.063)

(1.365)

(697)

Totale

200

3.940

2.711

3.480

1.773

Il surplus del corrispettivo trasferito rappresenta, al netto del relativo effetto fiscale, il valore delle convenzioni/autorizzazioni di cui le società veicolo acquisite sono titolari.

Gruppo Iren 153

AGGREGAZIONI AZIENDALI AVVENUTE NELL’ESERCIZIO 2021 CONTABILIZZATE IN MANIERA PROVVISORIA AL 31 DICEMBRE 2021

Nel corso dell’esercizio 2021 il Gruppo ha acquisito il controllo delle società Sidiren, Bosch Energy and Building Solutions Italy (denominata Iren Energy Solutions a partire dal 1° gennaio 2022), Lab231 e di un ramo d’azienda della società Sviluppo Ambiente e Sicurezza. Tali aggregazioni aziendali nel bilancio al 31 dicembre 2021, come consentito dall’IFRS 3, erano state contabilizzate in maniera provvisoria.

Per l’acquisizione di Sidiren e di Bosch Energy and Building Solutions Italy il fair value definitivo del corrispettivo trasferito, delle attività identificabili acquisite e delle passività identificabili assunte è stato determinato nel corso dell’esercizio 2022, riflettendo la migliore conoscenza nel frattempo maturata. In base a quanto disposto dal principio, l’aggiornamento del fair value è avvenuto con effetto a partire dalla data di acquisizione e, pertanto, tutte le variazioni sono state effettuate sulla situazione patrimoniale della società acquisita a tale data. I saldi risultanti nel bilancio consolidato al 31 dicembre 2021 sono stati rideterminati per tenere conto dei nuovi valori.

Anche per l’acquisizione di Lab231 e di un ramo d’azienda della società Sviluppo Ambiente e Sicurezza nel corso dell’esercizio 2022 è terminato il periodo di valutazione previsto dall’IFRS 3. Il fair value provvisorio, alla data di ottenimento del controllo, delle attività identificabili acquisite e delle passività identificabili assunte non è stato modificato e i valori contabilizzati in maniera provvisoria nel bilancio 2021 non sono stati modificati.

Sidiren

Il 16 luglio 2021 il Gruppo ha perfezionato l’operazione di acquisizione del 100% di Sidiren, newco conferitaria del ramo d’azienda, comprensivo del relativo personale, proveniente da Sidigas.com S.r.l., operativa nella vendita di gas naturale con un portafoglio di circa 52 mila clienti distribuiti prevalentemente nella Provincia di Avellino. Nel periodo di sei mesi chiuso al 31 dicembre 2021, la controllata ha generato ricavi pari a 14.221 migliaia di euro e un utile di 754 migliaia di euro.

Nella tabella seguente viene riportato il valore delle attività acquisite e delle passività assunte identificabili contabilizzate in maniera provvisoria alla data di acquisizione e gli importi rideterminati in questo bilancio a tale data.

migliaia di euro

Fair value provvisorio

Adeguamento Fair value

Fair value definitivo

Fair value del corrispettivo alla data di acquisizione

30.223

Fair value delle attività nette identificabili

Attività immateriali a vita definita

20.202

Debiti vari e altre passività non correnti

(2.660)

Passività per imposte differite

(5.852)

Totale fair value delle attività nette identificabili

(2.660)

14.350

11.690

Avviamento

32.883

(14.350)

18.533

Dall’analisi svolta ai fini dell’allocazione del prezzo di acquisto della società Sidiren è stato identificato l’asset intangibile derivante dalla relazione con la clientela, che è stato valorizzato per 20.202 migliaia di euro utilizzando il metodo dei flussi di cassa attualizzati (DCF). Si riportano di seguito le principali assunzioni utilizzate per la valutazione delle relazioni commerciali con clienti:

•Vita utile: 23,5 anni;

•Tasso di abbandono: 4,25%, calcolato come media tra il tasso di abbandono della Società e il tasso di abbandono implicito nella vita utile media delle relazioni commerciali con clienti di società comparabili;

•Tax Rate medio applicato: 28,97%.

154 Bilancio Consolidato e Note Illustrative al 31 dicembre 2022

Iren Energy Solutions

In data 30 novembre 2021 Iren Smart Solutions ha acquisito l’intera partecipazione di Bosch Energy and Building Solutions Italy S.r.l. (denominata Iren Energy Solutions a partire dal 1° gennaio 2022), operante nel settore dell’efficientamento energetico, in particolare nella progettazione, realizzazione e gestione di impianti integrati di riscaldamento, climatizzazione e cogenerazione per clienti pubblici e privati.

Nel periodo di un mese chiuso al 31 dicembre 2021, l’acquisizione ha generato ricavi pari a 6.437 migliaia di euro e una perdita di 1.380 migliaia di euro. La direzione aziendale ritiene che se l’acquisizione fosse avvenuta il 1° gennaio 2021, l’impatto sui ricavi consolidati sarebbe ammontato a 38.454 migliaia di euro e sul risultato consolidato dell’esercizio sarebbe stato pari a una perdita di 5.830 migliaia di euro. Nel calcolare i suddetti importi, la direzione aziendale ha ipotizzato che le rettifiche di fair value alla data di acquisizione sarebbero state le stesse anche se l’acquisizione fosse avvenuta il 1° gennaio 2021.

Gruppo Iren 155

migliaia di euro

Fair value provvisorio

Adeguamento Fair value

Fair value definitivo

Corrispettivo trasferito

Disponibilità liquide

29.001

Corrispettivo potenziale

5.268

(1.628)

3.640

Fair value del corrispettivo alla data di acquisizione

34.269

(1.628)

32.641

Fair value delle attività nette identificabili

Immobili impianti e macchinari

2.947

Attività immateriali a vita definita

Attività finanziarie non correnti

17.472

Altre attività non correnti

1.134

Attività per imposte anticipate

1.500

Rimanenze

126

Attività derivanti da contratti con i clienti correnti

3.475

Crediti commerciali

19.574

Crediti vari e altre attività correnti

334

Attività finanziarie correnti

760

(132)

628

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

Passività finanziarie non correnti

(87)

Benefici ai dipendenti

(324)

Passività finanziarie correnti

(172)

Debiti commerciali

(10.764)

Debiti vari e altre passività correnti

(1.612)

Fondi per rischi ed oneri quota corrente

(1.362)

Totale fair value delle attività nette identificabili

33.010

(132)

32.878

Avviamento / (Utile derivante dall’acquisto a prezzi favorevoli)

1.259

(1.496)

(237)

Il corrispettivo potenziale riconosciuto contrattualmente al venditore è influenzato dalla redditività delle commesse in essere della società. Nel corso dell’esercizio 2022 è terminata l’analisi relativa alla redditività di tali commesse che ha portato ad una riduzione della stima del corrispettivo potenziale per 1.628 migliaia di euro.

Nel corso dell’esercizio 2022 è inoltre terminata la valutazione delle attività da contratto che ha comportato una rettifica del fair value delle attività da leasing per -132 migliaia di euro.

156 Bilancio Consolidato e Note Illustrative al 31 dicembre 2022

V.PRINCIPI CONTABILI E CRITERI DI VALUTAZIONE

Di seguito sono indicati i criteri adottati nella redazione del bilancio consolidato al 31 dicembre 2022 del Gruppo Iren; i principi contabili descritti di seguito sono stati applicati coerentemente da tutte le entità del Gruppo e non sono cambiati rispetto a quelli adottati al 31 dicembre 2021, ad eccezione di quanto riportato nel paragrafo “Cambiamento di principi contabili” relativamente al trattamento dell’Emission Trading Scheme (ETS).

CAMBIAMENTO PRINCIPI CONTABILI

Al fine di migliorare la rappresentazione dell’operatività e degli obblighi relativi all’Emission Trading Scheme (ETS), a partire dall’esercizio 2022, il Gruppo ha deciso di modificarne il trattamento contabile passando dal c.d. “metodo lordo” al c.d. “metodo netto”.

Il metodo lordo applicato fino al 31 dicembre 2021 prevedeva che tutte le quote di emissione acquisite venissero contabilizzate come immobilizzazioni immateriali, valutate inizialmente al fair value, rappresentato dall’effettivo prezzo d’acquisto, e che non venissero ammortizzate. Le quote ricevute a titolo gratuito non erano valorizzate. Per quanto riguarda gli obblighi relativi al periodo, le emissioni di CO2 effettuate venivano valorizzate al fair value, rappresentato dal prezzo di mercato di fine periodo e/o dal prezzo effettivo delle quote già acquistate, ed erano stanziate mediante un accantonamento a fondo oneri, utilizzato al momento dell’annullamento dei diritti.

Il metodo netto applicato a partire dall’esercizio 2022 prevede che solo le quote di emissione acquistate eccedenti il fabbisogno, determinato in relazione alle obbligazioni maturate a fine esercizio (c.d. “surplus”), vengano iscritte tra le altre immobilizzazioni immateriali al costo sostenuto. Le quote ricevute a titolo gratuito non sono valorizzate. Trattandosi di un bene a utilizzo istantaneo tale posta non è soggetta ad ammortamento. Per quanto riguarda gli obblighi relativi al periodo, qualora il fabbisogno ecceda le quote in portafoglio alla data di bilancio (c.d. “deficit”), si procede allo stanziamento in bilancio dell’onere necessario per far fronte all’obbligazione residua, stimato sulla base di eventuali contratti d’acquisto, anche a termine, già sottoscritti alla data di bilancio e, in via residuale, delle quotazioni di mercato.

La nuova modalità di rappresentazione costituisce un cambio di policy contabile, in accordo con lo IAS 8 - Principi contabili, cambiamenti nelle stime contabili ed errori. Pertanto, si è reso necessario effettuare la rideterminazione ai soli fini comparativi dei saldi patrimoniali riferiti ai periodi precedenti, senza impatti né sulle voci di conto economico né sul patrimonio netto. Nelle tabelle seguenti vengono esposti gli effetti della rideterminazione dei saldi per i periodi comparativi.

Prospetto della situazione Patrimoniale - Finanziaria

migliaia di euro

1.1.2021Pubblicato

Rettifica

1.1.2021Rideter- minato

31.12.2021Pubblicato

Rettifica

31.12.2021Rideter- minato

Attività immateriali a vita definita

2.391.646

(71.554)

2.320.092

2.646.864

(143.865)

2.502.999

Totale attività non correnti

7.304.072

(71.554)

7.232.518

7.715.394

(143.865)

7.571.529

TOTALE ATTIVITA '

9.573.642

(71.554)

9.502.088

10.310.454

(143.865)

10.166.589

Fondi per rischi ed oneri quota corrente

155.972

(71.554)

84.418

212.501

(143.865)

68.636

Totale passività correnti

1.763.911

(71.554)

1.692.357

2.602.786

(143.865)

2.458.921

TOTALE PASSIVITA'

6.808.895

(71.554)

6.737.341

7.359.794

(143.865)

7.215.929

TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA '

9.573.642

(71.554)

9.502.088

10.310.454

(143.865)

10.166.589

Attività materiali

- Immobili, impianti e macchinari di proprietà

Gli immobili, impianti e macchinari di proprietà sono iscritti al costo di conferimento o di acquisto o di costruzione interna. Nel costo sono compresi tutti i costi direttamente imputabili necessari a rendere l’attività disponibile per l’uso (comprensivo, quando rilevante ed in presenza di obbligazioni attuali, del valore attuale dei costi stimati per lo smantellamento, per la rimozione dell’attività e per la bonifica del luogo), al netto di sconti commerciali e abbuoni.

Gruppo Iren 157

Gli oneri finanziari relativi all’acquisto o alla costruzione interna di un’immobilizzazione vengono capitalizzati per la quota imputabile ai beni fino al momento della loro entrata in esercizio.

Qualora parti significative di tali attività materiali abbiano differenti vite utili, tali componenti sono contabilizzate separatamente.

In particolare, secondo tale principio, il valore del terreno e quello dei fabbricati che insistono su di esso vengono separati e solo il fabbricato viene assoggettato ad ammortamento, mentre i valori riferiti ai terreni sono sottoposti ad impairment, come descritto nel successivo paragrafo “Perdita di valore di attività non finanziarie”.

I costi di manutenzione aventi natura ordinaria sono addebitati integralmente a conto economico. Gli altri costi aventi natura incrementativa sono attribuiti alle immobilizzazioni cui si riferiscono, secondo quanto previsto dallo IAS 16, ed ammortizzati in relazione alle residue possibilità di utilizzo dei beni a cui si riferiscono. Hanno natura incrementativa le spese che comportino ragionevolmente un aumento dei benefici economici futuri, quali l’aumento della vita utile, l’incremento della capacità produttiva, il miglioramento delle qualità del prodotto, l’adozione di processi di produzione che comportino una sostanziale riduzione dei costi di produzione.

Le immobilizzazioni materiali in corso di costruzione comprendono i costi relativi alla costruzione di impianti sostenuti fino alla data di riferimento. Tali investimenti sono ammortizzati a partire dalla data di entrata in funzione nel ciclo di produzione.

Le immobilizzazioni sono sistematicamente ammortizzate in ogni esercizio a quote costanti sulla base di aliquote economico-tecniche determinate in relazione alle residue possibilità di utilizzo dei beni. Le discariche sono ammortizzate sulla base della percentuale di riempimento.

Le aliquote applicate sono riportate nella tabella seguente:

Aliquota Minima

Aliquota Massima

Fabbricati

1,25%

20,00%

Costruzioni leggere

2,00%

35,00%

Automezzi

5,00%

25,00%

Attrezzature varie

5,00%

35,00%

Mobili e macchine ufficio

6,00%

25,00%

Hardware

10,00%

50,00%

Impianti

1,22%

35,00%

Le variazioni di aliquote rispetto all’esercizio 2021 sono dovute alle nuove società entrate nel perimetro di consolidamento integrale, all’aggiornamento delle vite utili economico-tecniche dei singoli beni e all’esito delle verifiche effettuate sugli stessi dai tecnici responsabili degli impianti. Si segnala che, con il supporto di perizie tecniche redatte da esperti indipendenti, nel corso dell’esercizio 2022 sono state rideterminate le vite utili delle c.d. “opere bagnate” relative agli impianti di grande derivazione idroelettrica. A seguito di tale modifica nel bilancio 2022 sono stati registrati minori ammortamenti per 8.748 migliaia di euro.

158 Bilancio Consolidato e Note Illustrative al 31 dicembre 2022

Nella tabella seguente viene riportata la durata residua dei contratti di leasing in base alla quale vengono ammortizzati i diritti d’uso iscritti nelle attività materiali:

Anni

Terreni

Fabbricati

Impianti e macchinari

Attrezzature industriali e commerciali

Altri beni (automezzi)

I contributi pubblici in conto capitale che si riferiscono ad immobilizzazioni materiali sono registrati come ricavi differiti e accreditati al conto economico lungo il periodo di ammortamento dei relativi beni.

- Beni in locazione

Locatario

L’IFRS 16 prevede un criterio basato sul controllo (right of use) di un bene per distinguere i contratti di leasing dai contratti per servizi, a prescindere dalla forma contrattuale adottata (leasing, affitto o noleggio). Le discriminanti sono: l’identificazione del bene, il diritto di sostituzione dello stesso, il diritto ad ottenere sostanzialmente tutti i benefici economici rivenienti dall’uso del bene e il diritto di dirigere l’uso del bene sottostante il contratto.

Il Gruppo lato locatario, applica l’espediente pratico previsto dall’IFRS 16 che prevede la rilevazione nello stato patrimoniale delle attività e delle relative passività finanziarie per tutti i contratti di leasing di durata superiore ai 12 mesi, a meno che l’attività sottostante abbia un valore a nuovo unitariamente inferiore a cinque mila euro.

La passività del leasing è inizialmente valutata al valore attuale dei pagamenti dovuti per il leasing, in primis i pagamenti fissi e/o variabili previsti contrattualmente ed il prezzo di esercizio dell’opzione qualora si abbia la ragionevole certezza di esercitarla; per quanto riguarda il tasso utilizzato per l’attualizzazione si fa riferimento al tasso di finanziamento marginale desunto dal valore di mercato degli strumenti di debito quotati emessi da Iren. Successivamente la passività viene ridotta delle quote capitale rimborsate ed eventualmente rideterminata per tener conto di nuove valutazioni o modifiche. Il debito residuo deve essere contabilizzato tenendo separata la quota a breve (entro 12 mesi) dalla quota a lungo.

Il diritto di utilizzo dell’attività sottostante il contratto di leasing è iscritto nelle attività materiali al costo, costituito dalla valutazione iniziale della passività finanziaria incrementata degli eventuali costi iniziali sostenuti. L’attività viene ammortizzata sulla durata del leasing o, qualora si preveda il trasferimento della proprietà al termine del leasing, sulla prevista vita utile dell’attività sottostante. L’attività può inoltre essere ridotta per effetto di eventuali svalutazioni per perdite di valore, nonché rettificata per tener conto di eventuali rideterminazioni della passività del leasing.

Nel prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria, il Gruppo espone le attività per il diritto di utilizzo che non soddisfano la definizione di investimenti immobiliari nella voce ‘immobili, impianti e macchinari’ e le passività del leasing nella voce ‘passività finanziarie’.

Nel conto economico sono rilevati separatamente gli interessi sul debito e gli ammortamenti, nonché le eventuali svalutazioni dell’attività consistente nel diritto di utilizzo.

Locatore

All’inizio del contratto o alla modifica di un contratto che contiene una componente leasing, il Gruppo attribuisce il corrispettivo del contratto a ciascuna componente del leasing sulla base del relativo prezzo a sé stante.

All’inizio del leasing, il Gruppo, nel ruolo di locatore, classifica ognuno dei suoi leasing come leasing finanziario o come leasing operativo.

A tal fine, il Gruppo valuta in linea generale se il leasing trasferisce sostanzialmente tutti i rischi e i benefici connessi alla proprietà dell’attività sottostante. In tal caso, il leasing è classificato come finanziario, altrimenti come operativo. Nell’ambito di tale valutazione, il Gruppo considera tra i vari indicatori, se la durata del leasing copre la maggior parte della vita economica dell’attività sottostante.

Per quanto riguarda i sub-leasing, il Gruppo, in qualità di locatore intermedio, classifica la sua quota nel leasing principale separatamente dal sub-leasing. A tal fine, classifica il sub-leasing con riferimento all’attività per il diritto di utilizzo derivante dal leasing principale, piuttosto che facendo riferimento all’attività sottostante. Se il

Gruppo Iren 159

leasing principale è un leasing a breve termine che il Gruppo ha contabilizzato applicando la suddetta esenzione, il sub-leasing è classificato come leasing operativo.

Per i contratti contenenti una componente di leasing e una o più componenti di leasing e non leasing, il Gruppo ripartisce il corrispettivo del contratto applicando l’IFRS 15.

Il Gruppo applica le disposizioni in materia di eliminazione contabile e di accantonamenti per riduzione di valore dell’IFRS 9 all’investimento netto nel leasing. Il Gruppo rivede periodicamente le stime dei valori residui non garantiti utilizzate nel calcolo dell’investimento lordo nel leasing.

Il Gruppo rileva i pagamenti ricevuti per leasing operativi come proventi con un criterio a quote costanti lungo la durata del leasing, nella voce altri proventi.

Investimenti immobiliari

Gli investimenti immobiliari sono valutati inizialmente al costo d’acquisto o di costruzione. Il costo comprende il prezzo di acquisto e tutte le spese direttamente attribuibili. I costi accessori all’operazione sono contabilizzati tra i costi dell’immobile quando ne viene contabilizzato l’acquisto. Nella valutazione successiva gli investimenti immobiliari sono valutati al costo.

Le spese sostenute successivamente all’acquisto o all’ultimazione di un immobile destinato ad investimento immobiliare sono imputate al costo iniziale del bene se è probabile che, grazie a tali spese, l’impresa otterrà futuri benefici economici superiori a quelli stimati in precedenza. In caso contrario questi costi sono imputati a conto economico.

Gli investimenti immobiliari sono sistematicamente ammortizzati in ogni esercizio a quote costanti sulla base di aliquote ritenute rappresentative della residua possibilità di utilizzazione dell’immobilizzazione stessa.

Attività immateriali

Le attività immateriali sono iscritte nell’attivo della situazione patrimoniale-finanziaria quando è probabile che l’uso dell’attività genererà benefici economici futuri e quando il costo dell’attività può essere determinato in modo attendibile. Esse sono iscritte al valore di conferimento, al costo di acquisizione o di produzione, inclusivo degli eventuali oneri accessori.

I costi di sviluppo sono oggetto di capitalizzazione solo se sia dimostrabile:

-la possibilità tecnica di completare l’attività immateriale in modo da essere disponibile per l’uso o per la vendita;

-l’intenzione di completare l’attività immateriale per usarla o venderla;

-la capacità ad usare o vendere l’attività immateriale;

-la capacità di valutare attendibilmente il costo attribuibile all’attività immateriale durante il suo sviluppo;

-la disponibilità di risorse tecniche, finanziarie e di altro tipo adeguate a completare lo sviluppo e per l’utilizzo o la vendita dell’attività immateriale;

-in quale modo l’attività immateriale genererà probabili benefici economici futuri.

In mancanza di uno soltanto dei requisiti indicati i costi in questione sono interamente imputati a conto economico nel periodo del loro sostenimento.

Le attività immateriali a durata definita sono ammortizzate sistematicamente in funzione della loro prevista utilità futura, in modo che il valore netto alla chiusura del periodo corrisponda alla loro residua utilità o all’importo recuperabile secondo i piani aziendali di svolgimento dell’attività produttiva. L’ammortamento inizia quando l’attività è disponibile per l’uso.

L’ammortamento delle attività immateriali è calcolato a quote costanti, sulla base delle seguenti vite utili:

Anni

Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione opere dell'ingegno

Concessioni, licenze, marchi e diritti simili

Software

Altre attività immateriali a vita utile definita

160 Bilancio Consolidato e Note Illustrative al 31 dicembre 2022

L'ammortamento cessa alla data più remota tra quella in cui l'attività è classificata come posseduta per la vendita (o incluso in un gruppo in dismissione classificato come posseduto per la vendita), in conformità all'IFRS 5, e quella in cui l'attività viene eliminata contabilmente.

Le immobilizzazioni in corso ed acconti sono relative a costi, interni ed esterni, connessi a immobilizzazioni immateriali per i quali non è stata ancora acquisita la titolarità del diritto e non risulta avviato il processo di utilizzazione economica. Tali investimenti vengono ammortizzati a partire dalla data di entrata in funzione nel ciclo di produzione.

Le immobilizzazioni in corso, in base allo IAS 36, ad ogni data di bilancio oppure ogniqualvolta vi siano indicazioni che l’attività immateriale ha subito una perdita di valore, vengono sottoposte ad impairment test al fine di verificare la corrispondenza tra valore contabile e valore recuperabile.

Avviamento

L'avviamento è inizialmente iscritto al costo e rappresenta l'eccedenza del costo d'acquisto e del valore delle eventuali quote di minoranza possedute rispetto al fair value netto riferito ai valori identificabili delle attività e delle passività attuali e potenziali afferenti al complesso acquisito. Se dopo tale rideterminazione, i valori correnti delle attività e passività attuali e potenziali eccedono il costo dell’acquisizione, l’eccedenza viene iscritta immediatamente a conto economico.

L’eventuale avviamento derivante dall’acquisizione di una società collegata o joint venture è incluso nel valore contabile della partecipazione.

L’avviamento viene allocato ad una o più unità generatrici di flussi finanziari (cash generating unit) e non viene ammortizzato, ma annualmente, o più frequentemente se specifici eventi o modificate circostanze indicano la possibilità che abbia subito una perdita di valore, viene sottoposto a impairment test, come evidenziato nel paragrafo “Perdita di valore di attività non finanziarie”.

Attività non correnti possedute per la vendita – Attività operative cessate

Un'attività non corrente (o un gruppo in dismissione composto da attività e passività) viene classificata come posseduta per la vendita se il suo valore contabile sarà recuperato principalmente con un'operazione di vendita anziché tramite il suo utilizzo continuato. Immediatamente prima della classificazione iniziale dell'attività (o gruppo in dismissione) come posseduta per la vendita, i valori contabili dell'attività sono valutati in conformità ai principi contabili del Gruppo. Successivamente, l'attività (o gruppo in dismissione) viene valutata al minore tra il suo valore contabile e il fair value al netto dei costi di vendita. La perdita di valore di un gruppo in dismissione viene allocata in primo luogo all'avviamento, quindi alle restanti attività e passività in misura proporzionale, ad eccezione di rimanenze, attività finanziarie, attività per imposte differite, benefici per dipendenti, investimenti immobiliari e attività biologiche, che continuano ad essere valutate in conformità ai principi contabili del Gruppo. Le perdite di valore per la classificazione iniziale di un'attività come posseduta per la vendita e le differenze di valutazione successive sono rilevate a conto economico. Le variazioni di valore positive sono rilevate solo fino a concorrenza di eventuali perdite di valore accumulate.

Le attività operative cessate (discontinued operations) rappresentano una parte del gruppo che è stata dismessa o classificata per la vendita, e:

a.rappresenta un importante ramo di attività o area geografica di attività;

b.fa parte di un unico programma coordinato di dismissione di un importante ramo autonomo di attività o un'area geografica di attività; o

c.è una controllata acquisita esclusivamente in funzione di una rivendita.

Se si tratta di una singola attività non corrente (es. un immobile o una partecipazione in una società collegata), la rilevazione dell’utile o perdita derivante dalla cessione o dalla valutazione segue la natura dell’attività stessa.

Se si tratta di un’attività operativa cessata ed è significativa nella voce “Risultato netto da attività operative cessate” viene esposto un unico importo rappresentato dal totale:

i)degli utili o delle perdite dell’attività operativa cessata al netto degli effetti fiscali; e

ii)dalla plusvalenza o minusvalenza, al netto degli effetti fiscali, rilevata a seguito della valutazione al fair value al netto dei costi di vendita o dell’avvenuta dismissione dell’attività.

Il conto economico del periodo comparativo è rideterminato in modo da garantire un confronto omogeneo.

Gruppo Iren 161

Se l’attività non è significativa, ricavi e costi dell’attività operativa cessata rimangono imputati riga per riga alle relative voci di conto economico, mentre il Risultato da attività discontinue accoglierà la sola plusvalenza o minusvalenza di cui al precedente punto ii).

Accordi per servizi in concessione

Il Gruppo IREN è soggetto all’applicazione dell’IFRIC 12, che definisce i criteri di rilevazione e valutazione da adottare per gli accordi tra settore pubblico e privato relativi allo sviluppo, finanziamento, gestione e manutenzione di infrastrutture in regime di concessione. In particolare, nei casi in cui il soggetto concedente controlli l’infrastruttura, regolando e controllando le caratteristiche dei servizi forniti, i prezzi applicabili e mantenendo un interesse residuo sull’attività, il concessionario rileva o il diritto all’utilizzo della stessa infrastruttura o un’attività finanziaria o entrambi, in funzione delle caratteristiche degli accordi. Pertanto, i concessionari che rientrano nelle fattispecie sopra descritte, non possono rilevare i beni patrimoniali dedicati all’erogazione del servizio quale immobilizzazione materiale nell’attivo dello stato patrimoniale, a prescindere dal riconoscimento del titolo di proprietà a favore degli stessi concessionari nei contratti di concessione.

In particolare, il concessionario rileva un’attività finanziaria nella misura in cui ha un diritto contrattuale incondizionato a ricevere disponibilità liquide o un’altra attività finanziaria dal, o su istruzioni del, concedente per i servizi di costruzione. All’attività finanziaria rilevata sono applicate le disposizioni dello IAS 32, dello IFRS 9 e dell’IFRS 7.

Il concessionario rileva un’attività immateriale nella misura in cui ottiene il diritto (licenza) di far pagare gli utenti del servizio pubblico. Il diritto di far pagare gli utenti del servizio pubblico non è un diritto incondizionato a ricevere disponibilità liquide in quanto gli importi dipendono dalla misura in cui il pubblico utilizza il servizio. All’attività immateriale rilevata sono applicate le disposizioni dello IAS 38.

Se il concessionario è pagato per i servizi di costruzione in parte con un’attività finanziaria e in parte con un’attività immateriale, contabilizza separatamente ciascuna componente del corrispettivo del concessionario. Il corrispettivo ricevuto o da ricevere per entrambe le componenti viene rilevato inizialmente al fair value (valore equo) del corrispettivo ricevuto o da ricevere ed esposto nell’apposito conto di ricavo.

Con riferimento ai contributi ottenuti sulle immobilizzazioni rientranti nell’applicazione dell’IFRIC 12 si evidenzia che gli stessi sono classificati nelle Altre passività, con la distinzione tra la quota corrente e non corrente, mentre il relativo rilascio confluisce tra gli Altri ricavi.

Perdita di valore di attività non finanziarie

Gli IAS/IFRS richiedono di valutare l’esistenza di perdite di valore delle attività in presenza di indicatori specifici che facciano ritenere che tale problematica possa sussistere. Viene effettuata una verifica di perdita di valore (impairment test), che consiste nella stima del valore recuperabile dell’attività e nel confronto con il relativo valore netto contabile.

Il valore recuperabile è definito come il maggiore tra il fair value al netto dei costi di vendita (qualora esista un mercato attivo) e il valore d’uso del bene. Quest’ultimo è definito sulla base dell’attualizzazione dei flussi di cassa attesi dall’utilizzo del bene o da un’aggregazione di beni (le cosiddette Cash Generating Unit), al lordo delle imposte, applicando un tasso di sconto, ante imposte, che riflette le valutazioni correnti di mercato del valore temporale del denaro e dei rischi specifici dell’attività. Se il valore recuperabile è inferiore al valore contabile viene iscritta una perdita di valore. Se in esercizi successivi la perdita viene meno o si riduce, il valore contabile dell’attività o dell’unità generatrice di flussi finanziari è incrementato, con contropartita a conto economico, sino alla stima del nuovo valore recuperabile. Quest’ultimo non può eccedere il valore che sarebbe stato determinato se non fosse stata rilevata in precedenza alcuna perdita per riduzione di valore. Il ripristino di una perdita di valore non è applicabile all’avviamento.

Il valore d’uso è definito generalmente mediante attualizzazione dei flussi di cassa attesi dall’utilizzo del bene o di Cash Generating Units nonché dal valore che ci si attende dalla sua dismissione al termine della sua vita utile.

Le Cash Generating Unit sono state individuate coerentemente alla struttura organizzativa e di business del Gruppo, come attività che generano flussi di cassa in entrata indipendenti derivanti dall’utilizzo continuativo delle stesse.

Per attività non soggette ad ammortamento (avviamento, altre attività immateriali a vita utile indefinita) e per le immobilizzazioni immateriali non ancora disponibili per l’utilizzo, l’impairment test è effettuato con frequenza annuale indipendentemente dalla presenza di specifici indicatori.

162 Bilancio Consolidato e Note Illustrative al 31 dicembre 2022

Strumenti finanziari

Tutti gli strumenti finanziari, inclusi i derivati, vengono rilevati nella situazione patrimoniale-finanziaria nel momento in cui l’impresa diviene parte del contratto e di conseguenza assume un diritto a ricevere flussi finanziari o un’obbligazione a pagare.

-Attività e passività finanziarie

Al momento della rilevazione iniziale l’attività o passività finanziaria è valutata al fair value più o meno, nel caso di un’attività o passività finanziaria non valutata al fair value rilevato a conto economico, i costi dell’operazione direttamente attribuibili all’acquisizione o all’emissione dell’attività o passività finanziaria. Dopo la rilevazione iniziale l’attività o passività finanziaria è valutata come descritto di seguito.

Le attività finanziarie sono classificate in tre categorie: a) attività finanziarie valutate al costo ammortizzato

(amortised cost); b) attività finanziarie valutate al fair value rilevato nelle altre componenti di conto economico complessivo (FVOCI – fair value through other comprehensive income); c) attività finanziarie valutate al fair value rilevato a conto economico (FVTPL – fair value through profit and loss).

La classificazione all’interno delle categorie suindicate avviene sulla base del modello di business dell’entità e in relazione alle caratteristiche dei flussi di cassa generati dalle attività stesse:

a)un’attività finanziaria è valutata al costo ammortizzato se il modello di business dell’entità prevede che l’attività finanziaria sia detenuta per incassare i relativi cash flow (quindi, in sostanza, non per realizzare profitti anche dalla vendita dello strumento) e le caratteristiche dei flussi di cassa dell’attività corrispondono unicamente al pagamento di capitale e interessi;

b)un’attività finanziaria è misurata al Fair Value con contropartita le Altre componenti di conto economico complessivo se è detenuta con l’obiettivo sia di incassare i flussi di cassa contrattuali, sia di essere ceduta (modello Hold to Collect and Sell);

c)infine, se un’attività finanziaria è detenuta con finalità di negoziazione e comunque non rientra nelle fattispecie indicate ai precedenti punti a) e b) viene valutata al fair value con variazioni di valore imputate a conto economico.

Ad ogni chiusura di bilancio tutte le attività finanziarie, ad eccezione di quelle valutate al fair value rilevato nell’utile (perdita) d’esercizio, sono sottoposte ad impairment test per determinare se vi siano oggettive evidenze che possono far ritenere non interamente recuperabile il valore dell’attività. In conformità a quanto previsto dall’IFRS 9 il modello di impairment adottato dal gruppo Iren si basa sulle perdite attese, dove per “perdita” si intende il valore attuale di tutti i futuri mancati incassi, opportunamente integrato per tenere conto delle aspettative future (“forward looking information”). In accordo al general approach applicabile a tutte le attività finanziarie, la perdita attesa è funzione della probabilità di default (PD), della loss given default (LGD) e dell’esposizione al default (EAD): la PD rappresenta la probabilità che un’attività non sia ripagata e vada in default; l’LGD rappresenta l’ammontare che si prevede di non riuscire a recuperare qualora si verifichi l’evento di default; l’EAD rappresenta l’esposizione creditizia vantata nei confronti della controparte, incluse eventuali garanzie, collateral, ecc. La stima è fatta inizialmente sulle perdite attese nei successivi 12 mesi; in considerazione dell’eventuale progressivo deterioramento del credito la stima viene adeguata a coprire le perdite attese lungo tutta la vita del credito.

Le passività finanziarie sono generalmente classificate come valutate al costo ammortizzato, ad eccezione dei

derivati che sono valutati al fair value rilevato nell’utile (perdita) d’esercizio. Le variazioni di fair value di una passività finanziaria designata come valutata al fair value attraverso il conto economico, nel caso in cui queste siano dovute alla variazione del merito creditizio della passività stessa, sono rilevate nelle altre componenti di conto economico complessivo.

-Altre partecipazioni

Le Altre partecipazioni, costituite da partecipazioni di minoranza in società non quotate che il Gruppo intende mantenere in portafoglio nel prossimo futuro, sono valutate a fair value rilevato a conto economico (FVTPL – fair value through profit and loss).

-Strumenti finanziari di copertura

Il Gruppo detiene strumenti di copertura adottati in ottica non speculativa esclusivamente con lo scopo di coprire la propria esposizione ai rischi tasso, cambio e commodity.

Gli strumenti finanziari di copertura sono contabilizzati secondo le modalità stabilite per l’hedge accounting se vengono soddisfatte tutte le seguenti condizioni:

Gruppo Iren 163

-all'inizio della copertura vi è una documentazione formale della relazione di copertura e degli obiettivi aziendali di gestione del rischio e della strategia per effettuare la copertura;

-si suppone che la copertura sia altamente efficace nell'ottenere la compensazione dei cambiamenti nel fair value (fair value hedge) o nei flussi finanziari (cash flow hedge) attribuibili al rischio coperto;

-per le coperture di flussi finanziari, un'operazione prevista, che è oggetto di copertura, deve essere altamente probabile e deve presentare un'esposizione alle variazioni di flussi finanziari che potrebbe infine incidere sul risultato economico dell'esercizio;

-l'efficacia della copertura può essere attendibilmente valutata, ossia il fair value o i flussi finanziari dell'elemento coperto ed il fair value dello strumento di copertura possono essere attendibilmente valutati;

-la copertura è stata valutata sulla base di un criterio ricorrente ed è considerata altamente efficace per tutta la vita del derivato.

Gli strumenti finanziari di copertura vengono iscritti al fair value, determinato con modelli di valutazione adeguati a ciascuna tipologia di strumento finanziario utilizzando, ove disponibili, le curve forward di mercato sia regolamentato, sia non regolamentato (intrinsic value); per le opzioni il fair value è integrato dalla componente time value, che è funzione della vita residua dell’opzione e della volatilità del sottostante.

Ad ogni chiusura di bilancio, gli strumenti finanziari di copertura vengono sottoposti al test di efficacia al fine di verificare se la copertura abbia o meno i requisiti per essere qualificata come copertura efficace ed essere contabilizzata secondo i principi dell’hedge accounting. Una relazione di copertura risulta efficace se:

▪esiste una relazione economica tra lo strumento coperto e lo strumento di copertura;

▪l’effetto credit risk non domina la variazione di valore che risulta dalla relazione economica;

▪il rapporto tra la quantità dello strumento di copertura e la quantità dell’elemento coperto in termini di peso relativo non determina uno squilibrio in termini di hedge ratio.

Se i requisiti previsti per l’applicazione dell’hedge accounting sono soddisfatti e:

-si è in presenza di copertura di flussi finanziari (cash flow hedge), le variazioni del fair value dello strumento di copertura sono riportate a patrimonio netto per la quota efficace della copertura (intrinsic value) e sono rilevate a conto economico per la parte time value e per l’eventuale quota inefficace (overhedging);

-si è in presenza di copertura di fair value (fair value hedge), le variazioni del fair value, sia dello strumento di copertura che dello strumento coperto, sono rilevate a conto economico.

Se i requisiti previsti per l’applicazione dell’hedge accounting non sono soddisfatti gli utili o le perdite derivanti dalla valutazione al fair value del solo strumento finanziario di copertura, sono iscritti interamente a conto economico.

Tenuto conto di quanto precisato nell’IFRS 7, esteso dall’IFRS 13, in merito alla c.d. gerarchia del fair value, si evidenzia che per ogni categoria di strumento finanziario contabilizzato al fair value viene indicata la gerarchia di determinazione del fair value suddivisa tra:

▪Livello 1: prezzi quotati (non rettificati) su mercati attivi per attività o passività identiche;

▪Livello 2: dati di input diversi dai prezzi quotati di cui al Livello 1 che sono osservabili per l’attività o la passività, sia direttamente (come nel caso dei prezzi), sia indirettamente (ovvero derivati dai prezzi);

▪Livello 3: dati di input relativi all’attività o alla passività che non sono basati su dati di mercato osservabili (dati non osservabili).

-Crediti e Debiti commerciali

I crediti e i debiti commerciali, la cui scadenza rientra nei normali termini commerciali, non sono attualizzati, poiché la componente temporale ha scarsa rilevanza nella loro valorizzazione, e sono iscritti al fair value (identificato dal loro valore nominale). Dopo la valutazione iniziale sono iscritti al costo ammortizzato.

I crediti commerciali sono esposti al netto del fondo svalutazione crediti determinato, in accordo all’IFRS 9, applicando in luogo del general approach, valido per tutte le attività finanziarie ad eccezione di quelle valutate al fair value rilevato nell’utile (perdita) d’esercizio, il metodo semplificato e, più nello specifico, il modello della provision matrix, che si fonda sull’individuazione dei tassi di perdita (default rates) per fasce di scaduto osservati su base storica, applicati per tutta la vita attesa del credito e aggiornati in base ad elementi rilevanti di scenario futuro.

-Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti sono costituiti dai valori in cassa, dai depositi a vista e da investimenti finanziari a breve termine (scadenza a tre mesi o meno dalla data di acquisto) e ad alta liquidità che sono prontamente convertibili in valori di cassa noti e che sono soggetti ad un rischio irrilevante di variazione del loro valore.

164 Bilancio Consolidato e Note Illustrative al 31 dicembre 2022

I depositi e i mezzi equivalenti, dopo la valutazione iniziale al costo inclusi gli oneri accessori, sono valutati al fair value.

Il denaro e i valori bollati in cassa sono valutati al valore nominale.

-Derecognition delle attività e passività finanziarie

Le attività finanziarie sono eliminate contabilmente ogni qualvolta si verifichi una delle seguenti condizioni:

▪il diritto contrattuale a ricevere i flussi di cassa connessi all’attività è scaduto;

▪il Gruppo ha sostanzialmente trasferito tutti i rischi e benefici connessi all’attività, trasferendo i suoi diritti a ricevere flussi di cassa dall’attività oppure assumendo un’obbligazione contrattuale a riversare i flussi di cassa ricevuti a uno o più eventuali beneficiari in virtù di un contratto che rispetta i requisiti previsti dall’IFRS 9 (c.d. “pass through test”);

▪il Gruppo non ha né trasferito né mantenuto sostanzialmente tutti i rischi e benefici connessi all’attività finanziaria ma ne ha trasferito il controllo.

Le passività finanziarie sono eliminate contabilmente quando sono estinte, ossia quando l’obbligazione contrattuale è adempiuta, cancellata o prescritta. Quando una passività finanziaria esistente viene sostituita da un’altra verso lo stesso creditore a condizioni sostanzialmente diverse, o le condizioni di una passività esistente sono sostanzialmente modificate, tale sostituzione o modifica viene trattata come un’eliminazione contabile della passività originaria e la rilevazione di una nuova passività.

La differenza tra i rispettivi valori contabili è rilevata a Conto economico.

Rimanenze

Le giacenze di magazzino, composte prevalentemente da materiali e apparecchi di scorta per la manutenzione e la costruzione di impianti, materie prime, quali l’olio combustibile e il gasolio, e gas in relazione all’attività di commercializzazione, sono valutati al minore tra il costo (costituito dal costo d’acquisto, dai costi di trasformazione e gli altri costi sostenuti per portare le rimanenze nel luogo e nelle condizioni attuali) e il presunto valore netto di realizzo o di sostituzione.

Il costo delle rimanenze viene determinato adottando il criterio del costo medio ponderato.

Se il costo delle rimanenze non può essere recuperato poiché esse sono danneggiate, sono diventate in tutto o in parte obsolete o i loro prezzi di vendita sono diminuiti, sono svalutate fino al valore netto di realizzo. Se le circostanze che avevano precedentemente causato una svalutazione non sussistono più l’ammontare della svalutazione viene stornato.

Patrimonio netto

Il capitale sociale, inclusivo delle diverse categorie di azioni, viene esposto al suo valore nominale ridotto dei crediti verso soci per decimi da versare.

Il costo di acquisto delle azioni proprie viene portato a riduzione del patrimonio netto.

I costi direttamente attribuibili ad operazioni sul capitale della capogruppo, per nuove sottoscrizioni, sono contabilizzati a riduzione del patrimonio netto.

I dividendi sono iscritti tra le passività nel momento in cui vengono approvati dall’assemblea degli azionisti.

Benefici ai dipendenti

I benefici successivi al rapporto di lavoro sono definiti sulla base di programmi che in funzione delle loro caratteristiche sono distinti in programmi “a contributi definiti” e programmi “a benefici definiti”.

Nei programmi a “contributi definiti” l’obbligazione dell’impresa, limitata al versamento dei contributi allo Stato ovvero ad un patrimonio o ad un’entità giuridicamente distinta (cd. fondo), è determinata sulla base dei contributi dovuti. Per il Gruppo rientrano in questa categoria il Trattamento di Fine Rapporto maturato a partire dal 1° gennaio 2007 che viene versato al fondo INPS e la parte versata alla previdenza integrativa.

La passività relativa ai programmi a “benefici definiti”, al netto delle eventuali attività al servizio del piano, è determinata sulla base di ipotesi attuariali. Per il Gruppo rientrano in questa categoria il Trattamento di fine rapporto maturato fino al 31 dicembre 2006 (o alla data di scelta da parte del dipendente nel caso di destinazione a fondi complementari), le agevolazioni tariffarie fornite al personale dipendente ed ex-dipendente, le mensilità aggiuntive, il premio fedeltà erogato al personale dipendente ed i contributi erogati al fondo Premungas.

Gruppo Iren 165

risoluzione del rapporto di lavoro, prendendo in considerazione ipotesi economiche, finanziarie e demografiche; tale valore viene imputato pro-rata temporis sulla base del periodo di lavoro già maturato. Per il trattamento di fine rapporto maturato al 31 dicembre 2006 (o alla data di scelta da parte del dipendente nel caso di destinazione a fondi complementari), non viene invece applicato il pro-rata temporis, poiché alla data del bilancio i benefici possono essere considerati maturati interamente.

Le variabili demografiche, economiche e finanziarie assunte sono annualmente validate da un attuario indipendente.

Per quanto riguarda la presentazione in bilancio, le variazioni della passività relativa all’obbligazione che sorge in relazione a un piano a benefici definiti sono disaggregate in tre componenti:

1) operativa (service cost), costi del personale;

2) finanziaria (finance cost), interessi attivi/passivi netti;

3) valutativa (remeasurement cost), utili/perdite attuariali.

Gli utili e le perdite derivanti dall’effettuazione del calcolo attuariale per quanto concerne i benefici successivi al rapporto di lavoro sono immediatamente rilevati nelle altre componenti del Conto economico complessivo con l’eccezione del premio fedeltà per cui la rilevazione è interamente a Conto economico.

In merito all’informativa integrativa, viene proposta l’informativa relativa alle caratteristiche dei piani e dei relativi importi iscritti in bilancio, al rischio derivante dai piani e comprendente una analisi di sensitività delle fluttuazioni nel rischio demografico.

Fondi per rischi e oneri

I fondi per rischi e oneri sono accantonati per coprire passività di ammontare o scadenza incerti che devono essere rilevati in bilancio quando ricorrono le seguenti contestuali condizioni:

−l’impresa ha un’obbligazione attuale (legale o implicita), ossia in corso alla data di riferimento del bilancio, quale risultato di un evento passato;

−è probabile che per adempiere all’obbligazione si renderà necessario un impiego di risorse economiche;

−può essere effettuata una stima attendibile dell’importo necessario all’adempimento dell’obbligazione.

I rischi per i quali il manifestarsi di una passività è soltanto potenziale sono indicati nelle note al bilancio senza procedere allo stanziamento di un fondo.

In caso di eventi solamente remoti e cioè di eventi che hanno scarsissime possibilità di verificarsi non viene contabilizzato alcun fondo, né vengono fornite informazioni aggiuntive od integrative.

Gli accantonamenti sono iscritti al valore rappresentativo della migliore stima dell’ammontare che l’impresa pagherebbe per estinguere l’obbligazione, ovvero per trasferirla a terzi alla data di chiusura dell’esercizio. Se l’effetto di attualizzazione del valore del denaro è significativo, gli accantonamenti sono determinati attualizzando i flussi finanziari futuri attesi ad un tasso di sconto ante imposte che riflette la valutazione corrente del mercato del costo del denaro in relazione al tempo.

Quando viene effettuata l’attualizzazione, l’incremento dell’accantonamento dovuto al trascorrere del tempo è rilevato come onere finanziario.

I fondi post mortem sono attualizzati sulla base dei flussi di cassa indicati nella perizia redatta da un esperto indipendente.

Ricavi per beni e servizi

I ricavi sono valutati al fair value del corrispettivo ricevuto o spettante, tenendo conto di eventuali sconti commerciali e riduzioni legate alla quantità. Essi vengono distinti fra ricavi dell’attività operativa ed eventuali proventi di natura finanziaria oggetto di maturazione sino alla data di incasso.

Circa la corretta rilevazione dei ricavi da contratti con i clienti, si fa riferimento a quanto previsto dall’IFRS 15 che prevede un modello di rilevazione dei ricavi basato su 5 steps:

1.identificazione del contratto con il cliente. Per contratto si intende l’accordo commerciale approvato tra due o più parti che crea diritti e obbligazioni esigibili. Un contratto è identificato quando tutte le seguenti condizioni sono soddisfatte: a) le parti hanno approvato il contratto (in forma scritta o secondo le pratiche commerciali abituali); b) è possibile identificare i diritti del cliente in merito ai beni o servizi che devono essere trasferiti; c) i termini di pagamento sono identificabili; d) il contratto ha sostanza commerciale; e) è probabile che il prezzo verrà incassato (si considera solo la capacità e l'intenzione a pagare da parte del cliente);

166 Bilancio Consolidato e Note Illustrative al 31 dicembre 2022

2.identificazione delle “Performance obligations” contenute nel contratto. Qualora un contratto preveda la fornitura di una pluralità di beni e servizi, viene valutato se questi debbano essere rilevati separatamente o congiuntamente, considerando le loro caratteristiche individuali.

Le attività eventualmente svolte per dare esecuzione al contratto, quali adempimenti amministrativi per la predisposizione del contratto stesso, non trasferiscono al cliente beni e servizi separati, pertanto non rappresentano obbligazioni di fare. Le eventuali spese iniziali non rimborsabili addebitate al cliente non sono ricavi a meno che non si riferiscano a beni o servizi distinti.

Se all’interno di un contratto un’entità concede al cliente un’opzione per acquistare beni e servizi futuri, tale opzione costituisce una performance obligation separata solo se conferisce al cliente un beneficio che non avrebbe potuto ottenere in altro modo, come ad esempio uno sconto maggiore di quelli tipicamente concessi per quei particolari beni o servizi. Un’opzione per acquistare un bene od un servizio ad un prezzo che riflette il suo stand-alone selling price, non è una performance obligation separata anche se può essere ottenuta solo stipulando il contratto in oggetto.

In tale contesto, viene determinato se l’entità agisce in qualità di “principal” o “agent”, a seconda che, rispettivamente, controlli o meno il bene o il servizio promesso prima che il controllo degli stessi sia trasferito al cliente. Quando l’entità agisce in qualità di “agent”, in particolare per quanto riguarda servizi di connessione alle reti gas ed energia elettrica, i ricavi sono rilevati su base netta;

3.determinazione del “Transaction price”. Al fine di determinare il prezzo dell’operazione occorre considerare, tra gli altri, i seguenti elementi: a) eventuali importi riscossi per conto di terzi, che devono essere esclusi dal corrispettivo; b) componenti variabili del prezzo (quali performance bonus, penali, sconti, rimborsi, incentivi, ecc.); c) componente finanziaria, nel caso in cui i termini di pagamento concedano al cliente una dilazione significativa;

4.allocazione del prezzo alle Performance obligations sulla base del “Relative Stand Alone Selling Price”. Per eventuali forniture in bundle, il prezzo di vendita è generalmente ripartito sulla base del prezzo a sé stante di ciascun bene o servizio, ossia il prezzo al quale il Gruppo venderebbe tale bene o servizio separatamente al cliente;

5.rilevazione dei ricavi quando la Performance obligation è soddisfatta. Il trasferimento del bene o servizio avviene quando il cliente ottiene il controllo del bene o servizio e cioè quando ha la capacità di deciderne e/o indirizzarne l’uso e ottenerne sostanzialmente tutti i benefici. Il trasferimento del controllo, e conseguentemente la rilevazione dei ricavi può avvenire in un determinato momento (point in time) oppure nel corso del tempo (over time).

Per ogni obbligazione adempiuta nel corso del tempo vengono rilevati i ricavi valutando i progressi verso l’adempimento completo dell’obbligazione stessa. Dal lato patrimoniale, le attività derivanti da contratto, specificamente individuate negli schemi di bilancio, rappresentano il diritto al corrispettivo per i beni e i servizi trasferiti al cliente quando tale diritto è soggetto ad una condizione diversa dal passaggio del tempo.

Quando tale diritto è incondizionato, ossia l’incasso del corrispettivo dipende esclusivamente dal passare del tempo, viene rilevato un credito.

Se il cliente paga il corrispettivo prima che si verifichi il trasferimento dei beni o servizi viene rilevata una passività derivante da contratti con i clienti nel momento in cui è effettuato il pagamento (o in cui il pagamento è dovuto); tale passività è rilevata come ricavo quando l’obbligazione prevista dal contratto viene adempiuta.

Con riferimento ai settori di operatività del Gruppo, si segnala inoltre che:

•i ricavi per vendita ai clienti di energia elettrica, gas e calore sono riconosciuti al momento dell’erogazione e comprendono la stima inerente alle erogazioni effettuate ma non ancora fatturate. Tale stima è fondata sul profilo di consumo storico del cliente, rettificato per riflettere le condizioni atmosferiche o altri fattori che possano influire sui consumi oggetto di stima;

•i ricavi derivanti dai business a rete (distribuzione energia elettrica, gas e acqua) sono iscritti sulla base delle tariffe determinate dalle competenti Autorità per riflettere la retribuzione riconosciuta a fronte degli investimenti effettuati;

•i ricavi relativi alle commesse di efficientamento energetico di edifici o impianti vengono rilevati secondo lo stato di avanzamento dei lavori su ordinazione, desunto dai costi sostenuti in base al totale dei costi attesi stimati, mediante l’iscrizione di un’attività derivante da contratti con i clienti sino al momento del completo adempimento dell’obbligazione.

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nuovo contratto. Se le due condizioni citate non sono soddisfatte e i beni e/o servizi ancora da consegnare sono distinti rispetto a quanto già trasferito al cliente prima della modifica, allora la modifica è trattata come cancellazione del vecchio contratto ed introduzione di un nuovo contratto con effetto prospettico sui ricavi; in caso contrario la modifica è trattata come prosecuzione del contratto originario con effetto retrospettico sui ricavi.

I costi per l’ottenimento dei contratti verso i clienti vengono capitalizzati in accordo alle disposizioni dell’IFRS 15 e sono ammortizzati in base alla durata del rapporto con il cliente stesso. Al fine di determinare tale periodo atteso si fa riferimento all’esperienza storica dei tassi di abbandono.

Contributi in conto impianti e contributi in conto esercizio

I contributi in conto impianti, vengono iscritti, quando gli stessi divengono esigibili, come ricavo differito e imputato come provento al conto economico sistematicamente durante la vita utile del bene a cui si riferiscono. Il ricavo differito relativo ai contributi stessi trova riscontro nello Stato Patrimoniale tra le altre passività, con opportuna separazione tra la parte corrente e quella non corrente.

I contributi in conto esercizio sono imputati a conto economico nel momento in cui sono soddisfatte le condizioni di iscrizione, ovvero quando si ha la certezza del riconoscimento degli stessi in contropartita dei costi a fronte dei quali i contributi sono erogati.

I contributi di allacciamento fatturati dalle società che esercitano il servizio di distribuzione a titolo di rimborso dei costi sostenuti per l’allaccio/posa contatore ai sensi dell’IFRS 15 non possono essere considerati parte del corrispettivo del servizio di distribuzione in quanto non si ha il trasferimento del controllo del bene, pertanto sono riscontati e rilasciati lungo la vita dell’asset di riferimento in linea con quanto previsto ai fini tariffari.

Altri proventi

Gli altri proventi includono tutte le fattispecie di ricavi non inclusi nelle tipologie precedenti e non aventi natura finanziaria.

I proventi sono valutati al fair value del corrispettivo ricevuto o spettante e sono rilevati quando il valore dei ricavi può essere stimato attendibilmente ed è probabile che l’impresa potrà fruire dei benefici economici derivanti dall’operazione.

Costi per l’acquisizione di beni e servizi

I costi sono valutati al fair value dell’ammontare pagato o da pagare. I costi per l’acquisizione di beni e servizi sono iscritti quando il loro ammontare può essere determinato in maniera attendibile. I costi per acquisto di beni sono riconosciuti al momento della consegna, che in base ai contratti in essere identifica il momento del passaggio dei rischi e benefici connessi. I costi per servizi sono iscritti per competenza in base al momento di ricevimento degli stessi.

Proventi ed oneri finanziari

I proventi e gli oneri finanziari sono rilevati per competenza sulla base degli interessi maturati sul valore netto delle relative attività e passività finanziarie utilizzando il tasso di interesse effettivo.

Gli oneri finanziari che sono direttamente imputabili all’acquisizione, costruzione, produzione di un impianto sono capitalizzati dal momento che è probabile che comporteranno dei benefici economici futuri per l’impresa e sono attendibilmente determinati.

Imposte sul reddito

Le imposte sul reddito includono tutte le imposte calcolate sul reddito imponibile del Gruppo.

Le imposte correnti e differite vengono rilevate come proventi o come oneri e sono incluse nell’utile o nella perdita dell’esercizio, a meno che le imposte derivino da un’operazione o un fatto rilevato, nello stesso esercizio o in un altro, direttamente nel patrimonio netto.

Le imposte correnti del periodo sono determinate sulla base di una realistica previsione dell’onere d’imposta di pertinenza del periodo determinato in applicazione della vigente normativa fiscale o sostanzialmente approvata.

168 Bilancio Consolidato e Note Illustrative al 31 dicembre 2022

Le imposte differite sono calcolate in base alle differenze temporanee che emergono tra la base imponibile di una attività o passività e il valore contabile nel bilancio consolidato.

Un’attività per imposte anticipate viene contabilizzata quando il suo recupero è probabile.

Le imposte differite sono state calcolate considerando l’aliquota fiscale prevista per l’esercizio in cui le differenze si riverseranno.

Il Gruppo ha esercitato l’opzione, ai sensi dell’art. 118 del nuovo Tuir, per il Consolidato fiscale che comporta il trasferimento da parte delle società consolidate delle proprie posizioni debitorie/creditorie IRES verso la Consolidante IREN S.p.A.. Quest’ultima determina l’IRES su una base imponibile corrispondente alla somma algebrica degli imponibili positivi e negativi delle singole società che partecipano al consolidato.

Incertezza sui trattamenti ai fini dell’imposta sul reddito

Nella definizione di incertezza andrà considerato se un dato trattamento fiscale risulterà accettabile per l’Autorità Fiscale. Se si ritiene probabile che l’Autorità Fiscale accetti il trattamento fiscale (con il termine “probabile” inteso come “più verosimile che non”), allora il Gruppo rileva e valuta le proprie imposte correnti o differite attive e passive applicando le disposizioni dello IAS 12.

Di converso, se il Gruppo ritiene che non sia probabile che l’Autorità Fiscale accetti il trattamento fiscale ai fini dell’imposta sul reddito, il Gruppo riflette l’effetto di tale incertezza avvalendosi del metodo che meglio prevede la risoluzione del trattamento fiscale incerto. Il Gruppo decide se prendere in considerazione ciascun trattamento fiscale incerto separatamente o congiuntamente a uno o più trattamenti fiscali incerti, scegliendo l’approccio che meglio prevede la soluzione dell’incertezza. Nel valutare se e in che modo l’incertezza incide sul trattamento fiscale, il Gruppo ipotizza che l’Autorità Fiscale accetti o meno un trattamento fiscale incerto presumendo che la stessa, in fase di verifica, controllerà gli importi che ha il diritto di esaminare e che sarà a completa conoscenza di tutte le relative informazioni. Il Gruppo riflette l’effetto dell’incertezza nel determinare le imposte correnti e differite, usando il metodo del valore atteso o dell’importo più probabile, a seconda di quale metodo meglio prevede la soluzione dell’incertezza. Poiché le posizioni fiscali incerte si riferiscono alla definizione di imposte sul reddito, il Gruppo espone le attività/passività fiscali incerte come imposte correnti o imposte differite.

Criteri di conversione delle poste in valuta estera

La valuta funzionale e di presentazione adottata dal Gruppo è l’Euro. In presenza di transazioni in valuta estera, le stesse sono inizialmente rilevate al tasso di cambio in essere alla data dell’operazione. Le attività e le passività in valuta, ad eccezione delle immobilizzazioni, sono iscritte al cambio di riferimento alla data di chiusura del periodo e i relativi utili e perdite su cambi sono imputati a conto economico. L’eventuale utile netto che dovesse emergere viene accantonato in un’apposita riserva non distribuibile fino alla data di realizzo.

Emission Trading Scheme

L’Emission Trading Scheme fa parte dei cosiddetti ‘meccanismi flessibili’ ammessi dal Protocollo di Kyoto volti alla riduzione delle emissioni dei gas ad effetto serra. In tale contesto, il Gruppo partecipa attivamente al sistema di scambi di permessi di emissione, contribuendo al raggiungimento degli obiettivi di riduzione fissati dal piano di riduzione nazionale.

Le quote di emissione acquistate nell’ambito delle attività legate al conseguimento di tali obiettivi eccedenti il fabbisogno, determinato in relazione alle obbligazioni maturate a fine esercizio (c.d. “surplus”), sono iscritte tra le altre immobilizzazioni immateriali al costo sostenuto. Le quote ricevute a titolo gratuito non sono valorizzate. Trattandosi di un bene a utilizzo istantaneo tale posta non è soggetta ad ammortamento.

Per quanto riguarda gli obblighi relativi al periodo, qualora il fabbisogno ecceda le quote in portafoglio alla data di bilancio (c.d. “deficit”), si procede allo stanziamento in bilancio dell’onere necessario per far fronte all’obbligazione residua, stimato sulla base di eventuali contratti d’acquisto, anche a termine, già sottoscritti alla data di bilancio e, in via residuale, delle quotazioni di mercato.

Le quote di emissione eventualmente detenute per finalità di trading che alla fine dell’esercizio risultano invendute sono iscritte nello stato patrimoniale alla voce Rimanenze. Tali quote vengono valorizzate al minore tra costo e valore di mercato.

Gruppo Iren 169

Altri titoli energetici

In stretta relazione con le attività svolte, il Gruppo è interessato da alcune tipologie di incentivi o titoli energetici strettamente connessi all’effettuazione di specifiche attività volte al risparmio energetico ed all’immissione nel sistema elettrico di energia prodotta da fonti rinnovabili. In particolare, al Gruppo sono stati assegnati:

•dal GSE (Gestore dei Servizi Energetici) l’incentivo “ex-certificati verdi”, come stabilito dal DM 6 luglio 2012 a valere sulle produzioni per gli impianti che già beneficiavano di certificati verdi;

•dal GSE, titoli commerciabili che attestano l’effettuazione di interventi di risparmio energetico (Titoli di Efficienza Energetica – “TEE” -, i cosiddetti “certificati bianchi”).

Contabilmente tali fattispecie sono trattate nel seguente modo:

•la tariffa incentivante (ex-certificati verdi) derivante dalla produzione annua di energia da fonti rinnovabili, è rilevata in accordo al principio della competenza economica alla maturazione del diritto;

•per quanto riguarda i certificati bianchi, il trattamento contabile si differenzia leggermente a seconda che l’entità sia tenuta o meno all’obbligo di restituzione dei TEE.

Infatti, I soggetti tenuti all’obbligo di restituzione dei TEE rilevano tra gli altri proventi il contributo ricevuto relativo all’obbligo dell’anno e tra i costi per materie prime il costo dei TEE acquistati per soddisfare tale obbligo nell’esercizio di competenza. Se i titoli acquistati eccedono l’obbligo, il costo dei titoli acquistati in eccesso viene riscontato; se al contrario i titoli acquistati risultano insufficienti a soddisfare l’obbligo, viene stanziato il costo dei titoli ancora da acquistare per soddisfare l’obbligo dell’anno.

Le entità non tenute all’obbligo di restituzione dei TEE:

qualora operanti nell’attività di trading, rilevano ricavi e costi dei titoli compravenduti e sospendono tra le Rimanenze gli eventuali titoli invenduti, valorizzati al costo medio ponderato e valutati al minore tra costo e mercato;

qualora maturino certificati bianchi nell’ambito di attività di efficienza energetica e risparmio energetico, i relativi ricavi vengono rilevati in ragione della competenza economica.

Utile per azione

- Utile base per azione

L’impresa calcola l’utile base per azione sulla base dell’utile o della perdita attribuibile agli azionisti possessori di azioni ordinarie della capogruppo. L’utile base per azione è calcolato dividendo l’utile o la perdita d’esercizio attribuibile agli azionisti possessori di azioni ordinarie per la media ponderata delle azioni ordinarie in circolazione nell’esercizio.

- Utile diluito per azione

L’impresa calcola l’utile diluito per azione sulla base dell’utile o della perdita attribuibile agli azionisti possessori di azioni della capogruppo.

Ai fini del calcolo dell’utile diluito per azione, il numero delle azioni ordinarie è la media ponderata delle azioni ordinarie più la media ponderata delle azioni ordinarie che potrebbero essere emesse al momento della conversione in azioni di tutte le potenziali azioni ordinarie con effetti di diluizione. Tale conversione deve avvenire all’inizio dell’esercizio oppure alla data di emissione delle potenziali azioni ordinarie.

PRINCIPI CONTABILI, EMENDAMENTI ED INTERPRETAZIONI APPLICATI DAL 1° GENNAIO 2022

A partire dal 1° gennaio 2022 risultano applicabili obbligatoriamente i seguenti principi contabili e modifiche ai principi contabili, emanati dallo IASB e recepiti dall’Unione Europea:

Modifica dello IAS 37 – Contratti onerosi

Il documento, pubblicato dallo IASB in maggio 2020 e omologato dall’Unione Europea con Reg. 2021/1080 del 28 giugno 2021, specifica quali costi devono essere inclusi nel costo di adempimento di un contratto al fine di identificare un eventuale contratto oneroso. In particolare, il par. 68A precisa che i costi necessari all’adempimento del contratto includono: a) i costi incrementali sostenuti dall’entità per l’adempimento del contratto, quali materiali e manodopera diretta; b) un’allocazione di altri costi, ad esempio una quota parte dell’ammortamento di un impianto utilizzato per l’adempimento del contratto in via non esclusiva. La modifica deve essere applicata a partire dal 1° gennaio 2022, con riferimento ai soli contratti in vigore alla data della prima applicazione. L’entità non deve rideterminare gli esercizi precedenti; l’effetto cumulato derivante dalla prima

170 Bilancio Consolidato e Note Illustrative al 31 dicembre 2022

applicazione della modifica deve essere rilevato nel saldo di apertura degli Utili portati a nuovo (o altra componente di patrimonio netto se appropriata).

Modifica dello IAS 16 – Immobili, impianti e macchinari— Proventi prima dell’uso previsto

Il documento, pubblicato dallo IASB in maggio 2020 e omologato dall’Unione Europea con Reg. 2021/1080 del 28 giugno 2021, introduce alcune modifiche allo IAS 16 – Immobili, impianti e macchinari con riferimento alla contabilizzazione di eventuali ricavi derivanti dalla vendita di articoli prodotti dall’entità per “portare il bene nel luogo e nelle condizioni necessarie al funzionamento nel modo inteso dalla direzione aziendale” (ad esempio, campioni prodotti durante il collaudo dei macchinari). Tali ricavi non devono più essere dedotti dal costo degli immobili, impianti e macchinari (viene quindi annullata la compensazione). I ricavi di vendita e i costi di tali articoli devono essere riconosciuti nel conto economico in conformità con i principi ad essi applicabili.

Se non presentati separatamente nel conto economico complessivo, l’entità deve indicare nelle note al bilancio gli importi dei proventi e dei costi agli articoli prodotti che non sono un output delle attività ordinarie dell’entità e specificare quali righe del conto economico complessivo li includono.

La modifica deve essere applicata retrospettivamente a partire dal 1° gennaio 2022, ma solo con riferimento ad immobili e impianti entrati in funzione o diventati disponibili per l’utilizzo successivamente all’inizio del primo periodo comparativo presentato. L’effetto cumulato derivante dalla prima applicazione della modifica deve essere rilevato nel saldo di apertura degli Utili portati a nuovo (o altra componente di patrimonio netto se appropriata).

Ciclo annuale di miglioramenti agli IFRS 2018-2020

Le modifiche si applicano a partire dagli esercizi che hanno inizio dal 1° Gennaio 2022.

Le principali modifiche riguardano:

- IFRS 1 Prima adozione degli IFRS - Entità controllata come first-time adopter - Un'entità controllata che applica per la prima volta gli IFRS Standards dopo la sua controllante, può applicare il paragrafo D16(a) dell'IFRS 1 e valutare le differenze cumulative di conversione utilizzando i valori riportati nel bilancio consolidato della controllante, che sono stati determinati sulla base della data di transizione agli IFRS di quest’ultima. La suddetta esenzione può essere applicata anche dalle società collegate e joint venture che applicano per la prima volta gli IFRS dopo la loro partecipante.

- IFRS 9 Strumenti finanziari - Commissioni incluse nel “test del 10%” ai fini della derecognition delle passività finanziarie - La modifica all’IFRS 9 ha chiarito che le commissioni da considerare nel suddetto test del 10% sono le sole commissioni pagate o ricevute tra l’entità finanziata e il finanziatore e le commissioni pagate o ricevute dall’entità finanziata o dal finanziatore per conto dell'altra parte.

- Esempi illustrativi dell’IFRS 16 Leasing - Incentivi al leasing - Eliminato dall’esempio illustrativo n. 13 che accompagna l’IFRS 16, il trattamento contabile nel bilancio del locatario di un incasso ricevuto dal locatore a fronte dei costi per migliorie sul bene in leasing, in quanto la conclusione dell’esempio non era supportata da un’adeguata spiegazione.

Modifica dell’IFRS 3 – Riferimento al quadro sistematico per la preparazione e la presentazione del bilancio.

Le modifiche intendono aggiornare le definizioni di attività e passività del presente principio affinché si riferiscano a quelle definite nel Conceptual Framework for Financial Reporting emesso a marzo 2018 (“Conceptual Framework”). Tuttavia, come eccezione, l’acquirente non applica le definizioni di attività e passività del Conceptual Framework ma quelle dei principi di riferimento nei seguenti casi:

accantonamenti o passività potenziali nell'ambito di applicazione dello “IAS 37 Provisions, Contingent Liabilities and Contingent Assets”;

tributi nell'ambito di applicazione dell'”IFRIC 21 Levies”.

Infine, le modifiche chiariscono che alla data di acquisizione l'acquirente non deve rilevare l'attività potenziale acquisita in un’aggregazione aziendale. Le modifiche si applicano a partire dagli esercizi che hanno inizio dal 1° Gennaio 2022.

L’applicazione di tali modifiche e miglioramenti agli IFRS citati non ha comportato effetti significativi sulla situazione patrimoniale-finanziaria e sul risultato economico del Gruppo.

Gruppo Iren 171

PRINCIPI CONTABILI, EMENDAMENTI ED INTERPRETAZIONI OMOLOGATI NON ANCORA APPLICABILI E NON ADOTTATI IN VIA ANTICIPATA DAL GRUPPO

IFRS 17 - Contratti assicurativi

Nel Maggio 2017 lo IASB ha pubblicato l’IFRS 17 Insurance Contracts che sostituisce l’IFRS 4, emesso nel 2004. Il principio ha lo scopo di migliorare la comprensione da parte degli investitori dell’esposizione al rischio, della redditività e della posizione finanziaria degli assicuratori, richiedendo che tutti i contratti di assicurazione siano contabilizzati in modo coerente superando i problemi di confronto creati dall'IFRS 4.

Lo standard entra in vigore a partire dal 1° Gennaio 2023, ma è consentita l’applicazione anticipata. Tale principio non avrà impatti significativi sui risultati economico finanziari del Gruppo e sulla relativa informativa di bilancio.

Modifiche allo IAS 1 e allo IAS 8

Il regolamento dell’Unione Europea n. 2022/357 del 2 marzo 2022 adotta le modifiche allo IAS 1 e allo IAS 8 pubblicate dallo IASB il 12 febbraio 2021. Le modifiche chiariscono le differenze tra principi contabili e stime contabili, al fine di garantire l’applicazione coerente dei principi contabili e la comparabilità dei bilanci. Le modifiche devono essere applicate al più tardi a partire dalla data di inizio del primo esercizio finanziario che cominci il 1° gennaio 2023 o successivamente. È, comunque, consentita l’applicazione anticipata.

PRINCIPI CONTABILI, EMENDAMENTI ED INTERPRETAZIONI NON ANCORA OMOLOGATI DALL’UNIONE EUROPEA

Si segnala che tali documenti saranno applicabili solo dopo l’avvenuta omologazione da parte dell’UE.

Titolo documento

Data emissione da parte dello IASB

Data di entrata in vigore del documento IASB

Data di prevista omologazione da parte dell’UE

Standards

IFRS 14 Regulatory Deferral Accounts

Gennaio 2014

1° gennaio 2016

Processo di omologazione sospeso in attesa del nuovo principio contabile sui “rate-regulated activities”.

Amendments

Sale or Contribution of Assets between an Investor and its Associate or Joint Venture (Amendments to IFRS 10 and IAS 28)

Settembre 2014

Differita fino al completamento del progetto IASB sull’equity method

Processo di omologazione sospeso in attesa della conclusione del progetto IASB sull’equity method

Gennaio 2020

Luglio 2020

Classification of Liabilities as Current or Non-current (Amendments to IAS 1) and Non-current liabilities with covenants

Ottobre 2020

1° gennaio 2024

Da definire

Lease liability in a sale and leaseback (Amendments to IFRS 16)

Settembre 2022

1° gennaio 2024

Da definire

Relativamente ai nuovi principi applicabili a partire dall’esercizio 2023 o successivi sono in corso le valutazioni per la loro corretta applicazione e le analisi sugli impatti presumibili sui prossimi bilanci.

172 Bilancio Consolidato e Note Illustrative al 31 dicembre 2022

VI.GESTIONE DEI RISCHI FINANZIARI DEL GRUPPO

Di seguito si riporta una sintesi della modalità di gestione e controllo dei rischi derivanti da strumenti finanziari (rischio di liquidità, rischio di cambio, rischio tassi di interesse, rischio di credito) e del rischio prezzo commodity, legato alla volatilità dei prezzi delle commodity energetiche.

1. RISCHI FINANZIARI

L’attività del Gruppo Iren è esposta a diverse tipologie di rischi finanziari tra le quali, rischi di liquidità, rischio cambio e rischi di variazione nei tassi di interesse. Nell’ambito dell’attività di Risk Management, al fine di limitare i rischi di cambio e di variazione dei tassi di interesse, il Gruppo utilizza contratti di copertura seguendo un’ottica non speculativa.

a) Rischio di liquidità

Il rischio di liquidità rappresenta il rischio che le risorse finanziarie disponibili all’azienda non siano sufficienti per far fronte alle obbligazioni finanziarie e commerciali nei termini e nelle scadenze prestabilite. L’attività di approvvigionamento delle risorse finanziarie è centralizzata allo scopo di ottimizzarne l’utilizzo. In particolare, la gestione centralizzata dei flussi finanziari in Iren consente di allocare i fondi disponibili a livello di Gruppo secondo le necessità che di volta in volta si manifestano tra le singole Società. I movimenti di liquidità sono registrati su conti infragruppo sui quali vengono contabilizzati anche le spese e gli interessi attivi e passivi infragruppo. Alcune società partecipate hanno una gestione finanziaria autonoma, nel rispetto delle linee guida fornite dalla Capogruppo.

Viene costantemente monitorata la situazione finanziaria attuale, prospettica e la disponibilità di adeguati affidamenti bancari e non si evidenziano criticità per la copertura degli impegni finanziari di breve termine. Al termine del periodo gli affidamenti bancari a breve termine utilizzati dalla Capogruppo sono nulli.

Inoltre, valutata di volta in volta la convenienza e l’opportunità nell’ambito delle attività di ottimizzazione delle risorse finanziarie disponibili, il Gruppo pone in essere operazioni di cessione pro-soluto di crediti commerciali, crediti derivanti dalla maturazione di titoli energetici e crediti di natura fiscale, beneficiando dell’anticipo di liquidità da esse derivante.

In tale contesto, a sostegno del profilo di liquidità del Gruppo e del livello di rating, Iren dispone di linee di finanziamento a medio lungo termine sottoscritte e disponibili ma non utilizzate per 295 milioni di euro, che si aggiungono alle disponibilità liquide correnti.

La tabella sottostante fornisce l’indicazione dei flussi di cassa nominali previsti per l’estinzione delle Passività finanziarie:

Passività finanziarie al 31 dicembre 2022:

migliaia di euro

Valore contabile

Flussi finanziari contrattuali

entro i 12 mesi

1-5 anni

Oltre 5 anni

Debiti per mutui e bond (*)

4.248.825

(4.674.533)

(132.459)

(2.284.415)

(2.257.659)

Coperture rischio tasso (**)

(52.813)

52.813

11.977

34.463

6.373

Debiti per leasing

64.745

(69.715)

(16.254)

(39.291)

(14.170)

(*) Il valore contabile dei “Debiti per mutui e bond” comprende sia la quota corrente che la quota non corrente.

(**) Il valore contabile delle “Coperture rischio tasso” comprende il fair value positivo e negativo dei contratti di copertura.

Passività finanziarie al 31 dicembre 2021:

migliaia di euro

Valore contabile

Flussi finanziari contrattuali

entro i 12 mesi

1-5 anni

Oltre 5 anni

Debiti per mutui e bond (*)

3.866.528

(4.086.459)

(444.443)

(1.355.691)

(2.286.325)

Coperture rischio tasso(**)

46.845

(46.845)

(13.442)

(28.154)

(5.249)

Debiti per leasing

38.940

(40.055)

(10.424)

(18.741)

(10.890)

(*) Il valore contabile dei “Debiti per mutui e bond” comprende sia la quota corrente che la quota non corrente.

(**) Il valore contabile delle “Coperture rischio tasso” comprende il fair value positivo e negativo dei contratti di copertura.

Gruppo Iren 173

I flussi finanziari previsti per l’estinzione delle altre passività finanziarie, diverse da quelle verso finanziatori e quelle relative all’applicazione dell’IFRS 16 in tema di leases riportate nelle suddette tabelle, non si discostano significativamente dal valore contabile riportato in bilancio.

Attraverso i rapporti che Iren intrattiene con i principali Istituti di Credito Italiani e Internazionali vengono ricercate le forme di finanziamento più adatte alle proprie esigenze e le migliori condizioni di mercato.

Il dettaglio delle attività svolte in tale ambito e delle singole operazioni è riportato al capitolo “Gestione Finanziaria” della Relazione sulla Gestione.

L’indebitamento finanziario da finanziamenti al termine del periodo è costituito al 29% da prestiti e al 71% da obbligazioni; si evidenzia inoltre che:

•il 76% del debito totale è finanziato da fondi di tipo sustainable, coerenti con il Sustainable Finance Framework di Iren, come i Green Bond e i prestiti il cui tasso di interesse è legato (linked) a Key Performance Indicators di natura ESG – si veda in merito anche la Nota 21 “Passività finanziarie non correnti” delle presenti Note Illustrative;

•il debito residuo per mutui risulta contrattualizzato per il 71% a tasso fisso e per il 29% a tasso variabile.

In merito al rischio di liquidità che potenzialmente deriva dalle clausole contrattuali che legittimano le controparti a ritirare il finanziamento al verificarsi di determinati eventi (rischio default e covenants), si segnala che le clausole inserite nei contratti di finanziamento che fanno capo a Iren sono rispettate; in particolare per alcuni contratti di finanziamento a medio lungo termine di Iren è previsto l’impegno a rispettare indici finanziari (covenants finanziari quali Debito/EBITDA, EBITDA/Oneri finanziari), con verifica annuale. Sono inoltre previsti altri impegni quali la clausola di Change of Control, che prevede il mantenimento del controllo del Gruppo Iren da parte degli azionisti pubblici in modo diretto o indiretto, clausole di Negative Pledges, per effetto delle quali la società si impegna a non costituire garanzie reali oltre un limite specificato, e la clausola Pari Passu che riserva alle banche finanziatrici un trattamento paritario rispetto a quello spettante agli altri creditori non garantiti. Anche alcuni contratti di finanziamento a medio lungo termine di società che contribuiscono all’Indebitamento Finanziario Netto del Gruppo, in particolare il contratto di Project Finance in capo a TRM, prevedono il rispetto di indici finanziari che risultano soddisfatti.

b) Rischio cambio

Fatta eccezione per quanto riportato nell’ambito del rischio energetico, il Gruppo IREN non è particolarmente esposto al rischio di cambio.

c) Rischio tassi di interesse

Con un’ottica non speculativa, i rischi connessi alla crescita dei tassi di interesse vengono monitorati e, se ritenuto opportuno, ridotti o eliminati stipulando con controparti finanziarie di elevato standing creditizio, appositi contratti (swap e collar) che perseguono esclusivamente finalità di copertura. Al termine del periodo tutti i contratti stipulati soddisfano il requisito di limitare l’esposizione al rischio di oscillazione del tasso di interesse e soddisfano altresì i requisiti formali per l’applicazione dell’hedge accounting.

Il fair value dei suddetti contratti di copertura su tassi di interesse al 31 dicembre 2022 riguarda la posizione della Capogruppo (positiva per 61.729 migliaia di euro) e di TRM (negativa per 8.916 migliaia di euro).

I contratti di copertura stipulati, congiuntamente con i finanziamenti a tasso fisso, permettono di coprire dal rischio di crescita dei tassi di interesse circa il 96% dell’indebitamento finanziario da finanziamenti, in linea con l’obiettivo del Gruppo Iren di mantenere un’adeguata protezione da significativi rialzi del tasso di interesse.

Al fine di consentire una completa comprensione dei rischi di variazione dei tassi di interesse a cui è soggetto il Gruppo è stata condotta un’analisi di sensitività degli oneri finanziari netti e delle componenti valutative dei contratti finanziari derivati al variare dei tassi di interesse. Relativamente agli oneri finanziari tale analisi è stata effettuata, sulla base di presupposti di ragionevolezza, secondo le seguenti modalità:

•una variazione teorica in aumento ed in diminuzione di 100 basis points dei tassi di interesse euribor rilevati nel corso dell’esercizio è stata applicata all’indebitamento finanziario netto;

174 Bilancio Consolidato e Note Illustrative al 31 dicembre 2022

•nel caso in cui sia esistente una relazione di copertura lo shock sui tassi è stato applicato congiuntamente alla posizione debitoria ed al relativo strumento derivato di copertura con un effetto netto a conto economico sostanzialmente contenuto;

•la variazione dei tassi viene altresì applicata alla eventuale quota di interessi passivi capitalizzati nell’esercizio.

Con riferimento ai contratti derivati di copertura esistenti alla data di chiusura dell’esercizio è stata applicata una traslazione teorica in aumento ed in diminuzione di 100 basis points delle curve forward dei tassi di interesse impiegate per la determinazione dei fair value dei contratti stessi.

Nella seguente tabella sono riportati i risultati dell’analisi di sensitività anzi illustrata svolta con riferimento alla data del 31 dicembre 2022.

migliaia di euro

aumento di

100 bps

diminuzione di 100 bps

Incremento (diminuzione) degli oneri finanziari netti

473

-476

Incremento (diminuzione) degli oneri da fair value contratti derivati

491

-511

Incremento (diminuzione) della riserva copertura flussi finanziari

30.830

-33.054

2. RISCHIO DI CREDITO

Le unità di Credit Management del Gruppo Iren dedicate al recupero crediti sono responsabili di questa attività.

ha comportato un aumento dei prezzi per i clienti finali di gas, luce e teleriscaldamento particolarmente significativo. Per limitare l’esposizione al rischio di credito, sono usati strumenti tra i quali l’analisi di solvibilità dei Clienti in fase di acquisizione attraverso un’accurata valutazione del merito creditizio, l’affidamento dei crediti di Clienti cessati e/o attivi a società di recupero crediti esterne e l’introduzione di nuove modalità di recupero per la gestione del contenzioso legale. Inoltre, sono offerti ai Clienti numerosi metodi di pagamento attraverso canali anche digitali e proposti piani di pagamento opportunamente monitorati.

Le condizioni di pagamento generalmente applicate alla clientela sono riconducibili alla normativa o ai regolamenti vigenti o in linea con gli standard del mercato libero; in caso di mancato pagamento, è prevista l’applicazione di interessi di mora nella misura indicata nei contratti o dalla normativa. Si segnala comunque che in alcuni settori regolati sono previsti specifici meccanismi di reintegro in tariffa legati ai crediti non riscossi e alla morosità, determinati ex-ante (per il Servizio Idrico Integrato) o ex-post (per i settori dei rifiuti e della distribuzione dell’energia elettrica).

Gruppo Iren 175

Con riferimento ai Crediti Commerciali e alla loro ripartizione per Business Unit e fascia di ageing si rinvia al contenuto della Nota 14 “Crediti Commerciali” del capitolo X. “Informazioni sulla situazione patrimoniale – finanziaria”.

In merito, si riporta un dettaglio per voce di bilancio della stima delle perdite attese rilevate nel periodo.

migliaia di euro

Crediti commerciali

61.696

Crediti commerciali non correnti

855

Attività derivanti da contratti con i clienti non correnti

914

Totale - a CE nella voce Accantonamenti a fondo svalutazione crediti

63.465

Attività finanziarie correnti

2.930

Attività finanziarie non correnti

163

Totale - a CE nella voce Oneri finanziari

3.093

Totale

66.558

Sempre con riferimento ai Crediti Commerciali, nella relativa Nota 14 delle Informazioni sulla situazione patrimoniale-finanziaria l’apposito Fondo Svalutazione viene esposto per settore, con evidenza delle percentuali di perdita medie per fascia di ageing.

Infine, in relazione alla concentrazione del credito si segnalano i rapporti tra le controllate Iren Smart Solutions e AMIAT ed il Comune di Torino. Per maggiori dettagli si rimanda in particolare alla Nota di commento “Attività finanziarie non correnti” delle Informazioni sulla situazione patrimoniale-finanziaria.

3. RISCHIO ENERGETICO

Il Gruppo Iren è esposto al rischio prezzo, sulle commodity energetiche trattate, ossia energia elettrica, gas naturale, quote di emissione CO2, ecc., dal momento che sia gli acquisti sia le vendite risentono delle oscillazioni dei prezzi di dette commodity direttamente ovvero attraverso formule di indicizzazione. Al momento non è presente l’esposizione rischio cambio, tipica delle commodity di derivazione petrolifera, grazie allo sviluppo dei mercati organizzati europei che trattano la commodity gas in valuta Euro e non più indicizzata ai prodotti petroliferi.

A tal fine viene eseguita un’attività di pianificazione della produzione per gli impianti del Gruppo, degli acquisti e delle vendite di energia e di gas naturale, sia in relazione ai volumi che alle formule di prezzo. L’obiettivo è ottenere una sufficiente stabilità dei margini attraverso una politica di acquisti e vendite indicizzate che realizzi un elevato grado di copertura naturale, con un adeguato ricorso ai mercati a termine e spot.

Oltre alla normale attività con contratti fisici, a copertura del portafoglio energetico, risultano in essere operazioni di derivato:

176 Bilancio Consolidato e Note Illustrative al 31 dicembre 2022

•Over the Counter (OTC) su commodity (Commodity swap su indici TTF, PSV, PFOR e PUN) per complessivi 5,4 TWh. Il Fair Value di tali strumenti al 31 dicembre 2022 è complessivamente negativo per 5.532 migliaia di euro (a seconda delle differenti posizioni, di cui 182.423 migliaia di euro di Fair Value positivo incluso nelle attività finanziarie correnti e 187.955 migliaia di euro di Fair Value negativo incluso nelle passività finanziarie correnti);

•sulla piattaforma regolamentata European Energy Exchange - EEX, su PUN per un nozionale netto complessivo pari a 13 GWh. Il Fair Value di tali strumenti al 31 dicembre 2022 è complessivamente positivo per 37.404 migliaia di euro, con regolazione giornaliera su un apposito conto corrente: in bilancio tali strumenti non sono appositamente valorizzati in quanto già espressi in termini di “maggiori/minori” disponibilità liquide.

Tra fine febbraio e inizio marzo 2022 sono state eseguite operazioni c.d. Block Deals per volume pari a 300 MW, finalizzate a neutralizzare la posizione su EEX, con contemporanea riapertura della posizione su OTC.

Tale strategia ha consentito, nella prospettiva di contenere il rischio liquidità e a fronte di fees contenute, di eliminare l’Initial Margin e di congelare il Variation Margin alla data di esecuzione per le operazioni EEX neutralizzate. Tali operazioni risultano scadute al 31 dicembre 2022.

Si segnala infine che, a seguito dell’emanazione del DL 9 agosto 2022, n. 115, l’indice di riferimento per la copertura dei costi di approvvigionamento del gas naturale applicato ai clienti del mercato tutelato, è stato convertito dall’indice PFOR (basato sul valore del mercato TTF olandese e determinato da ARERA per aggiornare il prezzo trimestrale del gas naturale) all’indice PSV Day-Ahead. Di conseguenza, sono state interrotte le relazioni di copertura per i derivati OTC relativi all’indice PFOR per un totale di 464 GWh, relativi al quarto trimestre 2022, ed è venuta meno la rilevazione in hedge accounting per la cancellazione dell’esposizione a PFOR originariamente coperta. Per ulteriori dettagli, si rimanda al paragrafo “Delibera ARERA del 29 luglio 2022 374/2022/R/gas” negli “Eventi e operazioni significative non ricorrenti” del capitolo “Altre informazioni”.

CONTABILIZZAZIONE STRUMENTI DERIVATI

Gli strumenti finanziari derivati sono valutati al fair value, determinato sulla base dei valori di mercato o, qualora non disponibili, secondo una tecnica di valutazione interna.

Ai fini della contabilizzazione degli strumenti derivati, all’interno di tali operazioni è necessario distinguere tra operazioni che rispettano tutti i requisiti richiesti dall’ IFRS 9 per essere contabilizzate in accordo con le regole dell’hedge accounting e operazioni che non rispettano tutti i suddetti requisiti.

Operazioni contabilizzate in accordo con le regole dell’hedge accounting

Tali operazioni possono includere:

•operazioni di fair value hedge: il derivato e lo strumento coperto sono iscritti nello stato patrimoniale al fair

value e la variazione dei rispettivi fair value è contabilizzata direttamente a conto economico;

•operazioni di cash flow hedge: il derivato è iscritto in bilancio al fair value con contropartita una specifica

riserva di patrimonio netto per la componente efficace della copertura e il conto economico per la componente inefficace; al momento della manifestazione dello strumento coperto l’importo sospeso a patrimonio netto viene riversato a conto economico.

La classificazione a conto economico del riversamento dell’importo sospeso a patrimonio netto e della componente inefficace avviene in accordo con la natura dello strumento sottostante; nel caso di strumenti derivati su commodity tale importo viene contabilizzato nel margine operativo lordo, mentre nel caso di copertura del rischio di tasso nei proventi ed oneri finanziari.

Operazioni non contabilizzate in accordo con le regole dell’hedge accounting

Il derivato è iscritto nello stato patrimoniale al fair value. La variazione del fair value del derivato e la componente realizzata sono iscritte a conto economico secondo la seguente classificazione:

•nel caso di strumenti derivati su commodity per i quali esiste una relazione con una componente di costo o ricavo, nel margine operativo lordo; in particolare la componente realizzata è contabilizzata a rettifica della componente di costo o ricavo cui si riferisce e quella derivante dalla valutazione del derivato a fine periodo tra gli altri oneri o tra gli altri proventi;

•nel caso di copertura del rischio di tasso, nei proventi ed oneri finanziari.

Gruppo Iren 177

Infine, nel caso di strumenti derivati per i quali non esiste più una relazione con una componente di costo o ricavo, la variazione del fair value del derivato è iscritta nei proventi e oneri finanziari, in quanto vengono considerati strumenti con caratteristiche prettamente finanziarie e non aventi le caratteristiche per gestire le esposizioni derivanti da rischi particolari che potrebbero incidere sul risultato dell'esercizio.

In merito alla valutazione del derivato tra le partite patrimoniali finanziarie si segnala che il fair value del derivato è iscritto tra i debiti / crediti finanziari a lungo termine se il relativo sottostante è una posta di medio / lungo termine, viceversa è iscritto tra i debiti / crediti finanziari a breve termine se il sottostante si estingue entro il periodo di riferimento. Nel caso di strumenti derivati per i quali non esiste una relazione con una componente di costo o ricavo, il fair value del derivato è iscritto tra i debiti / crediti finanziari a lungo termine per la quota in scadenza oltre i dodici mesi dalla data di riferimento del bilancio, mentre è iscritto tra i debiti / crediti finanziari a breve termine per la quota in scadenza entro i dodici mesi dalla data di riferimento del bilancio.

FAIR VALUE

Nella seguente tabella sono esposti, per ogni attività e passività finanziaria:

•il valore contabile, comprensivo della modalità di contabilizzazione;

•il fair value, comprensivo del Livello nella relativa scala gerarchica.

In merito, i diversi livelli sono definiti come illustrato di seguito:

•Livello 1: prezzi quotati (non rettificati) su mercati attivi per attività o passività identiche;

•Livello 2: dati di input diversi dai prezzi quotati di cui al Livello 1 che sono osservabili per l’attività o la passività, sia direttamente (come nel caso dei prezzi), sia indirettamente (ovvero derivati dai prezzi);

•Livello 3: dati di input relativi all’attività o alla passività che non sono basati su dati di mercato osservabili (dati non osservabili).

Mutui e obbligazioni

Il fair value dei mutui, di livello 2, viene determinato in misura pari alla sommatoria dei flussi finanziari futuri attesi connessi all’attività o passività

comprensivi della relativa componente di onere o provento finanziario, attualizzati con riferimento alla data di chiusura del bilancio. Tale valore attuale è stato determinato applicando la curva dei tassi forward alla data di chiusura del periodo.

Per quanto riguarda i titoli obbligazionari il relativo fair value (di livello 1) deriva dalla quotazione espressa sui mercati regolamentati della Borsa Irlandese (Euronext Dublin) e sul mercato ExtraMOT Pro di Borsa Italiana.

Contratti derivati di copertura (tasso e commodities)

Tutti gli strumenti finanziari di copertura del Gruppo hanno fair value classificabile di livello 2, cioè misurato sulla base di tecniche di valutazione che prendono a riferimento parametri osservabili sul mercato (es. tassi di interesse, prezzi commodities), diversi dalle quotazioni dello strumento finanziario, o comunque che non richiedono un significativo aggiustamento basato su dati non osservabili sul mercato. Il loro fair value è pari al valore attuale dei flussi finanziari futuri stimati. In particolare:

•per quanto riguarda gli strumenti finanziari di copertura del rischio tasso, le stime dei flussi finanziari futuri a tasso variabile si basano sui tassi swap quotati, prezzi dei future e tassi interbancari, dai quali si ottiene anche la curva di rendimento utilizzata per l’attualizzazione dei flussi finanziari stimati. Il fair value così ottenuto è soggetto a rettifica Credit Risk Adjusted (CRA) per incorporare il rischio di credito del Gruppo e della controparte, con parametri di calcolo (probabilità di default e percentuale di perdita in caso di default) valorizzati come da best market practice;

•per quanto riguarda gli strumenti finanziari di copertura del rischio commodity, le stime dei flussi finanziari futuri variabili si basano sulle quotazioni dei prezzi dell’energia elettrica e del gas estratte dalle principali piattaforme di mercato. I flussi finanziari sono attualizzati e rettificati per la componente rischio di credito, analogamente agli strumenti di copertura del rischio tasso.

Put Options

Le passività finanziarie per put options riguardano la valutazione al fair value delle opzioni di vendita attribuite ai soci di minoranza di I.Blu e Nord Ovest Servizi. Il loro valore nominale, contrattualmente definito tra le parti e

178 Bilancio Consolidato e Note Illustrative al 31 dicembre 2022

attualizzato per tenere conto della componente temporale rispetto alla data di esercizio, costituisce l’input direttamente osservabile per la valutazione del fair value di livello 2.

Si segnala infine che non ci sono stati trasferimenti tra i diversi Livelli della scala gerarchica del fair value e che sono escluse le informazioni sul fair value delle attività e passività finanziarie non valutate al fair value quando il loro valore contabile è ragionevolmente rappresentativo del fair value stesso.

Nelle tabelle seguenti, non vengono rappresentate le attività e le passività relative a derivati stipulati sul mercato EEX (utilizzati sia per le coperture in Cash Flow Hedge che in Fair Value Hedge), che presentano una regolazione giornaliera del loro fair value su un apposito conto corrente: in bilancio non sono appositamente valorizzate in quanto già espresse in “maggiori/minori” disponibilità liquide.

Al fine di fornire un’informativa quanto più possibile esaustiva è stato esposto anche il valore comparativo relativo al precedente esercizio.

Gruppo Iren 179

migliaia di euro

Valore contabile

31.12.2022

Fair Value strumenti di copertura

Fair Value Through Profit & Loss

Attività finanziarie valutate al costo ammortizzato

Altre passività finanziarie

TOTALE

Attività finanziarie valutate al fair value

Contratti derivati di copertura (tasso e commodities)

244.152

Attività per quota variabile di prezzo di cessione OLT Offshore LNG Toscana

25.077

Altre partecipazioni

10.188

Totale Attività finanziarie valutate al fair value

244.152

35.265

279.417

Attività finanziarie non valutate al fair value

Crediti commerciali

1.440.323

Crediti finanziari

156.204

Altri crediti e altre attività (*)

488.240

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

788.402

Totale Attività finanziarie non valutate al fair value

2.873.169

Passività finanziarie valutate al fair value

Contratti derivati di copertura (tasso e commodities)

(196.871)

Put options

(7.227)

Totale Passività finanziarie valutate al fair value

(196.871)

(7.227)

(204.098)

Passività finanziarie non valutate al fair value

Obbligazioni

(3.015.622)

Mutui

(1.233.203)

Altri debiti finanziari (**)

(42.921)

Debiti commerciali

(2.279.400)

Debiti vari e altre passività (*)

(199.540)

Totale Passività finanziarie non valutate al fair value

(6.770.686)

TOTALE

47.281

28.038

2.873.169

(6.770.686)

(3.822.198)

(*) Sono esclusi i risconti attivi e passivi

(**) Sono esclusi i debiti per lease rilevati secondo quanto previsto dall'IFRS 16

180 Bilancio Consolidato e Note Illustrative al 31 dicembre 2022

migliaia di euro

Fair value

31.12.2022

Livello 1

Livello 2

Livello 3

TOTALE

Attività finanziarie valutate al fair value

Contratti derivati di copertura (tasso e commodities)

244.152

Attività per quota variabile di prezzo di cessione OLT Offshore LNG Toscana

25.077

Altre partecipazioni

Totale Attività finanziarie valutate al fair value

244.152

25.077

269.229

Attività finanziarie non valutate al fair value

Crediti commerciali

Crediti finanziari

Altri crediti e altre attività (*)

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

Totale Attività finanziarie non valutate al fair value

Passività finanziarie valutate al fair value

Contratti derivati di copertura (tasso e commodities)

(196.871)

Put options

(7.227)

Totale Passività finanziarie valutate al fair value

(204.098)

Passività finanziarie non valutate al fair value

Obbligazioni

(2.558.262)

Mutui

(1.217.452)

Altri debiti finanziari (**)

Debiti commerciali

Debiti vari e altre passività (*)

Totale Passività finanziarie non valutate al fair value

(2.558.262)

(1.217.452)

(3.775.714)

TOTALE

(2.558.262)

(1.177.398)

25.077

(3.710.583)

La quota non corrente delle “Attività finanziarie valutate al fair value” accoglie al Livello 3 il credito relativo alla quota variabile del prezzo di cessione di OLT Offshore LNG Toscana, pari a 25.077 migliaia di euro al 31 dicembre 2022, il cui fair value è determinato in base all’applicazione della formula del prezzo prevista contrattualmente, tenuto conto della media reddituale della società relativa ai bilanci storici e dei tassi di attualizzazione desunti dal bilancio d’esercizio della stessa.

In merito, viene riportata una sensitivity sul fair value di tale posta, esprimendo la variazione dello stesso all’aumento/diminuzione di un punto percentuale della redditività attesa e del tasso di attualizzazione.

migliaia di euro

+1%

-1%

Redditività (flussi)

987

(987)

Tasso di attualizzazione

(1.398)

1.498

Non viene riportato il livello del fair value delle “Altre partecipazioni” (che fanno riferimento ad imprese non quotate in mercati regolamentati) in quanto il relativo costo di iscrizione ne rappresenta una ragionevole approssimazione.

Gruppo Iren 181

migliaia di euro

Valore contabile

31.12.2021

Fair Value strumenti di copertura

Fair Value Through Profit & Loss

Attività finanziarie valutate al costo ammortizzato

Altre passività finanziarie

TOTALE

Attività finanziarie valutate al fair value

Contratti derivati di copertura (tasso e commodities)

169.451

Attività per quota variabile di prezzo di cessione OLT Offshore LNG Toscana

24.725

Altre partecipazioni

8.469

Totale Attività finanziarie valutate al fair value

169.451

33.194

202.645

Attività finanziarie non valutate al fair value

Crediti commerciali

1.084.750

Crediti finanziari

308.106

Altri crediti e altre attività (*)

389.362

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

606.888

Totale Attività finanziarie non valutate al fair value

2.389.106

Passività finanziarie valutate al fair value

Contratti derivati di copertura (tasso e commodities)

(70.195)

Put options

(7.263)

Totale Passività finanziarie valutate al fair value

(70.195)

(7.263)

(77.458)

Passività finanziarie non valutate al fair value

Obbligazioni

(3.319.311)

Mutui

(547.217)

Altri debiti finanziari (**)

(32.645)

Debiti commerciali

(1.523.705)

Debiti vari e altre passività (*)

(292.514)

Totale Passività finanziarie non valutate al fair value

(5.715.392)

TOTALE

99.256

25.931

2.389.106

(5.715.392)

(3.201.099)

(*) Sono esclusi i risconti attivi e passivi

(**) Sono esclusi i debiti per lease rilevati secondo quanto previsto dall'IFRS 16

182 Bilancio Consolidato e Note Illustrative al 31 dicembre 2022

migliaia di euro

Fair value

31.12.2021

Livello 1

Livello 2

Livello 3

TOTALE

Attività finanziarie valutate al fair value

Contratti derivati di copertura (tasso e commodities)

169.451

Attività per quota variabile di prezzo di cessione OLT Offshore LNG Toscana

24.725

Altre partecipazioni

Totale Attività finanziarie valutate al fair value

169.451

24.725

194.176

Attività finanziarie non valutate al fair value

Crediti commerciali

Crediti finanziari

Altri crediti e altre attività (*)

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

Totale Attività finanziarie non valutate al fair value

Passività finanziarie valutate al fair value

Contratti derivati di copertura (tasso e commodities)

(70.195)

Put options

(7.263)

Totale Passività finanziarie valutate al fair value

(77.458)

Passività finanziarie non valutate al fair value

Obbligazioni

(3.421.160)

Mutui

(552.827)

Altri debiti finanziari (**)

Debiti commerciali

Debiti vari e altre passività (*)

Totale Passività finanziarie non valutate al fair value

(3.421.160)

(552.827)

(3.973.987)

TOTALE

(3.421.160)

(460.834)

24.725

(3.857.269)

Gruppo Iren 183

VII.INFORMATIVA SUI RAPPORTI CON PARTI CORRELATE

Come indicato nella Relazione sulla Gestione si forniscono di seguito le informazioni relative ai rapporti patrimoniali ed economici con le parti correlate.

Rapporti con i Comuni Soci-parti correlate

Si evidenziano, per società controllate del Gruppo, i principali rapporti direttamente intrattenuti con i Comuni Soci che sono stati qualificati quali parti correlate (Comune di Torino, Comune di Reggio Emilia, Comune di Parma, Comune di Piacenza e Comune di Genova) nel cui territorio Iren opera.

Il Gruppo, attraverso Iren Smart Solutions gestisce servizi affidati dal Comune di Torino quali i servizi di illuminazione pubblica e semaforici, di gestione degli impianti termici ed elettrici degli edifici sedi di uffici amministrativi o adibiti a servizi alla collettività. Le prestazioni svolte da Iren Smart Solutions sono regolate da specifici contratti pluriennali. In tale contesto, in data 30 giugno 2022 è stato stipulato tra il Comune di Torino e Iren Smart Solutions un accordo per la riqualificazione impiantistica ed edilizia finalizzata all’efficientamento energetico di 800 immobili del Comune di Torino, che si aggiungerà agli interventi effettuati nel corso degli ultimi anni, riguardanti gli impianti cittadini di pubblica illuminazione e gli impianti termici di numerosi edifici di proprietà comunale.

Al riguardo si evidenzia che trova applicazione un contratto di conto corrente oneroso tra la Città di Torino e Iren Smart Solutions per la gestione dei crediti scaduti relativi alle attività di cui sopra.

Il Gruppo, attraverso Iren Mercato, assicura ai Comuni di Reggio Emilia, Parma, Piacenza e Torino forniture commerciali di vettori energetici, in massima parte calore da teleriscaldamento, a condizioni normalmente praticate alla generalità della clientela restante.

Iren Acqua e IRETI forniscono servizi idrici rispettivamente al Comune di Genova e ai Comuni di Reggio Emilia, Parma e Piacenza, mediante contratti di somministrazione analoghi a quelli in essere con la generalità della clientela.

Iren Ambiente si occupa, nei confronti dei Comuni di Reggio Emilia, Parma e Piacenza, della fornitura del servizio di raccolta e smaltimento rifiuti urbani in base alle condizioni previste negli affidamenti in essere.

Sempre nell’ambito del settore, per il Comune di Torino i servizi di igiene ambientale, di sgombero neve e di gestione post operativa della discarica di “Basse di Stura” sono svolti da AMIAT in accordo al Contratto di servizio in essere. Al riguardo si evidenzia che trova applicazione un contratto di conto corrente oneroso tra la Città e la stessa AMIAT per la gestione dei crediti scaduti relativi alle attività di cui sopra.

Rapporti con società collegate

Fra i principali rapporti intrattenuti dal Gruppo Iren con le società ad esso collegate, si segnalano:

•la vendita di energia elettrica e le prestazioni inerenti al servizio idrico integrato a favore di AMTER;

•la fornitura di gas e energia elettrica e le prestazioni di efficientamento energetico nei confronti della collegata Arienes;

•la vendita di energia elettrica e gas ad Asti Servizi Pubblici e di energia elettrica a CSAI;

•i servizi di raccolta e smaltimento rifiuti, anche speciali, a favore di GAIA, SETA e CSAI, operanti nell’ambito del settore dei servizi ambientali;

•il conferimento di rifiuti negli impianti delle collegate GAIA, Barricalla e CSAI e l’acquisto di frazioni differenziate da GAIA e SETA per l’avvio al trattamento;

•il servizio di smaltimento rifiuti in impianto da parte della collegata Sienambiente a SEI Toscana.

Rapporti con altre parti correlate

In base alla Procedura OPC, sono state qualificate come parti correlate le società controllate, direttamente o indirettamente, da uno dei seguenti Comuni: Parma, Piacenza, Reggio Emilia, Torino e Genova.

I rapporti con tali società sono prevalentemente di natura commerciale e attinenti a servizi forniti alla generalità della clientela, riguardanti in particolare vettori energetici.

Si segnala inoltre che al fine di erogare il servizio idrico integrato nelle province di Parma, Piacenza e Reggio Emilia la società IRETI, a fronte della corresponsione di un canone annuo, utilizza gli asset di proprietà delle

184 Bilancio Consolidato e Note Illustrative al 31 dicembre 2022

società Parma Infrastrutture, Piacenza Infrastrutture e AGAC Infrastrutture, controllate dai Comuni di riferimento.

Inoltre, il Gruppo fornisce servizi di trattamento rifiuti ad AMIU, controllata dal Comune di Genova, e servizi di smaltimento rifiuti a SMAT, controllata dal Comune di Torino.

Infine, Rigenera Materiali (interamente controllata da Iren Ambiente), a valle di affidamento da parte di AMIU Genova, è titolare della concessione per la progettazione, costruzione, gestione ed esercizio dell’Impianto di trattamento meccanico biologico del rifiuto residuo urbano, con produzione di CSS, in corso di realizzazione in località Scarpino.

Le informazioni quantitative relative ai rapporti patrimoniali ed economici con le parti correlate sono riportate nel capitolo “XIV. Allegati al Bilancio Consolidato”, che si considera parte integrante delle presenti note.

Da ultimo e per ciò che concerne gli Amministratori e i Sindaci di IREN, fatta salva la corresponsione degli emolumenti previsti per lo svolgimento di cariche negli organi amministrativi o di controllo della Capogruppo ovvero delle altre società del Gruppo, si segnala che non risultano rapporti.

Sono soggette alle previsioni di cui alla Procedura OPC anche le operazioni che si sostanziano nell’assegnazione di remunerazioni e benefici economici, sotto qualsiasi forma, ai componenti degli organi di amministrazione e controllo di IREN nonché ai Dirigenti con Responsabilità Strategiche del Gruppo IREN.

I compensi del key management (membri del Consiglio di Amministrazione e Dirigenti con Responsabilità Strategiche) ammontano complessivamente a 3.856 migliaia di euro, e fanno riferimento a compensi fissi (2.920 migliaia di euro), compensi per la partecipazione a comitati (109 migliaia di euro), bonus e altri incentivi (663 migliaia di euro), benefici non monetari (29 migliaia di euro) e altri compensi (135 migliaia di euro).

Informativa ex art. 5.8 e 5.9 Regolamento Consob

Nella riunione del 29 marzo 2022, il COPC, in allora in carica

•ha ricevuto un aggiornamento informativo con riferimento all’operazione, di minor rilevanza, relativa alla sottoscrizione (i) del contratto di servizio “Servizi Corporate” tra TRM S.p.A. e IREN S.p.A. e (ii) del contratto di servizio “Servizi Ambiente e di Supervisione Tecnica” tra TRM S.p.A. e IREN Ambiente S.p.A. (in seguito, per brevità, i “Contratti di Servizio”), operazione sulla quale il Comitato aveva espresso/confermato il proprio parere positivo in occasione della seduta del 22 ottobre 2021; in particolare, è stato in tale sede confermato, a beneficio del Comitato, come le modifiche medio tempore occorse ai testi dei Contratti di Servizio, comunque derivanti dalle interlocuzioni con ATO-R e con i legali che assistono le banche finanziatrici di TRM S.p.A. non assumano carattere di sostanzialità;

•ha ricevuto un aggiornamento rispetto all’operazione, di maggior rilevanza, relativa al citato Project Financing Edifici del Comune di Torino, con particolare riferimento all’avvenuta aggiudicazione (in allora provvisoria) a Iren Smart Solutions S.p.A. (proponente) della procedura aperta pubblicata dal Comune di Torino per l’affidamento in concessione, mediante Finanza di Progetto, ex art. 183, comma 15, del D. Lgs. 18 aprile 2016 n. 50, dell’attività di riqualificazione impiantistica ed energetica finalizzata all’efficientamento degli immobili di proprietà del medesimo Comune di Torino, comprensiva della gestione e della manutenzione; con riferimento a tale operazione, in data 16 giugno 2022 è stato messo a disposizione del pubblico presso la Sede Sociale e presso Borsa Italiana S.p.A. il relativo Documento Informativo;

•ha ricevuto un focus sulla situazione dei crediti nei confronti delle Parti Correlate di Iren S.p.A. alla data del 31 dicembre 2021.

Nella riunione del 12 aprile 2022, il COPC, in allora in carica, ha esaminato l’Operazione, tra IREN S.p.A. e Iren Smart Solutions S.p.A., avente ad oggetto il riconoscimento, alla Parte Correlata Comune di Torino, di un contributo in opere e servizi, per un importo di 1 milione di euro (IVA esclusa) per l’allestimento della tensostruttura (Press Center) fronte Pala Alpitour e relativi impianti in occasione dell’evento di rilevanza internazionale Eurovision Song Contest 2022, esprimendo il proprio parere favorevole ex art. 9 della Procedura OPC in ordine all’interesse per il Gruppo IREN e, segnatamente, per le suddette società, al compimento dell’Operazione nonché alla “convenienza” e alla “correttezza” sostanziale delle relative condizioni.

Da ultimo, nel corso della riunione tenutasi in data 26 settembre 2022, il COPC, oltre a ricevere una illustrazione delle principali operazioni “di importo esiguo” effettuale dall’ultima riunione del Comitato, ha esaminato l’Operazione tra IREN Mercato S.p.A. e TRM S.p.A. avente ad oggetto la fornitura di gas naturale per l’anno termico 2022-2023 (dal 1° ottobre 2022 al 30 settembre 2023), esprimendo il proprio parere favorevole ex art. 9

Gruppo Iren 185

della Procedura OPC in ordine all’interesse per il Gruppo IREN e, segnatamente, per le suddette società, al compimento dell’Operazione nonché alla “convenienza” e alla “correttezza” sostanziale delle relative condizioni.

Quanto al Comitato per la Remunerazione e le Nomine, si segnala che, nella riunione del 20 luglio 2022, il Comitato ha esaminato l’Operazione avente ad oggetto la definizione di un Addendum al Regolamento del Piano di Incentivazione di Lungo Termine Monetario 2022-2024, funzionale a disciplinare le regole di funzionamento del Piano per gli organi delegati, esprimendo il proprio parere favorevole ex art. 9 della Procedura OPC in ordine all’interesse al compimento dell’Operazione nonché alla “convenienza” e alla “correttezza” sostanziale delle relative condizioni.

VIII.FATTI DI RILIEVO INTERVENUTI DOPO LA CHIUSURA DELL’ESERCIZIO