RELAZIONI E BILANCI

AL 31 DICEMBRE 2021

Sommario

BILANCIO CONSOLIDATO E NOTE ILLUSTRATIVE AL 31 DICEMBRE 2021……………………………………………117

BILANCIO SEPARATO E NOTE ILLUSTRATIVE AL 31 DICEMBRE 2021………………………………………………….243

Cariche sociali

Consiglio Amministrazione ⁽¹⁾

Presidente                         Renato Boero ⁽²⁾

Vice Presidente                         Moris Ferretti ⁽³⁾

Amministratore Delegato e Direttore Generale     Gianni Vittorio Armani ⁽⁴⁾

Consiglieri                          Sonia Maria Margherita Cantoni ⁽⁵⁾

Enrica Maria Ghia ⁽⁶⁾

Pietro Paolo Giampellegrini ⁽⁷⁾

                              Alessandro Giglio ⁽⁸⁾

                              Francesca Grasselli ⁽⁹⁾

Maurizio Irrera ⁽¹⁰⁾

Cristiano Lavaggi ⁽¹¹⁾

Ginevra Virginia Lombardi ⁽¹²⁾

Giacomo Malmesi ⁽¹³⁾

Gianluca Micconi

Tiziana Merlino 

                              Licia Soncini ⁽¹⁴⁾

Collegio Sindacale ⁽¹⁵⁾

Presidente                         Michele Rutigliano

Sindaci effettivi                         Cristina Chiantia

                              Simone Caprari

Ugo Ballerini

Sonia Ferrero

Sindaci supplenti                         Lucia Tacchino

Fabrizio Riccardo Di Giusto

Società di Revisione

KPMG S.p.A. ⁽¹⁶⁾

Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili e societari

Anna Tanganelli ⁽¹⁷⁾

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 Polivalente della sede direzionale Iren S.p.A. - per il giorno 21 giugno 2022 alle ore 10,00 per discutere e deliberare sul seguente

Ordine del Giorno:

1. Bilancio di esercizio al 31 dicembre 2021; 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 2022 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 2021 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. Nomina del Consiglio di Amministrazione e relative cariche statutariamente di competenza assembleare per il triennio 2022-2023-2024 (scadenza: data di approvazione del bilancio dell'esercizio 2024): deliberazioni inerenti e conseguenti.

6. Determinazione del compenso annuo da corrispondere ai componenti del Consiglio di Amministrazione ai sensi dell'art. 21 dello statuto sociale: deliberazioni inerenti e conseguenti.

Il Presidente del Consiglio di Amministrazione

Renato Boero

Lettera agli Azionisti e Stakeholder

Gentili Azionisti e Stakeholder,

con questa lettera Vi presentiamo i risultati del Bilancio di Esercizio 2021 e del Bilancio di Sostenibilità 2021 con l'obiettivo di garantirne una lettura integrata a tutti gli stakeholder del Gruppo.

Il Gruppo Iren considera infatti la sostenibilità come leva fondamentale per la creazione di valore nel tempo ed è costantemente impegnata a condurre le proprie attività considerando gli interessi degli stakeholder, nella consapevolezza che il dialogo e la condivisione degli obiettivi siano strumenti attraverso i quali creare valore reciproco. 

Un modo di fare impresa che trova il suo fondamento nel modello di business e nel Piano Strategico del Gruppo, dove è previsto un impegno concreto verso gli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile dell'Agenda ONU 2030 (SDGs), e che garantisce resilienza nel lungo termine, anche reagendo velocemente e con efficacia a fenomeni esogeni di portata eccezionale. La pandemia da Covid-19 e i recenti drammatici eventi bellici che stanno interessando l'Europa, infatti, influenzano ulteriormente un contesto già segnato da profonde trasformazioni quali la transizione energetica e digitale, l'economia circolare, l'indipendenza e la sicurezza energetica, l'efficienza energetica, la salvaguardia delle risorse naturali e la decarbonizzazione. 

La capacità, quindi, di essere flessibili e di saper interpretare eventi straordinari e trend del nostro tempo, rappresentano il fattore discriminante per assicurare la competitività di un'azienda nel lungo periodo. 

In questo scenario, nel novembre 2021, il Gruppo Iren ha varato - per la prima volta nella propria storia - un Piano Industriale a 10 anni coerente con i principali macro-trend di settore, che poggia le proprie basi su tre pilastri: transizione ecologica, qualità del servizio e territorialità. Iren ambisce a essere il partner preferenziale per cittadini e pubbliche amministrazioni, imporsi come leader nella transizione ecologica ed essere la prima scelta degli stakeholder per i massimi livelli di qualità del servizio offerto.

La strategia industriale del Gruppo, che prevede 12,7 miliardi di investimenti al 2030, è fortemente integrata con la sostenibilità: circa l'80% degli investimenti, 8,7 miliardi di euro, sarà, infatti, "sostenibile": oltre alla riduzione delle emissioni climalteranti e alla progressiva crescita nelle rinnovabili, dove Iren prevede di incrementare la produzione di energia da fonti rinnovabili di 2,2 GW, supporteremo l'economia circolare, l'uso razionale delle risorse idriche e la resilienza delle città. 

Un percorso di crescita che ha visto l'ingresso, nel solo 2021, di oltre 880 nuove risorse nel Gruppo e che passa inevitabilmente dall'attenzione e dalla valorizzazione delle persone. Ciò si concretizza nel rafforzamento delle competenze, attraverso attività di formazione che hanno interessato il 94% dei dipendenti con 23 ore di training pro-capite, destinate a crescere fino a 30 ore nel 2030; nei progetti avviati per equilibrare la presenza femminile negli organici sviluppando il talento delle dipendenti, con l'ambizione di avere almeno il 30% di manager donne entro il 2030; infine, nel progetto Gender Pay Equity, finalizzato a individuare e correggere eventuali fattori che causano disparità nelle retribuzioni.

L'attenzione alle persone si estende anche alle comunità: in uno scenario caratterizzato da un aumento senza precedenti del costo delle materie prime che ha generato significative ripercussioni sui bilanci di famiglie e imprese, il Gruppo è riuscito a garantire ai propri clienti prezzi del gas e dell'energia elettrica inferiori in media del 30% rispetto a quelli di mercato.

Nonostante un contesto di mercato particolarmente complesso, la resilienza del modello multi-business del Gruppo e l'efficacia delle azioni intraprese per affrontare la volatilità dello scenario energetico hanno permesso di registrare risultati positivi anche nel 2021, confermando il percorso di crescita del Gruppo che chiude l'anno con ricavi pari a 4,9 miliardi di euro, un Margine Operativo Lordo superiore a 1 miliardo di euro, in crescita del 9,6% rispetto allo scorso anno, e un Utile Netto di Gruppo pari a 303 milioni di euro (+26,7%).

Di particolare rilievo il dato degli investimenti che crescono del 4,7% rispetto al 2020 e si attestano a 955 milioni di euro, finanziati dalla generazione di cassa, permettendo di mantenere l'indebitamento finanziario netto in linea con lo scorso anno, di sostenere le economie e l'indotto dei territori e di proporre Iren come partner preferenziale per cittadini e pubbliche amministrazioni, per soddisfarne le necessità e trovare soluzioni avanzate. 

Nel 2021 i risultati del Gruppo sono stati affiancati dalla crescita di tutti gli indicatori di sostenibilità evidenziando significative performance e confermando la valenza strategica attribuita da sempre a questi aspetti fondamentali per lo sviluppo dei territori, dell'ambiente e dei diversi attori che interagiscono con Iren.

Il 70% degli investimenti effettuati dal Gruppo nel 2021 sono stati destinati a progetti o attività sostenibili in linea con i pilastri del Piano Industriale. Per quanto riguarda la transizione ecologica, nel corso dell'anno, grazie a una maggiore produzione di calore, si è ridotta del 3% l'intensità carbonica della produzione energetica, secondo il percorso fissato da Iren e validato da Science Based Target Initiative, in linea con l'Accordo di Parigi, di dimezzarne l'impatto entro il 2030. Inoltre, la recente acquisizione del parco fotovoltaico più grande d'Italia, situato in Puglia, consente un incremento della generazione rinnovabile già nel 2022. 

Il 2021 è stato inoltre caratterizzato da una forte crescita della valorizzazione dei rifiuti negli impianti del Gruppo sia per la generazione di nuova materia sia per l'avvio della produzione di biometano da rifiuti biodegradabili. La produzione di biometano e il recupero di materia sono importanti pilastri nello sviluppo dell'economia circolare ed elementi fondamentali per raggiungere i target di decarbonizzazione europei. Infine, è notevolmente cresciuta l'energia verde venduta, grazie a una campagna iniziata nel 2020 volta a incentivare un consumo sostenibile e ridurre l'impatto ambientale dei nostri clienti.

L'aumento dei volumi del teleriscaldamento del 2%, il raggiungimento del 70,3% di raccolta differenziata, grazie ai sistemi di raccolta porta a porta e di tariffazione puntuale, e la grande quantità di progetti di riqualificazione energetica ed estetica di edifici privati, sostenuti da Superbonus 110%, Ecobonus e Bonus facciate, hanno rafforzato la presenza locale di Iren e il proprio radicamento nei territori in cui opera.

Infine, la qualità dei servizi offerti continua a evidenziare elevati livelli di soddisfazione da parte dei clienti con il 91% di valutazioni positive. Grazie alle attività di distrettualizzazione, che permettono un maggiore monitoraggio e interventi tempestivi, si sono ulteriormente ridotte le perdite idriche delle reti acquedottistiche.

Il Gruppo ha inoltre implementato nella propria rendicontazione le raccomandazioni del TCFD (Task Force on Climate-related Financial Disclosures) in merito ai rischi e alle opportunità che il cambiamento climatico può generare sulla marginalità futura del Gruppo. Per il primo anno, inoltre, il Bilancio di Sostenibilità rendiconta le informazioni richieste dalla Tassonomia UE per rendere in trasparenza a tutti gli stakeholder quali sono le attività gestite considerate sostenibili secondo i criteri delle direttive europee e la quota di investimenti, spese e ricavi ad esse collegate. 

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 interne 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 0,105 euro per azione, in crescita del 10,5% rispetto al 2020.

A tutte le donne e gli uomini del Gruppo Iren rivolgiamo, anche a nome del Consiglio di Amministrazione, un ringraziamento per la competenza, il senso di responsabilità, la dedizione e l'impegno che quotidianamente mettono nel loro lavoro, da cui derivano i risultati che abbiamo conseguito. Ringraziamo 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.

Si segnala che ad aprile 2021 Metro Holding Torino S.r.l., interamente controllata dalla Città Metropolitana di Torino, attraverso una procedura di Reverse Accelerated Bookbuilding rivolta a investitori qualificati e investitori istituzionali esteri, ha acquistato azioni pari al 2,5% del capitale di Iren.

Al 31 dicembre 2021, sulla base delle informazioni disponibili alla società, l'azionariato Iren è di seguito rappresentato; si segnala inoltre che alla stessa data Iren S.p.A. detiene 17.855.645 azioni proprie, pari all'1,37% del Capitale Sociale, e che non sono presenti soci privati detentori di una quota superiore al 3% dello stesso.

Missione e Visione del Gruppo Iren

Il Gruppo Iren in cifre: Highlights esercizio 2021

Dati economici

I dati comparativi al 31 dicembre 2020 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 della Divisione Ambiente di Unieco e delle società Nord Ovest Servizi e I.Blu. Per maggiori informazioni si rinvia al Capitolo IV "Aggregazioni aziendali". Sono state apportate inoltre alcune riclassifiche derivanti dalla prima applicazione dell'ESEF come indicato nel Capitolo I. Contenuto e forma del bilancio consolidato alla sezione "Schemi di bilancio".

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

Dati patrimoniali

I dati comparativi al 31 dicembre 2020 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 della Divisione Ambiente di Unieco e delle società Nord Ovest Servizi e I.Blu. Per maggiori informazioni si rinvia al Capitolo IV "Aggregazioni aziendali". Sono state apportate inoltre alcune riclassifiche derivanti dalla prima applicazione dell'ESEF come indicato nel Capitolo I. Contenuto e forma del bilancio consolidato alla sezione "Schemi di bilancio".

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

Dati tecnici e commerciali

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 238 comuni attraverso una rete di distribuzione di 20.088 chilometri, per quasi 2,8 milioni di abitanti serviti. Per quanto riguarda le acque reflue la BU Reti gestisce una rete fognaria di complessivi 11.291 chilometri.

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 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 8.115 chilometri di rete in alta, media e bassa pressione, serve un bacino di oltre 741 mila punti di riconsegna.

Distribuzione di energia elettrica

Con 7.849 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 quasi 725 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 la collegata SEI Toscana, 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 300 comuni per un totale di oltre 2,9 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, 317 stazioni tecnologiche attrezzate e 52 impianti di trattamento, selezione, stoccaggio, recupero, biodigestione e compostaggio.

Nell'esercizio 2021 è stata perfezionata il 30 marzo l'acquisizione del controllo, da parte di Iren Ambiente, della collegata Futura S.p.A. (Divisione Ambiente Unieco), che dispone di un impianto di trattamento meccanico biologico ed operativa a Grosseto.

BU ENERGIA

Produzione di energia elettrica e termica

La BU Energia dispone complessivamente di 2.728 MW di potenza installata in assetto elettrico e circa 2.350 MW termici. In particolare, ha la disponibilità diretta di 31 impianti di produzione di energia elettrica: 23 idroelettrici (di cui 3 mini-hydro), 7 termoelettrici in cogenerazione e un termoelettrico convenzionale. La Business Unit dispone inoltre di 95 impianti di produzione fotovoltaica con una potenza installata pari a 18 MW.

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 77% 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 10% 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), che rappresentano il 70% del parco impianti del Gruppo, è più del 73% 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 corso del 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 consentirà di aumentare la capacità installata complessiva del sito dagli attuali 850 MW a circa 1.280 MW progetto che nel corso del 2021 è stato sostanzialmente completato e che entrerà in esercizio nei primi mesi dell'anno 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 (1.091 chilometri di rete a doppia tubazione), con 726 chilometri nel territorio torinese, di cui 79 chilometri nei comuni di Grugliasco, Rivoli e Collegno (Città Metropolitana di Torino), 10 nel Comune di Genova, 221 nel Comune di Reggio Emilia, 104 nel Comune di Parma e 30 nel Comune di Piacenza; il totale della volumetria riscaldata ammonta a 96,8 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.

In data 13 ottobre 2021 Iren Smart Solutions ha sottoscritto il contratto per l'acquisizione del 100% di Bosch Energy and Building Solutions Italy S.r.l., 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 sono circa 954 mila e comprendono principalmente i clienti dei bacini storici genovese, torinese ed emiliano, delle aree di sviluppo ad essi limitrofe, di Vercelli e dell'area campana (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.

Vendita calore tramite rete di teleriscaldamento

Iren Mercato gestisce la vendita del calore, acquistato da Iren Energia, ai clienti teleriscaldati dei comuni di Torino, Nichelino, Beinasco (area torinese), Genova, Reggio Emilia, Piacenza e Parma e lo sviluppo commerciale 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 2021

Andamento del titolo IREN in Borsa

Nel 2021 i principali indici di borsa mondiali hanno riportato un trend di crescita grazie soprattutto alle azioni di contrasto alla diffusione del Covid-19 e alle conseguenti attese di ripresa economica. Tali attese positive sono peraltro state sostenute dal piano europeo Next Generation EU oltre che dal mantenimento di politiche monetarie espansive da parte delle maggiori banche centrali internazionali.

Il 2021 è stato caratterizzato da un'elevata volatilità dello scenario energetico e da tassi di inflazione superiori alle attese. Entrambi i fenomeni, riconducibili all'evoluzione dell'emergenza Covid, hanno avuto un impatto negativo sui mercati, in particolare nell'ultimo trimestre.

Nonostante tale contesto e analizzando l'intero arco del 2021, il FTSE Italia All-Share (il principale indice di Borsa Italiana) ha riportato un incremento del 23,7%, che riflette le aspettative di ripresa dell'economia italiana, confermate dall'andamento del PIL.

Le quattro multiutility hanno registrato una performance in crescita, beneficiando delle attese di un impatto positivo dei piani europei e nazionali di ripresa economica e sviluppo infrastrutturale, nell'ambito di grande rilevanza della sostenibilità ambientale, e della tendenza al rialzo dei prezzi energetici.

Andamento titolo Iren nei confronti dei competitors

Il prezzo del titolo IREN al 30 dicembre, ultimo giorno di contrattazioni del 2021, si è attestato a 2,654 euro per azione, in aumento del 24,8% rispetto al prezzo di inizio anno, con volumi medi giornalieri scambiati durante il periodo pari a circa 1,88 milioni di pezzi. Il prezzo medio nel corso del 2021 è stato di 2,48 euro per azione.

Il massimo del periodo, prendendo a riferimento i prezzi giornalieri di chiusura, è stato registrato il 10 novembre, pari a 2,88 euro per azione; il minimo di periodo, pari a 2,028 euro per azione, è stato invece rilevato il 21 gennaio.

Nei due grafici sotto riportati si evidenzia l'andamento del prezzo e dei volumi scambiati del titolo Iren nel 2021.

Il coverage del titolo

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

RELAZIONE SULLA GESTIONE AL 31 DICEMBRE 2021

Scenario di mercato

LO SCENARIO MACROECONOMICO

Il 2021 è stato caratterizzato da una significativa ripresa dell'economia globale, seppur in un contesto di forte disparità tra diversi gruppi di paesi. L'OCSE stima che nel 2021 il PIL mondiale sia cresciuto del 5,6%, sostenuto dalla ripresa delle economie OCSE (+5,3%) e da Cina e India, che hanno riportato una crescita annuale superiore all'8%. La mancanza di risorse per le politiche di supporto pubblico e per le campagne vaccinali continua invece a limitare la crescita nei paesi a basso reddito pro-capite.

Nel 2021 l'economia europea è stimata crescere del 5,2%. Sui risultati europei hanno pesato la reintroduzione, nell'ultima parte dell'anno, di misure restrittive per limitare la diffusione della variante Omicron e il rallentamento della produzione manufatturiera legato alla scarsità di materie prime e di semilavorati. L'Italia chiude il 2021 con una crescita annuale superiore alla media europea e pari al 6,5%, dopo la significativa contrazione del 2020 (-9%).

La ripresa economica post-pandemica è stata accompagnata, fin dalla fine del 2020, da un recupero dei prezzi a livello internazionale. L'inflazione è stata particolarmente intensa per i prezzi delle commodities, visto il confronto con i minimi storici raggiunti nel periodo della pandemia e i fenomeni di scarsità creati in larga parte dal disallineamento tra la ripresa di domanda e offerta alla fine della prima ondata della pandemia. Nel 2021, l'indice dei prezzi al consumo ha registrato un aumento annuale del 3,5% a livello globale, con un picco vicino al 5% alla fine dell'anno. In Italia le dinamiche dei prezzi sono invece rimaste più contenute, con una media d'anno di poco inferiore al 2% e un picco nel mese di dicembre del 4,2%.

La spesa delle famiglie

La progressiva rimozione delle misure restrittive e la ripresa economica hanno sostenuto la spesa delle famiglie nei primi tre trimestri del 2021, portandola ad un livello superiore del 5% rispetto allo stesso riferimento nel 2020. Nel terzo trimestre 2021, la spesa per i servizi era comunque ancora inferiore del 7% rispetto al riferimento pre-pandemico (quarto trimestre 2019), mentre la spesa totale per i beni risultava ormai riallineata con lo stesso riferimento. 

Gli investimenti

Le misure di stimolo e le condizioni economiche favorevoli hanno supportato la ripresa degli investimenti nel corso del 2021. Il valore degli investimenti fissi lordi relativo ai primi tre trimestri del 2021 risulta infatti superiore del 18% rispetto allo stesso periodo del 2020, e del 4% rispetto al 2019. Il settore delle costruzioni, fortemente incentivato dalle misure di sostegno pubblico, ha visto l'incremento più rilevante rispetto ai livelli del 2019 (+12%). La crescita annuale si attesta poco al di sotto del 16%.

Le esportazioni

Nel corso del 2021, gli scambi con l'estero dell'economia italiana hanno fatto segnare un incremento significativo rispetto al livello dell'anno precedente (+24% e +18% sui primi 11 mesi dell'anno, rispettivamente per importazioni ed esportazioni). Il graduale venir meno delle strozzature lungo le catene produttive dovrebbe dare una nuova spinta al commercio internazionale nel corso del prossimo anno, con un impatto positivo sull'andamento degli scambi con l'estero.

IL MERCATO PETROLIFERO

Il prezzo medio del Brent nel 2021 si è consuntivato a 70,8 $/bbl, con un rialzo del 63,9% rispetto al 2020, che si era attestato in media a 43,2 $/bbl.

Il mercato petrolifero ha beneficiato nel corso dei primi tre trimestri dell'anno del perdurare del clima di ottimismo sui mercati finanziari, legato alla ripresa post-pandemica, con il mantenimento delle quote OPEC Plus. La decisione del cartello di riportare progressivamente la produzione a regime e il ritorno di parte della produzione iraniana hanno contribuito alla stabilizzazione dei prezzi negli ultimi mesi dell'anno.

Nel 2021, a un aumento complessivo della domanda del 5,5% rispetto al 2020 ha corrisposto un incremento dell'offerta meno sostenuto, nell'ordine di poco meno del 2%. La quota di produzione OPEC sul totale della produzione mondiale nel 2021 è rimasta stabile al 33%, mentre un importante contributo alla crescita della domanda deriva dal continente asiatico, con un incremento del 5% che ha più che compensato la contrazione registrata nel 2020.

IL MERCATO DEL GAS NATURALE

Domanda e offerta

I consumi di gas nel 2021 sono aumentati del 7,9% rispetto al 2020, per un totale di 76,2 miliardi/mc (rispetto ai quasi 71 miliardi/mc dello scorso anno). La crescita significativa dei consumi si è verificata in particolare durante il primo semestre del 2021, in concomitanza con la ripresa dell'economia. Temperature invernali leggermente inferiori alla media stagionale hanno inoltre contribuito a sostenere i consumi nella parte finale dell'anno. 

Tutti i settori hanno registrato una crescita significativa nel corso del 2021. La domanda di gas del settore residenziale è aumentata del 7,5% rispetto al 2020 (per un totale di quasi 34 miliardi di metri cubi), seguita dal settore termoelettrico (25,9 miliardi/mc, +6,9%) e da quello industriale (14,0 miliardi/mc, +6,1%). 

Impieghi e fonti di gas naturale nel 2021 e confronto con gli anni precedenti

Per quanto riguarda l'offerta, nel 2021 le importazioni totali sono aumentate dell'8,7% rispetto a quelle del 2020 (pari a 71,6 miliardi/mc, contro i quasi 66 miliardi/mc del 2020), mentre la produzione nazionale è scesa del 18,3% rispetto al 2020 (per un totale di 3,1 miliardi di gas prodotti).

Di seguito viene riportata la situazione generale dei punti di entrata nazionale connessi con l'estero: 

• i flussi in ingresso dalla Russia presso l'entry point di Tarvisio (28,1 miliardi/mc) hanno registrato una leggera diminuzione rispetto al 2020 (28,3 miliardi/mc), ma si confermano comunque la fonte principale di importazioni via pipeline nel bilancio complessivo italiano (circa il 40% del mercato nazionale);

• l'approvvigionamento di gas si è concentrato anche nelle aree del Mediterraneo, con un forte aumento dei flussi in arrivo dall'Algeria a Mazara del Vallo, che hanno visto un aumento del 76% rispetto al 2020 (oltre 21 miliardi/mc nel 2021, contro 12 miliardi /mc nel 2020), arrivando a rappresentare il 30% delle importazioni totali;

• nel corso del 2021 è entrato in operatività il gasdotto TAP, che porta il gas azero al nuovo entry point di Melendugno. Da inizio anno sono transitati oltre 7 miliardi/mc, che costituiscono circa il 10% delle importazioni totali. L'avvio del nuovo gasdotto dovrebbe contribuire alla chiusura dello spread tra il PSV e i prezzi dei mercati del Nord, il TTF in particolare;

• la riduzione della produzione norvegese e l'apertura del TAP hanno determinato la diminuzione delle importazioni dal Nord Europa, per un totale di 2,1 miliardi/mc (-76% rispetto al 2020)

• Le importazioni di GNL hanno registrato un calo del 22,3% rispetto al 2020, con un totale di circa 10 miliardi/mc. Tale riduzione è dovuta principalmente al forte aumento di domanda di GNL in Asia.

Prezzi ingrosso gas

Lo storico aumento dei prezzi all'ingrosso del gas ha caratterizzato il 2021, con i mesi invernali che hanno visto quotazioni superiori agli 80 €/MWh, riflettendosi peraltro sui livelli di prezzo dell'energia elettrica in particolare nell'ultimo trimestre.

La crescita nel primo semestre del 2021 è imputabile alla ripresa economica, con un progressivo aumento della domanda di gas soprattutto dall'Asia, entrata in competizione con quella Europea sul fronte del GNL.

Nella seconda parte dell'anno la prosecuzione del movimento al rialzo è legata:

• nuovamente alla domanda asiatica: la crisi energetica legata alla scarsità delle forniture di carbone in India e Cina fra settembre e ottobre ha contribuito ad aumentare la richiesta di gas, soggetta inoltre a previsioni di un inverno più freddo della norma nell'emisfero nord Asiatico;

• a problematiche relative all'offerta, specialmente di GNL: alcuni impianti strategici in Australia sono stati soggetti a una fitta serie di manutenzioni e interruzioni della produzione (causata anche da danni non programmati) e la congestione del trasporto marittimo lungo il canale di Panama; 

• alla mancata entrata in funzione della North Stream pipeline, nel nord-Europa, con la sospensione del processo di approvazione da parte dell'Autorità di regolazione tedesca;

• alle tensioni geopolitiche ai confini con Bielorussia e Ucraina e la contestuale progressiva diminuzione dei flussi di gas provenienti dalla Russia a partire da ottobre;

• ai bassi livelli di stoccaggio di gas nei paesi europei e all'avvio di una stagione invernale con temperature a tratti inferiori alla norma, che ha sostenuto in buona parte i consumi di gas residenziali.

Il prezzo medio spot al TTF olandese per il 2021 si è attestato a 46,6 €/MWh, in aumento di quasi il 400% rispetto ai 9,4 €/MWh del 2020. Il prezzo medio CEGH, il mercato del gas austriaco, si è consuntivato con una crescita paria a circa il 370%, su un valore medio di 46,5 €/MWh.

Al PSV italiano, il prezzo medio spot segna un +347% rispetto alle quote 2020, attestandosi a 46,5 €/MWh, con una significativa compressione del differenziale sui mercati nord-europei, in linea con l'entrata in funzione del TAP, l'aumento delle forniture di gas dal Nord Africa e la diminuzione delle importazioni russe in Germania. Il differenziale medio PSV-TTF di si è dunque attestato intorno a -0,07 €/MWh, rispetto al valore di 1 €/MWh del 2020.

Nel 2021 i prezzi alla frontiera hanno seguito la generale tendenza rialzista e si sono assestati su un livello medio europeo di 34 €/MWh, in aumento di oltre il 240% rispetto al 2020. La media dei prezzi italiani alla frontiera è risultata leggermente superiore a tale media, assestandosi sui 34,5 €/MWh.

Nel mercato italiano, il prezzo di sbilanciamento per l'anno 2020 è stato mediamente di 46,6 €/MWh, superiore di oltre il 340% rispetto ai valori relativi al 2020 (10,5 €/MWh). Sui mercati della piattaforma MGAS, funzionali alla definizione del prezzo di sbilanciamento (MGP-GAS e MI-GAS), durante l'anno è stato scambiato complessivamente un volume pari a circa 8,5 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.

La c.d. "componente CMEM", intesa a riflettere il costo di approvvigionamento del gas nel prezzo al mercato tutelato e definita dall'ARERA sulla base delle quotazioni forward del TTF, nel 2021 è risultata in aumento con una media pari a 27,0 €/MWh (rispetto ai 12,9 €/MWh del 2020).

IL MERCATO DELL'ENERGIA ELETTRICA

Domanda e offerta

Nel 2021 la produzione netta di energia elettrica in Italia è stata pari a 279 TWh, in aumento del 2,3% rispetto al 2020. La richiesta di energia elettrica, pari a 319 TWh, è stata soddisfatta dalla produzione nazionale per l'86,6% e per il restante 13,4% dall'import.

La produzione termoelettrica nazionale, attestandosi su un volume di 182 TWh, ha rappresentato il 65,2% di quella netta nazionale. La produzione da fonte idroelettrica è stata pari a 46 TWh (-4,5% rispetto al 2020), rappresentando il 16,4% di quella nazionale, mentre da fonte geotermica, eolica e fotovoltaica sono stati prodotti 51 TWh (+3,5% rispetto al 2020), il 18,4% dell'offerta nazionale.

Nel 2021 i consumi sono stati del 5,5% superiori a quelli del 2020, in recupero in tutte le zone. Il Centro ha subito l'aumento della domanda più significativa (+5,8%), seguito dal Nord (+5,6%), dalle Isole (+5,4%) e dal Sud (4,5%).

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

Prezzi Mercato del Giorno Prima (MGP)

Nel 2021, il PUN si è attestato a un valore medio di 125,46 €/MWh, in aumento del 222% rispetto al 2020. La crescita record del PUN rispetto all'anno precedente è stata particolarmente significativa nel secondo semestre dell'anno, con un incremento del 150% tra il mese di agosto e dicembre. Il valore medio mensile è risultato maggiore rispetto al 2020 per tutti i mesi dell'anno.

L'aumento delle quotazioni su base annuale ha coinvolto tutti i prezzi zonali, con un'incidenza massima per la zona Nord (231%) e minima per la Sicilia (179%). Il prezzo medio annuo più alto si è confermato quello della Sicilia, il minore quello relativo alla Calabria. Si è inoltre assistito a una contrazione del differenziale tra i prezzi medi zonali e dunque a un loro allineamento reciproco.

Andamenti delle principali borse europee

Il prezzo medio per le borse elettriche europee nel 2021 è stato di 105,6 €/MWh, in forte aumento rispetto al 2020 (+228%). Il differenziale con il PUN è stato di 19,39 €/MWh, mentre nell'anno precedente si era attestato a 6,72 €/MWh. Nell'ultimo trimestre del 2021 i prezzi sono stati mediamente più alti rispetto allo stesso periodo del 2020 di ben il 405%.

Future del PUN Baseload su EEX

Nella tabella successiva vengono riportate le quotazioni future trattate nell'ultimo trimestre del 2021.

Per i prodotti con scadenza gennaio sono state registrate variazioni al rialzo tra inizio e fine trimestre; anche il Q1 22, il Q2 22 e il Q3 22 hanno registrato un aumento sul trimestre, rispettivamente di 74,7 €/MWh, 73,7 €/MWh e 73,1 €/MWh. Il Cal 22 ha seguito lo stesso andamento, portandosi dai 140,9 €/MWh di ottobre ai 213,1 €/MWh di dicembre, segnalando attese di incremento dei prezzi.

Rispetto al quarto trimestre del 2020, la media dei futures si è assestata su livelli più alti; le quotazioni dei prodotti sono salite sopra i livelli dell'anno precedente per tutti i mesi del 2021.

Fatti di rilievo dell'esercizio

Acquisizione del controllo di Futura

Nell'ambito delle attività di consolidamento conseguenti all'acquisto della Divisione ambiente Unieco, il 30 marzo 2021 Iren Ambiente ha acquisito da S.I.T. - Società Igiene Territorio S.p.A. una ulteriore quota di Futura S.p.A., rappresentativa del 20% del capitale sociale. Il corrispettivo per l'acquisto è pari a 1,1 milioni di euro; a seguito dell'operazione, il Gruppo Iren detiene una partecipazione complessiva del 60%.

Futura ha sede a Grosseto e gestisce un impianto di trattamento meccanico biologico, con una sezione di compostaggio della frazione organica.

Assemblea degli Azionisti

L'Assemblea Ordinaria degli Azionisti di Iren S.p.A. ha approvato in data 6 maggio 2021 il Bilancio d'Esercizio al 31 dicembre 2020 della Società e la Relazione sulla Gestione, ed ha deliberato la distribuzione di un dividendo di 0,095 euro per azione ordinaria, confermando quanto proposto dal Consiglio di Amministrazione. L'Assemblea degli azionisti ha inoltre:

• approvato la sezione prima ("Politiche sulla Remunerazione 2021") della Relazione sulla politica in materia di remunerazione 2021 e sui compensi corrisposti 2020;

• espresso voto favorevole sulla sezione seconda ("Compensi corrisposti esercizio 2020") della stessa Relazione;

• nominato il Collegio Sindacale ed il suo Presidente per il triennio 2021- 2022-2023 e determinato il compenso annuo da corrispondere ai membri effettivi dello stesso Collegio.

Accordo tra Iren S.p.A. e l'Amministratore Delegato e Direttore Generale, Massimiliano Bianco

Il 29 maggio 2021 Iren S.p.A. e il dottor Massimiliano Bianco hanno raggiunto un accordo per lo scioglimento consensuale del rapporto con la Società in base al quale il dottor Bianco ha rinunciato, con effetto immediato, alle cariche di Consigliere, Amministratore Delegato e Direttore Generale, nonché ad ogni delega e potere conferitigli.

I termini dell'Accordo raggiunto e le relative condizioni economiche sono stati approvati dal Consiglio di Amministrazione della Società tenutosi in pari data, previo parere favorevole del Comitato per la Remunerazione e le Nomine, anche nell'esercizio delle funzioni previste dalla normativa in materia di operazioni con parti correlate, nonché previa istruttoria da parte del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità della Società.

Nomina del nuovo Amministratore Delegato e Direttore Generale, Gianni Vittorio Armani

Facendo seguito a quanto sopra esplicato, sempre in data 29 maggio il Consiglio di Amministrazione ha proceduto alla cooptazione dell'ing. Gianni Vittorio Armani quale Consigliere di Amministrazione e alla nomina del medesimo ad Amministratore Delegato e Direttore Generale, con conferimento delle relative deleghe e poteri previo accertamento dei requisiti previsti per l'assunzione della carica. Il Consiglio ha inoltre approvato le condizioni economico-contrattuali dell'instaurando nuovo rapporto di lavoro dirigenziale a tempo determinato, avuto riguardo all'istruttoria svolta dal Comitato per la Remunerazione e le Nomine.

Perfezionamento dell'acquisizione di Sidiren

Il 16 luglio 2021 Iren Mercato ha perfezionato l'operazione di acquisizione del 100% del capitale sociale di Sidiren S.r.l., società di nuova costituzione cui è stato precedentemente conferito il ramo d'azienda proveniente da Sidigas.com S.r.l., operativo nella vendita di gas naturale. Sidiren detiene un portafoglio di circa 52 mila clienti gas, dei quali circa il 95% domestici, distribuiti in 78 Comuni prevalentemente nella Provincia di Avellino. Il corrispettivo dell'acquisizione è pari a 30,2 milioni di euro.

Nuovo prestito obbligazionario in formato Green Bond di 200 milioni di euro

A valere sul Programma Euro Medium Term Notes (EMTN) di 4 miliardi di euro, il 7 ottobre 2021 Iren S.p.A. ha concluso con successo l'emissione di un nuovo prestito obbligazionario di importo pari a 200 milioni di euro. Le obbligazioni si collocano all'interno del Green Bond riservato a investitori istituzionali emesso in data 10 dicembre 2020 con scadenza a gennaio 2031 e si affiancano ai titoli già emessi per originari 300 milioni di euro. Gli investimenti finanziati tramite tale emissione riguardano principalmente l'installazione di smart meters ed il miglioramento delle attività di raccolta e selezione dei rifiuti.

I titoli, che hanno un taglio unitario minimo di 100.000 euro, pagano una cedola lorda annua pari a 0,25% e sono stati collocati a un prezzo di emissione pari a 94,954. Il tasso di rendimento lordo effettivo a scadenza è pari a 0,818%, corrispondente ad un rendimento di 67 punti base sopra il tasso midswap.

Acquisizione del controllo di Nove

Il 12 ottobre 2021 Iren Energia si è aggiudicata la gara indetta dal Comune di Grugliasco (Provincia di Torino) per la cessione del 51% di Nove S.p.A., gestore del servizio di teleriscaldamento nello stesso comune. Il prezzo di aggiudicazione è pari a 5,4 milioni di euro.

La società era già detenuta al 49% da Iren Energia nel ruolo di socio industriale. Gli investimenti previsti sulla rete di distribuzione calore riguardano un incremento delle volumetrie allacciate dagli attuali 2,3 Mmc a circa 3,8 Mmc nei prossimi anni.

Nove è stata fusa per incorporazione in Iren Energia con efficacia a partire da ottobre 2021.

Piano industriale 2021-2030

L'11 novembre 2021 il Consiglio di Amministrazione ha approvato il Piano industriale al 2030. La strategia di crescita di Iren, estesa a 10 anni, si fonda su tre pilastri:

• 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 delle attività svolte nei territori storici e l'evoluzione a partner di riferimento per le comunità ampliando il portafoglio di servizi offerti;

• la qualità, attraverso il miglioramento delle performance e la massimizzazione dei livelli di soddisfazione dei clienti/cittadini.

In merito, il Gruppo si prefigge:

• un EBITDA di 1,8 miliardi di euro al 2030, la cui crescita riguarda tutti i settori attività, in particolare regolati e semi-regolati;

• investimenti complessivi in arco piano per 12,7 miliardi di euro. Il 61% di essi, pari a 7,7 miliardi, è riferito a investimenti di sviluppo per linee interne, destinati a favorire la crescita dimensionale del Gruppo, relativi prevalentemente alle fonti di energia rinnovabile, a impianti di selezione e trattamento dei rifiuti, all'estensione delle reti di teleriscaldamento e ai progetti di smart solutions. A differenza dei precedenti piani industriali, sono stati inclusi gli investimenti per linee esterne, pari a 1,8 miliardi (14% del totale), destinati principalmente al consolidamento di società partecipate e alla partecipazione alle gare della distribuzione gas e del Servizio Idrico Integrato in aree in cui il Gruppo è attualmente incumbent o già presente con altri servizi. Infine, il restante 25%, pari a 3,2 miliardi, è destinato a investimenti di mantenimento;

• un rapporto Posizione Finanziaria Netta/EBITDA al 2030 pari a 2,5x. Nonostante i significativi investimenti previsti, il ratio è atteso sempre inferiore alla soglia di 3,5x nell'orizzonte di piano;

• un utile netto di Gruppo di 500 milioni di euro al 2030;

• un dividendo previsto di 0,10 €/azione per il risultato 2021, con una crescita annua del 10% fino al 2025. Nella seconda parte dell'orizzonte di piano il dividendo per azione sarà pari al 50-55% dell'utile netto di Gruppo.

Acquisizione di Bosch Energy and Building Solutions Italy

In data 30 novembre 2021 Iren Smart Solutions ha perfezionato l'acquisizione del 100% di Bosch Energy and Building Solutions Italy S.r.l., 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, integrandosi nella gamma dei servizi offerti.

La società ha modificato la propria denominazione in Iren Energy Solutions a partire dal 1° gennaio 2022.

Rating

Il 9 dicembre 2021 l'agenzia di rating Standard & Poor's ha assegnato, per la prima volta al Gruppo Iren, il rating per il merito di credito a lungo termine al livello "BBB-" con outlook "Positivo". Lo stesso rating è attribuito anche al debito senior non garantito.

Il giudizio "Investment Grade" da una seconda agenzia, dopo Fitch, esprime il solido posizionamento del Gruppo in Italia, con un'ampia diversificazione delle attività soprattutto in settori regolati e una significativa presenza territoriale. Gli investimenti previsti dal nuovo Piano Industriale, prevalentemente destinati alla crescita organica e alla transizione energetica, combinati con un continuo miglioramento atteso delle metriche di credito, supportano l'outlook "positivo". Dal punto di vista finanziario, il livello di rating assegnato esprime anche il buon profilo di liquidità del Gruppo.

Sempre in tale contesto, il 22 dicembre l'agenzia Fitch ha confermato per Iren il suo giudizio "BBB" con outlook "Stabile". Anche tale giudizio si basa principalmente sull'analisi del Piano Industriale al 2030, con particolare riferimento agli investimenti previsti in rapporto alla struttura finanziaria. Il mantenimento di un portafoglio di business formato prevalentemente da attività regolate e semi regolate, la creazione di valore e la stabilità garantita dall'integrazione dei vari business sono elementi ritenuti positivi dall'agenzia di rating, unitamente al profilo di liquidità del Gruppo.

Accordo per l'acquisizione di Alegas

A valle dell'aggiudicazione dell'apposita procedura di gara, il 29 dicembre 2021 Iren Mercato ha firmato un accordo preliminare per 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 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 sul territorio della Provincia di Alessandria.

Il corrispettivo per l'acquisizione dell'80% è pari a 16,7 milioni di euro.

Aggiudicazione della gara per l'acquisizione di concessioni nell'ambito della distribuzione gas

Il 31 dicembre 2021 il consorzio formato da Ascopiave (58%), ACEA (28%), e Iren (14%), dopo essersi aggiudicato la gara per la cessione da parte di A2A di concessioni nell'ambito del servizio di distribuzione del gas naturale, ha sottoscritto un accordo con il Gruppo A2A per l'acquisizione dei relativi assets.

Il perimetro di attività complessivo oggetto dell'operazione comprende 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 126,7 milioni di euro.

Fra gli assets oggetto di gara, il perimetro di interesse di Iren è costituito da concessioni in 4 ATEM, di cui 1 in Lombardia e 3 in Emilia Romagna, per un totale di circa 12.300 PDR. L'Enterprise Value è pari a 17,7 milioni di euro. Il closing dell'operazione è previsto per il primo semestre del 2022.

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.

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.

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 con periodi o esercizi precedenti.

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.

Situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo Iren

Situazione economica

CONTO ECONOMICO DEL GRUPPO IREN

I dati comparativi al 31 dicembre 2020 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 della Divisione Ambiente di Unieco e delle società Nord Ovest Servizi e I.Blu. Per maggiori informazioni si rinvia al Capitolo IV "Aggregazioni aziendali". Sono state apportate inoltre alcune riclassifiche derivanti dalla prima applicazione dell'ESEF come indicato nel Capitolo I. Contenuto e forma del bilancio consolidato alla sezione "Schemi di bilancio".

Ricavi

Al 31 dicembre 2021 il Gruppo ha conseguito ricavi per 4.955,9 milioni di euro in aumento del +33% rispetto ai 3.726,2 milioni di euro dell'esercizio 2020. I principali fattori di incremento sono riferibili a maggiori ricavi energetici per circa 1.000 milioni di euro influenzati prevalentemente dall'incremento dei prezzi delle commodities, per circa 120 milioni di euro alla variazione di perimetro della business unit Ambiente (relativa a I.Blu, consolidata da agosto 2020, e alla Divisione Ambiente Unieco, acquisita a novembre 2020), della business unit Energia (relativa a Iren Energy Solutions ed Asti Energia e Calore) e della business unit Mercato (SidIren), e per circa 100 milioni di euro allo sviluppo delle attività connesse alla riqualificazione energetica e alla ristrutturazione degli edifici favorita dalle recenti agevolazioni fiscali (bonus facciate e superbonus 110%). Alla variazione complessiva, contribuiscono inoltre, ma in minor misura, i maggiori quantitativi venduti per effetti climatici e lo sviluppo della customer base.

Margine Operativo Lordo

Il margine operativo lordo ammonta a 1.015,8 milioni di euro, in aumento del +9,6% rispetto ai 926,9 milioni di euro dell'esercizio 2020. L'incremento del margine è riconducibile per circa 24 milioni di euro all'ampliamento del perimetro di consolidamento che ha caratterizzato principalmente la business unit Ambiente. 

Contribuisce positivamente al miglioramento del margine l'andamento dello scenario energetico caratterizzato da un prezzo dell'energia elettrica in forte incremento rispetto all'esercizio 2020, e il maggior contributo dei servizi di dispacciamento (MSD). La filiera energetica integrata (Generazione e Vendita) nel suo complesso, ha permesso un bilanciamento degli effetti positivi e negativi legati alla volatilità dei prezzi, garantendo un apporto significativo al margine di Gruppo. 

Inoltre contribuiscono al miglioramento del margine operativo lordo la crescita organica relativa agli incrementi tariffari dei servizi a rete, lo sviluppo delle attività connesse ai lavori di riqualificazione energetica oltre al favorevole andamento della stagione termica. 

Complessivamente l'incremento del margine in riferimento alle singole business unit è così suddiviso: Ambiente (+31,6%), Energia (+30,6%), Reti (+1,7%) mentre risulta in flessione la business unit Mercato (-28,9%), quest'ultimo trend da correlare all'aumento della BU Energia nella logica di gestione integrata della filiera energetica.

Risultato operativo

Il risultato operativo è pari a 454,1 milioni di euro, in aumento del +9,3% rispetto ai 415,4 milioni di euro dell'esercizio 2020. Nel periodo si sono registrati maggiori ammortamenti per 37 milioni di euro, relativi principalmente all'entrata in esercizio di nuovi investimenti e all'ampliamento del perimetro di consolidamento e maggiori svalutazioni per circa 20 milioni di euro correlate prevalentemente agli assets, già non operativi, dell'impianto di Scarlino Energia, e minori accantonamenti al fondo svalutazione crediti per circa 8 milioni di euro, in conseguenza di un miglioramento, rispetto allo scorso anno, della stima degli effetti della pandemia Covid-19 sulle perdite attese.

Gestione finanziaria

Il risultato della gestione finanziaria esprime un saldo di oneri finanziari netti di 46,4 milioni di euro; nell'esercizio 2020 il dato si attestava a 55,3 milioni.

Sulla variazione incidono principalmente i minori oneri finanziari, che si attestano a 74,6 milioni contro i 93,7 milioni del 2020 (-20,4%), grazie sostanzialmente a un minor costo medio dell'indebitamento. I proventi finanziari ammontano a 28,2 milioni di euro (-10,2 milioni rispetto al periodo comparativo, quando si attestavano a 38,4 milioni).

Rettifica di valore di partecipazioni

La voce, positiva e pari a 5,8 milioni di euro (2,7 milioni nel 2020) include essenzialmente il provento derivante dall'acquisizione delle attività nette di Nove (4,6 milioni) e l'effetto della rideterminazione al fair value, alla data di acquisizione del controllo, dell'interessenza di minoranza in Futura (1,3 milioni). Nell'esercizio comparativo la voce è in gran parte costituita dal badwill relativo all'acquisizione di Nord Ovest Servizi.

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

La voce, che si attesta a +10,3 milioni di euro (in aumento rispetto ai +6,5 milioni del periodo comparativo), comprende il pro‐quota dei risultati delle società collegate e joint ventures del Gruppo, i più rilevanti dei quali riguardano Aguas de San Pedro, ASA e ASTEA.

Risultato prima delle imposte

Per effetto delle dinamiche sopra indicate il risultato consolidato prima delle imposte si attesta a 423,8 milioni di euro (369,3 milioni nell'esercizio 2020).

Imposte sul reddito

Le imposte sul reddito del periodo sono pari a 90,3 milioni di euro (100,0 milioni nel periodo comparativo), con un tax rate effettivo pari al 21,3% (27,1% nell'esercizio 2020).

Quest'ultimo è influenzato da un provento fiscale non ripetibile legato all'esercizio dell'opzione sui riallineamenti dei valori contabili e fiscali di cui al decreto n. 104/20 (DL "Agosto"). Non considerando tale provento, che ha avuto un impatto netto a Conto Economico di circa 32 milioni di euro, il tax rate sarebbe stato pari a circa il 29%.

Risultato netto del periodo

In conseguenza di quanto sopra esposto, si rileva un utile netto del periodo pari a 333,5 milioni di euro, in incremento del +23,8% rispetto al risultato del 2020.

Il dato è riconducibile al risultato di pertinenza degli azionisti per 303,1 milioni, mentre l'utile attribuibile alle minoranze è pari a 30,4 milioni.

Situazione patrimoniale e finanziaria

STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO DEL GRUPPO IREN (1)

I dati comparativi al 31 dicembre 2020 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 della Divisione Ambiente di Unieco e delle società Nord Ovest Servizi e I.Blu. Per maggiori informazioni si rinvia al Capitolo IV "Aggregazioni aziendali". Sono state apportate inoltre alcune riclassifiche derivanti dalla prima applicazione dell'ESEF come indicato nel Capitolo I. Contenuto e forma del bilancio consolidato alla sezione "Schemi di bilancio".

(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 2021 ammonta a 7.020,8 milioni di euro, incrementatosi rispetto al 31 dicembre 2020, quando era pari a 6.588,3 milioni. L'aumento (+432,5 milioni) è principalmente da ricondursi all'effetto delle seguenti determinanti:

• gli investimenti tecnici in immobilizzazioni materiali ed immateriali (+757,7 milioni) e gli ammortamenti (-477,9 milioni) del periodo;

• le svalutazioni (-24,7 milioni), in gran parte riferite all'impianto di valorizzazione dei rifiuti di Scarlino Energia (-24,3 milioni);

• gli assets di Futura, acquisita nel periodo, riferiti ad un impianto di trattamento meccanico biologico dei rifiuti comprensivi di avviamento (32,6 milioni), l'avviamento derivante dal consolidamento di SidIren (32,9 milioni) e le immobilizzazioni, relative al teleriscaldamento, di Nove (21,4 milioni);

• la variazione del portafoglio dei diritti di emissione di CO2 (+73,0 milioni);

• la rilevazione di diritti d'uso in applicazione dell'IFRS 16 - Leases per 12,5 milioni, riferiti in gran parte a contratti di locazione e noleggio di fabbricati 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".

Il decremento delle Altre attività (passività) non correnti (-37,3 milioni di euro) è riferibile alla cessione a istituti finanziari di crediti maturati verso l'erario per le detrazioni su lavori eseguiti al fine di migliorare l'efficienza energetica degli edifici residenziali (Superbonus 110%, introdotto dal D.L. 24/2020, c.d. "Decreto Rilancio").

Il Capitale Circolante Netto si riduce di 264,7 milioni di euro, attestandosi a -222,5 milioni contro i 42,2 milioni di fine 2020. La variazione è da imputarsi alle componenti di natura commerciale.

Il saldo patrimoniale della fiscalità differita netta si incrementa attestandosi a 244,6 milioni di euro (163,5 milioni al 31 dicembre 2020). La variazione include l'effetto del rilascio del fondo imposte differite a seguito dell'accennato riallineamento fiscale dei maggiori valori degli assets iscritti in bilancio.

I "Fondi Rischi e Benefici ai Dipendenti" ammontano a 728,9 milioni di euro e risultano in aumento rispetto al dato di fine 2020 (pari a 660,8 milioni) principalmente in virtù dei maggiori obblighi legati ai diritti di emissione di CO2, influenzati da dinamiche di prezzi crescenti.

Il Patrimonio Netto ammonta a 2.950,7 milioni di euro, contro i 2.764,7 milioni del 31 dicembre 2020 (+186,4 milioni). La variazione è riferita al risultato netto (+333,5 milioni), ai dividendi distribuiti (-149,3 milioni), all'andamento della riserva cash flow hedge legata agli strumenti derivati di copertura tasso e commodities (+6,2 milioni), alla variazione area di consolidamento (+2,1 milioni), agli acquisti di azioni proprie (-4,1 milioni) e ad altre variazioni (-2 milioni).

L'indebitamento finanziario netto al 31 dicembre 2021 è pari a 2.905,8 milioni di euro, in flessione rispetto al dato del 31 dicembre 2020 (2.948,2 milioni). Per maggiori dettagli, si rinvia all'analisi del rendiconto finanziario di seguito presentata.

RENDICONTO FINANZIARIO DEL GRUPPO IREN

Variazione indebitamento finanziario netto

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

I dati comparativi al 31 dicembre 2020 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 della Divisione Ambiente di Unieco e delle società Nord Ovest Servizi e I.Blu. Per maggiori informazioni si rinvia al Capitolo IV "Aggregazioni aziendali".

Il decremento dell'indebitamento finanziario netto rispetto al 31 dicembre 2020, pari a 42,4 milioni di euro, deriva dalle seguenti determinanti:

• un cash flow operativo pari a +950,5 milioni di euro, con un importante miglioramento rispetto all'esercizio 2020, quando si attestava a +821,1 milioni in conseguenza della crescita rilevata nei margini operativi;

• un flusso finanziario da attività di investimento di -832,1 milioni che comprende in particolare gli investimenti tecnici del periodo (757,8 milioni, superiori del 10,6% rispetto al 2020) e il corrispettivo pagato e l'indebitamento assunto a fronte delle acquisizioni di Futura, SidIren, Nove e Bosch Energy and Building Solutions Italy per complessivi 80,7 milioni alla voce "Variazione area di consolidamento" (il dato comparativo, pari a 197,5 milioni, includeva principalmente l'effetto dell'acquisizione della Divisione Ambiente Unieco);

• un flusso finanziario del capitale proprio pari a -153,3 milioni (-174,5 milioni nell'esercizio 2020), rappresentativo dei dividendi erogati e degli acquisti di azioni proprie del periodo;

• la voce altre variazioni, pari a +77,3 milioni (-20,1 milioni nel 2020), riferita principalmente all'effetto combinato della variazione positiva del fair value degli strumenti derivati di copertura dal rischio tasso e commodity e degli 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".

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, calore 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 per settore di attività comparato ai valori al 31 dicembre 2020 e il Conto Economico (fino al risultato operativo) del corrente anno per settore di attività, raffrontato ai dati dell'esercizio 2020 rideterminati. Al 31 dicembre 2021 le attività non regolate contribuiscono alla formazione del margine operativo lordo per il 30% (28% al 31 dicembre 2020), le attività regolate pesano per il 46% (in calo rispetto al 50% del 2020), mentre le attività semi regolate contribuiscono per il 24% (22% nello scorso esercizio 2020).

Situazione patrimoniale riclassificata per settori di attività al 31 dicembre 2021

Situazione patrimoniale riclassificata per settori di attività al 31 dicembre 2020 rideterminato

Conto Economico per settori di attività Esercizio 2021

Conto Economico per settori di attività Esercizio 2020 rideterminato

SBU Reti

Al 31 dicembre 2021 il settore di attività Reti, che comprende i business della Distribuzione Gas, Energia Elettrica e del Servizio Idrico Integrato, ha registrato ricavi per 990,8 milioni di euro, in flessione del -4,8% rispetto ai 1.040,9 milioni di euro dell'esercizio 2020. Questa contrazione è da ricondursi alla disposizione del Ministero della Transazione Ecologica (MITE) che con decreto del 21 maggio 2021 ha ridotto l'obbligo quantitativo legato ai certificati di efficienza energetica (TEE). Di fatto, l'applicazione del decreto ha comportato minori costi per effetto della riduzione del numero di titoli acquistati per adempiere all'obbligo e, al contempo, una correlata riduzione dei ricavi per il minor numero di titoli consegnati alla CSEA, con effetti comunque positivi sul conto economico per il differenziale tra ricavi e costi.

Il margine operativo lordo ammonta a 382,5 milioni di euro in aumento del +1,7% rispetto ai 375,8 milioni di euro dell'esercizio 2020, mentre il risultato operativo è pari a 188,1 milioni di euro in aumento del +1,1% rispetto ai 186,0 milioni dell'esercizio 2020. La dinamica del risultato operativo è stata caratterizzata da maggiori ammortamenti per circa 9 milioni di euro, correlati ai crescenti investimenti, maggiori rilasci fondi per circa 2 milioni di euro e a minori accantonamenti al fondo svalutazione crediti per circa 3 milioni di euro, in conseguenza di un miglioramento, rispetto allo scorso anno, della stima degli effetti della pandemia Covid-19 sulle perdite attese.

SBU Reti - Energia elettrica

Il margine operativo lordo ammonta a 81,8 milioni di euro in aumento del +3% rispetto ai 79,3 milioni di euro dell'esercizio 2020. Il miglioramento è da ricondursi prevalentemente ai maggiori ricavi tariffari correlati all'incremento del capitale investito tariffario (RAB) e alla riduzione dell'obbligo dei certificati di efficienza energetica (TEE), che hanno più che compensato sopravvenienze passive e maggiori costi di esercizio.

Gli investimenti effettuati ammontano a 58,6 milioni di euro in aumento del +11,5% rispetto ai 52,5 milioni di euro dell'esercizio 2020, inerenti principalmente agli allacciamenti, alle attività di resilienza delle linee, alla costruzione di nuove cabine e linee BT/MT

SBU Reti - Distribuzione Gas

Il margine operativo lordo è stato pari a 89,9 milioni di euro, in aumento del +5,3% rispetto agli 85,3 milioni di euro dell'esercizio 2020. L'incremento del margine è riconducibile alla crescita dei ricavi tariffari e in particolare all'effetto di alcune partite straordinarie riferibili ad anni precedenti e non più ripetibili, principalmente relative alla riduzione degli obblighi connessi ai titoli di efficienza energetica (TEE).

Gli investimenti ammontano a 40,9 milioni di euro, in diminuzione del -19,2% rispetto ai 50,6 milioni di euro dell'esercizio 2020, e hanno interessato l'adeguamento della rete alla protezione catodica e l'installazione di misuratori elettronici.

SBU Reti - Ciclo Idrico 

Il margine operativo lordo è pari a 210,9 milioni di euro, in sostanziale pareggio rispetto ai 211,2 milioni di euro dell'esercizio 2020. L'incremento del vincolo sui ricavi tariffari (VRG) per effetto dell'incremento del capitale investito tariffario (RAB) sono stati assorbiti da maggiori costi operativi di gestione legati al miglioramento della qualità del servizio e dal venire meno degli effetti contabili di alcune poste straordinarie che avevano caratterizzato l'esercizio precedente e non più ripetibili.

Gli investimenti ammontano a 202,2 milioni di euro in aumento del + 10,9% rispetto ai 182,3 milioni di euro dell'esercizio 2020. 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 oggetto di telelettura.

Si segnalano inoltre investimenti, trasversali ai tre business di riferimento, per 6 milioni di euro nei sistemi informativi e nello sviluppo della mobilità elettrica.

SBU Ambiente

Al 31 dicembre 2021 i ricavi del settore ammontano a 916,1 milioni di euro, in aumento del +19,8% rispetto ai 764,8 milioni di euro dell'esercizio 2020. L'incremento è principalmente dovuto per 97 milioni di euro all'ampliamento del perimetro di consolidamento (società della Divisione Ambiente del gruppo Unieco, +65 milioni, e I.Blu, +32 milioni). Risultano inoltre in aumento i ricavi energetici (+48 milioni di euro) per effetto dell'incremento del prezzo dell'energia elettrica e i ricavi da servizi di raccolta (+19 milioni di euro), mentre registrano una flessione i ricavi da smaltimento e le attività di intermediazione e gestione dei rifiuti speciali (-15 milioni di euro) principalmente per effetto di un minor utilizzo delle discariche.

Il margine operativo lordo del settore ammonta a 227,4 milioni di euro in aumento del +31,6% rispetto ai 172,8 milioni di euro dell'esercizio 2020. L'incremento del margine è riconducibile oltre che alla variazione del perimetro di consolidamento, con un aumento pari a circa + 22 milioni di euro, al forte miglioramento dei margini energetici a seguito dell'incremento del prezzo di cessione dell'energia elettrica (il PUN medio di 125,5 €/MWh è infatti in aumento del 222,6% rispetto all'esercizio 2020) e ai margini della raccolta e della vendita di materiali di recupero rivenienti dalla raccolta differenziata. Risultano in contrazione la marginalità dell'attività di intermediazione dei rifiuti speciali e dell'attività di smaltimento, quest'ultima per un utilizzo ridotto della discarica di Collegno, sulla quale sono in corso opere di manutenzione e ampliamento.

Il risultato operativo ammonta a 92,0 milioni di euro in aumento del +85,2% rispetto ai 49,7 milioni di euro dell'esercizio 2020. La dinamica positiva del margine operativo lordo è stata parzialmente assorbita dall'incremento degli ammortamenti per circa 6 milioni di euro, da maggiori svalutazioni per circa 21 milioni di euro relativi principalmente agli assets, già non operativi, dell'impianto di Scarlino Energia, parzialmente compensati da un maggior rilascio fondi per circa 15 milioni di euro.

Gli investimenti ammontano a 164,3 milioni di euro, in forte crescita rispetto ai 116,3 milioni di euro dell'esercizio 2020. 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 selezione di carta e plastica di Parma, l'impianto di trattamento del legno di Vercelli, l'impianto di selezione della plastica di Borgaro. Contribuisce inoltre alla crescita degli investimenti la variazione dell'area di consolidamento, con particolare riferimento all'impianto di riciclo della plastica di S.Giorgio di Nogaro (I.Blu).

SBU Energia

Al 31 dicembre 2021 i ricavi della SBU Energia, che comprende la produzione di energia elettrica e termica, gestione del teleriscaldamento, illuminazione pubblica ed efficienza energetica, ammontano a 2.280,1 milioni di euro, in aumento del +99,2% rispetto ai 1.144,7 milioni di euro dell'esercizio 2020. L'incremento dei ricavi è da ricondursi principalmente all'aumento dei prezzi di cessione dell'energia elettrica (oltre a +1.000 milioni di euro) conseguente allo scenario energetico, parzialmente compensato dall'effetto dei minori quantitativi venduti (-78 milioni di euro). Risultano in aumento anche i ricavi della produzione di calore, sia per un aumento dei volumi, dovuto ad una stagione termica più favorevole, sia per l'incremento dei prezzi di vendita, e i ricavi delle attività connesse alla riqualificazione energetica e alla ristrutturazione degli edifici favorita dalle recenti agevolazioni fiscali (+100 milioni di euro circa).

Al 31 dicembre 2021 l'energia elettrica prodotta è stata pari a 9.173,7 GWh, in flessione del -2,9% rispetto ai 9.444,5 GWh dell'esercizio 2020.

La produzione termoelettrica complessiva è stata pari a 7.947,5 GWh, di cui 5.610,2 GWh da fonte cogenerativa, in aumento del +2,9% rispetto ai 5.454,5 GWh dell'esercizio 2020 e 2.337,3 GWh da fonte termoelettrica convenzionale, in diminuzione del -13,6% rispetto ai 2.706,3 GWh dell'esercizio 2020.

La produzione da fonti rinnovabili è stata pari a 1.226,1 GWh, di cui 1.205,7 GWh derivanti da fonte idroelettrica e, marginalmente, per circa 20,4 GWh da altre fonti rinnovabili (fotovoltaico); complessivamente la produzione risulta in diminuzione del -4,5% rispetto ai 1.283,7 GWh dell'esercizio 2020, principalmente per la scarsa idraulicità del periodo.

Il margine operativo lordo ammonta a 297,8 milioni di euro in aumento del +30,6% rispetto ai 228,1 milioni di euro del precedente esercizio.

Il trend di crescita della domanda nazionale di energia elettrica che aveva caratterizzato i nove mesi del 2021 è proseguito anche per il quarto trimestre e al 31 dicembre è risultata pari a 318,1 TWh, in aumento del +5% rispetto ai 302,8 TWh dell'esercizio 2020. 

L'andamento dello scenario energetico è stato caratterizzato oltre che da una domanda in aumento e da un forte incremento dei prezzi dell'energia elettrica, anche da un progressivo aumento del prezzo del gas impiegato come materia prima nelle attività di generazione. Tali dinamiche hanno comportato un rilevante incremento dei margini generati in tutti i settori della produzione elettrica (Idroelettrico, Cogenerazione elettrica e Termoelettrico), anche grazie ai servizi sul Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD), parzialmente assorbito dai minori margini della cogenerazione calore, nonostante le maggiori quantità di calore prodotte.

Il miglioramento del margine risulta anche sostenuto dal settore dell'efficienza energetica che grazie alle attività di riqualificazione energetica e di ristrutturazione degli edifici, favorita dalle recenti agevolazioni fiscali (es. bonus facciate e superbonus 110%), presenta un incremento di +9 milioni di euro.

Il risultato operativo pari a 157,4 milioni di euro risulta in aumento del +41,4% rispetto ai 111,3 milioni di euro del precedente esercizio, che beneficiava inoltre di un rilascio fondi per oltre 18 milioni di euro. Si rileva un aumento degli ammortamenti e degli accantonamenti pari a 4 milioni di euro.

Gli investimenti ammontano a 169,4 milioni di euro in diminuzione del -1,2% rispetto ai 171,6 milioni di euro dell'esercizio 2020. Tra i principali si evidenziano il repowering della centrale termoelettrica di Turbigo (78,9 milioni di euro) e lo sviluppo delle reti del teleriscaldamento.

SBU Mercato

Al 31 Dicembre 2021 i ricavi del settore ammontano a 3.070,9 milioni di euro, in aumento del +47,3% rispetto ai 2.084,6 milioni di euro dell'esercizio 2020. L'incremento del fatturato è dovuto per circa il +83% al forte incremento dei prezzi sia del gas che dell'energia elettrica, e per il +17% alle maggiori quantità vendute di energia elettrica e gas. A partire dal 1° luglio 2021 è stata acquisita la società SidIren, che ha contribuito ai ricavi della SBU Mercato per circa 14 milioni di euro.

Il margine operativo lordo ammonta a 104,4 milioni di euro in flessione del -28,9% rispetto ai 147 milioni di euro dell'esercizio 2020. La forte contrazione della marginalità è prevalentemente attribuibile alla vendita di energia elettrica mentre il gas, anche grazie all'impiego degli stoccaggi, ha risentito in minor misura dello scenario energetico in così forte crescita. Contribuisce positivamente al margine operativo lordo, il settore degli altri servizi grazie ad un importante sviluppo dei servizi e prodotti accessori commercializzati (e-mobility, caldaie, manutenzione impianti energetici, ecc.). 

Il risultato operativo ammonta a 14,8 milioni di euro, in flessione del -78% rispetto ai 67,3 milioni di euro dell'esercizio 2020. Nell'esercizio 2021 si sono registrati maggiori ammortamenti per circa 15 milioni di euro e minori accantonamenti al fondo svalutazione crediti per circa 4 milioni di euro, in conseguenza di un miglioramento, rispetto allo scorso anno, della stima degli effetti della pandemia Covid-19 sulle perdite attese.

Commercializzazione Energia Elettrica

I volumi venduti di energia elettrica sul mercato libero ammontano a 7.353,7 GWh, in aumento del +0,8% rispetto ai 7.295,9 GWh dell'esercizio 2020.

L'incremento del mercato libero ha riguardato il segmento degli small business con vendite pari a 897,7 Gwh (+55,8%) e il segmento retail attestatosi a 1.543,9 GWh venduti (+20,3%) anche grazie ai maggiori quantitativi delle aste della tutela graduale residenziale. In flessione risultano invece il segmento Business (-9,6%) e Grossisti (-8,7%) con vendite che si attestano rispettivamente a 2.857,1 GWh e 1.736,7 GWh.

Le vendite del mercato tutelato ammontano a 318,3 GWh in flessione del -14,4% rispetto ai 371,8 GWh dell'esercizio 2020.

Il margine operativo lordo della vendita di energia elettrica ammonta a 12,4 milioni di euro, in flessione del -77,7% rispetto ai 55,5 milioni di euro dell'esercizio 2020. La forte contrazione è riconducibile all'effetto scenario sulle vendite non coperte, parzialmente compensato dall'aumento delle componenti PCV (prezzi commercializzazione vendita) ed RCV (remunerazione commercializzazione vendita) e dalle partite straordinarie legate al ristoro degli Oneri Generali di Sistema.

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

Commercializzazione Gas Naturale

I volumi acquistati ammontano a 2.926,9 Mmc in diminuzione del -3% rispetto ai 3.017,7 Mmc dell'esercizio 2020.

Il gas commercializzato dal Gruppo ammonta a 1.028,3 Mmc in flessione del -4,8% rispetto ai 1.080,4 Mmc dell'esercizio 2020.

Il gas impiegato per consumi interni al Gruppo ammonta a 1.679,1 Mmc, in diminuzione del -2,8% rispetto ai 1.728,2 Mmc del precedente esercizio.

Il margine operativo lordo della vendita gas ammonta a 81,5 milioni di euro in flessione del -5,4% rispetto agli 86,1 milioni di euro dell'esercizio 2020.

L'incremento della marginalità correlato alla gestione e utilizzo degli stoccaggi è stato più che compensato da maggiori costi di gestione correlati allo sviluppo di nuovi servizi. 

Vendita calore e altri servizi

La vendita calore e altri servizi presenta un margine operativo lordo di 10,5 milioni di euro, in forte miglioramento rispetto ai 5,3 milioni di euro dell'esercizio 2020. 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 64,6 milioni di euro in aumento del +27,8% rispetto ai 50,6 milioni di euro dell'esercizio 2020.

Servizi e altro

al 31 dicembre 2021 i ricavi del settore, che comprende le attività dei laboratori di analisi, le telecomunicazioni e altre attività minori, ammontano a 26,3 milioni di euro e risultano in aumento del +5,4% rispetto ai 24,9 milioni di euro dell'esercizio 2020.

Il margine operativo lordo ammonta a 3,9 milioni di euro in aumento del +19,8% rispetto ai 3,3 milioni di euro   dell'esercizio 2020.

Gli investimenti di periodo ammontano a 51,6 milioni di euro in diminuzione del -2,2% rispetto ai 52,8 milioni di euro del l'esercizio 2020 e sono relativi principalmente a sistemi informativi, automezzi e immobili.

BILANCI ENERGETICI

Bilancio dell'energia elettrica

Bilancio del gas

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

Situazione economica, patrimoniale e finanziaria di Iren S.p.A.

Situazione economica

CONTO ECONOMICO DI IREN S.p.A.

Ricavi

Il totale dei ricavi di Iren S.p.A. è pari a 247,3 milioni di euro (in aumento rispetto ai 231,9 milioni del 2020) 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 228,4 milioni di euro, in aumento rispetto al dato dell'esercizio 2020 (219,0 milioni) per effetto in particolare dei costi per servizi, riconducibili alla gestione delle attività di staff a favore delle società del Gruppo ed in particolare alla gestione dei sistemi informativi. Tale incremento della base costi è riflesso nell'andamento dei ricavi anzidescritto.

Il costo del personale risulta in aumento in funzione degli oneri per l'esodo incentivato dei dipendenti e dell'adeguamento delle stime attuariali di alcuni benefici in essere.

Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni

Gli ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni ammontano a 36,3 milioni di euro (31,4 milioni nell'esercizio 2020). Gli ammortamenti, che costituiscono la quasi totalità della voce, risultano in aumento per effetto delle release in fase operativa dei recenti e significativi investimenti in ambito IT.

Gestione finanziaria

Il saldo fra proventi ed oneri finanziari è positivo per 235,2 milioni di euro.

Analizzando la composizione delle voci, i proventi finanziari, pari a 288,8 milioni di euro, includono principalmente i dividendi dalle società controllate per 235,3 milioni (-1,1 milioni rispetto al 2020) e gli interessi attivi su finanziamenti a società controllate e collegate per 51,1 milioni, complessivamente invariati rispetto all'esercizio 2020.

Gli oneri finanziari sono pari a 53,6 milioni di euro, e si riferiscono essenzialmente a interessi passivi sui prestiti obbligazionari. Il significativo decremento rispetto al dato comparativo, quando si attestavano a 65,8 milioni, è riconducibile in buona parte alla diminuzione del costo medio dell'indebitamento finanziario; nel 2020 erano inoltre presenti oneri derivanti dalla chiusura di posizioni di derivato fuori dall'hedge accounting per 6,4 milioni.

Risultato prima delle imposte

In conseguenza delle dinamiche illustrate in precedenza, il risultato prima delle imposte è positivo per 217,8 milioni di euro, superiore rispetto ai 205,9 milioni dell'esercizio 2020.

Imposte sul reddito

Le imposte sul reddito sono positive (1,1 milioni di euro), in funzione di un imponibile fiscale negativo derivante dalla non imponibilità del 95% dei dividendi ricevuti.

Risultato netto 

Il risultato, comprensivo delle imposte di periodo, è positivo per 218,9 milioni di euro.

Situazione patrimoniale e finanziaria

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

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 avvenute nel periodo.

L'attivo immobilizzato al 31 dicembre 2021 ammonta a 2.811,1 milioni di euro, incrementatosi rispetto al 31 dicembre 2020, quando era pari a 2.793,2 milioni. L'aumento (+17,9 milioni) è da ricondursi alle seguenti determinanti:

• gli investimenti tecnici in immobilizzazioni materiali ed immateriali (+49,9 milioni), relativi principalmente ad automezzi, riqualificazioni di immobili ed implementazioni IT e gli ammortamenti 

(-36,3 milioni) del periodo;

• la rilevazione di diritti d'uso in applicazione dell'IFRS 16 - Leases per 4,3 milioni, riferiti in buona parte a contratti di locazione da società del Gruppo di fabbricati strumentali alle attività direzionali oltre che ad automezzi.

L'incremento del Capitale Circolante Netto, che si attesta a fine 2021 a valore positivo (27,3 milioni di euro), è da imputarsi principalmente alle posizioni di gruppo IVA verso le società controllate e, in misura minore, alle partite commerciali verso queste ultime nell'ambito delle attività di servizi corporate fornite.

I "Fondi Rischi e Benefici ai Dipendenti" ammontano a 31,1 milioni di euro e diminuiscono di 1,4 milioni rispetto al 31 dicembre 2020, in gran parte a seguito delle erogazioni del periodo del fondo stanziato per l'esodo anticipato del personale.

Il Patrimonio Netto ammonta a 2.071,3 milioni di euro, contro i 1.971,9 milioni del 31 dicembre 2020 (+99,4 milioni). La variazione del periodo è riferita al risultato netto (+218,9 milioni), ai dividendi erogati (-121,9 milioni), alla riserva di copertura dei flussi finanziari per derivati in cash flow hedge (+6,6 milioni), agli acquisti di azioni proprie (-4,1 milioni) e ad altre variazioni minori (-0,1 milioni).

L'indebitamento finanziario netto al termine del periodo è pari a 743,7 milioni di euro, in flessione di 8,6 milioni rispetto al 31 dicembre 2020 (-1,1%). Per maggiori dettagli, si rinvia all'analisi del rendiconto finanziario di seguito presentata.

RENDICONTO FINANZIARIO DI IREN S.p.A.

Variazione indebitamento finanziario netto

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

La variazione dell'indebitamento finanziario deriva dalle seguenti determinanti:

• un cash flow operativo pari a -55,3 milioni di euro, influenzato dall'andamento del capitale circolante netto di natura tributaria;

• un flusso finanziario da attività di investimento (+186,0 milioni), che include i dividendi incassati dalle società controllate al netto degli investimenti del periodo;

• il flusso finanziario del capitale proprio pari a -125,9 milioni, che include i dividendi erogati (-121,8 milioni) e l'acquisto di azioni proprie (-4,1 milioni);

• la voce altre variazioni, pari a +3,8 milioni, ricomprende i proventi e gli oneri finanziari incassati e pagati, la variazione 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 2021.

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 2021 e al 31 dicembre 2020 e quelli risultanti dal bilancio consolidato.

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 7,4 milioni di euro sul conto economico e negativo per 23,9 milioni di euro sul Patrimonio Netto).

Fatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura dell'esercizio ed evoluzione prevedibile della gestione

Acquisizione di impianti fotovoltaici

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., 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 installata 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.

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.

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.

In merito, sono in corso negoziati tra le parti coinvolte al fine di individuare le soluzioni diplomatiche più appropriate volte alla pace, alla sicurezza e alla stabilità internazionale.

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, 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.

Tali sanzioni hanno prodotto impatti sull'andamento del tasso di cambio della divisa russa (il rublo si è fortemente deprezzato nei confronti dell'euro e del dollaro americano), sui tassi di interesse locali (aumentati al 20% dalla Banca Centrale Russa) e sul corso dei valori azionari delle società quotate alla Borsa di Mosca (con una flessione importante registrata nel mese di marzo).

In tale contesto, il governo italiano sta definendo provvedimenti volti a fronteggiare l'eccezionale instabilità del sistema nazionale del gas naturale derivante dal conflitto in Ucraina, con l'adozione di misure per l'aumento della disponibilità di gas, la riduzione programmata 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 il gas fornito dalla Russia copre il 40% del fabbisogno nazionale.

In tale contesto, per i mercati retail di energia elettrica e gas, l'aumento di tali prezzi comporta una maggiore esposizione quantitativa e un maggior rischio in caso di ritardo nei pagamenti. Inoltre, non è da escludere che una conseguente crescita dei prezzi dei prodotti di largo consumo possa comportare una contrazione del PIL nazionale e, dunque, come conseguenza indiretta sui business del Gruppo, una flessione dei consumi energetici.

Il Gruppo pone 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.

Provvedimenti legislativi a contrasto dell'aumento dei prezzi delle materie prime

Al fine di finanziare le misure volte a contenere l'aumento dei prezzi dell'energia, il Governo italiano sta introducendo alcuni prelievi straordinari sulle società del settore energetico, tra cui in particolare quelli previsti:

• dall'art. 37 del DL 21 marzo 2022, n. 21 ("Decreto Energia"), che mira a tassare gli extra profitti realizzati dalle aziende del settore energetico a seguito dell'aumento dei costi delle materie prime; in merito, il Gruppo sta attualmente valutando i possibili impatti di tale provvedimento sulla propria redditività che si presumono, secondo le prime stime, limitati;

• dall'art. 15-bis della Legge 28 marzo 2022, n. 25 (conversione del DL 27 gennaio 2022, n. 4 - "Decreto Sostegni-ter"), che prevede un contributo sugli extra profitti (rispetto al prezzo di circa 60 €/MWh) sulle produzioni di energia rinnovabile non incentivate. Al riguardo, l'effetto di tali misure sui margini dell'esercizio 2022 del Gruppo si stima in una riduzione dell'ordine di 15 milioni di euro.

EVOLUZIONE PREVEDIBILE DELLA GESTIONE

Il 2022 del Gruppo Iren sarà caratterizzato da una forte accelerazione degli investimenti, attesi in forte crescita (+50%) rispetto al 2021, cogliendo diverse opportunità di sviluppo che permettono di anticipare quota parte di quanto previsto a Piano Industriale. Quest'ultimo poggia i propri razionali su tre pilastri strategici che guidano le scelte di investimento: la transizione ecologica, la territorialità e la qualità del servizio. Gli obiettivi della transizione ecologica riguardano la progressiva decarbonizzazione di tutte le attività ed il rafforzamento della leadership nell'economia circolare. Con la territorialità, Iren vuole estendere il proprio perimetro di attività nei territori di riferimento ed essere il partner di riferimento per gli stakeholder locali. Infine, con qualità del servizio, Iren punta a migliorare le performance dei servizi a rete e massimizzare la soddisfazione della clientela in tutti i business.

Il 2022 del settore Reti sarà caratterizzato dalla riduzione del tasso di remunerazione del capitale investito (WACC) con conseguente riduzione dei ricavi tariffari compensata dall'incremento correlato all'accelerazione degli investimenti fatta negli scorsi anni e che si riflette positivamente sul capitale investito remunerato (RAB). In particolare, gli investimenti nel sistema idrico integrato favoriscono l'incremento della capacità depurativa, il riutilizzo delle risorse e ridurre le 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 trattamento e smaltimento rifiuti previsti nel piano industriale e ad incrementare la qualità del servizio estendendo la raccolta porta-a-porta e la tariffazione puntuale. Tali investimenti congiuntamente alla copertura completa del ciclo rifiuti (dalla raccolta al trattamento e smaltimento), consentiranno di incrementare i volumi di materia recuperata.

Per quanto concerne i settori Energia e Mercato, nel corso del 2022 il Gruppo continuerà ad attuare una serie di azioni volte a mitigare l'impatto della volatilità dei prezzi energetici grazie ad una politica di hedging attuata con lo scopo di stabilizzare i margini dell'intera filiera energetica. Lo sviluppo del parco di generazione beneficerà dell'entrata in funzione della nuova linea di produzione dell'impianto termoelettrico di Turbigo, del consolidamento degli impianti fotovoltaici recentemente acquisiti e dello sviluppo organico di nuova capacità rinnovabile, accompagnati dalla crescita della nostra base clienti.

Infine, il settore Smart Solutions, focalizzato sull'efficienza energetica degli immobili, sarà in grado di cogliere le opportunità offerte dagli incentivi governativi relativi alla riqualificazione edilizia, allo sviluppo della mobilità elettrica e saprà porsi come interlocutore principale per le amministrazioni pubbliche per mettere a terra progetti di riqualificazione urbana complessi.

In relazione alla crisi geopolitica internazionale determinatasi a seguito del conflitto Russia - Ucraina, risulta attualmente difficile nonché incerto valutare gli effetti e le ripercussioni che potrebbero derivare dal perdurare della crisi internazionale. In tale scenario, sono due i rischi principali da tenere attenzionati: la volatilità del prezzo delle commodity ed il contestuale effetto inflazionistico. Iren monitora quotidianamente l'evolversi della situazione, definendo i possibili scenari di rischio per le proprie attività e individuando, laddove possibile, azioni di mitigazione.

In aggiunta, per mitigare l'impatto derivante dall'aumento del prezzo delle commodity, il cui trend rialzista è iniziato nel quarto trimestre del 2021, il governo ha già approvato delle misure volte a calmierare lo sbilanciamento tra i prezzi di produzione e vendita di energia elettrica e gas che, secondo le prime stime, avranno un impatto contenuto sulla redditività del Gruppo.

Gestione finanziaria

Scenario di riferimento

Nel corso del 2021 la parte a breve termine della curva dei tassi, dopo le turbolenze registrate nel 2020 a seguito degli eventi legati alla pandemia COVID-19, si è stabilizzata a nuovi livelli di minimo. La parte a medio/lungo termine dei tassi è stata oggetto di vari movimenti rialzisti registrati nel primo trimestre, dopo il periodo estivo e, in modo più deciso, a partire da dicembre 2021.

La Banca Centrale Europea mantiene i tassi invariati da marzo 2016, con il tasso di riferimento pari a 0%. Esaminando il tasso euribor a sei mesi si rileva che il parametro, in territorio fortemente negativo, è posizionato su un livello pari a -0,48%.

Le quotazioni dei tassi fissi, riflesse nei valori dell'IRS, a seguito dei movimenti al rialzo sono tornati in territorio positivo per tutte le scadenze di medio e lungo termine, toccando livelli che non si registravano da inizio 2019.

Attività svolta

Nel corso del 2021 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.

Con riferimento alle operazioni compiute nel 2021 si evidenzia che nel mese di marzo è stata utilizzata una prima tranche di 5 milioni di euro del finanziamento CEB (Council of Europe Development Bank - Banca di Sviluppo del Consiglio d'Europa) di complessivi 80 milioni di euro, sottoscritto a maggio 2020 a supporto del piano di investimenti nelle infrastrutture idriche.

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.

Come riportato nei "Fatti di rilievo dell'esercizio", per quanto riguarda le operazioni di mercato, a valere sul Programma Euro Medium Term Notes (EMTN) di 4 miliardi di euro, nel mese di ottobre si è perfezionata un'emissione TAP, collocata all'interno del quarto Green Bond, di ammontare pari a 200 milioni di euro, con cedola lorda annua pari a 0,25% e scadenza 17 gennaio 2031. Il titolo ha rating Fitch BBB ed è quotato presso il mercato regolamentato della borsa irlandese, dove è stato depositato il prospetto informativo, e presso il mercato ExtraMOT di Borsa Italiana.

Ai fini dell'ottimizzazione della struttura finanziaria del Gruppo è proseguita l'attività di Liability Management e nel mese di giugno si è dato corso al rimborso anticipato volontario di finanziamenti in portafoglio della capogruppo per complessivi 35 milioni di euro.

Nell'ambito del Gruppo l'esposizione consolidata si riduce per l'estinzione anticipata dei mutui di Scarlino Energia, Alfa Solutions (già Studio Alfa) e Nove per complessivi 18 milioni di euro; il mutuo di Futura, consolidata a partire da fine marzo 2021, di ammontare pari a 21 milioni di euro, è stato estinto anticipatamente nel mese di aprile unitamente alle relative coperture del rischio tasso.

L'indebitamento finanziario da finanziamenti, che non include le passività finanziarie iscritte in applicazione dell'IFRS 16, al termine del periodo è costituito al 14% da prestiti e all'86% 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 non sono stati perfezionati nuovi contratti di Interest Rate Swap.

Al termine del periodo la quota di debito a tasso variabile non coperta con strumenti derivati è pari all'1% 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.

La composizione dell'indebitamento finanziario da finanziamenti per scadenza e per tipologia di tasso, confrontata con la situazione al 31 dicembre 2020, è riportata nel seguente grafico.

Rating

Il 9 dicembre 2021 l'agenzia di rating Standard & Poor's ha assegnato, per la prima volta al Gruppo Iren, il rating per il merito di credito a lungo termine al livello "BBB-" con outlook "Positivo". Lo stesso rating è attribuito anche al debito senior non garantito.

Il giudizio "Investment Grade" da una seconda agenzia, dopo Fitch, esprime il solido posizionamento del Gruppo in Italia, con un'ampia diversificazione delle attività soprattutto in settori regolati e una significativa presenza territoriale. Gli investimenti previsti dal nuovo Piano Industriale, prevalentemente destinati alla crescita organica e alla transizione energetica, combinati con un continuo miglioramento atteso delle metriche di credito, supportano l'outlook "positivo". Dal punto di vista finanziario, il livello di rating assegnato esprime anche il buon profilo di liquidità del Gruppo.

Sempre in tale contesto, il 22 dicembre l'agenzia Fitch ha confermato per Iren il suo giudizio "BBB" con outlook "Stabile". Anche tale giudizio si basa principalmente sull'analisi del Piano Industriale al 2030, con particolare riferimento agli investimenti previsti in rapporto alla struttura finanziaria. Il mantenimento di un portafoglio di business formato prevalentemente da attività regolate e semi regolate, la creazione di valore e la stabilità garantita dall'integrazione dei vari business sono elementi ritenuti positivi dall'agenzia di rating, unitamente al profilo di liquidità del 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.

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.

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

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.

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 e, se del caso, fatte oggetto di piani di rientro. 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 secondo semestre del 2021 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 stati attivati 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 metodi di pagamento attraverso canali digitali.

La politica di gestione dei crediti e gli strumenti di valutazione del merito creditizio, nonché le attività di monitoraggio e recupero, sono differenziate in relazione alle diverse tipologie di clientela e di servizio erogato.

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.

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.

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. In merito al contesto emergenziale legato al Covid-19, e con specifico riferimento alle possibili difficoltà di liquidità del portafoglio clienti legate alle misure di contrasto alla pandemia e agli interventi normativi e aziendali di mitigazione dell'impatto economico e sociale della crisi, il Gruppo ha adeguato il fondo svalutazione crediti in ragione della valutazione delle perdite attese.

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. È presente l'esposizione rischio cambio, tipica delle commodity di derivazione petrolifera, ma in modo residuale 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 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.

Per una più dettagliata analisi dei rischi sinora trattati si rimanda a quanto riportato nel paragrafo "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 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.

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 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 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 (~+1.5°C considerati dal Gruppo Iren), che prevede una forte mitigazione tesa a mantenere il riscaldamento globale sotto i 2°C rispetto ai livelli preindustriali con il contestuale raggiungimento dei target definiti dall'Accordo di Parigi, e lo scenario RCP 8.5 (~+4°C considerati dal Gruppo Iren), (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 Sustainable Development Scenario (SDS) e Stated Policies Scenario (STEPS) del World Energy Outlook (WEO) pubblicato dall'International Energy Agency. Il modello 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 procederà al completamento del modello valutativo, includendo tutti gli impianti maggiormente significativi per il rischio in esame, prestando particolare attenzione ai nuovi scenari normativi e climatici.

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.

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. I rischi individuati sono stati associati alla categoria ESG (Environmental, Social e Governance) di appartenenza. Si segnala inoltre che per ciascun rischio si è verificato se e come fosse stato impattato dal Covid-19.

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. E' 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.

7.          RISCHI STRATEGICI

Nella costruzione del nuovo 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 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, individuando 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 energetici e orizzonti temporali. Sono stati analizzati i risultati del modello e valutati gli investimenti a mitigazione dei rischi da climate change.

Oltre alle analisi di rischio legate al Piano, la Direzione Risk Management contribuisce con risk assessment specifici alle operazioni di merger & acquisition e ai principali progetti strategici che stanno coinvolgendo il Gruppo.

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 data 28 giugno 2021, previo parere favorevole del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate ("COPC", interamente composto da Amministratori indipendenti).

Sino al 30 giugno 2021, è rimasta in vigore la Procedura OPC approvata dal Consiglio di Amministrazione in data 30 giugno 2019, sempre previo parere favorevole del COPC.

I documenti di cui sopra, nelle loro versioni tempo per tempo vigenti, sono stati predisposti in attuazione:

• delle disposizioni in materia di operazioni con parti correlate di cui all'art. 2391-bis del Codice Civile, come da ultimo modificato con D. Lgs. 10 maggio 2019, n. 49 avente ad oggetto "Attuazione della direttiva 2017/828 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 17 maggio 2017, che modifica la direttiva 2007/36/CE per quanto riguarda l'incoraggiamento dell'impegno a lungo termine degli azionisti";

• 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:

1. 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

2. 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:

1. 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;

2. la definizione di "operazione con parte correlata";

3. l'individuazione dei casi di esclusione nonché delle operazioni c.d. "di importo esiguo";

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

5. i soggetti preposti all'istruttoria in materia di operazioni con parti correlate;

6. le operazioni di competenza assembleare;

7. 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 "VI. Informativa sui rapporti con parti correlate" e "XII. Allegati al Bilancio Consolidato" quale parte integrante delle stesse.

Come precisato supra, con deliberazione adottata in data 28 giugno 2021, efficace dal 1° luglio 2021, il Consiglio di Amministrazione della Società ha approvato un aggiornamento della Procedura OPC, in recepimento delle modifiche apportate con Delibera Consob n. 21624 al testo del Regolamento Consob Parti Correlate.

Le principali novità apportate riguardano in sintesi: 

1. all'art. 3.1, la nozione di Parte Correlata, che, a partire dalla data di entrata in vigore di cui sopra, risulta allineata a quanto previsto dai principi contabili internazionali tempo per tempo vigente (in specie, lo IAS 24);

2. all'art. 3.2, la nozione di Operazione con Parte Correlata, in un'ottica di allineamento ai medesimi principi contabili internazionali e, in specie, allo IAS 24; 

3. all'art. 3.3.1, l'introduzione di una nuova definizione, relativa agli Amministratori coinvolti nell'Operazione, in capo ai quali è previsto un obbligo di astensione dalla votazione sull'Operazione stessa, sia per le Operazioni di Minor Rilevanza, sia per le Operazioni di Maggior Rilevanza;

4. all'art. 3.3.5, una migliore esemplificazione delle Condizioni che possono ritenersi equivalenti a quelle di Mercato o Standard, individuata nella partecipazione a gare in determinate ipotesi individuate dalla Procedura;

5. all'art. 6.2, l'introduzione di un flusso informativo nei confronti del Comitato in ordine ai casi di esenzione; 

6. agli artt. 9 e 10, (a) la precisazione che il parere rilasciato dal Comitato ha da intendersi come un documento separato rispetto al verbale della riunione; (b) il rafforzamento delle verifiche da parte del Comitato in ordine all'indipendenza degli esperti incaricati per un supporto nell'esame dell'Operazione;

7. all'art. 14.5, la previsione del coinvolgimento almeno informativo del Comitato in merito alle Operazioni di Maggior Rilevanza Ordinarie e che siano concluse a Condizioni equivalenti a quelle di Mercato o Standard.

Quadro normativo e regolatorio

Di seguito si rappresentano i principali provvedimenti normativi e regolatori intervenuti nel 2021 di maggior impatto per i business gestiti dal Gruppo Iren.

QUADRO EUROPEO

Regolamento "Tassonomia UE" 2020/852

Il regolamento (UE) 2020/852 ("regolamento Tassonomia dell'UE"), entrato in vigore il 12 luglio 2020, rientra nell'ambito di una serie di provvedimenti finalizzati a creare un ecosistema finanziario sostenibile, in linea con gli obiettivi del Green Deal. In particolare, la Tassonomia UE è uno strumento di trasparenza, destinato a imprese e investitori, basato su criteri scientifici di vaglio tecnico che stabiliscono se una determinata attività può essere classificata come eco-sostenibile. 

Il 4 giugno 2021 è stato adottato il regolamento delegato relativo al cambiamento climatico, mentre è stata rinviata al primo semestre 2022 l'adozione dei regolamenti delegati relativi agli altri obiettivi ambientali della Tassonomia UE. 

Per l'avvio dell'applicazione della Tassonomia è previsto un percorso graduale, con una rendicontazione in forma semplificata nel 2022 (riferita all'esercizio 2021), una rendicontazione parziale nel 2023 (esercizio 2022) - che implica l'indicazione della quota di Ricavi, Opex e Capex in linea con i criteri relativi a mitigazione e adattamento ai cambiamenti climatici - e la piena applicazione, riferita a tutti gli obiettivi ambientali della Tassonomia, che entrerà in vigore nel 2024 (esercizio 2023).

Next Generation EU / Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR)

Tramite i regolamenti UE 2020/2094 (Next Generation EU) e 2021/241 (Recovery and Resilience Facility - Dispositivo di Ripresa e Resilienza) l'Unione europea ha istituito il quadro per la ripresa dell'economia in seguito alla pandemia da Covid-19. Il 13 luglio 2021, il Consiglio dell'Unione europea ha approvato la valutazione del PNRR italiano.

Le misure previste dal Piano si articolano intorno a 6 Missioni: 1. Digitalizzazione, innovazione, competitività, cultura e turismo; 2. Rivoluzione verde e transizione ecologica; 3. Infrastrutture per una mobilità sostenibile; 4. Istruzione e ricerca; 5. Coesione e inclusione; 6. Salute. 

L'Italia è la prima beneficiaria, in valore assoluto, dei due principali strumenti del NGEU, il Dispositivo per la Ripresa e Resilienza (RRF), con un importo di 191,5 miliardi di euro, e il Pacchetto di Assistenza alla Ripresa per la Coesione e i Territori d'Europa (REACT-EU), con ulteriori 13 miliardi di euro). A tali risorse si aggiungono circa 30,62 miliardi di euro derivanti dal Fondo complementare, finalizzato al finanziamento di specifiche azioni che integrano e completano il Piano tramire risorse ordinarie dello Stato. Tutti gli interventi dovranno essere completati entro il 2026.

Al piano di interventi si accompagna un pacchetto di riforme strutturali in materia di semplificazioni autorizzative, codice degli appalti, giustizia, pubblica amministrazione e concorrenza. Il primo atto normativo adottato dal Governo è il DL Semplificazioni e Governance (DL 77 del 31 maggio 2021) che contiene una serie di misure tese a semplificare l'iter delle autorizzazioni ambientali. 

Pacchetto "Fit for 55"

Il 14 luglio 2021 la Commissione europea ha adottato il pacchetto climatico "Fit for 55", che avanza le proposte legislative per raggiungere entro il 2030 gli obbiettivi del Green Deal. In particolare, la riduzione delle emissioni di gas a effetto serra del 55% rispetto ai livelli del 1990, con l'obbiettivo di arrivare alla "carbon neutrality" per il 2050. Il pacchetto contiene 12 iniziative, sia modifiche di legislazioni esistenti sia nuove proposte, tra cui si segnalano la modifica della Direttiva sull'efficienza energetica, la revisione della Direttiva sulle rinnovabili, la revisione del sistema di scambio delle emissioni (Emission Trading System) e il Piano strategico di attuazione a sostegno della rapida realizzazione di un'infrastruttura per i combustibili alternativi.

Pacchetto gas-idrogeno e proposta di Regolamento per la riduzione delle emissioni di metano nel settore energetico

Il 15 dicembre 2021 la Commissione Ue ha presentato il pacchetto gas-idrogeno che include in particolare una proposta di regolamento e una direttiva. Tali proposte mirano alla decarbonizzazione del consumo di gas e propongono le misure necessarie per sostenere la creazione di infrastrutture ottimali e dedicate, nonché mercati efficienti. Le misure poste in consultazione creano le condizioni per un graduale phase-out dal gas naturale, ponendosi come obiettivo quello di facilitare la penetrazione di gas rinnovabili e "low carbon" nel sistema energetico. Parallelamente al pacchetto gas-idrogeno, è stata presentata una proposta di regolamento per la riduzione delle emissioni di metano nel settore energetico. I documenti sono in fase di consultazione.

Direttiva Europea n. 2020/2184 (in vigore dal 12 Gennaio 2021) concernente la qualità delle acque destinate al consumo umano per tutti i Paesi dell'Unione

In tale Direttiva, vengono disciplinati gli strumenti a disposizione degli Stati membri per introdurre quanto necessario a fornire acque destinate al consumo umano che siano salubri e pulite, prevedendo a tal fine caratteristiche qualitative ben precise soddisfacenti i requisiti indicati nell'allegato della direttiva.

La fornitura, il trattamento e la distribuzione delle acque destinate al consumo umano devono quindi basarsi su una valutazione di rischio, con un approccio che copra l'intera catena di approvvigionamento, a partire dal bacino idrografico, fino alla distribuzione. 

La Direttiva ha infine evidenziato la necessità di rendere i consumatori più consapevoli delle implicazioni del consumo di acqua, richiedendo agli Stati membri di provvedere affinché tutti gli utenti ricevano, periodicamente alcune informazioni quali il volume consumato dal nucleo familiare, le tendenze del consumo familiare annuo e il confronto del consumo idrico annuo del nucleo familiare con il consumo medio di un nucleo familiare simile.

QUADRO NAZIONALE

CODICE DEI CONTRATTI PUBBLICI

Il DL 31 maggio 2021, n. 77, "Governance del Piano nazionale di ripresa e resilienza e prime misure di rafforzamento delle strutture amministrative e di accelerazione e snellimento delle procedure" (DL Semplificazioni bis), in vigore dal 1° giugno, e la successiva legge 29 luglio 2021, n. 108 di conversione del decreto stesso, hanno introdotto diverse proroghe e novità in tema di appalti pubblici. 

In particolare, vengono prorogate:

• le semplificazioni previste dal DL 76/2020 per le determinazioni a contrarre assunte entro il 31 dicembre 2021 al 30 giugno 2023 (es. deroghe per gli appalti sottosoglia, le verifiche antimafia semplificate, ecc);

• le deroghe introdotte dal DL 32/2019 "Sblocca cantieri" al 30 giugno 2023;

• al 30 giugno 2023 la possibilità di apportare varianti anche sui progetti sottoposti ad archeologia preventiva e la misura che consente di approvare varianti su progetti definitivi, già approvati dal CIPE, senza un nuovo passaggio presso quest'ultimo, qualora non superino il 50% del valore del progetto.

Si riportano in seguito le principali novità di rilievo introdotte dalla Legge di conversione.

• sono confermate fino al 30 giugno 2023 le nuove soglie per gli affidamenti diretti di lavori (150.000 euro) e di servizi e forniture (139.000 euro). In relazione agli affidamenti diretti si dovrà garantire l'individuazione di operatori economici qualificati per i quali viene ribadita la necessaria applicazione del criterio di rotazione. 

• in tema di subappalto fino al 31 ottobre 2021 ha trovato applicazione la deroga che elevava il limite alla subappaltabilità delle prestazioni al 50%, mentre dal 1° novembre 2021 è subentrata la nuova disciplina che non prevede più un limite generale ma specifiche limitazioni introdotte dal provvedimento.

• per quanto concerne le disposizioni che regolano specificatamente gli acquisti rientranti in tutto o in parte nei finanziamenti stabiliti dal PNRR, sono previste misure che consentono alle stazioni appaltanti di prevedere, nel bando di gara criteri premiali atti ad agevolare le piccole e medie imprese nella valutazione dell'offerta.

La legge 23 luglio 2021 n. 106 ha reintrodotto nel nostro ordinamento, ancorché in via straordinaria e una tantum, la revisione dei prezzi su base legale nei contratti pubblici, allo scopo di fronteggiare gli aumenti eccezionali dei prezzi di alcuni materiali da costruzione verificatisi nel primo semestre 2021, istituendo per la finalità un apposito Fondo compensazioni di 100 milioni di euro. L'istituto si applica a tutti i contratti in corso di esecuzione al 24 luglio 2021. Tale misura è stata estesa anche al secondo semestre 2021 attraverso la legge di bilancio 2022.

Legge di Bilancio 2022 - Legge 30 dicembre 2021, n. 234 - Bilancio di previsione dello Stato per l'anno finanziario 2022 e bilancio pluriennale per il triennio 2022-2024

Il provvedimento interviene, tra gli altri, sui seguenti temi:

• Efficienza Energetica (Superbonus/Bonus): si veda paragrafo specifico nel capitolo "Efficienza energetica";

• Produzione di energia idroelettrica ecocompatibile dagli acquedotti: si veda paragrafo specifico nel capitolo "Servizio idrico";

• Industria 4.0: riguardo agli incentivi previsti dal Piano 4.0, il credito d'imposta per i beni strumentali di cui agli allegati A e B alla Legge di Bilancio 2016 vengono prorogati fino al 2025 con diverse articolazioni.

• caro-bollette, replicate per il I trimestre 2022 alcune misure già introdotte nel corso del 2021, quali:

• • applicazione di aliquote ridotte delle componenti ASOS e ARIM;

  • annullamento delle aliquote delle componenti RE, RET, GS e GST nonché delle componenti UG3 e UG3T per tutti gli utenti del settore gas;

  • applicazione dell'IVA agevolata del 5% alle somministrazioni di gas per usi civili e industriali;

  • per i clienti domestici che dovessero trovarsi in condizioni di morosità, rateizzazione delle bollette di elettricità e gas emesse da gennaio ad aprile 2022, per un periodo massimo di 10 mesi e senza interessi

Legge 29 dicembre 2021, n. 233, di conversione, con modificazioni, del DL 152/2021 sull'attuazione del Piano nazionale di ripresa e resilienza (PNRR) e per la prevenzione delle infiltrazioni mafiose (c.d. DL Attuazione PNRR)

Il provvedimento interviene, tra gli altri, sui seguenti temi:

• attuazione progetti PNRR (semplificazioni amministrative): in particolare è previsto che la dichiarazione di pubblica utilità dell'opera sarà automaticamente riconosciuta in esito alla determinazione conclusiva della conferenza di servizi/Consiglio Superiore dei lavori pubblici;

• maggior tutela: tempi di assegnazione del Servizio a Tutele Graduali e disposizioni per i venditori sui clienti vulnerabili (si veda paragrafo specifico nel capitolo "Energia elettrica");

• ambiente: è prevista una riduzione dei tempi del procedimento di Valutazione Ambientale Strategica;

• misure a sostegno dello sviluppo delle fonti elettriche rinnovabili: viene ampliata l'accessibilità a quote di potenza residue dei contingenti delle aste GSE.

GAS 

Energy Management gas

Del. 134/2021/R/gas - Revisione dei processi di definizione dei rapporti commerciali tra utenti del bilanciamento e utenti della distribuzione. Revisione dei processi di conferimento della capacità ai punti di riconsegna della rete di trasporto

La delibera 147/2019/R/gas aveva riformato il processo di conferimento di capacità ai punti di uscita della rete di trasporto gas che alimentano reti di distribuzione (City Gate), a partire dal 1° ottobre 2020. 

La delibera 134/2021 è intervenuta sulla materia posticipando al 1° ottobre 2022 l'entrata in vigore della riforma. 

Reti gas

Documento di Consultazione 250/2021/R/gas - Infrastrutture del gas naturale: progetti pilota di ottimizzazione della gestione e utilizzi innovativi - Orientamenti finali

Il regolatore vuole promuovere azioni per l'ottimizzazione delle reti di distribuzione e trasporto. I progetti proposti dagli operatori saranno valutati da una Commissione indipendente 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 indicativamente non superiore a 35-40 milioni di euro. La durata delle sperimentazioni sarà di massimo tre anni e il Titolare del progetto dovrà presentare ad ARERA opportune relazioni di monitoraggio delle attività. 

Documento di consultazione 263/2021/R/gas - Smart metering gas: regolazione degli output e della performance del servizio di misura e degli obblighi di fatturazione - Orientamenti finali

Tra i provvedimenti posti in consultazione, l'Autorità prevede per gli smart meter di classe G4/G6 la rilevazione delle letture con cadenza mensile. Inoltre, introduce nuovi indennizzi, sia nei confronti dei clienti finali (misuratori di classe G4/G6), sia nei confronti delle società di vendita (misuratori di classe maggiore o uguale a G10 e misuratori di classe minore di G10 con CA superiore a 5000 smc). 

Delibera 512/2021/R/gas - Riassetto dell'attività di misura del gas nei punti di entrata e uscita della rete di trasporto 

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. Infatti, a tali standard è associato un sistema di corrispettivi economici coerenti con i costi per il sistema di trasporto generati dagli errori di misura. I corrispettivi saranno applicati a partire dal 2024. 

Delibera 287/2021/R/gas e Determina DIEU 3/2021 - Criteri per le dismissioni di misuratori tradizionali sostituiti con smart meter e determinazione dell'importo a recupero dei mancati ammortamenti sui misuratori di classe G4/G6

I provvedimenti definiscono le modalità operative per recuperare le quote di ammortamento residue derivanti dalla riduzione della vita utile dei contatori tradizionali a quindici anni.

ENERGIA ELETTRICA

Mercato

D.L. Milleproroghe 2020 

Il DL ha introdotto modifiche alla normativa primaria (Legge concorrenza 124/2017) in tema di tutele di prezzo. Ha stabilito lo slittamento del fine-tutela al 1° gennaio 2021 per le Piccole e medie imprese e al 1° gennaio 2022 per le microimprese e ha conferito mandato al MiSE per stabilire con decreto le misure per favorire il passaggio al mercato libero oltre alla definizione dell'Elenco Venditori (soggetti abilitati alla vendita di energia elettrica e gas).

Legge 29 dicembre 2021, n. 233, di conversione, con modificazioni, del DL 152/2021 sull'attuazione del Piano nazionale di ripresa e resilienza (PNRR) e per la prevenzione delle infiltrazioni mafiose (c.d. DL Attuazione PNRR)

La norma prevede che dal 1° gennaio 2023, in via transitoria e nelle more dello svolgimento delle procedure concorsuali per l'assegnazione del servizio di vendita a tutele graduali, i clienti domestici continuano ad essere forniti tramite il servizio di tutela, secondo gli indirizzi definiti con decreto del MITE. ARERA è incaricata di adottare le necessarie disposizioni ai fini dell'assegnazione del servizio a tutele graduali per i clienti domestici, attraverso procedure competitive che dovranno concludersi entro il 1° gennaio 2024, garantendo la continuità delle forniture.

Qualora, al 1° gennaio 2023, non venissero adottate le misure previste dal D.Lgs. 210/2021 per i clienti vulnerabili finalizzate a prevedere un allineamento dei prezzi loro applicati a quelli del mercato all'ingrosso, nei confronti di tali tipologie di clienti continuerà ad applicarsi il servizio di tutela sulla base degli specifici indirizzi definiti con decreto MiTE.

Viene confermata la data del 1° gennaio 2023 per il passaggio al mercato libero di tutte le microimprese con potenza impegnata minore o uguale a 15 kW attraverso il passaggio, anche per questi clienti, al servizio a tutele graduali assegnato tramite asta con modalità analoghe a quelle già disciplinate dalla delibera 491/2020/R/eel.

Delibera 491/2020/R/eel - Disposizioni per l'erogazione del servizio a tutele graduali per le piccole imprese del settore dell'energia elettrica di cui alla legge 4 agosto 2017, n. 124 (Legge annuale per il mercato e la concorrenza)

La delibera (e s.m.i) ha sostanzialmente confermato l'impostazione prevista in sede di consultazione. Nella prima fase di applicazione (1° gennaio 2021 - 30 giungo 2021) il Servizio a Tutele Graduali è stato affidato transitoriamente al locale esercente la maggior tutela che lo ha erogato secondo modalità definite dall'Autorità (condizioni contrattuali simil-PLACET, condizioni economiche calcolate su PUN ex-post). Nella seconda fase (1° luglio 2021 - 30 giugno 2024) il servizio è affidato ad esercenti selezionati tramite procedure concorsuali attraverso aste a doppio turno, con accesso al secondo round riservato ai due migliori offerenti e con CAP e Floor per l'assegnazione di lotti di utenze del segmento PMI suddivisi in aree territoriali omogenee dal punto di vista del numero, della potenza impiegata e dell'unpaid ratio. È previsto inoltre un tetto antitrust sul volume aggiudicabile (pari al 35% del totale in gara).

Sono destinatari del servizio, oltre alle PMI, tutti i punti BTAU con potenza impiegata superiore ai 15 kW (ex. Delibera 604/2020).

Delibera 32/2021/R/eel - Disposizioni relative al meccanismo di riconoscimento degli oneri generali di sistema non riscossi dai clienti finali e già versati alle imprese distributrici 

Il provvedimento delinea i criteri di compensazione degli utenti del trasporto per la quota parte di oneri versati ma non riscossi ai clienti finali e le relative modalità di presentazione dell'istanza alla CSEA. 

Sono oggetto di recupero gli oneri: 

• non già oggetto di altri meccanismi di reintegrazione;

• esposti in fatture con termini di pagamento scaduti da almeno 12 mesi; 

• per le quali la controparte commerciale ha provveduto alla costituzione in mora e al contempo ha seguito specifiche procedure aziendali di gestione della morosità e tutela del credito.

L'accesso al meccanismo di compensazione può avvenire attraverso due distinte modalità: attraverso il regime ordinario (dove l'utente è tenuto ad indicare in maniera puntuale l'importo degli oneri non riscossi relativi al periodo di riferimento dell'istanza) oppure mediante il c.d. regime semplificato (nel quale l'ammontare del ristoro è determinato sulla base della miglior stima degli oneri non riscossi a cui viene applicato uno sconto correttivo del 25% sul loro totale). Le compensazioni vengono erogate su base annuale con riferimento alla competenza dell'anno precedente; per la sessione relativa all'annualità 2021 è stata prevista la possibilità di richiedere anche gli ammontari di oneri relativi a tutto il periodo compreso tra il 1° gennaio 2016 e il 30 giugno 2020. 

Decreto legislativo 8 novembre 2021 n. 210 di Attuazione della direttiva UE 2019/944 (Direttiva Mercato)

Il decreto stabilisce regole comuni per il mercato dell'energia e le infrastrutture transfrontaliere, mettendo al centro di tutto gli utenti finali.

La nuova direttiva introduce la possibilità di mantenere, fino alla data del 2025, meccanismi di tutela di prezzo per le forniture nella titolarità di clienti vulnerabili (clienti di età superiore ai 75 anni e/o in condizione di disagio economico o fisico e/o localizzati in aree interessate da eventi calamitosi): ogni impresa di vendita con più di 200.000 utenze servite è tenuta ad offrire ai clienti vulnerabili che ne facciano richiesta una fornitura di energia elettrica ad un prezzo che rifletta il prezzo dell'energia nel mercato all'ingrosso e con costi e condizioni contrattuali definite ed aggiornate dall'ARERA. Relativamente alla libertà di scelta del fornitore viene prevista la possibilità per i clienti finali di sottoscrivere un contratto di fornitura con un qualsiasi esercente, anche se operativo in un diverso stato UE; inoltre, nell'ottica di semplificare l'intero processo, la direttiva prevede entro il 1° gennaio 2026 la possibilità di concludere l'operazione di switching entro 24 ore dalla presentazione della richiesta. 

Al fine di aumentare la capacitazione e la partecipazione del cliente finale ai mercati energetici con l'obiettivo di rendere i consumi finali più efficienti sono introdotti alcuni nuovi strumenti: i) contratti a "prezzo dinamico" (nel quale i prezzi hanno granularità oraria e riflettono l'andamento dei mercati a pronti); ii) meccanismi di aggregazione della domanda (comunità energetiche dei cittadini - CEC - aggregatori) che consentono di massimizzare la partecipazione al mercato sia dal punto di vista dello  sviluppo di nuovi impianti condivisi e/o di accumuli, sia dal punto di vista della fornitura di servizi energetici al sistema anche nei termini di servizi di bilanciamento. 

Produzione 

Decreto Legge 27 gennaio 2022, n. 4, pubblicata in GU n. 21 del 27 gennaio 2022 (DL Sostegni Ter)

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

Il primo riguarda l'annullamento, per il primo trimestre 2022, delle aliquote relative agli oneri generali di sistema applicate alle utenze con potenza disponibile pari o superiore a 16,5 kW.

Il secondo afferisce alla riduzione delle bollette per le imprese energivore i cui costi energetici hanno subìto un incremento del costo superiore al 30 per cento relativo al 2019, alle quali è riconosciuto un contributo straordinario a parziale compensazione dei maggiori oneri sostenuti, sotto forma di credito di imposta per il 20 per cento delle spese sostenute per la componente energetica acquistata nel primo trimestre 2022.

Il terzo capitolo riguarda l'introduzione di un tetto al prezzo di cessione dell'elettricità prodotta da impianti rinnovabili incentivati con meccanismi non agganciati all'andamento del mercato. In particolare si 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 GSE è deputato a calcolare a tal fine 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.

Progetti Pilota Terna

In attuazione della Delibera ARERA n. 300/2017/R/eel, Terna ha avviato una serie di progetti pilota volti ad ampliare la platea di risorse ammesse alla partecipazione al mercato per il servizio di dispacciamento.

In esito all'approvazione da parte dell'Autorità (con del. 215/2021/R/eel), Terna ha altresì pubblicato la documentazione necessaria all'avvio del progetto pilota per la fornitura del servizio di regolazione secondaria della frequenza/potenza.

Delibera 218/2021/R/eel e Aggiornamento Codice di Rete Terna

La delibera approva le modifiche al Codice di Rete di Terna e modifica l'allegato A alla del. 111/06 per disciplinare gli aspetti connessi con il nuovo assetto del Mercato Infragiornaliero (MI), con le nuove modalità di coordinamento tra MI e Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD), nonché con i nuovi limiti di prezzo. Il provvedimento, in specie, è funzionale all'attuazione del coupling unico del mercato elettrico infragiornaliero.

Delibera 109/2021/R/eel - Regolazione del trasporto e dispacciamento dell'energia elettrica prelevata funzionale a consentire la successiva immissione in rete

La del. 109/2021/R/eel prevede che dal 1° gennaio 2022 i prelievi per successiva re-immissione in rete da parte dei sistemi di accumulo possano essere trattati come energia immessa negativa.

Per l'applicazione della nuova regolazione, i produttori dovevano presentare al distributore istanza (con perizia asseverata) entro il 31 luglio 2021 (impianti esistenti) o prima di fine iter di connessione (impianti nuovi). 

La del. 560/2021/R/eel ha differito dal 2022 all'1° gennaio 2023 le previsioni della del. 109/202.

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.

Concessioni di piccola derivazione ad uso idroelettrico

Nel 2021, la Città Metropolitana di Torino, ravvisando una non completa compliance regolatoria nel DL semplificazioni, ha posto un quesito all'AGCM, ritenendo, in particolare, che alle piccole derivazioni si debba comunque applicare l'art. 12 della Direttiva Servizi e che pertanto debbano essere rinnovate tramite una procedura concorrenziale.   

Con parere n. AS1780, pubblicato nel Bollettino n. 32/2021 del 9 Agosto 2021, l'Autorità ha confermato l'applicabilità dell'articolo 12 della c.d. Direttiva servizi, e quindi la necessità di procedura concorrenziale, anche in materia di rinnovo delle concessioni di piccole derivazioni idroelettriche ed ha sottolineato l'insanabile contrarietà con tale previsione delle norme di diritto interno che, al contrario, prevedano il rinnovo automatico, come l'articolo 30 del Regolamento Regione Piemonte n. 10/2003 (il cui contenuto è analogo all'articolo 28 del Regio Decreto n. 1775/1933).

Reti elettriche

Determina 2/2021 e Documento di consultazione 515/2021/R/eel - Energia reattiva 

La determina ha stabilito l'invio ad ARERA del piano degli investimenti 2017-2024 finalizzati al miglior controllo della tensione e dell'energia reattiva. Inoltre, si è recentemente conclusa la consultazione 515/2021/R/eel, che ha proposto il completamento della regolazione tariffaria di prelievi e immissioni di energia reattiva e che prevede:

• nel breve termine (da luglio 2022): introduzione di corrispettivi per reattiva immessa solo nella fascia F3 e un forte coinvolgimento attivo dei clienti finali da parte del DSO;

• nel medio termine (2023-2024): possibili corrispettivi differenziati per area territoriale e promozione di raggruppamenti multi-DSO e DSO/utenti sui servizi ancillari a riduzione delle immissioni di reattiva, nonché l'esonero dei corrispettivi in caso di investimenti in reattiva su tutte le cabine primarie.

Delibere 279/2021/R/eel e 124/2021/R/eel - Modifiche alle tariffe degli utenti non domestici in bassa tensione 

Prorogate fino a luglio 2021 le agevolazioni tariffarie di rete e degli oneri generali per i clienti in bassa tensione non domestici con potenza oltre 3 kW. 

Delibere 106/2021/R/eel - Piani di messa in servizio 2G per imprese che servono fino a 100.000 utenti

La delibera 106/2021/R/eel ha previsto - per le imprese di distribuzione che servono fino a 100.000 utenti - l'installazione dal 2022 di soli smart meter 2G. Il costo unitario riconosciuto ammonta a 145 €/2G e sarà riconosciuto in 15 anni a rate decrescenti. 

Delibera 201/2021/R/eel - Piano di messa in servizio 2G di IRETI

Con la delibera 201/2021/R/eel ARERA ha approvato il piano di messa in servizio dei sistemi di smart metering 2G presentato da IRETI condividendo l'avvio della fase massiva nel 2° semestre 2021 e confermando la spesa prevista ammessa al riconoscimento dei costi di capitale in linea con quella prevista dalla Società (129,2 €/2G). 

Delibere 63/2021/R/com, 257/2021/R/com, 396/2021/R/com e 635/2021/R/com- Nuova regolazione per bonus per disagio economico e bonus sociali integrativi

Dal 1° gennaio 2021 tutti i bonus sociali per disagio economico (elettrico, gas, idrico) sono stati riconosciuti automaticamente ai cittadini/nuclei familiari che ne avevano diritto per l'intero periodo di agevolazione. Dal 1° ottobre 2021 è stata introdotta un'ulteriore componente compensativa fino al 31 marzo 2022.

EFFICIENZA ENERGETICA

Superbonus ed altri bonus edilizi

Decreto Legge n. 77/2020 (cd. 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.

Con la Legge di bilancio 2021 è stata disposta la proroga delle misure fino al 30 giugno 2022 e, solo per i condomìni che al giugno 2022 hanno concluso almeno il 60% dei lavori, fino al 31 dicembre 2022. 

La legge di Bilancio 2022 ha poi 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 A.P.E. 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). 

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.

RIFIUTI 

Norma UNI/PdR 123:2021 

In vigore dal 16 dicembre 2021, la norma riguarda un metodo di prova per la determinazione della qualità del rifiuto organico da recuperare attraverso i processi di digestione anaerobica e compostaggio.

Nuovo allegato tecnico Anci - Conai - Corepla in materia di Imballaggi in plastica e accordo quadro ANCI-CONAI 

ANCI, CONAI e COREPLA, tenuto conto delle modifiche apportate al D.Lgs 152/2006 dal recepimento della direttiva europea sui rifiuti e imballaggi, hanno siglato il nuovo Allegato Tecnico (AT) imballaggi in plastica previsto dall'Accordo Quadro Anci/Conai 2020-2024. L'Allegato tecnico è in vigore dal 1° gennaio 2021. Sottoscritto anche l'accordo ANCI- Biorepack.

Decreto-legge 22 marzo 2021, n. 41 - Misure urgenti in materia di sostegno alle imprese e agli operatori economici, di lavoro, salute e servizi territoriali, connesse all'emergenza da COVID-19, convertito con modificazioni dalla L. 21 maggio 2021, n. 69 (c.d. "Decreto sostegni")

Il provvedimento, oltre a misure di sostegno economico, prevede anche importanti disposizioni inerenti alla TARI ed al termine entro cui dovrà essere effettuata la scelta delle utenze non domestiche che producono rifiuti urbani di avvalersi del servizio pubblico o del ricorso al mercato. La scelta delle utenze non domestiche deve essere comunicata al comune, o al gestore del servizio rifiuti in caso di tariffa corrispettiva, entro il 30 giugno di ciascun anno, con effetto dal 1° gennaio dell'anno successivo. Solo per l'anno 2021 la scelta doveva essere comunicata entro il 31 maggio con effetto dal 1° gennaio 2022. È stata stabilita per il 2021 la proroga al 30 giugno per l'approvazione da parte dei Comuni delle tariffe e regolamenti della TARI e della tariffa corrispettiva. 

Delibera ARERA 363/2021/R/Rif - Aggiornamento del MTR per il II periodo di regolazione (2022-2025)

L'Autorità ha approvato l'aggiornamento del Metodo Tariffario Rifiuti (MTR) per il II periodo di regolazione (2022-2025), che ricomprende anche la regolazione tariffaria degli impianti di trattamento. Gli aspetti principali riguardano:

• la predisposizione di un PEF quadriennale e l'estensione del meccanismo dei conguagli per il recupero dei costi;

• l'introduzione di una regolazione tariffaria asimmetrica degli impianti di trattamento del rifiuto urbano residuo (RUR) e della frazione organica (FORSU) che distingue gli impianti "minimi", ossia sottoposti a regolazione delle tariffe al cancello da quelli «aggiuntivi», per i quali si prevedono obblighi di trasparenza.

A tal fine sono stati pubblicati gli schemi tipo da utilizzare per la predisposizione del PEF quadriennale e della relazione di accompagnamento, nonché alcuni chiarimenti su MTR2 (determina DRIF 2/2020).

Documenti di consultazione 72/2021/R/rif e 422/2021/R/rif - Primi orientamenti e orientamenti finali per la regolazione della qualità del servizio di gestione dei rifiuti urbani e assimilati

I documenti di consultazione illustrano gli elementi di inquadramento generale e gli orientamenti che l'Autorità intende seguire nella regolazione della qualità contrattuale e tecnica del servizio di gestione dei rifiuti urbani, prevedendone l'entrata in vigore il 1° gennaio 2023 (la delibera finale - 15/2022/R/rif- verrà pubblicata all'inizio del 2022).

Circolare n. 35259 del 12 aprile 2021 del Ministero della Transizione Ecologica 

La circolare ha chiarito alcune problematiche connesse all'applicazione della TARI in seguito dell'emanazione del decreto legislativo 116/2020. Tra le varie informazioni trasmesse dalla Circolare si chiarisce che le attività industriali sono produttive anche di rifiuti urbani, con conseguente applicazione della TARI.

Decreto Sostegni bis (Decreto-legge 25 maggio 2021, n. 73)

Il decreto contiene varie disposizioni in materia ambientale, tra le quali: la proroga al 1° gennaio 2022 delle disposizioni sul tributo per i manufatti in plastica con singolo impiego, denominato plastic tax, e le agevolazioni inerenti alla TARI.

Decreto Legge 31 maggio 2021 n. 77, recante "Governance del piano nazionale di rilancio e resilienza e prime misure di rafforzamento delle strutture amministrative e di accelerazione e snellimento delle procedure" (c.d. DL Semplificazioni) 

Il titolo 1 è dedicato alla "transizione ecologica e velocizzazione del procedimento ambientale e paesaggistico" (Via e Vas) e i capi 6° e 7° sono dedicati all'accelerazione delle procedure per le fonti rinnovabili ed all'efficientamento energetico. Il capo 8° reca norme in merito alla semplificazione per la promozione dell'economia circolare e il contrasto idrogeologico, tra cui modifiche sulla cessazione della qualifica di rifiuto (End of Waste). Infine, sono introdotte importanti modifiche alla parte IV del testo unico ambientale, ed è riportato in allegato l'elenco dei rifiuti aggiornato.

Circolare Albo gestori ambientali n. 16 del 30 dicembre 2021 recante "Applicazione articolo 3-bis della Legge 27 novembre 2020, n. 159, di conversione del Decreto-Legge 7 ottobre 2020, n. 125, in vigore dal 4 dicembre 2020 - Proroga stato di emergenza"

La circolare stabilisce che le iscrizioni all'Albo Gestori Ambientali in scadenza nell'arco temporale compreso tra il 31 gennaio 2020 e il 31 marzo 2022, conservano la loro validità fino al 29 giugno 2022.

DM 396/2021 - Stanziati 1.500 milioni di euro di cui 60% destinati a Centro Sud in favore di EGATO e 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 milione/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).

DM 397/2021: Stanziati 600 milioni di euro di cui 60% destinati a Centro Sud in favore di 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).

Sono conseguentemente stati pubblicati Bandi e Avvisi legati alle procedure di attivazione/ selezione progetti PNRR (sul portale "Italia Domani"). 

Programma Nazionale Gestione Rifiuti (PNGR)

Il D.Lgs. 116/2020 ha introdotto la pianificazione nazionale. A dicembre 2021 è stato presentato dal MiTE il Rapporto Preliminare Ambientale, nell'ambito della procedura di VAS. L'adozione del PNGR è prevista entro la metà del 2022.

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

• Regione Puglia: Approvazione del Piano 2021-2025 il 14.12.2021; 

• Regione Emilia-Romagna: Adozione del Piano 2022-2027 il 27.12.2021 (prevista approvazione nel 2022);

• Regione Liguria: Adozione del Piano 2021-2026 il 10.12.2021 (prevista approvazione nel corso del 2022);

• Regione Piemonte e Toscana: Avviati i rispettivi iter di aggiornamento.

SERVIZIO IDRICO 

Legge 30 dicembre 2021, n. 234, "Bilancio di previsione dello Stato per l'anno finanziario 2022 e bilancio pluriennale per il triennio 2022-2024" 

La legge di Bilancio 2022 ha introdotto, nel decreto legislativo 3 aprile 2006, n.  152, l'art. 166-bis (Usi delle acque per approvvigionamento potabile), per il quale i soggetti gestori del servizio idrico integrato, titolari delle concessioni per l'uso potabile delle acque, in riferimento alla risorsa idrica concessa per uso potabile e già sfruttata in canali o condotte esistenti, possono avanzare richiesta all'autorità competente per la produzione di energia idroelettrica all'interno dei medesimi sistemi idrici.

Delibera 639/2021- Criteri per l'aggiornamento biennale (2022-2023) delle predisposizioni tariffarie

La delibera in oggetto, pur confermando i criteri già previsti dal MTI-3 (terzo periodo regolatorio del Metodo Tariffario Idrico), introduce taluni profili rilevanti di novità. Alla luce dei significativi incrementi dei prezzi di energia elettrica, l'Autorità introduce meccanismi di flessibilità volti a preservare l'equilibrio finanziario della gestione, attraverso un miglior allineamento tra costi sostenuti e costi riconosciuti in tariffa. Il tasso di copertura degli oneri finanziari e fiscali (OF-OFisc) viene aggiornato al valore di 4,80%, dal precedente 5,24%. 

Viene istituito, presso CSEA, il Fondo per la promozione dell'innovazione nel servizio idrico integrato, i cui criteri di utilizzazione e le modalità di gestione del fondo saranno definiti con successivi provvedimenti. 

Si recepiscono infine le sentenze del Consiglio di Stato riguardanti:

• recepimento sentenze circa Metodo Tariffario Transitorio (MTT): l'Autorità ha previsto, limitatamente al biennio 2012-2013, la facoltà per il gestore di presentare istanza volta al riconoscimento dei costi finanziari circa i conguagli, in luogo del mero riconoscimento dell'inflazione;

• recepimento sentenza circa criteri restituzione remunerazione: applicazione, previo accoglimento di istanza, di criteri sostanzialmente analoghi a quelli previsti per il MTT circa il calcolo degli oneri finanziari e fiscali tariffari, in luogo di quelli previsti da delibera 273/2013;

• recepimento sentenza circa RQTI: circa la modifica dei criteri di calcolo delle perdite idriche lineari al fine di includere anche la lunghezza degli allacciamenti, con conseguente adeguamento delle classi e degli obiettivi di miglioramento, l'Autorità ha previsto criteri standardizzati; riconosciuta al gestore la possibilità di presentare istanza per applicare valore puntuale in caso di disponibilità di dati georeferenziati.

Delibera 609/2021 - Integrazione della disciplina in materia di misura del SII (TIMSII)

Tra gli aggiornamenti apportati dall'Autorità si segnala:

• l'equiparazione dell'autolettura validata alla lettura raccolta dal gestore (con conseguente assolvimento degli obblighi relativi ai tentativi di raccolta); 

• l'obbligo di comunicare anticipatamente il tentativo di raccolta di lettura limitato ora alle sole utenze non accessibili o parzialmente accessibili. Con efficacia dal 1° gennaio 2023 vengono introdotti standard specifici circa il rispetto del numero minimo di tentativi di raccolta della misura ed il tempo minimo di preavviso per i tentativi di raccolta della misura agli utenti finali dotati di misuratore non accessibile o parzialmente accessibile;

• l'introduzione della regolazione circa le perdite occulte, prevedendo livelli minimi comuni di tutela;

• l'inserimento degli obblighi volti al rafforzamento della trasparenza e consapevolezza dei consumi e ad offrire strumenti agli amministratori di condominio per una ripartizione più coerente con i criteri TICSI dei consumi a livello di singola unità abitativa;

• l'introduzione del codice unico di fornitura.

ALTRI TEMI TRASVERSALI

Incentivi

Decreto del Ministero della Transizione Ecologica 21 maggio 2021 recante "Determinazione degli obiettivi quantitativi nazionali di risparmio energetico che possono essere perseguiti dalle imprese di distribuzione dell'energia elettrica e del gas per gli anni 2021-2024 (cd. certificati bianchi)".

Il decreto prevede alcuni macro-temi di riforma del meccanismo dei TEE: 

• riduzione degli obblighi 2020 da 7,09 MTEE a 2,84 MTEE (-40%) e proroga della scadenza dell'anno d'obbligo 2020 al 16 luglio 2021; Con determina ARERA n. 6/2021 sono stati rideterminati gli obblighi in capo ai DSO;

• determinazione degli Obiettivi 2021-2024 (in forte contrazione rispetto agli andamenti storici);

• introduzione di un nuovo sistema di aste al ribasso;

• nuove tipologie degli interventi incentivabili.

Delibera 547/2021/R/efr

La delibera ha definito il contributo tariffario eccezionale (CA) da riconoscere ai distributori per anno d'obbligo 2020: CA eccezionale, aggiuntivo al Contributo Tariffario, pari a € 7,26/TEE, per ogni TEE consegnato in occasione del termine dell'anno d'obbligo 2020 a valere per l'obiettivo aggiornato.

Decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199 di recepimento direttiva Ue 2018/2001 sulle fonti rinnovabili (RED II)

Il provvedimento definisce gli strumenti, i meccanismi, gli incentivi e il quadro istituzionale, finanziario e giuridico, necessari per il raggiungimento degli obiettivi di incremento della quota di energia da fonti rinnovabili al 2030 In particolare, il Dlgs prevede il potenziamento dell'incentivazione dei green gas attraverso l'estensione del sistema incentivante a gas anche diversi dal biometano (i.e. idrogeno) e attraverso l'ampliamento dell'ambito di applicazione ai green gas prodotti per l'immissione in rete. Attualmente l'incentivo è previsto solo per il biometano destinato al settore dei trasporti. 

Per quanto riguarda le fonti di energia rinnovabili sono definitigli obiettivi di penetrazione sulla domanda conformemente al PNIEC e viene mantenuto lo schema incentivante basato su aste a ribasso per i grandi impianti attraverso contratti alle differenze a due vie; inoltre viene definito che i gestori di rete (TSOs e DSOs) debbano pianificare lo sviluppo delle reti tenendo in considerazione gli obiettivi di sviluppo delle FER. Infine, per quanto concerne la generazione FER di piccola taglia viene potenziato e stabilizzato lo strumento delle Comunità Energetiche Rinnovabili (CER) attraverso l'estensione del perimetro alla cabina primaria e all'incentivazione di configurazione contenenti impianti sino alla taglia di 1MW. I nuovi sistemi incentivanti dovranno in ogni caso abbinare gli accumuli agli impianti FER. Sono inoltre previste semplificazioni di natura autorizzativa (procedura autorizzativa semplificata - AS) per l'installazione di impianti FER nell'ambito di aree definite idonee e individuate dalle regioni in base ai criteri stabiliti dal MiTE.

Tassi di copertura dei costi finanziari e del capitale

Delibera 614/2021 - TIWACC 2022-2027

Con il documento in oggetto l'Autorità approva i criteri per la determinazione e l'aggiornamento del tasso di remunerazione del capitale investito per le regolazioni infrastrutturali energetiche nel secondo periodo di regolazione (II PWACC). La durata del periodo regolatorio è di 6 anni, con aggiornamento infra-periodo nel 2025; in caso si determinassero condizioni tali da comportare effetti cumulati su WACC superiori (in senso assoluto) a 50 bp, si procederebbe ad aggiornamento anche a livello annuale.

Le principali discontinuità metodologiche rispetto al TIWACC 2016-2021 riguardano i seguenti parametri:

• Tasso risk free (in termini reali): il livello floor precedentemente previsto (50 bp) è stato rimosso, ritenendo che la condizione di tassi reali anche negativi non possa oggi essere più considerata straordinaria. Sono state altresì introdotti alcuni fattori a compensazione dei rischi (forward premium, uncertainty premium, convenience premium).

• Costo del debito (in termini reali): il valore kd^real è ora determinato sulla base di una media tra rendimenti spot e rendimenti medi degli ultimi 10 anni di indici di mercato di obbligazioni non finanziarie di rating BBB. Recependo le osservazioni formulate dagli operatori, l'Autorità ha previsto un meccanismo di gradualità tra il criterio qui esposto ed il costo riconosciuto ai sensi del TIWACC I PR.

L'Autorità ha proceduto ad allineare a 0,4 il parametro minimo di rischiosità sistematico β_ASSET ed ha altresì aggiornato il livello di tax rate marginale.

Nel caso della distribuzione gas il tasso WACC passa dal 6,3% al 5,6% e per la distribuzione elettrica dal 5,9% al 5,2%.

Relativamente all'aggiornamento del WACC da applicare al settore dei rifiuti, la delibera prevede un valore pari a 5,6%. Inoltre, la delibera fissa anche alcuni parametri specifici del settore del ciclo integrato dei rifiuti per periodo regolatorio 2022-2025, mentre rimane in attesa della determinazione di beta e gearing.

Regolazione tariffaria reti energetiche 

Documento di consultazione 615/2021/R/com - Linee guida per lo sviluppo della regolazione ROSS-base da applicare a tutti i servizi infrastrutturali regolati dei settori elettrico e gas 

L'Autorità ha pubblicato il primo documento di consultazione relativo all'introduzione di nuove modalità di riconoscimento dei costi per i servizi infrastrutturali dei settori dell'energia elettrica e del gas, basate su un approccio di "spesa totale". In particolare, il documento di consultazione prevede l'applicazione del "ROSS-base" a partire dal 2024 per la distribuzione elettrica e dal 2026 per la distribuzione gas. Inoltre, per quanto concerne la distribuzione elettrica, è prevista l'applicazione del "ROSS-integrale" per le imprese che superano una determinata soglia dimensionale, da definire nell'ambito del processo di consultazione in oggetto. 

La conclusione del procedimento di definizione dei criteri generali per la determinazione del costo riconosciuto secondo la metodologia "ROSS-base" è prevista entro la fine del 2022. L'approccio "ROSS-integrale", che comprende anche le analisi dei business plan, sarà invece oggetto di specifici procedimenti da avviare nel 2022.

Prescrizione breve

Delibere 603/2021/R/com e 604/2021/R/com - Fatturazione di importi riferiti a consumi energetici risalenti a più di due anni e 610/2021/R/idr - Fatturazione di importi riferiti a consumi idrici risalenti a più di due anni

Mediante tali delibere ARERA, ha ottemperato alle sentenze del TAR Lombardia.

In particolare, lato energy, si delinea un nuovo processo mediante il quale il distributore è tenuto ad inviare, oltre ai flussi di misura, informazione in merito alla presenza di cause ostative per l'applicazione della prescrizione, in via transitoria entro sette giorni dalla richiesta del venditore a valle dell'eccepimento da parte del cliente finale e a regime contestualmente alla messa a disposizione del flusso di misura. 

Il venditore a sua volta è tenuto, nei confronti del cliente finale, ad inviare due comunicazioni distinte in caso di presenza o meno di cause che possano inficiare il diritto alla prescrizione, e nei confronti del distributore, a comunicare tempestivamente l'eventuale eccepimento della prescrizione da parte dell'utente. In aggiunta a ciò, la delibera 604/2021/R/com definisce le modalità di compensazione delle partite di settlement derivanti dalle eccezioni di prescrizione biennale sollevate dal cliente finale e dal venditore. Lato distributore si conferma l'introduzione di penali (limitatamente al settore elettrico) per le partite per le quali non è stata comunicata la presenza di cause ostative.

Anche lato idrico sono introdotti obblighi informativi a favore degli utenti finali ritenuti meritevoli di tutela rafforzata:

• nei casi di fatturazione di importi relativi a consumi risalenti a più di due anni suscettibili di essere dichiarati prescritti, indicando le modalità per eccepire la prescrizione;

• nei casi di fatturazione di importi riferiti a consumi risalenti a più di due anni, ma per i quali il gestore ritiene sussistere una causa di sospensione della prescrizione, il gestore medesimo comunichi adeguatamente all'utente finale i motivi puntuali della (presunta) mancata maturazione della prescrizione del diritto.

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.

DISTRIBUZIONE GAS NATURALE

Per quanto riguarda il settore del 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, si segnala che le concessioni sono attualmente in regime di prorogatio in attesa della indizione delle gare ad evidenza pubblica.

Nel corso del 2021 sono state bandite, e sono attualmente in corso, le gare per l'affidamento del servizio nell'ATEM Genova 2 e nell'ATEM La Spezia.

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. (partecipata al 21,32% dal Consorzio G.P.O. 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;

• Comune di Vercelli e altri comuni della Provincia - ASM Vercelli S.p.A. (già ATENA S.p.A., controllata al 60% da IRETI): affidamento del 1999 scaduto al 31 dicembre 2010 ed in prorogatio;

• Provincia di Livorno - ASA S.p.A. (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.

ENERGIA ELETTRICA

Le concessioni ministeriali elettriche hanno termine di scadenza al 31 dicembre 2030.

IRETI gestisce nella Città di Torino e di Parma il servizio pubblico di distribuzione dell'energia elettrica.

Il Gruppo IREN, attraverso società miste locali, è inoltre presente nelle seguenti principali aree:

• Comune di Vercelli, con la controllata ASM Vercelli S.p.A., che gestisce nella Città il servizio pubblico di distribuzione dell'energia elettrica;

• area marchigiana, con DEA S.p.A., controllata di ASTEA S.p.A., gestisce il servizio pubblico 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 

Nel territorio di Grugliasco, fino al 31 dicembre 2021 il servizio era gestito tramite la società NOVE, controllata da Iren Energia. Con efficacia dalla stessa data la società è stata fusa per incorporazione nella stessa Iren Energia. 

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

SERVIZIO IDRICO INTEGRATO

Area ligure

IRETI S.p.A. 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 AMTER (partecipata al 49% sempre da Iren Acqua).

IRETI esercisce inoltre 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 - comprende tutti i comuni gravitanti sul versante padano, gestendo il servizio, tramite il Consorzio C.I.R.A. nei comuni di Altare, Cairo Montenotte, Carcare, Cengio;

• per quanto concerne la Provincia di Imperia: Bordighera, Camporosso, Isolabona, Dolceacqua, Perinaldo, Vallecrosia, San Biagio della Cima, Vallebona, Seborga, Soldano. Per AIGA, IRETI gestisce in prorogatio una parte del territorio del Comune di Ventimiglia.

Infine, a La Spezia e Provincia, in 29 comuni, il Gruppo Iren gestisce, attraverso ACAM Acque, il servizio idrico con concessione valida fino al 31 dicembre 2033.

In data 20 dicembre 2021 è stato sottoscritto il verbale di subentro a Varese Sviluppo S.r.l. da parte di Acam Acque, con decorrenza dal 1° gennaio 2022 nella gestione del Servizio Idrico Integrato nel Comune di Varese Ligure, che quindi da tale data si aggiunge ai comuni già gestiti. 

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. 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".

Elementi principali:

• Valore della Concessione: 1.550.000.000,00 euro;

• Durata Concessione: dal 1° gennaio 2021 al 31 dicembre 2040 => 20 anni;

• 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.

Nell'ambito della procedura di gara è stata disposta l'aggiudicazione provvisoria in favore di IRETI. La procedura ad evidenza pubblica è attualmente in corso.

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