Quarterly Report • Oct 26, 2017
Quarterly Report
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AL 30 SETTEMBRE 2017
Al fine di consentire una migliore valutazione dell'andamento della gestione economico-finanziaria le tabelle che seguono riportano alcuni "Indicatori alternativi di performance". In calce alle medesime si fornisce la metodologia di calcolo di tali indici in linea con le indicazioni dell'European Securities and Markets Authority (ESMA).
| Esercizio | 9 mesi | 9 mesi | Var. | 3° trim. | 3° trim. | Var. | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2016 | Dati economici (milioni di euro) | 2017 | 2016 | % | 2017 | 2016 | % |
| 11.034 | Ricavi di vendita | 7.215 | 7.974 | (9,5%) | 2.247 | 2.506 | (10,3%) |
| 653 | Margine operativo lordo | 647 | (*) 489 |
32,3% | 221 | 149 | 48,3% |
| 5,9% | % sui Ricavi di vendita | 9,0% | 6,1% | 9,8% | 5,9% | ||
| (260) | Risultato operativo | 84 | (10) | n.s. | 65 | (31) | n.s. |
| n.s. | % sui Ricavi di vendita | 1,2% | n.s. | 2,9% | n.s. | ||
| (389) | Risultato netto di competenza di Gruppo |
(110) | (107) | (2,8%) | 30 | (40) | n.s. |
| 3° trim. | 3° trim. | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 31.12.2016 | Dati finanziari (milioni di euro) | 30.09.2017 | 30.09.2016 | Var. % | 2017 | 2016 | Var. % |
| 337 | Investimenti in immobilizzazioni | 228 | 217 | 5,1% | 75 | 71 | 5,6% |
| 68 | Investimenti in esplorazione | 60 | 57 | 5,3% | 18 | 16 | 12,5% |
| 7.327 | Capitale investito netto (A + B)(1) | 6.832 | 7.578 | (6,8%) | |||
| 1.062 | Indebitamento finanziario netto (A)(1)(2) | 622 | 1.206 | (41,4%) | |||
| 6.265 | Patrimonio netto totale (B)(1) | 6.210 | 6.372 | (0,9%) | |||
| 5.955 | Patrimonio netto attribuibile ai soci della controllante(1) |
5.919 | 6.037 | (0,6%) |
(1) Valore di fine periodo. Le variazioni di questi valori sono calcolate rispetto al 31 dicembre 2016.
(2) La composizione di questa voce è illustrata nel paragrafo "Indebitamento finanziario netto e flussi di cassa".
| Rating | 30.09.2017 | 31.12.2016 | |
|---|---|---|---|
| Standard & Poor's | |||
| -Rating M/L | BB+ | BB+ | |
| -Outlook M/L termine | Stable | Stable | |
| -Rating B/T | B | B | |
| Moody's | |||
| -Rating | Baa3 | Baa3 | |
| -Outlook M/L termine | Stable | Stable |
Alla luce delle modifiche del quadro normativo di riferimento intervenute nel corso del 2016 la Società ha optato per fornire al mercato, in continuità con il passato, un'informativa volontaria periodica trimestrale su base consolidata, sia pure più sintetica e maggiormente focalizzata sull'andamento del proprio business. Nel presente documento sono quindi commentati il contesto economico di riferimento, l'andamento della gestione del Gruppo e dei principali settori operativi e riportati i prospetti economici e patrimoniali allineati a quelli pubblicati semestralmente e annualmente.
Per le informazioni quantitative sono riportati anche gli analoghi valori del periodo di riferimento precedente.
I valori, ove non diversamente specificato, sono esposti in milioni di euro.
I principi contabili, i criteri di valutazione e i criteri di consolidamento applicati nella redazione di queste informazioni sono conformi a quelli utilizzati per il Bilancio Consolidato 2016 cui si rimanda per una loro più ampia trattazione.
Il Consiglio di Amministrazione tenutosi in data 26 ottobre 2017 ha autorizzato la pubblicazione del Resoconto Intermedio di Gestione al 30 settembre 2017, documento che non è assoggettato a revisione contabile.
Si segnala che:
Edison Spa ha acquisito da IDRORA Srl il ramo d'azienda, costituito dalla centrale idroelettrica ad acqua fluente sul fiume Dora Baltea denominato "Montestrutto" nel comune di Tavagnasco (TO), con potenza nominale media di concessione pari a 2.065 kW. Tale acquisizione, per un valore di 21 milioni di euro, ha avuto efficacia dall'1 luglio 2017. Edison Spa ha inoltre in corso l'acquisto da Bergamo Brescia Energia Srl (BBE) di alcuni impianti in corso di costruzione ubicati in provincia di Bergamo, sui fiumi Brembo e Serio.
Il 27 luglio 2017 Edison ha sottoscritto un contratto preliminare con IDea Fimit Sgr, la società di gestione del risparmio specializzata in fondi immobiliari, controllata dal Gruppo De Agostini, per la vendita e il riaffitto della sede milanese di Foro Buonaparte.
In base a tale accordo, Edison si impegna a cedere la proprietà degli immobili e ad affittare gli stessi per 12 anni, con la possibilità di rinnovare l'affitto alle stesse condizioni per altri 6 anni. Il contratto prevede inoltre il diritto per Edison di riacquistare gli edifici milanesi di Foro Buonaparte 31 e 35. Tale operazione ha un valore di 272 milioni di euro. Il closing è previsto entro novembre 2017.
In data 20 settembre 2017, il Consiglio di Amministrazione di Edison ha approvato, in luogo dell'Assemblea degli Azionisti, il progetto di fusione per incorporazione in Edison Spa di Edison Trading Spa, società a socio unico e soggetta alla direzione e al coordinamento di Edison Spa. Il relativo verbale è stato iscritto in data 21 settembre 2017 presso il Registro delle Imprese di Milano.
Il 13 ottobre 2017 Edison ha trasferito a Snam Spa la partecipazione totalitaria di Infrastrutture Trasporto Gas (ITG) e la quota pari al 7,3% del capitale della società Terminale GNL Adriatico Srl (Adriatic LNG).
L'operazione, già annunciata il 25 luglio scorso, ha un valore di 225 milioni di euro e rientra nel piano di dismissioni di asset non strategici della società destinato a finanziare il piano di investimenti di Edison per raggiungere l'obiettivo di diventare leader di mercato nelle rinnovabili e per rafforzare il proprio portafoglio clienti nel settore retail.
In particolare, ITG è la società che ha costruito e gestisce il metanodotto Cavarzere Minerbio, un'infrastruttura lunga 83 Km che collega il terminale di rigassificazione di Adriatic LNG alla rete di trasporto nazionale di Snam Rete Gas. Il metanodotto ha una capacità di trasporto di 9,6 miliardi di metri cubi all'anno e dal 2009 ha consentito il trasporto di circa il 10% del gas importato in Italia.
Adriatic LNG gestisce un rigassificatore con una capacità di 8 miliardi di metri cubi di gas situato al largo delle coste di Rovigo. Edison ha ceduto a Snam Spa la propria partecipazione residua, pari al 7,3% del capitale, conservando l'utilizzo dell'80% della capacità.
Edison ha un contratto di lungo termine con RasGas per l'approvvigionamento di gas da 6,4 miliardi di metri cubi all'anno che viene trattato sul terminale di Rovigo. Qualora Adriatic LNG sottoscrivesse nuovi contratti di utilizzo della capacità del terminale, Edison avrà diritto a un earn-out aggiuntivo.
In data 17 luglio 2017 Edison e Cryn Finance avevano sottoscritto un accordo vincolante finalizzato all'acquisto da parte di Edison della maggioranza del capitale di Frendy Energy Spa (Frendy), società con azioni negoziate sull'AIM Italia, cui fanno capo 15 impianti mini-idro (di cui 3 in fase avanzata di costruzione) situati prevalentemente su canali irrigui di Piemonte e Lombardia per una produzione totale annua di circa 20 GWh.
In base all'accordo Edison avrebbe acquisito da Cryn Finance e da un socio di minoranza il 45,039% del capitale di Frendy Energy Spa ad un prezzo stimato di 0,34 euro per azione, subordinatamente a che Edison conseguisse in un unico contesto, anche attraverso acquisti di azioni Frendy da terzi al medesimo prezzo, una quota complessivamente non inferiore al 50,01% dei diritti di voto di Frendy. A seguito della sottoscrizione di ulteriori accordi, in data 17 ottobre 2017, Edison ha conseguito la partecipazione di controllo di Frendy avendo rilevato da quattro differenti venditori n. 29.704.909 azioni ordinarie Frendy, corrispondenti al 50,078% del capitale, al prezzo di 0,34 euro per azione (invariato rispetto alla stima iniziale) con un esborso complessivo di circa 10 milioni di euro.
In conseguenza di ciò si sono verificati i presupposti dell'obbligo a carico di Edison di promuovere un'offerta pubblica di acquisto totalitaria sulle restanti n. 29.612.338 azioni Frendy al medesimo prezzo; Edison quindi il 17 ottobre 2017 ha avviato la procedura di offerta pubblica di acquisto obbligatoria.
L'andamento economico globale, nel 2017, si trova in una fase di ripresa, per effetto di politiche di investimento in accelerazione rispetto agli ultimi mesi del 2016.
La crescita sta interessando un numero sempre più ampio di Paesi e ad una velocità più uniforme rispetto al passato. La disoccupazione, considerando il complesso delle economie avanzate, è ai minimi dalla primavera del 2008 e gli scambi commerciali si rafforzano ulteriormente, sostenuti dal nuovo ciclo globale degli investimenti.
Negli Stati Uniti la crescita si conferma solida, grazie soprattutto alla domanda interna (consumi e investimenti fissi) e all'andamento soddisfacente del mercato del lavoro. Un freno alla dinamica economica americana nel medio termine potrà derivare dal rischio che le misure espansive promesse dall'amministrazione Trump non vengano implementate nei tempi e nelle misure necessarie per raggiungere gli obiettivi di crescita del 2018.
In Giappone, i ritmi di crescita sono elevati grazie agli effetti prodotti dalle manovre di bilancio espansive messe in atto nel 2016 e all'incremento delle esportazioni verso i paesi asiatici.
Prosegue il forte ritmo di crescita dei Paesi emergenti, trainati dalle economie di Cina e India; la prima ha manifestato un'ulteriore lieve accelerazione grazie all'aumento delle esportazioni e alla buona dinamica della domanda interna; la seconda è in lieve rallentamento poiché non ha ancora scontato del tutto lo shock da de-monetizzazione che ha portato ad una riduzione del contante in circolazione e, di conseguenza, è ancora alle prese con il fenomeno di crash-crunch. Dopo una lunga recessione torna a crescere anche l'economia russa, grazie alle esportazioni e agli investimenti privati, sostenuti anche dall'aumento del prezzo del petrolio; sulla solidità della ripresa pesa, tuttavia, l'inasprimento delle sanzioni impartite dagli U.S.A. verso le imprese di qualsiasi Paese che collaborino a progetti di investimento con a capo imprese russe. Si sta, infine, rafforzando la ripresa brasiliana, innescata all'inizio del 2017 dopo due anni di contrazione continua, nonostante sull'economia del Paese pesi ancora l'elevata fragilità dei conti pubblici.
Quanto all'Europa, appare modesta la crescita del Regno Unito, con il settore dei servizi che fa da traino, riuscendo a compensare il calo della produzione manifatturiera e la riduzione dei consumi e degli investimenti. Sull'economia del paese pesano, infatti, le incertezze legate alla Brexit.
L'economia dell'Area Euro è in fase di espansione, sospinta soprattutto dalla domanda interna; in particolare, a dare il contributo maggiore alla crescita del PIL sono stati gli investimenti fissi lordi, seguiti dai consumi delle famiglie sostenuti dal migliore andamento del mercato del lavoro, da una parte, e dalla diminuzione della propensione al risparmio, dall'altra. A trainare l'espansione nell'Area Euro è stata la Germania. Quanto agli altri principali Paesi dell'area Euro, è stata positiva anche la crescita di Spagna e Paesi Bassi. Un po' meno brillante, per quanto positiva, la performance di Francia e Italia.
In Italia la ripresa è più forte di quanto atteso ad inizio 2017. Questo grazie alle politiche di bilancio che dallo scorso anno in Europa sono diventate lievemente espansive, dopo la lunga fase di austerità (2011-2014). Permane, tuttavia, il rischio di un possibile ritorno a politiche di bilancio restrittive per raggiungere gli obiettivi di riduzione del deficit. A fronte di tali considerazioni, le stime prevedono per l'Italia una crescita dell'1,5% nel corso del 2017. Le esportazioni sono la componente più vivace della domanda, ma anche gli investimenti manifestano il trend di crescita intrapreso nel 2014. Nell'anno in corso il rapporto debito pubblico/Pil ha iniziato a ridursi per la prima volta dall'inizio della crisi. Prosegue, infine, il miglioramento del mercato del lavoro, per quanto ancora afflitto dalla bassa occupazione giovanile.
Nel corso dei primi nove mesi del 2017 l'euro è rimasto, rispetto al medesimo periodo del 2016, sostanzialmente stabile (-0,2%) nei confronti del dollaro, mantenendosi a quota 1,11 euro per USD.
Considerando le variazioni mensili l'euro ha proseguito il trend di apprezzamento iniziato lo scorso gennaio. Nel terzo trimestre questo rafforzamento si è ulteriormente accentuato con l'euro che ha infatti raggiunto una quotazione media di 1,17, in aumento del 6,7% rispetto al trimestre precedente e del 5,2% rispetto al terzo trimestre 2016, superando quota 1,20 euro per USD nel corso del mese di settembre, apprezzamento sostenuto dai dati macroeconomici dell'Area Euro.
Per quanto riguarda i mercati petroliferi, la media dei primi nove mesi del 2017 del prezzo del greggio si è attestata a 52,6 USD/bbl, superiore del 22,2% rispetto alla media dello stesso periodo del 2016. Nel corso del 2017 la quotazione del Brent ha interrotto il trend ribassista del primo semestre ed è tornata a salire, attestandosi su un valore medio di 52,2 USD/bbl nel terzo trimestre, in aumento dell'11,0% rispetto allo stesso periodo del 2016 e del 2,4% rispetto al trimestre precedente. Nel corso dell'ultimo mese, esattamente il 25 settembre, è stata raggiunta la quotazione di 59,0 USD/bbl, la più alta da luglio 2015.
Il valore del greggio in euro/bbl si è attestato ad un livello medio di 47,4 €/bbl, in aumento del 23% rispetto ai primi nove mesi del 2016.
La dinamica del prezzo è tuttora da ricondurre all'ottemperanza agli accordi tra OPEC e altri 10 paesi non-OPEC: nonostante non tutti i produttori abbiano raggiunto un livello di compliance del 100%, tagli più significativi da parte di alcuni paesi, tra i quali l'Arabia Saudita, hanno permesso di raggiungere il target produttivo prestabilito. Aspettative circa l'ulteriore estensione dell'accordo, così come le previsioni al rialzo della domanda, hanno favorito il recupero dei prezzi. La variazione della produzione di shale oil e delle scorte americane di greggio e distillati, come conseguenza della stagione degli uragani, ha determinato un incremento della volatilità delle quotazioni nel corso degli ultimi due mesi.
La tabella e il grafico che seguono riportano rispettivamente i valori medi per trimestre e la dinamica mensile dell'anno corrente e di quello precedente:
| Esercizio | 9 mesi | 9 mesi | Variaz. | 3° trim. | 3° trim. | Variaz. | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2016 | 2017 | 2016 | % | 2017 | 2016 | % | |
| 45,1 | Prezzo petrolio USD/bbl(1) | 52,6 | 43,0 | 22,2 % | 52,2 | 47,0 | 11,0 % |
| 1,11 | Cambio USD/euro | 1,11 | 1,12 | (0,2) % | 1,17 | 1,12 | 5,2 % |
| 40,8 | Prezzo petrolio euro/bbl | 47,4 | 38,5 | 23,0 % | 44,4 | 42,1 | 5,5 % |
| Bilancio di Energia Elettrica in Italia e scenario di riferimento | |||
|---|---|---|---|
| Esercizio | 9 mesi | 9 mesi | Variaz. | 3° trim. | 3° trim. | Variaz. | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2016 | (TWh) | 2017 | 2016 | % | 2017 | 2016 | % |
| 279,7 | Produzione netta: | 213,1 | 205,7 | 3,6% | 73,4 | 72,2 | 1,7% |
| 190,9 | - Termoelettrica | 144,9 | 134,6 | 7,7% | 48,6 | 47,8 | 1,8% |
| 43,8 | - Idroelettrica | 30,8 | 34,9 | (11,7%) | 11,8 | 12,4 | (5,3%) |
| 21,8 | - Fotovoltaica | 20,7 | 18,5 | 11,6% | 7,9 | 7,5 | 5,3% |
| 17,5 | - Eolica | 12,4 | 13,3 | (6,4%) | 3,7 | 3,0 | 21,8% |
| 5,9 | - Geotermoelettrica | 4,3 | 4,4 | (1,8%) | 1,4 | 1,5 | (1,6%) |
| 37,0 | Saldo netto Import/export | 28,2 | 31,5 | (10,6%) | 9,9 | 9,0 | 10,1% |
| (2,5) | Consumo pompaggi | (1,7) | (1,7) | (2,6%) | (0,4) | (0,5) | (14,2%) |
| 314,3 | Totale domanda | 239,6 | 235,5 | 1,8% | 82,9 | 80,7 | 2,7% |
Fonte: elaborazioni su dati Terna consuntivi 2016 e preconsuntivi 2017 e stime Edison al lordo delle perdite di rete.
La domanda lorda di energia elettrica in Italia del terzo trimestre 2017 è stata pari a 82,9 TWh, in aumento di 2,2 TWh (+2,7%) rispetto al corrispondente periodo dell'esercizio precedente.
L'incremento è dovuto principalmente alle temperature elevate registratesi nel mese di agosto, con conseguente maggior consumo di energia per la climatizzazione.
Risultano in aumento sia la produzione nazionale netta (+1,2 TWh) che le importazioni (+0,9 TWh). La produzione nazionale del trimestre, al netto dei pompaggi, ha coperto l'88,1% della domanda, in lieve diminuzione rispetto al corrispondente trimestre del 2016, mentre le importazioni nette hanno soddisfatto il restante 11,9%.
La produzione nazionale ha visto una forte riduzione della produzione idroelettrica di 0,6 TWh (-5,3%), mentre il comparto termoelettrico ha prodotto 0,8 TWh in più (+1,8%).
La produzione delle altre rinnovabili si presenta in aumento di 1,0 TWh (+8,6%) per effetto principalmente di una migliore performance degli impianti eolici (+21,8%).
Complessivamente, la domanda lorda di energia elettrica nei primi nove mesi del 2017 è risultata pari a 239,6 TWh, in aumento di 4,1 TWh (+1,8%) rispetto al corrispondente periodo dell'anno scorso.
Con riferimento allo scenario prezzi al 30 settembre 2017, la quotazione media del 2017 del PUN TWA (Prezzo Unico Nazionale Time Weighted Average), si è attestata su un livello di 51,3 euro/MWh, in aumento di quasi il 34% rispetto al dato relativo allo stesso periodo dell'anno precedente (38,3 euro/MWh). La media del terzo trimestre 2017 si è attestata a 51,6 euro/MWh, in aumento del 14,8% rispetto al trimestre precedente e del 25,9% rispetto al medesimo periodo del 2016.
Tale incremento di prezzo è stato supportato dai costi di generazione termoelettrica (gas, carbone, CO2), da una maggiore domanda di energia elettrica e da una ridotta produzione idroelettrica, tanto in Italia quanto nei confinanti paesi d'oltralpe, nonché da una minore disponibilità di impianti nucleari in Francia e Svizzera.
In tale contesto, la minore generazione elettrica da fonte rinnovabile, così come una ridotta importazione di energia dall'estero, hanno determinato la chiamata in servizio di più costosi impianti termoelettrici.
Analizzando l'evoluzione mensile del PUN, gli scostamenti più significativi si sono riscontrati nei mesi di gennaio, febbraio e agosto. Ad agosto, in particolare il giorno 3, il PUN ha toccato il valore più alto degli ultimi due anni (104,73 €/MWh), quando agli elementi sopra segnalati si sono aggiunte temperature elevate e manutenzioni agli impianti termoelettrici in area Nord.
Nel seguente grafico è rappresentato il confronto dell'andamento mensile tra i primi nove mesi dei due anni in esame:
Nei primi nove mesi 2017 si registrano forti aumenti anche sui prezzi zonali, seppur con variazioni non omogenee per effetto del differente impatto dei fattori climatici e strutturali sopra menzionati (+38,2% zona Nord e +28,5% zona Sud). I gruppi di ore F1, F2 e F3 hanno mostrato un incremento su tutte le fasce, in linea a quanto fatto registrare dal PUN (+36,6%, 32,4% e 32,2% rispetto ai primi nove mesi del 2016).
Il trend al rialzo si è riscontrato anche nei prezzi dei paesi esteri: in particolare, nei primi nove mesi del 2017, si evidenzia un aumento del 41,7% in Francia e un incremento del 32,7% in Germania, dove la media si è attestata a quota 34,6 euro/MWh. Oltre all'alterazione dei flussi di energia tra paesi, ha pesato sull'aumento dei prezzi tedeschi, in particolar modo negli ultimi mesi, anche l'incremento del prezzo carbone e della CO2.
| Esercizio | 9 mesi | 9 mesi | Variaz. | 3° trim. | 3° trim. | Variaz. | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2016 | (Miliardi di mc) | 2017 | 2016 | % | 2017 | 2016 | % |
| 28,2 | Servizi e usi civili | 18,7 | 18,1 | 3,4% | 1,9 | 1,9 | (0,3%) |
| 16,7 | Usi industriali | 13,2 | 12,3 | 7,9% | 4,2 | 3,7 | 11,2% |
| 23,4 | Usi termoelettrici | 18,5 | 16,2 | 13,9% | 6,1 | 6,1 | 1,4% |
| 2,1 | Consumi e perdite di sistema | 1,5 | 1,4 | 7,8% | 0,6 | 0,5 | 4,8% |
| 70,4 | Totale domanda | 51,9 | 48,0 | 8,2% | 12,8 | 12,2 | 4,3% |
Fonte: Preconsuntivi 2016 e preliminari 2017 Snam Rete gas, Ministero Sviluppo Economico e stime Edison.
Nel corso del terzo trimestre del 2017 la domanda di gas naturale in Italia ha fatto registrare un incremento del 4,3% rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente, attestandosi a circa 12,8 miliardi di mc, con un aumento complessivo di circa 0,6 miliardi di mc.
In termini assoluti, tale dinamica è da attribuirsi ad un aumento della domanda del settore industriale (circa 0,4 miliardi di mc; +11,2%), mentre il consumo di gas del comparto termoelettrico risulta in linea rispetto al corrispondente trimestre del 2016 (+1,4%).
Per quanto riguarda le fonti di approvvigionamento, il terzo trimestre 2017 ha registrato, rispetto al corrispondente periodo 2016:
Con riferimento ai primi nove mesi dell'anno, la domanda di gas naturale si è attestata a 51,9 miliardi di mc, con un aumento di circa 4,0 miliardi di mc (+8,2%) rispetto allo stesso periodo del 2016, in tutti e 3 i principali settori (termoelettrico, industriale e civile).
Il prezzo del gas spot in Italia nel corso dei primi nove mesi 2017 ha segnato un aumento del 29,3% rispetto allo stesso periodo 2016, attestandosi a quota 19,9 c€/smc. Dopo un andamento decrescente nel primo trimestre, il prezzo è rimasto sostanzialmente stabile nei successivi sei mesi, seppur in lieve crescita mese su mese nel terzo trimestre. Le quotazioni del trimestre appena concluso si sono attestate a 19,0 c€/smc, in aumento del 23,5% rispetto allo stesso periodo 2016.
Lo spread PSV-TTF ha registrato sui nove mesi una media di 2,2 c€/smc, in aumento del 27,7% rispetto al medesimo periodo dell'anno precedente. Durante il terzo trimestre il differenziale di prezzo si è attestato a quota 2,0 c€/smc, in diminuzione di quasi il 25% rispetto al precedente trimestre. Tale movimento è da ascrivere alle tensioni sul mercato del gas, che hanno avuto un impatto maggiormente rialzista sui prezzi nel Nord Europa rispetto a quanto non avessero influenzato le quotazioni italiane, sulle quali hanno pesato anche il miglioramento delle condizioni di producibilità idroelettrica. L'andamento del differenziale PSV-TTF ha impattato i volumi in import da Passo Gries che, tra il mese di luglio, in cui lo spread era a quota 2,6 c€/smc, e quello di settembre, in cui è sceso a 1,5 c€/smc, si sono ridotti di circa il 60%.
Nel seguito si evidenziano i tratti salienti delle principali tematiche oggetto dell'evoluzione normativa relativa al trimestre luglio-settembre 2017 per i diversi ambiti del business aziendale.
Mercato italiano della capacità: il 3 agosto 2017 l'Autorità ha pubblicato il DCO 592/2017/R/eel in cui si illustrano gli orientamenti del regolatore in merito ai parametri tecnico-economici del mercato della capacità italiano, con particolare riferimento al prezzo di esercizio e ai parametri economici della nuova tipologia di curva di domanda proposta da Terna. I punti di principale interesse riguardano il prezzo di esercizio, che rimane un parametro rappresentativo del costo variabile di produzione e non del costo marginale della Demand Side Response (DSR) e il grado di concorrenza atteso nelle aste del mercato della capacità, al punto da rendere possibili esiti caratterizzati dall'esercizio di potere di mercato da parte dei titolari di capacità esistente.
Offerte standardizzate per energia elettrica e gas (PLACET): a luglio 2017 l'Autorità ha pubblicato la delibera 555/2017/R/com con la quale viene introdotto l'obbligo, dall'1 gennaio 2018, per ogni venditore di offrire ai clienti di minori dimensioni di energia elettrica e gas delle offerte standardizzate, c.d. "Offerte P.L.A.C.E.T.". Il provvedimento definisce, inoltre, le condizioni contrattuali minime inderogabili nell'ambito di tutte le offerte del mercato libero diverse dalle offerte PLACET e stabilisce il prezzo da applicare ai titolari di contratti in scadenza di Tutela SIMILE che non abbiano effettuato l'esplicita scelta di un'altra offerta.
Sistema Indennitario: l'Autorità ha pubblicato la Delibera 593/2017 con cui definisce la disciplina a regime del sistema indennitario unitariamente per i settori dell'energia elettrica e del gas naturale, attraverso la piena implementazione dei relativi processi all'interno del Sistema Informativo Integrato (SII), approvando il "Testo integrato del sistema indennitario a carico del cliente finale moroso nei settori dell'energia elettrica e del gas naturale" (TISIND).
Tariffe di trasporto: Il 7 agosto 2017 l'Autorità ha pubblicato la delibera 575/2017/R/gas che fissa i criteri per la determinazione delle tariffe del servizio di trasporto di gas naturale per il periodo transitorio 2018 e 2019, apportando alcune variazioni alla disciplina vigente. In particolare, la delibera prevede una ripartizione dei costi attribuiti ai punti di entrata e uscita secondo un rapporto pari a 40/60 (rispetto all'attuale 50/50), con una conseguente diminuzione - ceteris paribus - della spesa per la capacità di importazione. Con riferimento alla remunerazione del capitale investito riconosciuto viene confermato il tasso di remunerazione per l'attività di trasporto pari a 5,4% per il 2018.
Progetto Pilota Conferimento Capacità Termo: a luglio l'Autorità ha pubblicato la delibera 512/2017/R/gas che completa il quadro regolatorio del progetto pilota avviato nel 2016, introducendo meccanismi più flessibili di conferimento della capacità presso i punti di riconsegna della rete di trasporto gas che alimentano impianti termoelettrici. Il completamento del progetto prevede la possibilità di usufruire di conferimenti ex ante di capacità mensile che verrà offerta ad un corrispettivo pari a 2 volte il corrispettivo annuale riproporzionato su base mensile. Con il medesimo provvedimento l'Autorità ha ridotto il valore del corrispettivo per il prodotto giornaliero al corrispettivo annuale riproporzionato su base giornaliera.
Ricavi Edison Stoccaggio: all'inizio di agosto è stato pubblicato il provvedimento annuale AEEGSI con il quale viene disposto il recupero dei mancati ricavi delle imprese di stoccaggio conseguiti in sede di aste per il conferimento della capacità. Il provvedimento riporta anche, quest'anno, le risultanze dell'istruttoria avviata dall'Autorità sulle prestazioni dei campi di stoccaggio di Stogit.
Bilanciamento gas - Implementazione del regolamento EU n. 312/2014 - Disciplina del mercato Gas: nel corso del terzo trimestre 2017 è stata approvata, tramite delibera AEEGSI 630/2017, la convenzione tra la società Edison Stoccaggio ed il GME che regolamenta i flussi informativi tra di essi funzionali alla corretta esecuzione della sessione di mercato MGS (che si svolge al termine del giorno gas nell'ambito della M-Gas), consentendo pertanto, a decorrere dall'1 ottobre 2017, anche ad Edison Stoccaggio di partecipare alla piattaforma per il Bilanciamento.
Titoli di efficienza energetica – contributo tariffario a favore dei distributori: l'Autorità, con delibera 634/17, ha posticipato la decorrenza del criterio di competenza con il quale sono rimborsati al distributore gli oneri per il soddisfacimento degli obblighi di efficienza energetica, in luogo dell'attuale criterio di cassa preferito dai soggetti sopra citati. Il nuovo criterio si applica integralmente dall'anno d'obbligo 2021, anziché dal 2017. Altre disposizioni di interesse sono l'approvazione delle Regole di funzionamento del mercato dei TEE e del Regolamento per le transazioni bilaterali di TEE, e l'unificazione dei titoli tra oggetto di contrattazione bilaterale e di contrattazione sul mercato organizzato del GME.
Servizio misura gas: con la delibera 522/2017 sono state introdotte alcune misure finalizzate a migliorare la performance del servizio di misura del gas naturale, in vigore a partire dal 1° gennaio 2018. Le modifiche, che riguardano sia misuratori accessibili che non accessibili, prevedono standard specifici di lettura, obblighi di sostituzione di questi ultimi e penalità in caso di mancato adempimento.
Legge annuale per il mercato e la concorrenza: la legge 4 agosto 2017 n. 124, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale del 14 agosto 2017, è entrata in vigore il 29 agosto 2017. Il provvedimento contiene, tra le altre materie, alcune previsioni finalizzate al completamento del percorso di liberalizzazione del mercato della vendita di energia elettrica e gas. Tra le novità proposte da questo provvedimento attuativo è prevista, mediante decreto del Ministero dello Sviluppo Economico, la definizione di misure necessarie a garantire l'ingresso consapevole del mercato dei clienti finali, secondo meccanismi che assicurino la concorrenza e la pluralità di fornitori e di offerte nel mercato libero.
| (in milioni di euro) | 9 mesi 2017 | 9 mesi 2016 |
|---|---|---|
| Ricavi di vendita | 7.215 | 7.974 |
| Altri ricavi e proventi | 9 7 |
151 |
| Totale ricavi | 7.312 | 8.125 |
| Consumi di materie e servizi (-) | (6.437) | (7.426) |
| Costo del lavoro (-) | (228) | (210) |
| Margine operativo lordo | 647 | 489 |
| Variazione netta di fair value su derivati (commodity e cambi) | (196) | (133) |
| Ammortamenti e svalutazioni (-) | (361) | (360) |
| Altri proventi (oneri) netti | (6) | (6) |
| Risultato operativo | 8 4 |
(10) |
| Proventi (oneri) finanziari netti | (46) | (69) |
| Proventi (oneri) da partecipazioni | (44) | 7 |
| Risultato prima delle imposte | (6) | (72) |
| Imposte sul reddito | (94) | (21) |
| Risultato netto da Continuing Operations | (100) | (93) |
| Risultato netto da Discontinued Operations | - | - |
| Risultato netto | (100) | (93) |
| di cui: | ||
| Risultato netto di competenza di terzi | 1 0 |
1 4 |
| Risultato netto di competenza di Gruppo | (110) | (107) |
| Utile (perdita) per azione (in euro) | ||
| Risultato di base azioni ordinarie | (0,0217) | (0,0212) |
| Risultato di base azioni di risparmio | 0,0375 | 0,0375 |
| Risultato diluito azioni ordinarie | (0,0217) | (0,0212) |
| Risultato diluito azioni di risparmio | 0,0375 | 0,0375 |
| 30.09.2017 | 31.12.2016 (*) | |
|---|---|---|
| (in milioni di euro) | ||
| ATTIVITA' | ||
| Immobilizzazioni materiali | 3.675 | 3.937 |
| Immobili detenuti per investimento | 5 | 5 |
| Avviamento | 2.343 | 2.357 |
| Concessioni idrocarburi | 362 | 396 |
| Altre immobilizzazioni immateriali | 145 | 128 |
| Partecipazioni | 9 7 |
104 |
| Partecipazioni disponibili per la vendita | 1 | 158 |
| Altre attività finanziarie | 8 0 |
9 4 |
| Crediti per imposte anticipate | 459 | 498 |
| Altre attività | 303 | 310 |
| Totale attività non correnti | 7.470 | 7.987 |
| Rimanenze | 290 | 180 |
| Crediti commerciali (*) | 1.319 | 1.877 |
| Crediti per imposte correnti | 8 | 8 |
| Crediti diversi (*) | 854 | 1.390 |
| Attività finanziarie correnti | 2 7 |
2 2 |
| Disponibilità liquide e mezzi equivalenti | 412 | 206 |
| Totale attività correnti | 2.910 | 3.683 |
| Attività in dismissione | 349 | - |
| Totale attività | 10.729 | 11.670 |
| PASSIVITA' | ||
| Capitale sociale | 5.377 | 5.377 |
| Riserve e utili (perdite) portati a nuovo | 612 | 988 |
| Riserva di altre componenti del risultato complessivo | 4 0 |
(21) |
| Risultato netto di competenza di Gruppo | (110) | (389) |
| Totale patrimonio netto attribuibile ai soci della controllante | 5.919 | 5.955 |
| Patrimonio netto attribuibile ai soci di minoranza | 291 | 310 |
| Totale patrimonio netto | 6.210 | 6.265 |
| Trattamento di fine rapporto e fondi di quiescenza | 4 2 |
4 4 |
| Fondo imposte differite | 4 3 |
5 2 |
| Fondi per rischi e oneri | 1.233 | 1.142 |
| Obbligazioni | - | - |
| Debiti e altre passività finanziarie | 203 | 215 |
| Altre passività | 4 5 |
7 4 |
| Totale passività non correnti | 1.566 | 1.527 |
| Obbligazioni | 623 | 615 |
| Debiti finanziari correnti | 240 | 460 |
| Debiti verso fornitori (*) | 1.344 | 1.695 |
| Debiti per imposte correnti | 1 2 |
7 |
| Debiti diversi (*) | 710 | 1.101 |
| Totale passività correnti | 2.929 | 3.878 |
| Passività in dismissione | 2 4 |
- |
| Totale passività e patrimonio netto | 10.729 | 11.670 |
(*) Dall'1 gennaio 2017, per fornire una migliore rappresentazione del capitale circolante operativo, i crediti e i debiti verso contitolari in ricerche idrocarburi sono inclusi rispettivamente nei crediti commerciali e nei debiti verso fornitori, anzichè nei crediti e debiti diversi.
I saldi al 31 dicembre 2016, crediti per 47 milioni di euro e debiti per 88 milioni di euro, sono stati riclassificati in coerenza con il 2017 per omogeneità di confronto.
| (in milioni di euro) | Capitale Sociale | Riserve e utili (perdite) portati a nuovo |
Riserva di altre componenti del risultato complessivo |
Risultato netto di competenza di Gruppo |
Totale Patrimonio Netto attribuibile ai soci della controllante |
Patrimonio Netto attribuibile ai soci di minoranza |
Totale Patrimonio Netto |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Saldi al 31 dicembre 2016 | 5.377 | 988 | (21) - |
(389) | 5.955 - |
310 | 6.265 |
| Destinazione risultato esercizio precedente | - | (389) | - - |
389 | - - |
- | - |
| Distribuzione dividendi e riserve | - | - | - - |
- | - - |
(29) | (29) |
| Aumento di capitale sociale e riserve | - | - | - - |
- | - - |
1 | 1 |
| Variazione area di consolidamento | - | - | - - |
- | - - |
- | - |
| Altri movimenti | - | 1 3 |
- - |
- | 1 3 - |
(1) | 1 2 |
| Totale risultato netto complessivo | - | - | 6 1 - |
(110) | (49) - |
1 0 |
(39) |
| di cui: - Variazione del risultato complessivo - Risultato netto al 30 settembre 2017 |
- - |
- - |
- 6 1 - - |
- (110) |
- 6 1 (110) - |
- 1 0 |
6 1 (100) |
| Saldi al 30 settembre 2017 | 5.377 | 612 | 4 0 |
(110) | 5.919 | 291 | 6.210 |
| Esercizio | 9 mesi | 9 mesi | Variaz. | 3° trim. | 3° trim. | Variaz. | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2016 | (in milioni di euro) | 2017 | 2016 | % | 2017 | 2016 | % |
| Filiera Energia Elettrica | |||||||
| 5.682 | Ricavi di vendita | 3.861 | 4.063 | (5,0%) | 1.317 | 1.413 | (6,8%) |
| 386 | Margine operativo lordo reported | 250 | 289 | (13,5%) | 108 | 100 | 8,0% |
| 242 | Margine operativo lordo adjusted (1) | 232 | 182 | 27,5% | 101 | 60 | 68,3% |
| Filiera Idrocarburi | |||||||
| 6.031 | Ricavi di vendita | 3.935 | 4.362 | (9,8%) | 1.114 | 1.251 | (11,0%) |
| 361 | Margine operativo lordo reported | 462 | 260 | 77,7% | 126 | 67 | (88,1%) |
| 505 | Margine operativo lordo adjusted (1) | 480 | 367 | 30,8% | 133 | 107 | 24,3% |
| Corporate e Altri Settori (2) | |||||||
| 51 | Ricavi di vendita | 36 | 37 | (2,7%) | 12 | 12 | - |
| (94) | Margine operativo lordo | (65) | (60) | (8,3%) | (13) | (18) | 27,8% |
| Elisioni | |||||||
| (730) | Ricavi di vendita | (617) | (488) | (26,4%) | (196) | (170) | (15,3)% |
| Gruppo Edison | |||||||
| 11.034 | Ricavi di vendita | 7.215 | 7.974 | (9,5%) | 2.247 | 2.506 | (10,3%) |
| 653 | Margine operativo lordo | 647 | 489 | 32,3% | 221 | 149 | 48,3% |
| 5,9% | % sui ricavi di vendita | 9,0% | 6,1% | 9,8% | 5,9% |
(1) Il margine operativo lordo adjusted è effetto della riclassificazione dei risultati delle coperture su commodity e cambi associate ai contratti per l'importazione di gas naturale dalla Filiera Idrocarburi alla Filiera Energia Elettrica, per la parte di risultato riferibile a quest'ultimo settore. Tale riclassificazione viene effettuata al fine di consentire una miglior lettura gestionale dei risultati industriali.
(2) Include l'attività della Capogruppo Edison Spa non pertinente alla gestione centrale e trasversale, ovvero non direttamente collegata ad un business specifico e talune società holding e immobiliari.
I ricavi di vendita del Gruppo sono pari a 2.247 milioni di euro nel terzo trimestre 2017 ed a 7.215 milioni nei primi nove mesi del 2017, in calo rispettivamente del 10,3% e del 9,5% rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente.
Il margine operativo lordo registra un incremento di 72 milioni di euro nel terzo trimestre 2017 e di 158 milioni di euro nei primi nove mesi 2017, principalmente grazie ad un favorevole scenario di riferimento che ha contribuito alla maggiore marginalità della generazione termoelettrica e dell'Exploration & Production.
Si rimanda ai paragrafi seguenti per un un'analisi più approfondita dell'andamento nelle singole Filiere.
Fonti
| Esercizio | 9 mesi | 9 mesi | Variaz. | 3° trim. | 3° trim. | Variaz. | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2016 | GWh (*) | 2017 | 2016 | % | 2017 | 2016 | % |
| 20.358 | Produzione Edison: | 15.017 | 14.456 | 3,9% | 5.019 | 5.377 | (6,7%) |
| 16.765 | - termoelettrica | 12.501 | 11.703 | 6,8% | 4.086 | 4.443 | (8,0%) |
| 2.490 | - idroelettrica | 1.761 | 1.920 | (8,3%) | 720 | 746 | (3,5%) |
| 1.103 | - eolica e altre rinnovabili | 755 | 833 | (9,4%) | 213 | 188 | 13,0% |
| 70.836 | Altri acquisti (grossisti, IPEX, ecc.)(1) | 41.573 | 54.085 | (23,1%) | 12.890 | 17.963 | (28,2%) |
| 91.194 | Totale fonti | 56.590 | 68.541 | (17,4%) | 17.909 | 23.340 | (23,3%) |
(1) Al lordo delle perdite ed escluso portafoglio di trading.
(*) Un GWh è pari a un milione di kWh; riferito a volumi fisici.
| Esercizio 2016 |
GWh (*) | 9 mesi 2017 |
9 mesi 2016 |
Variaz. % |
3° trim. 2017 |
3° trim. 2016 |
Variaz. % |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 11.582 | Clienti finali (1) | 7.997 | 8.800 | (9,1%) | 2.837 | 2.878 | (1,4%) |
| 79.612 | Altre vendite (grossisti, IPEX, ecc.)(2) | 48.593 | 59.741 | (18,7%) | 15.072 | 20.462 | (26,3%) |
| 91.194 | Totale impieghi | 56.590 | 68.541 | (17,4%) | 17.909 | 23.340 | (23,3%) |
(1) Al lordo delle perdite.
(2) Escluso portafoglio di trading.
(*) Un GWh è pari a un milione di kWh.
Il Gruppo opera secondo un modello di business che prevede una separazione tra la gestione della generazione (termoelettrica e rinnovabili), le vendite al mercato finale (business e retail) e grossista nonché le attività di compravendita tese a garantire adeguate politiche di segregazione e copertura del rischio sui portafogli citati, oltre che alla massimizzazione della redditività attraverso l'ottimizzazione degli stessi.
Nell'ambito di tale modello le produzioni di Edison in Italia nel terzo trimestre 2017 si attestano a 5.019 GWh, in calo del 6,7% rispetto al terzo trimestre 2016; in particolare, la produzione termoelettrica evidenzia un decremento dell'8%, da spiegarsi in parte a seguito della cessione di Termica Milazzo effettuata il 1° agosto 2016 e di Gever Spa a partire da marzo 2017. Per quanto riguarda la produzione idroelettrica, l'andamento del terzo trimestre 2017 ha visto un calo della produzione (-3,5%), dovuto ad una minore idraulicità. Si registra inoltre un incremento della produzione eolica e altre rinnovabili di circa il 13% grazie alla maggiore ventosità nel periodo.
Le vendite ai clienti finali sono in lieve calo, con riduzioni su tutti i segmenti.
Gli Altri acquisti e vendite del terzo trimestre 2017 sono in diminuzione rispetto ai valori dello stesso periodo del 2016; si ricorda, peraltro, come queste voci includano, oltre alle compra-vendite sul mercato wholesale, anche acquisti e vendite su IPEX, per quanto caratterizzati da una minore marginalità unitaria, legati alle modalità operative di bidding degli impianti, al bilanciamento dei portafogli nonché all'attività di make or buy.
Nel corso dei primi nove mesi:
| Esercizio | (GWh) (*) | 9 mesi | 9 mesi | Variaz. | 3° trim. | 3° trim. | Variaz. |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2016 (1) | 2017 | 2016(1) | % | 2017 | 2016 | % | |
| 797 | Produzione di energia elettrica da impianti di cogenerazione, trigenerazione e altri minori |
778 | 534 | 45,7% | 242 | 256 | (5,6%) |
(*) Un GWh è pari a un milione di kWh.
(1) I dati dell'esercizio 2016 e dei primi 9 mesi 2016 includono il gruppo Fenice dal 1° aprile 2016.
La produzione di energia elettrica da servizi energetici si riferisce alla nuova divisione Energy Services Market costituita a seguito dell'integrazione delle attività del gruppo Fenice, acquisito nell'aprile 2016.
| Esercizio 2016 |
(in milioni di euro) | 9 mesi 2017 |
9 mesi 2016 |
Variaz. % |
3° trim. 2017 |
3° trim. 2016 |
Variaz. % |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 5.682 | Ricavi di vendita | 3.861 | 4.063 | (5,0%) | 1.317 | 1.413 | (6,8%) |
| 242 | Margine operativo lordo adjusted (1) | 232 | 182 | 27,5% | 101 | 60 | 68,3% |
(1) Vedi nota pagina 17.
I ricavi di vendita del terzo trimestre 2017 sono pari a 1.317 milioni di euro e, risultano in diminuzione rispetto al terzo trimestre del 2016, a causa di una diminuzione dei volumi venduti per effetto di una diversa ottimizzazione del portafoglio, non compensata dall'aumento dei prezzi medi di vendita trainati dallo scenario di riferimento. I ricavi del terzo trimestre 2017 di Fenice rimangono pressoché invariati rispetto al terzo trimestre 2016.
Il margine operativo lordo adjusted del trimestre, che si attesta a 101 milioni di euro (60 milioni di euro nello stesso periodo del 2016), registra un incremento di 41 milioni di euro grazie a una maggiore marginalità della generazione termoelettrica.
Complessivamente, nei primi nove mesi dell'anno, i ricavi di vendita ammontano a 3.861 milioni di euro e, pur in presenza dei ricavi di vendita di Fenice (nel 2016 consolidati a partire dal mese di aprile), risultano in diminuzione del 5% rispetto allo stesso periodo del 2016, in conseguenza dei fenomeni già commentati sull'andamento del terzo trimestre.
Il margine operativo lordo adjusted pari a 232 milioni di euro registra un aumento di 50 milioni di euro rispetto ai primi nove mesi del 2016, principalmente grazie a una maggiore marginalità della generazione termoelettrica, in parte compensata da un minore contributo del comparto idroelettrico, oltre che da fenomeni non ricorrenti quali il contributo di Fenice per l'intero 2017 (55 milioni di euro nei primi nove mesi del 2017 verso 36 milioni di euro nello stesso periodo del 2016) e, nel 2016, il provento netto di 33 milioni di euro derivante dallo scambio di partecipazioni di Edison in Hydros e Sel Edison con la partecipazione di Alperia in Cellina Energy.
| Esercizio 2016 |
Gas in milioni di mc | 9 mesi 2017 |
9 mesi 2016 |
Variaz. % |
3° trim. 2017 |
3° trim. 2016 |
Variaz. % |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 521 | Produzioni (1) | 337 | 384 | (12,3%) | 109 | 143 | (23,7%) |
| 14.615 | Import (Pipe + GNL) | 11.122 | 10.825 | 2,7% | 3.578 | 3.516 | 1,7% |
| 6.745 | Altri Acquisti | 3.875 | 4.422 | (12,4%) | 1.008 | 1.508 | (33,2%) |
| - | Variazione stoccaggi (2) | (137) | (88) | 56,5% | (149) | (162) | 8,2% |
| 21.881 | Totale fonti | 15.197 | 15.543 | (2,2%) | 4.546 | 5.005 | (9,2%) |
| 1.403 | Produzioni estero (3) | 1.254 | 1.114 | 12,7% | 497 | 356 | 39,6% |
(1) Al netto degli autoconsumi e a Potere Calorifico Standard; include le produzioni della concessione Izabela in Croazia importate in Italia.
(2) Include perdite di rete; la variazione negativa indica immissione a stoccaggio.
(3) Al lordo delle quantità trattenute come imposta sulle produzioni.
| Esercizio 2016 |
Gas in milioni di mc | 9 mesi 2017 |
9 mesi 2016 |
Variaz. % |
3° trim. 2017 |
3° trim. 2016 |
Variaz. % |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2.562 | Usi civili | 1.513 | 1.668 | (9,3%) | 134 | 165 | (18,9%) |
| 3.970 | Usi industriali | 3.249 | 2.890 | 12,4% | 1.040 | 907 | 14,7% |
| 7.320 | Usi termoelettrici | 5.413 | 4.928 | 9,8% | 1.759 | 1.862 | (5,5%) |
| 8.029 | Altre vendite | 5.022 | 6.057 | (17,1%) | 1.613 | 2.071 | (22,2%) |
| 21.881 | Totale impieghi | 15.197 | 15.543 | (2,2%) | 4.546 | 5.005 | (9,2%) |
| 1.403 | Vendite produzioni estero (1) | 1.254 | 1.114 | 12,7% | 497 | 356 | 39,6% |
(1) Al lordo delle quantità trattenute come imposta sulle produzioni.
La produzione di gas del terzo trimestre, totalizzando Italia e estero, è risultata pari a 606 milioni di metri cubi, in aumento del 21,4% rispetto al terzo trimestre dell'anno precedente. Le produzioni commercializzate in Italia sono in diminuzione del 23,7% per effetto del naturale declino delle curve di produzione e delle minori importazioni dalla Croazia; le produzioni estere sono in aumento del 39,6% principalmente per un aumento di produzione in Egitto che ha più che compensato una riduzione nel Regno Unito.
Il totale delle importazioni di gas nel corso del terzo trimestre è sostanzialmente in linea con l'esercizio precedente; gli altri acquisti sono in diminuzione di 500 milioni di metri cubi. La complessiva diminuzione delle fonti si spiega con volumi di vendite in flessione rispetto all'esercizio precedente.
I quantitativi venduti, pari a 4.546 milioni di metri cubi, evidenziano un decremento del 9,2% rispetto al terzo trimestre del 2016; la flessione ha interessato le vendite per usi termoelettrici (-5,5%), le vendite civili (-18,9%, seppur in un periodo di bassa stagionalità) e le altre vendite (-22,2%); sono in aumento le vendite per uso industriale (+14,7%).
In termini progressivi, nei primi nove mesi il bilancio fonti - impieghi di Edison si attesta a 15,2 miliardi di metri cubi (-2,2%) rispetto allo stesso periodo del 2016.
| Esercizio 2016 |
migliaia di barili | 9 mesi 2017 |
9 mesi 2016 |
Variaz. % |
3° trim. 2017 |
3° trim. 2016 |
Variaz. % |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2.163 | Produzione Italia | 1.420 | 1.677 | (15,3%) | 472 | 552 | (14,5%) |
| 1.980 | Produzione estero (1) | 1.658 | 1.554 | 6,7% | 510 | 454 | 12,2% |
| 4.143 | Totale produzioni | 3.078 | 3.231 | (4,7%) | 982 | 1.006 | (2,4%) |
(1) Al lordo delle quantità trattenute come imposta sulle produzioni.
La produzione di olio grezzo del terzo trimestre evidenzia complessivamente un calo del 2,4%, per effetto di minori produzioni italiane (-80 migliaia di barili), a causa del naturale declino delle concessioni, parzialmente compensato da un aumento delle produzioni estere (56 migliaia di barili) grazie al contributo dei due nuovi pozzi presso la concessione egiziana di Abu Qir, entrati in produzione tra i mesi di aprile e maggio 2017.
In termini progressivi, la riduzione rispetto all'esercizio precedente è pari al 4,7%, con una parziale compensazione tra la produzione italiana, in riduzione, e un incremento della produzione all'estero, tanto in Egitto che in UK.
| Esercizio | 9 mesi | 9 mesi | Variaz. | 3° trim. | 3° trim. | Variaz. | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2016 | (milioni di euro) | 2017 | 2016 | % | 2017 | 2016 | % |
| 6.031 | Ricavi di vendita | 3.935 | 4.362 | (9,8%) | 1.114 | 1.251 | (11,0%) |
| 505 | Margine operativo lordo adjusted (1) | 480 | 367 | 30,8% | 133 | 107 | 24,3% |
| 323 | - di cui attività gas |
277 | 221 | 25,3% | 73 | 41 | 78,0% |
| 182 | - di cui Exploration & Production |
203 | 146 | 39,0% | 60 | 66 | (9,1%) |
(1) Vedi nota pagina 17.
I ricavi di vendita del terzo trimestre si attestano a 1.114 milioni di euro, in calo dell'11% rispetto al terzo trimestre del 2016. Tale calo, oltre che causato dal decremento dei volumi di vendite, è stato determinato dalla diminuzione dei proventi sui contratti derivati realizzati per la gestione del rischio di oscillazione del costo del gas naturale e di quello relativo alla sua vendita, in coerenza con le formule di indicizzazione e dei risk factor ivi inclusi; si precisa che analogamente si è verificata una diminuzione sui contratti derivati realizzati nella relativa voce di costo.
Il margine operativo lordo adjusted del terzo trimestre è pari a 133 milioni di euro, in aumento di 26 milioni di euro rispetto allo stesso periodo del 2016. Tale variazione è ascrivibile soprattutto al maggior margine realizzato dall'attività di compravendita del gas naturale, grazie principalmente a uno scenario prezzi più favorevole. L'Exploration & Production che beneficia dell'aumento delle quotazioni petrolifere, risulta in leggera flessione in quanto si confronta con un terzo trimestre 2016 che includeva proventi non ricorrenti per la cessione di alcune facilities (22 milioni di euro).
Anche nei primi nove mesi del 2017 si registra una flessione dei ricavi di vendita. Tale calo come già evidenziato nel commento al trimestre, è stato principalmente determinato dalla diminuzione dei proventi sui contratti derivati per la gestione del rischio di oscillazione del costo del gas naturale e di quello relativo alla sua vendita; si precisa ancora che analogamente si è verificata una diminuzione sui contratti derivati realizzati nella relativa voce di costo.
Il margine operativo lordo adjusted è in aumento di 113 milioni di euro, tale variazione è ascrivibile:
| Esercizio 2016 |
in milioni di euro | 9 mesi 2017 |
9 mesi 2016 |
Variaz. % |
3° trim. 2017 |
3° trim. 2016 |
Variaz. % |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 51 | Ricavi di vendita | 36 | 37 | (2,7%) | 12 | 12 | - |
| (94) | Margine operativo lordo | (65) | (60) | (8,3%) | (13) | (18) | 27,8% |
Nel settore Corporate e Altri Settori confluiscono la parte dell'attività della Capogruppo Edison Spa di gestione centrale e trasversale, ovvero non direttamente collegata ad un business specifico e talune società holding e immobiliari.
I ricavi di vendita del terzo trimestre 2017 sono sostanzialmente invariati rispetto a quelli dello stesso periodo del 2016, sia nel trimestre che nei primi nove mesi.
Il margine operativo lordo del trimestre è in aumento di 5 milioni di euro, principalmente per poste non ricorrenti; nei nove mesi si registra un peggioramento di 5 milioni di euro, legato in parte a proventi non ricorrenti registrati nel 2016.
| Esercizio 2016 | (milioni di euro) | 9 mesi 2017 | 9 mesi 2016 | Variazione % |
|---|---|---|---|---|
| 653 | Margine operativo lordo | 647 | 489 | 32,3% |
| (166) | Variazione netta di fair value su derivati (commodity e cambi) |
(196) | (133) | (47,4%) |
| (734) | Ammortamenti e svalutazioni | (361) | (360) | (0,3%) |
| (13) | Altri proventi (oneri) netti | (6) | (6) | - |
| (260) | Risultato operativo | 84 | (10) | n.s. |
| (94) | Proventi (oneri) finanziari netti | (46) | (69) | 33,3% |
| 7 | Proventi (oneri) da partecipazioni | (44) | 7 | n.s. |
| (25) | Imposte sul reddito | (94) | (21) | n.s. |
| (372) | Risultato netto da Continuing Operations | (100) | (93) | 7,5% |
| (389) | Risultato netto di competenza di Gruppo | (110) | (107) | 2,8% |
Il risultato netto di competenza di Gruppo è negativo per 110 milioni di euro (negativo per 107 milioni di euro nei primi nove mesi del 2016).
Oltre alla dinamica dei margini industriali precedentemente commentata, sul risultato del periodo hanno inciso principalmente:
Di seguito si riportano i dettagli delle principali Altre voci del conto economico di Gruppo.
| (in milioni di euro) | 9 mesi 2017 | 9 mesi 2016 | Variazioni |
|---|---|---|---|
| Variazione di fair value nella gestione del rischio prezzo di prodotti energetici: |
(191) | 49 | (240) |
| - definibili di copertura ai sensi dello IAS 39 (CFH) (*) | 1 | 29 | (28) |
| - definibili di copertura ai sensi dello IAS 39 (FVH) | (26) | 126 | (152) |
| - non definibili di copertura ai sensi dello IAS 39 | (166) | (106) | (60) |
| Variazione di fair value nella gestione del rischio cambio su commodity : |
(96) | (75) | (21) |
| - definibili di copertura ai sensi dello IAS 39 (CFH) (*) | (4) | (11) | 7 |
| - definibili di copertura ai sensi dello IAS 39 (FVH) | (69) | (18) | (51) |
| - non definibili di copertura ai sensi dello IAS 39 | (23) | (46) | 23 |
| Variazione di fair value contratti fisici (FVH) | 91 | (107) | 198 |
| Totale Gruppo | (196) | (133) | (63) |
(*) Si riferisce alla parte inefficace.
Il Gruppo applica ove possibile l'hedge accounting (Cash Flow Hedge e dal 2016 Fair Value Hedge); in particolare si sottolinea che l'applicazione della Fair Value Hedge su commodity e cambi ha consentito di neutralizzare la volatilità generata da alcuni strumenti precedentemente non definibili di copertura ai sensi dello IAS 39.
A incidere maggiormente sulla Variazione netta di fair value su derivati sono infatti quei contratti derivati che, pur avendo la finalità di copertura economica del Portafoglio Industriale, non sono definibili di hedge ai sensi dello IAS 39.
Tale posta di natura valutativa rappresenta il differenziale tra il fair value alla data di bilancio e quello misurato al 31 dicembre dell'esercizio precedente.
In particolare la variazione del periodo è legata in buona parte al realizzarsi dei derivati che per effetto delle strategie di copertura economica a protezione dei margini e delle significative variazioni dei prezzi delle commodity avevano determinato negli anni precedenti, a partire dal 2014, un fair value positivo che necessariamente si riversa nei conti economici degli esercizi successivi, con effetto sostanzialmente nullo sull'arco temporale interessato.
| (in milioni di euro) | 9 mesi 2017 | 9 mesi 2016 | Variazioni |
|---|---|---|---|
| Ammortamenti su: | |||
| - immobilizzazioni materiali | 253 | 251 | 2 |
| - costi di esplorazione | 60 | 57 | 3 |
| - concessioni idrocarburi | 33 | 40 | (7) |
| - altre immobilizzazioni immateriali | 15 | 12 | 3 |
| Totale Gruppo | 361 | 360 | 1 |
| Ripartizione per attività | 9 mesi 2017 | 9 mesi 2016 | Variazioni |
| Filiera Energia Elettrica | 168 | 155 | 13 |
| Filiera Idrocarburi | 188 | 200 | (12) |
| Corporate e Altri Settori | 5 | 5 | - |
| Totale Gruppo | 361 | 360 | 1 |
| (in milioni di euro) | 9 mesi 2017 9 mesi 2016 | Variazioni | |
|---|---|---|---|
| Oneri finanziari netti sul debito | (10) | (39) | 29 |
| Commissioni | (7) | (9) | 2 |
| Oneri per attualizzazione fondi decommissioning e rischi | (22) | (22) | - |
| Altri proventi (oneri) finanziari | 5 | 10 | (5) |
| Utili (perdite) su cambi | (12) | (9) | (3) |
| Totale proventi (oneri) finanziari netti di Gruppo | (46) | (69) | 23 |
Gli oneri finanziari beneficiano di un minor livello di indebitamento e di un minor costo derivante da un diverso mix di risorse finanziarie. Si ricorda che i primi nove mesi del 2016 includevano 20 milioni di euro di breakage costs correlati al rimborso anticipato del finanziamento in essere con EDF Investissements Groupe Sa.
L'indebitamento finanziario netto al 30 settembre 2017 è pari a 622 milioni di euro, in diminuzione di 440 milioni di euro rispetto ai 1.062 milioni di euro del 31 dicembre 2016. Di seguito si riporta la sua composizione in forma semplificata.
| (in milioni di euro) | 30.09.2017 | 31.12.2016 | Variazioni | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Obbligazioni - parte non corrente | - | - | - | |||||||
| Finanziamenti bancari non correnti | 129 | 141 | (12) | |||||||
| Debiti verso altri finanziatori non correnti | 74 | 74 | - | |||||||
| Indebitamento finanziario netto non corrente | 203 | 215 | (12) | |||||||
| Obbligazioni - parte corrente | 623 | 615 | 8 | |||||||
| Debiti finanziari correnti | 240 | 460 | (220) | |||||||
| Attività finanziarie correnti | (27) | (22) | (5) | |||||||
| Disponibilità liquide e mezzi equivalenti | (412) | (206) | (206) | |||||||
| Indebitamento finanziario netto corrente | 424 | 847 | (423) | |||||||
| Debiti finanziari di attività in dismissione | - | - | - | |||||||
| Crediti finanziari di attività in dismissione | (5) | - | (5) | |||||||
| Totale indebitamento finanziario netto | 622 | 1.062 | (440) |
L'indebitamento finanziario non corrente include, come al 31 dicembre 2016, l'utilizzo per 70 milioni di euro della linea di credito a medio-lungo termine (nominali 200 milioni di euro complessivi), destinata a specifici progetti di investimento, concessa a dicembre 2015 da EDF Sa a Edison Spa a valere su un'analoga linea di credito concessa da BEI a EDF Sa.
Le obbligazioni, pari a 623 milioni di euro, sono riferite al valore, comprensivo delle cedole in corso di maturazione al 30 settembre 2017, del prestito obbligazionario in scadenza il 10 novembre 2017.
Si ricorda che tale emissione obbligazionaria, su cui sono stati stipulati derivati a copertura del rischio di variazione del fair value per effetto dell'oscillazione dei tassi d'interesse, è valutata al costo ammortizzato rettificato in applicazione dell'hedge accounting per tener conto della variazione del rischio coperto.
La riduzione rispetto al 31 dicembre 2016 dei debiti finanziari correnti è dovuta per 150 milioni di euro al rimborso dell'utilizzo sulla linea di credito in essere con EDF Sa (nominale complessivo di 600 milioni di euro), linea che è giunta a scadenza in aprile 2017.
Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti, costituite da depositi bancari e postali e disponibilità a breve termine, sono ulteriormente incrementate a 412 milioni di euro e includono per 310 milioni di euro (73 milioni di euro al 31 dicembre 2016) disponibilità di conto corrente con EDF Sa.
Si segnala che nel mese di aprile 2017 Edison Spa ha sottoscritto due linee di credito revolving, interamente disponibili al 30 settembre 2017, con scadenza a due anni:
Tali linee rappresentano la prima fase del piano di rifinanziamento, già annunciato nel Bilancio Consolidato 2016 e approvato dal Consiglio di Amministrazione di Edison nei primi mesi dell'anno; piano che peraltro prevedeva entro la scadenza del Prestito Obbligazionario un possibile ulteriore intervento nella forma di finanziamento a medio lungo termine con società del gruppo EDF. Alla luce della situazione al 30 settembre 2017 sopra esposta e delle previsioni dei fabbisogni finanziari Edison ritiene che per l'anno non sia necessario alcun rifinanziamento; in particolare il rimborso del prestito obbligazionario avverrà tramite utilizzo della liquidità e, in subordine, delle linee di credito già disponibili.
| Esercizio | 9 mesi | 9 mesi | |
|---|---|---|---|
| 2016 | (milioni di euro) | 2017 | 2016 |
| (1.147) | A. (INDEBITAMENTO) FINANZIARIO NETTO INIZIALE | (1.062) | (1.147) |
| 653 | Margine operativo lordo | 647 | 489 |
| (76) | Eliminazione poste non monetarie incluse nel margine operativo lordo | 51 | (59) |
| (55) | Oneri finanziari netti pagati | (16) | (44) |
| (196) | Imposte sul reddito nette pagate (-) | (59) | (232) |
| 12 | Dividendi incassati | 14 | 12 |
| (15) | Altre poste di attività operative | 7 | (49) |
| 323 | B. CASH FLOW OPERATIVO | 644 | 117 |
| 649 | Variazione del capitale circolante operativo | 84 | 416 |
| (177) | Variazione del capitale circolante non operativo | 29 | (72) |
| (555) | Investimenti netti (-) | (310) | (405) |
| 240 | C. CASH FLOW DOPO INVESTIMENTI NETTI E VARIAZIONE DEL CAPITALE CIRCOLANTE |
447 | 56 |
| (77) | Dividendi pagati (-) | (29) | (49) |
| (78) | Altro | 22 | (66) |
| 85 | D. CASH FLOW NETTO DI PERIODO | 440 | (59) |
| (1.062) | E. (INDEBITAMENTO) FINANZIARIO NETTO FINALE | (622) | (1.206) |
Di seguito si riporta l'analisi della variazione dell'indebitamento finanziario netto:
I principali flussi di cassa del periodo derivano dal margine operativo lordo commentato precedentemente, dalla variazione positiva del capitale circolante operativo grazie ai rilevanti incassi dei crediti in Egitto, oltre che dagli investimenti netti che includono investimenti in immobilizzazioni e esplorazione (-288 milioni di euro) e operazioni di riassetto e di focalizzazione su servizi energetici e ai clienti finali (-22 milioni di euro).
In particolare, gli investimenti in immobilizzazioni e esplorazione includono:
Le operazioni di riassetto del portafoglio (effetto netto negativo di 22 milioni di euro) hanno visto in particolare: nel settore della generazione elettrica la cessione della partecipazione in Gever Spa e l'acquisizione di un ramo d'azienda costituito dalla centrale idroelettrica ad acqua fluente sul fiume Dora Baltea denominato "Montestrutto", nel settore dei servizi energetici l'acquisizione di Comat Energia Srl e nel settore dei servizi per il mercato finale l'acquisizione di Assistenza Casa Spa.
| (in milioni di euro) | 30.09.2017 | 31.12.2016 | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Iscritto tra: | Crediti | Debiti | Netto | Crediti | Debiti | Netto |
| - Attività finanziarie / Debiti finanziari (correnti) | 2 0 |
- | 2 0 |
1 5 |
- | 1 5 |
| - Altre attività / passività (non correnti) | 9 0 |
(45) | 4 5 |
201 | (74) | 127 |
| - Crediti / Debiti diversi (correnti) | 202 | (184) | 1 8 |
758 | (730) | 2 8 |
| Fair Value iscritto nelle attività e passività (a) | 312 | (229) | 8 3 |
974 | (804) | 170 |
| di cui di (a) riferito a: | ||||||
| - gestione rischio tassi di interesse | 2 0 |
- | 2 0 |
1 5 |
- | 1 5 |
| - gestione rischio tassi di cambio | 8 | (70) | (62) | 135 | (12) | 123 |
| - gestione rischio su commodity | 250 | (103) | 147 | 496 | (355) | 141 |
| - portafogli di trading (fisico e finanziario) | 1 0 |
(9) | 1 | 290 | (285) | 5 |
| - Fair value su contratti fisici | 2 4 |
(47) | (23) | 3 8 |
(152) | (114) |
Si ricorda che nel 2016 erano state revocate alcune relazioni di copertura anche al fine di porre in essere prospetticamente nuove relazioni di copertura di Fair Value Hedge. Il fair value iscritto alla data della revoca è stato mantenuto nella riserva di Cash Flow Hedge e viene riflesso nel conto economico coerentemente agli effetti economici prodotti dall'elemento coperto; al 30 settembre 2017 tale fair value è negativo per circa 16 milioni di euro (negativo per circa 103 milioni di euro al 31 dicembre 2016).
Nel seguito si riporta la variazione della riserva di Cash Flow Hedge correlata all'applicazione dello IAS 39 in tema di contratti derivati e riferibile alla sospensione a patrimonio netto della parte efficace dei contratti derivati stipulati per la copertura del rischio prezzo e cambio delle commodity energetiche. Gli importi rilevati direttamente a patrimonio netto vengono riflessi nel conto economico coerentemente agli effetti economici prodotti dall'elemento coperto.
| Riserva su operazioni di Cash Flow Hedge | |||
|---|---|---|---|
| (in milioni di euro) | Riserva lorda | Imposte differite | Riserva netta |
| Valore iniziale al 31.12.2016 | (80) | 23 | (57) |
| Variazione del periodo | 105 | (30) | 75 |
| Valore al 30.09.2017 | 25 | (7) | 18 |
Edison alza la stima di EBITDA per il 2017 a circa 750 milioni di euro.
In data 13 ottobre 2017 Edison e Gas Natural Fenosa hanno firmato un accordo vincolante per l'acquisizione da parte di Edison di Gas Natural Vendita Italia (GNVI) e del contratto per l'approvvigionamento di gas da Shah Deniz II.
Edison acquisirà il 100% di GNVI, società di Gas Natural Fenosa attiva nella vendita di gas naturale ed energia elettrica in Italia, con oltre 400.000 clienti, e che opera anche nella manutenzione di caldaie a gas domestiche e nel settore del gas naturale compresso per il trasporto.
Il prezzo di acquisto è pari a 192,8 milioni di euro, corrispondenti a un Enterprise Value di 263 milioni di euro, tenuto conto del rimborso del debito e delle provision.
L'acquisizione di GNVI è soggetta all'autorizzazione dell'Antitrust Europea. Edison avrà pieno controllo e consoliderà integralmente GNVI dalla data del closing, che è atteso tra dicembre 2017 e marzo 2018.
Secondo l'accordo e subordinatamente al closing dell'acquisizione di GNVI Edison rileverà anche il contratto di fornitura a lungo termine del gas proveniente dal giacimento Shah Deniz da 11 TWh. L'importazione di gas da Shah Deniz II è prevista iniziare alla fine del 2020 a seguito della realizzazione del gasdotto Trans Adriatic Pipeline (TAP). In particolare, il corrispettivo concordato per il totale della fornitura del contratto gas è pari a 30 milioni di euro, dei quali 10 milioni di euro sono un down payment (acconto) e 20 milioni di euro sono un earn-out che verrà pagato a partire dal 2021 con la prima consegna di gas all'Italia attraverso il gasdotto TAP.
Milano, 26 ottobre 2017 Per il Consiglio di Amministrazione L'Amministratore Delegato
Marc Benayoun
I dirigenti preposti alla redazione dei documenti contabili societari di Edison Spa Didier Calvez e Roberto Buccelli dichiarano, ai sensi dell'art. 154-bis, comma 2 del Testo Unico della Finanza (D.Lgs. 58/1998) che l'informativa contabile contenuta nel presente Resoconto Intermedio di Gestione al 30 settembre 2017 corrisponde alle risultanze documentali, ai libri e alle scritture contabili.
Milano, 26 ottobre 2017
I Dirigenti Preposti alla redazione dei documenti contabili societari Didier Calvez Roberto Buccelli
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