Edison Rsp

Management Reports • Oct 28, 2022

Resoconto intermedio di gestione

AL 30 SETTEMBRE 2022

Indice

Resoconto intermedio di gestione al 30 settembre 2022

• Highlights
• Premesse
• Eventi di rilievo
• Contesto esterno
• Quadro economico di riferimento
• Andamento del mercato energetico italiano
• Quadro normativo e regolamentare di riferimento
• Prospetti di sintesi
• Risultati economico-finanziari al 30 settembre 2022
• Ricavi e Margine operativo lordo di Gruppo e per Filiera
• Altre voci del conto economico di Gruppo
• Totale indebitamento finanziario e flussi di cassa
• Fair value iscritto a stato patrimoniale e Riserva di Cash Flow Hedge
• Evoluzione prevedibile della gestione
• Fatti di rilievo avvenuti dopo il 30 settembre 2022
• Dichiarazione dei dirigenti preposti alla redazione dei documenti contabili societari a norma delle disposizioni dell'art. 154-bis comma 2 del D.Lgs. 58/1998

Highlights

(*) Impatto sull'indebitamento come descritto al paragrafo Totale indebitamento finanziario e flussi di cassa. Il dato dei nove mesi 2021 non include l'effetto delle operazioni di rilievo nel settore rinnovabili (acquisizione del 70% di E2i Energie Speciali, ora Edison Rinnovabili) e le cessioni di attività non-core (cessione di Edison Norge e di Infrastrutture Distribuzione Gas (IDG)).

(**) TIF Totale Indebitamento Finanziario; MOL Margine Operativo Lordo; per il calcolo dell'indicatore al 30 settembre 2022 è stato utilizzato un MOL calcolato sugli ultimi 12 mesi.

Highlights 9 mesi 2022 (in milioni di euro)	Filiera Energia Elettrica	Filiera Attività Gas (*)	Filiera Corporate	Elisioni	Gruppo Edison
Margine operativo lordo	497	504	(63)	-	938
Risultato operativo	263	367	(135)	-	495
Investimenti lordi (**)	310	27	8	-	345

(*) Include le attività del Business E&P in Algeria

(**) Relativi agli incrementi di periodo delle immobilizzazioni materiali e immateriali

Rating	Standard & Poor's		Moody's
	30.09.2022	31.12.2021	30.09.2022	31.12.2021
Rating M/L	BBB	BBB	Baa3	Baa2
Credit Watch/Outlook	Watch Negative	Stable	Negative	Stable
Rating B/T	A-3	A-3

Premesse

Criteri di redazione dell'informativa periodica trimestrale

Si ricorda che la Società fornisce al mercato un'informativa volontaria periodica trimestrale su base consolidata 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 vengono 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.

Applicazione nuovi principi contabili

Nella redazione del presente Resoconto i principi contabili, i criteri di valutazione e i criteri di consolidamento applicati sono conformi a quelli utilizzati per il Bilancio consolidato 2021.

Il Consiglio di Amministrazione, tenutosi in data 26 ottobre 2022, ha autorizzato la pubblicazione del Resoconto intermedio di gestione al 30 settembre 2022 che non è assoggettato a revisione contabile.

I valori, ove non diversamente specificato, sono esposti in milioni di euro.

Variazione dell'area di consolidamento rispetto al 31 dicembre 2021 – acquisizione e disposal di assets

Le principali variazioni del periodo hanno riguardato:

• l'acquisizione, perfezionata il 20 gennaio 2022, del 100% della società Energia Italia, operante nel settore miniidro, che alla data di acquisizione deteneva il 50% di Idroelettrica Dogana e il 50% di Idroelettrica Restituzione. Successivamente, in data 26 maggio 2022, Energia Italia ha acquistato un'ulteriore quota del 20% della società Idroelettrica Dogana, che è ora pertanto detenuta al 70% e consolidata integralmente, mentre la società Idroelettrica Restituzione continua ad essere consolidata con il metodo del patrimonio netto; i corrispettivi versati per tali acquisizioni ammontano a circa 23 milioni di euro;
• l'acquisizione, in data 7 aprile 2022, del 55% di Sistrol, società digitale attiva in Spagna nei servizi energetici per il terziario e consolidata integralmente, per un corrispettivo di circa 7 milioni di euro;
• l'acquisizione, perfezionata il 4 maggio 2022, del 70% di Gaxa, società che opera in Sardegna nella commercializzazione a mezzo rete di gas naturale, GPL e aria propanata per usi civili e consolidata integralmente, per un corrispettivo al closing di 6 milioni di euro (sono contrattualmente previsti degli earn-out subordinati al realizzarsi di alcune condizioni sospensive);
• l'acquisizione, in data 10 maggio 2022, da parte di Fenice Qualità per l'Ambiente (ora Edison Next) del 100% di Citelum Italia, società operante nel settore dell'illuminazione pubblica e già detenuta dal gruppo EDF, per un corrispettivo complessivo di circa 81 milioni di euro; l'operazione si configura quale Business Combination tra società soggette a comune controllo e pertanto è esclusa dall'ambito di applicazione dell'IFRS 3 revised;
• l'acquisizione, in data 19 luglio 2022, del 55% di Biotech, società attiva nel settore dei servizi energetici e ambientali, per un corrispettivo di circa 4 milioni di euro;
• l'acquisizione, in data 28 luglio 2022, del 100% della società Winbis, che a sua volta detiene il 100% della società Cerbis, per un corrispettivo di circa 115 milioni di euro; entrambe le società operano nel settore eolico;
• la cessione, in data 15 settembre 2022, della partecipazione del 100% nella società Sunflower, con un incasso di circa 15 milioni di euro.

Si segnalano inoltre:

• la fusione, avvenuta l'1 gennaio 2022, delle società Idroelettrica Cervino e Idroelettrica Brusson in Energie Rinnovabili Arpitane;
• le acquisizioni, perfezionate il 18 febbraio, il 26 aprile e l'1 settembre 2022, del 100% rispettivamente delle società REN 153, REN 141 e REN 147, operanti nel settore fotovoltaico e valutate ai sensi dell'IFRS 3 revised come Group of assets acquisitions;
• la fusione della società Edison Renewables in Edison Rinnovabili.

Nel mese di maggio 2022 Edison ha firmato un accordo per la cessione della partecipazione pari all'11,25% nella licenza Reggane Nord in Algeria, detenuta dalla controllata Edison Reggane a Wintershall Dea Algeria Gmbh. L'accordo si basa su un valore della partecipazione di Edison in Reggane Nord di circa 100 milioni di dollari alla data del 1° gennaio 2022. Successivamente, in data 29 giugno 2022, a seguito dell'esercizio del diritto di prelazione da parte dell'altro partner della concessione, Repsol, sulla base del relativo Joint Operating Agreement, Edison ha comunicato di aver firmato una modifica dell'accordo per prevedere la cessione della partecipazione, in parte a Repsol (6,75%) e in parte a Wintershall Dea (4,50%). Rimangono invariate tutte le altre condizioni contrattuali. Il perfezionamento dell'operazione di cessione non è tuttavia al momento prevedibile, essendo subordinato all'approvazione delle autorità competenti.

Eventi di rilievo

Snam ed Edison firmano accordo per lo sviluppo congiunto di progetti Small-Scale LNG in Italia

25 luglio 2022- Snam ed Edison hanno firmato un Memorandum of Understanding (MoU) con l'obiettivo di collaborare allo sviluppo del mercato Small-Scale LNG in Italia per favorire la decarbonizzazione dei trasporti terrestri, navali e ferroviari, oltre che delle utenze industriali e civili off-grid.

L'iniziativa si propone di fare leva sullo sviluppo del settore del gas naturale liquefatto italiano, anche grazie ai nuovi investimenti infrastrutturali previsti, per favorire la progressiva sostituzione del diesel e allo stesso tempo per sostenere l'utilizzo del biometano liquido (Bio-LNG). La visione condivisa delle due aziende è che l'LNG sia il vettore energetico più efficace e concreto per decarbonizzare i trasporti su larga scala, riducendone l'impatto ambientale attraverso la sostituzione del gasolio. Già oggi il mercato dell'LNG nel trasporto pesante in Italia conta circa 4.000 camion, circa 130 stazioni di rifornimento e consumi annui per circa duecentomila tonnellate. Grazie allo sviluppo dell'infrastruttura Small-Scale e alla penetrazione dell'LNG nel settore del bunkeraggio marittimo, il mercato più che raddoppierà entro il 2025 con potenziale fino a 1,5 milioni di tonnellate di consumi annui al 2030.

Edison rileva da Axpo un impianto eolico da 66 MW in Campania

28 luglio 2022- Edison ha comunicato di aver acquisito da Axpo un parco eolico da 66 MW in Campania, in provincia di Avellino, dando seguito alla sua strategia di crescita nel settore delle rinnovabili che prevede di incrementare la capacità green installata dagli attuali 2 GW a 5 GW al 2030, attraverso investimenti per 3 miliardi di euro. Sullo stesso territorio Edison è già presente con un altro campo eolico da 70 MW e, a seguito di quest'acquisizione, dà vita a uno dei parchi eolici più grandi d'Italia con una potenza complessiva di 136 MW. Il nuovo polo eolico soddisfa il fabbisogno energetico di 96.000 famiglie ed evita l'emissione in atmosfera di circa 90.000 tonnellate di CO² all'anno. L'impianto eolico di Bisaccia è costituito da 22 aerogeneratori tipo Vestas da 3 MW ciascuno ed è in grado di produrre in media 100 GWh di elettricità all'anno.

Edison Next, Federmetano e Greenfuel insieme per favorire l'uso dell'idrogeno per la mobilità sostenibile

2 agosto 2022- Edison Next, Federmetano e Greenfuel hanno avviato una partnership nell'ambito della mobilità sostenibile per lo sviluppo congiunto di un Progetto Pilota per la decarbonizzazione del parco auto in circolazione che fa leva sulla produzione di idrogeno. Il progetto prevede la realizzazione di un impianto di produzione di idrogeno verde e il suo utilizzo presso la stazione di rifornimento di autoveicoli a metano/biometano di Greenfuel - azienda associata Federmetano - a Brescia, tramite la miscelazione con il gas naturale. L'idrogeno miscelato al metano/biometano nell'autotrazione rappresenta un'importante risorsa per la mobilità sostenibile in quanto è una soluzione già utilizzabile nel breve periodo, in grado di offrire un rilevante contributo e un miglioramento in termini di impronta carbonica dei trasporti, abilitando il settore automobilistico a un passaggio graduale verso l'uso dell'idrogeno.

Edison entra a far parte di Musa per trasformare Milano in un Hub per la sostenibilità, la rigenerazione urbana e l'innovazione

6 settembre 2022- Edison ha comunicato l'ingresso nella società MUSA s.c.a.r.l (Multilayered Urban Sustainability Action), un ecosistema dell'Innovazione finanziato dal Ministero dell'Università e della Ricerca nell'ambito delle iniziative del PNRR e promosso dall'Università di Milano-Bicocca. Il progetto Musa vede la collaborazione di ventinove soggetti pubblici e privati e punta a trasformare l'area metropolitana di Milano in un hub per la sostenibilità, rigenerazione urbana ed innovazione. Il Progetto ha ottenuto un finanziamento ministeriale di 110 milioni di euro in tre anni e prevede un investimento complessivo di quasi 116 milioni di euro. Musa si pone l'obiettivo di sviluppare soluzioni smart per l'energia rinnovabile e la gestione dei rifiuti, studiare nuovi modelli di mobilità green, creare un polo di incubazione e accelerazione per startup, ottimizzare l'utilizzo dei big data per la salute e il benessere dei cittadini, mettere a punto nuove soluzioni di finanza sostenibile e creare le condizioni per una società sempre più inclusiva.

Edison e Saipem entrano nella società di scopo per la realizzazione del progetto Puglia Green Hydrogen Valley

8 settembre 2022- Edison e Saipem hanno acquisito, facendo seguito agli accordi sottoscritti a settembre 2021, rispettivamente il 50% ed il 10% della società Alboran Hydrogen Brindisi Srl strumentale alla realizzazione del progetto Puglia Green Hydrogen Valley. Saipem, inoltre, detiene anche un'esclusiva per la realizzazione del progetto.

Il progetto prevede la realizzazione di tre impianti di produzione di idrogeno verde a Brindisi, Taranto e Cerignola (FG), per una capacità di elettrolisi complessiva pari a 220 MW, alimentati da circa 400 MW di energia solare fotovoltaica. Una volta a regime, i tre impianti saranno in grado di produrre complessivamente fino a circa 300 milioni di normal metri cubi di idrogeno rinnovabile all'anno, destinati ad alimentare le industrie presenti sul territorio e la mobilità sostenibile, anche attraverso l'immissione nella rete gas locale. L'impianto di Brindisi, che si trova in una fase avanzata di sviluppo, prevede la realizzazione di un impianto di produzione di idrogeno verde mediante elettrolizzatori con una capacità di 60 MW alimentati da un campo fotovoltaico dedicato. Il progetto è stato proposto, tra gli altri, per il bando di finanziamento europeo IPCEI (Importanti Progetti di Comune Interesse Europeo).

Edison: avviata la marcia commerciale del gasdotto di interconnessione Grecia-Bulgaria (IGB) per contribuire alla diversificazione Europea

1° ottobre 2022- Edison ha reso noto di aver dato avvio alla marcia commerciale del gasdotto di interconnessione Grecia - Bulgaria IGB. L'infrastruttura, sviluppata da IGI-Poseidon (joint venture 50% Edison 50% Depa) e Bulgarian Energy Holding (BEH), è stata inaugurata a Sofia. Il gasdotto ha una capacità di 3 miliardi di metri cubi, pari all'intero fabbisogno della Bulgaria, e in una seconda fase potrà essere aumentata a circa 5 miliardi di metri cubi di gas naturale. La sua entrata in esercizio apre ai paesi del Sud Est europeo una nuova rotta di approvvigionamento, strategica in termini di sicurezza e diversificazione, fornendo accesso a fonti alternative a quelle russe. L'opera è parte, con i progetti Poseidon ed Eastmed, di un sistema di infrastrutture promosso da IGI Poseidon che contribuisce all'ampliamento del "corridoio Sud" del gas naturale e alla diversificazione delle rotte e delle fonti per l'Europa.

Contesto esterno

Quadro economico di riferimento

Nei primi nove mesi del 2022 la scena mondiale è stata dominata dalla crisi energetica, specialmente in Europa, e dagli elevati e persistenti livelli di inflazione, soprattutto negli Stati Uniti, entrambi fattori destinati a non esaurirsi nel breve periodo, ma che permarranno anche nella parte restante dell'anno in corso e in quello futuro e che gettano ombre lunghe sulla tenuta dell'economia mondiale, prevista in forte deterioramento rispetto allo scorso anno.

Sul fronte energetico, la temperatura in Europa è più che mai rovente: un termometro della situazione è l'andamento del TTF (Title Transfer Facility) – uno dei più grandi mercati di riferimento dell'Europa continentale per lo scambio del gas naturale – che nell'anno in corso ha continuato a registrare prezzi record, alimentati dai più svariati fattori: oltre al conflitto russo-ucraino e alle conseguenze delle sanzioni imposte alla Russia, a creare terreno fertile per i rincari che hanno caratterizzato i mesi di luglio e agosto vi sono state infatti anche la siccità, che per gran parte dell'estate ha interessato il continente europeo, le problematiche tecniche delle centrali nucleari francesi e la crescita dei consumi energetici connessa alle elevate temperature, ben al di sopra delle medie stagionali. Il metano è così arrivato a toccare in data 25 agosto (in concomitanza alla chiusura temporanea, divenuta poi permanente, del NordStream1) il prezzo record di 350 dollari al megawattora. Sebbene a settembre il prezzo sia tornato sotto quota 200 euro, complici le voci di un possibile intervento calmieratore da parte dell'UE, rimane comunque difficile ipotizzare una consistente riduzione del prezzo del gas dai massimi attuali, anche in virtù del fatto che nei prossimi mesi i rigassificatori europei, per compensare i minori afflussi di metano dalla Russia, dovranno pagare un premio consistente nei confronti degli importatori asiatici di Gas Naturale Liquefatto (GNL) per continuare ad attrarre carichi di GNL, in un mercato mondiale in cui non vi sono margini per aumentare l'offerta che già opera al massimo della capacità. Meno teso è invece lo scenario legato al petrolio, dato il peggioramento delle prospettive di crescita dell'economia mondiale e un'offerta più vivace delle attese, entrambi fattori che hanno contribuito alla tendenza ribassista dei prezzi.

Lo shock energetico che sta sconquassando l'Europa ha diverse implicazioni. Oltre a quelle legate prettamente alle difficoltà di approvvigionamento, che fanno anche pensare a possibili razionamenti futuri (l'Europa ha ridotto del 30-35% le importazioni di gas dalla Russia), vi sono anzitutto le ripercussioni sull'andamento del tasso di inflazione nei principali Paesi dell'area Euro, dove gli aumenti del costo dell'energia si stanno trasferendo a tutta la catena di produzione, determinando una forte crescita non solo dell'inflazione energy-driven, ma anche dell'inflazione core. Un'ulteriore implicazione riguarda l'andamento del saldo di conto corrente della bilancia dei pagamenti dell'area dell'euro che nel 2022, dopo gli anni di forti avanzi strutturali seguiti alla crisi dei debiti sovrani del 2012, registrerà un leggero disavanzo se verrà confermata la dinamica negativa dei primi sette mesi del 2022 (a causa soprattutto del forte aumento del costo dell'energia importata e, in parte, per la corposa riduzione dell'avanzo tedesco), andando ad incidere sul cambio dell'euro che a settembre, dopo venti anni, è ritornato sotto la parità con il dollaro, anche a causa dei differenziali dei tassi di interesse tra USA e UEM.

L'Europa si trova così nel mezzo di una bufera, alle prese con scarsità energetica, aumento dell'inflazione e dei tassi di interesse: la situazione di incertezza legata alla disponibilità di energia, sia per questo inverno che per il prossimo, sta frenando gli investimenti; mentre l'inflazione, che ha addirittura superato quella americana, spinta al rialzo dai costi dell'energia, ha indotto la BCE a intraprendere la strada della normalizzazione della politica monetaria per non alimentare ulteriormente le attese inflazionistiche. L'area dell'euro si avvia pertanto verso una caduta dell'attività economica, la cui intensità dipenderà anche da quanto i governi saranno in grado di mettere in campo misure per sostenere famiglie e imprese, e che potrà essere superata solo quando si sarà raggiunta l'indipendenza energetica dalla Russia. Ponendo il dilemma di come conciliare una politica fiscale espansiva per affrontare il caro energia (al momento portata avanti a livello nazionale data la difficoltà dell'Unione Europea a mettere in campo un approccio condiviso per affrontare questo problema) con una politica monetaria restrittiva a livello europeo, necessaria per contenere le spinte inflazionistiche.

Le aree al di fuori dell'Europa sono indubbiamente meno coinvolte dalla crisi energetica, ma non mancano di debolezze e problemi, tra cui appunto l'inflazione persistente, ben al di sopra degli obiettivi delle banche centrali, non solo nei Paesi

emergenti ma anche in quelli industrializzati dove, in particolare, non si pensava si sarebbero più rivisti simili aumenti degli indici dei prezzi.

Il quadro di alta e persistente inflazione rappresenta una questione centrale per l'economia mondiale, in quanto alimenta il rischio di profonda recessione sia per gli effetti deflativi legati all'erosione del potere di acquisto delle famiglie e all'incertezza della domanda prospettica con cui devono fare i conti le imprese, sia per la forte restrizione delle politiche monetarie. Pur con qualche eccezione (è il caso, ad esempio, di Giappone e Turchia) le banche centrali dei principali Paesi stanno infatti inasprendo le condizioni di erogazione del credito con continui aumenti dei tassi di politica monetaria, al fine di riportare l'inflazione a livelli auspicabili e anche a costo di una contrazione dell'attività economica, sebbene a livello mondiale la restrizione monetaria avesse preso avvio ben prima degli interventi della FED e della BCE (datati marzo e luglio di quest'anno): nei Paesi emergenti, con l'esclusione della Cina, l'inasprimento delle politiche monetarie era infatti iniziato già nel corso del 2021; il fatto che anche gli Stati Uniti abbiano assunto un atteggiamento più aggressivo in termini di politica monetaria "cambia le carte in tavola".

La risposta della Federal Reserve all'andamento dell'inflazione USA rimane, infatti, lo snodo per lo sviluppo dell'economia globale. Questo perché la politica monetaria della FED esercita i suoi effetti non solo sull'economia statunitense, ma anche su quella mondiale. Tra gli effetti più importanti del cambio di passo della politica monetaria USA vi è il rafforzamento del dollaro non solo nei confronti delle monete dei Paesi emergenti (soprattutto di quelli con un elevato debito denominato in valuta estera), ma anche verso la Cina e i Paesi industrializzati.

Nel quadro di elevata inflazione e di bassa disoccupazione che caratterizza gli Stati Uniti, e che alimenta una pericolosa spirale prezzi/salari (meccanismo per cui una bassa disoccupazione fa aumentare il salario nominale a cui le imprese rispondono con un aumento dei prezzi a causa del costo del lavoro più alto, andando così a creare un circolo vizioso che può far durare a lungo la crescita dell'inflazione), la FED è dunque intervenuta con un deciso cambio di passo della politica monetaria (aumenti di 0,75 punti base non si vedevano infatti dal 1994).

Le attese sono per una stagnazione o un leggero calo dell'attività economica nei prossimi trimestri, ma non tale da smorzare l'inflazione e riportare il mercato del lavoro in equilibrio. Le imprese infatti continuano ad assumere per far fronte all'aumento post COVID-19 della domanda; ma è probabile che la riduzione in atto dei redditi reali e il forte rallentamento del mercato delle costruzioni (oltre ad un probabile stallo della politica fiscale dopo le elezioni di metà mandato a novembre) creino le condizioni per un moderato rallentamento che porti a sua volta ad una riduzione dell'inflazione, ma bisognerà vedere se tale riduzione sarà sufficiente e non richiederà invece una contrazione dell'economia maggiore di quella attesa dalla FED.

Discorso diverso per la Cina, dove il forte rallentamento appare causato da altri fattori, tra cui le misure di contenimento del COVID-19, che hanno portato al lockdown di vaste aree del Paese, rese necessarie dalla scarsa copertura dei vaccini utilizzati e dai limiti del sistema sanitario cinese; da questo punto di vista, la revisione di alcune politiche e la decisione di un allentamento delle limitazioni legate al COVID-19 potrebbero dare un impulso, almeno nel breve periodo, all'attività economica ma, nello stesso tempo, potrebbero accompagnarsi ad un forte aumento dei contagi. In secondo luogo, la caduta del mercato immobiliare, che ha evidenziato le problematiche di un modello basato sul credito, troppo spesso eccessivo. Infine, non vanno dimenticati i problemi di approvvigionamento energetico dovuti al crollo della produzione idroelettrica causato dalla siccità.

In questo scenario, nelle previsioni di Prometeia per il 2022, il PIL mondiale crescerà del 2,3%; l'inflazione del 9,7%; il commercio internazionale del 2,8%. In particolare, grazie alla congiuntura migliore delle attese nella prima parte dell'anno, per il 2022 le stime del PIL di Stati Uniti e, soprattutto, dell'Euroarea sono state riviste al rialzo rispetto a luglio (da +1,3% a +1,4% per i primi; da +2,6% a +3,1% per la seconda); al contrario, quelle della Cina sono state riviste al ribasso (da 3,1% a 2,5%) per via dei numerosi problemi che affliggono il Paese. Tuttavia, per Stati Uniti ed Europa le revisioni al ribasso sono solo spostate al 2023: da +0,5% a +0,2% per gli Stati Uniti, a causa dell'intonazione fortemente restrittiva della politica monetaria avviata dalla FED; e, soprattutto, da +1,6% a -0,1% per l'Eurozona, prevalentemente a causa della crisi energetica, ma anche per la debolezza dell'euro nei confronti del dollaro che comporta esborsi più alti per il pagamento delle materie prime (il cui regolamento è in valuta americana) e quindi "importa inflazione" dall'estero. Quanto all'indice dei prezzi, nelle previsioni di Prometeia nel 2022 l'inflazione sarà più elevata nell'Eurozona (+8,1%, che nel 2023 scenderà al +5,0%) che non negli Stati Uniti (+7,9%, in discesa al 3,7% nel 2023), spinta al rialzo dai costi

dell'energia, stravolgendo dunque le attese di qualche mese fa; molto più bassa, rispetto a quella delle grandi aree, è l'inflazione in Cina, prevista al +4,0%.

Entrando nel merito dell'economia italiana, per il 2022 le previsioni di Prometeia sono di una crescita del 3,4%, nettamente al di sopra delle attese di inizio anno, mentre per il 2023 il rincaro del gas e l'impennata dell'inflazione portano a prevedere uno scenario congiunturale al ribasso, tagliando la stima di crescita del PIL di quasi due punti percentuali, che passa così dal +1,9% di luglio al +0,1% di settembre.

Nonostante il caro bolletta e la guerra in Ucraina, nel corso dell'anno è emerso il forte desiderio delle famiglie italiane di ritornare alla normalità, anche grazie al venir meno delle limitazioni legate al COVID-19, generando un rimbalzo delle spese legate al tempo libero e al turismo che hanno influenzato positivamente i consumi nazionali sia a livello congiunturale che tendenziale.

Positivi anche i risultati dell'industria manifatturiera, dove continuano a crescere in modo sostenuto gli investimenti, spinti dalla proroga a fine anno del superbonus 110% che ha consentito un consistente aumento della componente legata alle costruzioni. Le esportazioni nel periodo gennaio-giugno (ultimo disponibile) mettono a segno un +22,5% su base annua. Nei mesi a venire le nostre imprese esportatrici potranno continuare a beneficiare dell'indebolimento dell'euro, che rende le nostre merci appetibili; ma al tempo stesso dovranno fronteggiare i più alti costi delle materie prime di importazione e il rallentamento del commercio mondiale previsto per il 2023, con la conseguente riduzione della domanda estera, in primis di quella proveniente dalla Germania.

Sul fronte del mercato del lavoro, la crescita registrata nella prima metà dell'anno è stata tutt'altro che omogenea: le famiglie che godevano di un reddito medio-alto hanno tendenzialmente mantenuto il loro impiego e aumentato il risparmio, ma al tempo stesso un numero sempre maggiore di nuclei familiari si è trovato in grave difficoltà, subendo pesanti perdite di potere d'acquisto.

L'inflazione si stima raggiungerà il 7,3% sospinta dal rincaro dei prezzi alimentari e dell'energia, e si manterrà su livelli elevati anche per il prossimo anno.

I tagli ai consumi, assieme a prospettive economiche sempre più incerte e costi di produzione in netto rialzo, freneranno gli investimenti delle imprese. Nel 2022 il peso dei costi a carico delle aziende per energia elettrica e gas sul valore della produzione si è infatti attestato attorno al 2,4%, in deciso aumento rispetto al 2019 (1,1%), con drammatiche punte (non sostenibili nel lungo periodo) vicine al 15% per alcuni comparti come la raccolta e fornitura di acqua, la pesca e l'acquicoltura, la lavorazione di minerali non metalliferi (piastrelle, ceramiche, vetro, ecc.) e le attività metallurgiche.

Pandemia prima e caro energia poi, il nostro Paese si ritrova oggi con un debito pubblico su PIL appesantito di oltre 15 punti base rispetto al periodo pre COVID-19 e con previsioni che indicano per il 2023 un ulteriore aumento del rapporto che supererebbe il 149%. Il livello del debito pubblico e il suo rifinanziamento si confermano dunque tra i principali rischi per la nostra economia.

In un contesto di spazio fiscale limitato come quello attuale, si pone il problema di capire come le misure di sostegno contro il caro energia possano essere portate avanti. E diviene ancor più indispensabile proseguire negli sforzi necessari per l'attuazione del PNRR secondo i programmi, sia per gestire la transizione climatica che per sostenere la crescita.

Nel corso dei primi nove mesi del 2022 l'euro ha riportato un significativo deprezzamento nei confronti del dollaro rispetto al medesimo periodo del 2021: la media del tasso di cambio euro/dollaro si è attestata a 1,06, registrando un calo dell'11%. Osservando l'andamento mensile del 2022 si rileva come dal mese di marzo vi sia stato un progressivo indebolimento della moneta unica, che si è accentuato nel corso del terzo trimestre con l'euro che è sceso al di sotto della parità e che in settembre ha toccato i minimi da vent'anni. Tale dinamica è stata principalmente guidata dalla politica monetaria più restrittiva della FED, che rispetto alla BCE si è mossa prima e in modo più aggressivo per contrastare la forte crescita dell'inflazione. Negli Stati Uniti la FED da marzo ha avviato un ciclo di rialzi dei tassi di interesse che dal mese di giugno si sono intensificati con tre aumenti consecutivi di ben 75 punti base. In settembre la banca centrale statunitense ha portato il tasso di riferimento principale nel range 3-3,25%, ai massimi dal 2008, e ha segnalato che i tassi resteranno a livelli elevati a lungo, fornendo ulteriore supporto al dollaro. Nell'Eurozona la BCE si è dovuta confrontare con un difficile contesto caratterizzato da un lato da una continua crescita dell'inflazione, il cui tasso annuo ha raggiunto in settembre il nuovo record del 10%, e dall'altro lato da una maggiore incertezza sulle prospettive di

crescita economica per le tensioni geopolitiche. Dopo una linea più cauta nel primo semestre, l'istituto di Francoforte a luglio e a settembre ha alzato i tassi di interesse con il tasso principale che ha raggiunto il livello di 1,25%. Il deprezzamento dell'euro nel terzo trimestre è stato influenzato anche dal rallentamento dell'economia europea e dalle revisioni al ribasso della crescita prevista per la restante parte di quest'anno e per il 2023. Le quotazioni molto elevate dei beni energetici e la difficile situazione geopolitica per le ripercussioni della guerra in Ucraina hanno avuto un impatto negativo sulle attività economiche e sulla fiducia di imprese e consumatori.

Per quanto riguarda i mercati petroliferi, la quotazione media del Brent nei primi nove mesi del 2022 si è attestata a 102,2 USD/bbl, in aumento del 50,8% rispetto alla media registrata nello stesso periodo del 2021. Nel corso del primo semestre dell'anno i prezzi hanno mostrato un trend al rialzo, supportato dalle tensioni sull'offerta a seguito delle sanzioni internazionali imposte alla Russia, uno dei principali paesi produttori di petrolio. In aggiunta, gli aumenti dell'offerta dell'OPEC+ sono risultati costantemente inferiori agli obiettivi concordati a causa della mancanza di investimenti adeguati da parte di diversi membri dell'alleanza. Nel terzo trimestre le quotazioni hanno invece evidenziato un andamento in calo, tornando a livelli simili a quelli di inizio anno prima della guerra in Ucraina. A partire dall'estate le preoccupazioni per la ridotta offerta globale sono passate in secondo piano sulla scia della crescente incertezza sull'evoluzione della domanda, che ha perso lo slancio di inizio anno. In Cina i consumi di petrolio hanno segnato un calo a causa delle rigide misure di restrizione come parte della strategia zero COVID, che ha portato a ricorrenti lockdown in diverse aree del paese. L'aumento dei tassi di interesse da parte della FED e di numerose altre banche centrali ha alimentato le prospettive di un rallentamento dell'economia mondiale e quindi di un ridimensionamento della domanda petrolifera. La contrazione dei prezzi negli ultimi tre mesi è stata guidata anche dal significativo rafforzamento del dollaro, che ha reso più costoso l'acquisto di greggio per gli operatori che utilizzano altre valute.

La quotazione del greggio in euro si è attestata a un livello medio di 96,2 €/bbl, in salita del 69,7% rispetto ai primi nove mesi del 2021. Tale crescita è risultata più elevata di quella in dollari a seguito del sensibile indebolimento dell'euro.

La tabella e il grafico che seguono riportano rispettivamente i valori medi per trimestre e la dinamica mensile nel corso dell'anno corrente e dell'anno precedente:

	9 mesi 2022	9 mesi 2021	Variazione %	3° Trimestre 2022	3° Trimestre 2021	Variazione %
Prezzo petrolio USD/bbl(1)	102,2	67,7	50,8%	97,7	73,2	33,4%
Cambio USD/euro	1,06	1,2	(11,0%)	1,01	1,18	(14,6%)
Prezzo petrolio euro/bbl	96,2	56,7	69,7%	96,9	62,1	56,1%

(1) IPE Brent

Andamento del mercato energetico italiano

Bilancio di Energia Elettrica in Italia e scenario di riferimento

TWh	9 mesi 2022	9 mesi 2021	Variazione %	3° Trimestre 2022	3° Trimestre 2021	Variazione %
Produzione netta:	210,3	205,7	2,2%	72,5	72,4	0,1%
- Termoelettrica	144,0	128,5	12,0%	49,5	45,7	8,3%
- Idroelettrica	23,2	37,2	(37,6%)	8,6	13,2	(34,9%)
- Fotovoltaica	23,5	21,4	9,8%	9,0	8,2	9,8%
- Eolica	15,5	14,4	7,5%	3,9	3,8	3,2%
- Geotermoelettrica	4,1	4,1	(1,3%)	1,4	1,4	(2,9%)
Saldo netto import/export	32,6	34,1	(4,6%)	11,1	12,2	(9,0%)
Consumo pompaggi	(2,0)	(2,0)	(1,8%)	(0,7)	(0,6)	20,8%
Totale domanda	240,9	237,9	1,3%	82,9	84,0	(1,4%)

Fonte: elaborazione su dati preconsuntivi 2022 e 2021 Terna, al lordo delle perdite di rete.

La domanda lorda di energia elettrica in Italia del terzo trimestre 2022 registra una flessione dell'1,4% rispetto allo stesso periodo del 2021, attestandosi a 82,9 TWh (TWh = miliardi di KWh). Nonostante l'aumento del 2,3% (+0,7 TWh) registrato a luglio su base tendenziale, negli altri due mesi del trimestre si sono osservate riduzioni più marcate: -2,6% (- 0,7 TWh) ad agosto e -3,9% (-1 TWh) a settembre.

Guardando il contributo al bilancio elettrico per fonte nazionale sul terzo trimestre, si denota in primis un aumento del contributo da impianti termoelettrici del 8,3% (+3,8 TWh), particolarmente rilevante sia nel mese di luglio (+1,9 TWh) che nel mese di agosto (+2,3 TWh), con una leggera flessione a settembre (-0,3 TWh). Tra le fonti rinnovabili anche nel terzo trimestre si registra una contrazione del contributo da impianti idroelettrici al mix di generazione nazionale (-34,9%, -4,6 TWh), al contrario delle fonti eolica e fotovoltaica che riportano un rendimento positivo pari rispettivamente a +3,2% (+0,1 TWh) e +9,8% (+0,8 TWh). Complessivamente, la produzione netta di energia a livello nazionale è rimasta pressoché stabile sul terzo trimestre (+0,1 TWh) mentre sul progressivo dei primi nove mesi dell'anno registra un incremento pari a circa 2,2% (+4,6 TWh) rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente.

A completare il quadro rimangono le importazioni nette che sul terzo trimestre mostrano una flessione del 9% (-1,1 TWh) rispetto allo stesso periodo del 2021.

Per tale ragione, sul bilancio complessivo del trimestre la produzione nazionale aumenta il suo apporto rappresentando circa l'87% della domanda, in aumento del +1% rispetto al 2021 (+0,1 TWh).

Con riferimento allo scenario prezzi al 30 settembre 2022, la quotazione media nei primi nove mesi del 2022 del PUN TWA (Prezzo Unico Nazionale Time Weighted Average), si è attestata su un livello di 324,2 euro/MWh, registrando una forte crescita, quasi quadruplicata rispetto al dato relativo allo stesso periodo dell'anno precedente (86,2 euro/MWh). Nel terzo trimestre 2022 la quotazione media è risultata pari a 472,0 euro/MWh, in sensibile aumento sia su base tendenziale rispetto all'anno scorso (+280,1%) che nei confronti del secondo trimestre 2022 (+89,6%).

L'aumento di prezzo rispetto al 2021 è stato guidato principalmente dall'incremento dei costi di generazione, impattati dall'instabilità geopolitica generata nel continente europeo dopo l'invasione russa in territorio ucraino. Inoltre, livelli estremamente bassi di precipitazioni hanno portato a una situazione di grave siccità per tutto il periodo estivo, facendo impennare i prezzi fino al massimo registrato nel mese di agosto di 543,2 euro/MWh. Nel mese di settembre la

Commissione Europea ha definito alcune misure contro il caro-energia per i prossimi mesi: un cap di 180 euro/MWh ai ricavi realizzati dai generatori di energia elettrica inframarginali e un obiettivo vincolante di riduzione del 5% della domanda durante le ore di picco dei consumi, pari almeno al 10% delle ore totali del mese.

Osservando l'andamento mensile del PUN rispetto al 2021 si rileva un trend prevalentemente in crescita, con il PUN che ha più volte aggiornato il suo massimo storico. In particolare, durante l'estate bassi livelli di precipitazione hanno portato a una situazione di grave siccità, riducendo la produzione da fonti rinnovabili, limitando inoltre la disponibilità di alcuni impianti termoelettrici lungo il Po per i vincoli di raffreddamento. Inoltre, la scarsa disponibilità di capacità nucleare francese ha comportato una riduzione dei flussi in importazione. Nel corso del mese di settembre le notizie di possibili interventi a livello europeo per contenere la crescita dei prezzi hanno portato ad una flessione del PUN, in linea con il calo del mercato del gas, pur rimanendo a livelli ben superiori a quelli osservati nel 2021.

Nel seguente grafico è rappresentato il confronto dell'andamento mensile dei due anni in esame:

Per quanto riguarda i prezzi zonali, la dinamica rialzista dei primi nove mesi del 2022 si è affermata nella totalità delle zone, con le quotazioni che sono più che triplicate rispetto ai nove mesi dell'anno precedente. L'incremento più significativo è avvenuto nella zona Nord, maggiormente dipendente dalla mancata produzione idroelettrica. I gruppi di ore F1, F2 e F3 hanno mostrato un aumento su tutte le fasce rispetto ai primi nove mesi del 2021 (rispettivamente +271,6%, +275,5% e +282,2%), in linea con quanto fatto registrare dal PUN.

Analogamente a quanto osservato sul mercato italiano, i paesi esteri hanno evidenziato un incremento dei prezzi: in Germania le quotazioni sono risultate in aumento del 261,1% attestandosi a 249,8 euro/MWh. L'aumento è stato più contenuto rispetto a quanto osservato nei mercati limitrofi grazie alla maggiore generazione da fonti rinnovabili rispetto ai primi nove mesi del 2021 e ad un aumento della produzione da carbone e lignite, favorito dalla maggiore economicità rispetto alla generazione a gas. Il mercato francese ha visto quadruplicare le quotazioni, attestandosi ad una media di 296,7 euro/MWh; tale crescita è stata guidata dalla limitata disponibilità del parco nucleare, attestatasi a valori inferiori alla media degli ultimi tre anni.

Mld/mc	9 mesi 2022	9 mesi 2021	Variazione %	3° Trimestre 2022	3° Trimestre 2021	Variazione %
Servizi e usi civili	19,1	19,9	(3,9%)	2,0	2,1	(2,8%)
Usi industriali	11,6	13,2	(11,6%)	3,3	4,1	(18,8%)
Usi termoelettrici	19,1	18,5	2,9%	6,3	6,6	(4,3%)
Consumi e perdite di sistema	1,5	1,6	(4,7%)	0,6	0,6	(8,4%)
Totale domanda	51,3	53,2	(3,5%)	12,2	13,4	(8,7%)

Bilancio di Gas Naturale in Italia e scenario di riferimento

Fonte: dati preliminari 2022 e 2021 Snam Rete Gas, Ministero Sviluppo Economico e stime Edison.

Nel terzo trimestre del 2022 la domanda di gas naturale a livello nazionale perde circa 1,2 miliardi di metri cubi (-8,7%) rispetto allo stesso periodo del 2021, in particolare nel mese di settembre dove si è registrato un calo di 0,8 miliardi di metri cubi. A pesare sulla contrazione dei consumi ci sono l'aumento del costo della materia prima ed il contesto inflattivo che hanno impattato principalmente il segmento industriale che perde circa di 0,8 miliardi di metri cubi (-18.8%) rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente. Gli usi termoelettrici mostrano altresì una riduzione del consumo di gas naturale per circa 0,3 miliardi di metri cubi (-4,3%) mentre gli usi civili rimangono sostanzialmente stabili.

In termini di fonti di approvvigionamento, il terzo trimestre 2022 ha registrato:

• una produzione nazionale stabile;
• un aumento delle importazioni di gas (+0,8 miliardi di mc vs 2021);
• un forte aumento dei volumi iniettati a stoccaggio (+2,1 miliardi di mc vs 2021) il cui livello di riempimento alla fine del mese di settembre (al lordo dello stoccaggio strategico) risulta pari al 90%.

Il prezzo del gas spot in Italia nel corso dei primi nove mesi del 2022 è più che quadruplicato rispetto alle quotazioni dello stesso periodo del 2021, attestandosi a una media di 138,4 c€/smc. Nel corso del terzo trimestre è stato registrato un valore medio di 208,1 c€/smc, in aumento rispetto alla media di 49,3 c€/smc dello stesso periodo dell'anno scorso.

La forte volatilità dei mercati gas europei, registrata fin dal quarto trimestre 2021, è stata esacerbata dall'invasione russa in Ucraina a fine febbraio e ha spinto a livelli record le quotazioni del gas sulla scia di forti preoccupazioni relative alla sicurezza degli approvvigionamenti europei. A partire da giugno i flussi in import dalla Russia attraverso il Nord Stream 1 sono stati ridotti fino a giungere a una completa interruzione durante gli ultimi giorni di agosto. I paesi europei hanno intensificato gli sforzi per ridurre la propria dipendenza dal gas russo, introducendo un regolamento a livello europeo che fissa degli obiettivi di riempimento degli stoccaggi prima dell'inizio dell'inverno, diversificando le fonti di importazione attraverso accordi internazionali per forniture di gas alternative a quelle russe e mediante la realizzazione di nuove infrastrutture di rigassificazione (FSRU). Le quotazioni in settembre hanno poi ritracciato dai massimi di agosto influenzate dalle discussioni di una possibile introduzione di un cap temporaneo al prezzo del gas a livello europeo. Inoltre, il livello di riempimento dei siti di stoccaggio ha raggiunto l'obiettivo dell'80% imposto dall'Unione Europea ben prima della scadenza del 1° novembre, grazie a robusti arrivi di carichi di GNL, a temperature miti durante la primavera e agli incentivi dei governi nazionali per sostenere i flussi in iniezione.

Lo spread PSV-TTF ha registrato sui nove mesi una media di +1,7 c€/smc, in aumento di 1,9 c€/smc rispetto al valore medio di -0,2 c€/smc osservato nei primi nove mesi del 2021. Nel terzo trimestre lo spread medio è risultato pari a +0,4 c€/smc, in crescita rispetto alla media di -0,9 c€/smc dello stesso periodo del 2021. Tale dinamica è influenzata dal fatto che l'anno scorso in alcuni mesi si era verificata un'inversione del differenziale, in un contesto di entrata in esercizio del nuovo gasdotto TAP a fine 2020. Nei primi nove mesi del 2022 una riduzione dei flussi in importazione dalla Russia ha

contribuito all'ampliamento del differenziale tra PSV e TTF, in un contesto di aumento dell'import dal nord Europa attraverso il punto di ingresso di passo Gries. Nel mese di settembre si è invece osservata un'inversione del differenziale a -6,0 c€/smc, l'hub olandese è stato maggiormente impattato dalla chiusura a tempo indeterminato del gasdotto Nord Stream.

L'andamento mensile rispetto all'anno precedente è rappresentato nel seguente grafico:

Quadro normativo e regolamentare di riferimento

Nel seguito si evidenziano i tratti salienti delle principali tematiche oggetto dell'evoluzione normativa e regolatoria relativa al terzo trimestre 2022 per i diversi ambiti del business aziendale.

Energia Elettrica

Ambiente

Agrisolare e bando PNRR – Il DM Politiche agricole e forestali del 14 luglio 2022 (GU n.193 del 19 agosto 2022) ha integrato il DM del 25 marzo 2022 (contributi PNRR in favore delle imprese agricole per la realizzazione di impianti fotovoltaici sui tetti degli edifici produttivi, missione 2 – Rivoluzione Verde e transizione ecologica, Componente 1, Investimento 2.2). La somma, a valere sui fondi del PNRR di 1.500.000.000 euro, viene destinata non solo ai produttori, ma anche alle imprese che trasformino prodotti agricoli ed intendano installare i pannelli FV sui tetti dei loro fabbricati. Il bando Agrisolare per l'assegnazione degli incentivi PNRR si è aperto il 27 settembre 2022.

Strategia nazionale per l'economia circolare – Il Ministero della transizione ecologica ha emanato con il Decreto n.342 del 19 settembre 2022 il programma temporale per l'attuazione delle misure previste nella Strategia Nazionale per l'Economia circolare (SEC) di cui al DM n.259 del 24 giugno 2022 (Missione 2, Componente 1, Riforma 1.1 del PNRR).

Mercato all'ingrosso

Meccanismi di capacità - A valle del Decreto MITE del 28 ottobre 2021, il 21 febbraio 2022 si è tenuta l'asta relativa all'anno di consegna 2024. Sono stati assegnati 41,541 GW di cui 37,931 GW di capacità nazionale (di cui 3,778 GW di capacità nuova) e 3,61 GW di capacità estera. Edison è risultata aggiudicataria di 2.275 MW di capacità esistente ad un premio di 33.000 €/MW/anno e di 7 MW di capacità nuova non autorizzata ad un premio di 33.467 €/MW/anno per 15 anni1.

Il proseguo del meccanismo per gli anni a venire, in particolare per il 2025, non è scontato. Il MITE lo ha evidenziato dapprima nel 2021, nell'atto di indirizzo del 30 giugno, sottolineando che, a valle delle aste per il 2024 e 2025, seguirà una fase di profonda analisi per valutare se - in base all'evoluzione del sistema - sia ancora necessario ripetere ulteriori aste. La fattibilità di un'eventuale asta del Capacity Market per il periodo di consegna 2025 verrà quindi valutata probabilmente il prossimo anno tenendo conto dei risultati dell'asta 2024 e a valle di una nuova analisi di adeguatezza da parte di Terna. Permangono le incertezze circa l'effettivo proseguimento del meccanismo post-2025 e le relative modalità di implementazione.

Per quanto riguarda invece i ricorsi pendenti presso il TAR e il Tribunale di primo grado dell'Unione Europea contro il Capacity Market, si segnala che il TAR Lombardia ha rimandato la propria decisione a valle della sentenza del Tribunale di primo grado che è stata pubblicata il 7 settembre 2022 e con la quale sono stati rigettati i due ricorsi di SET e Tirreno Power. A valle del termine ultimo per la presentazione di un eventuale ricorso alla Corte di giustizia dell'Unione Europea (18 novembre 2022) decorreranno 45 giorni per la richiesta di riassunzione delle cause di fronte al TAR da parte di uno dei soggetti in causa.

Nel frattempo, le società Tirreno Power e Axpo hanno fatto ricorso presso il TAR Lombardia contro i diversi atti normativi e regolatori relativi all'asta 2024, nonché contro gli esiti della stessa asta.

Edison ha un forte interesse per il proseguimento dell'implementazione del Capacity Market per gli anni di consegna successivi al 2023 che permetterebbe di valorizzare la propria capacità disponibile in probabilità (CDP) afferente ad impianti esistenti (circa 2,8 GW aggiudicati nelle aste 2022 e 2023 per questa categoria di capacità ad un premio di 33.000 €/MW/anno) e ad eventuale nuova capacità da sviluppare.

¹ Afferente alla batteria installata presso l'impianto di Bussi.

Mercato retail

Ulteriori agevolazioni per la mitigazione degli impatti del contesto emergenziale - In attuazione di quanto previsto dal Decreto-Legge 21 marzo 2022, n. 21, (cd. Decreto-Legge Taglia prezzi) e dal Decreto-Legge 50/22 (cd. Decreto-Legge Aiuti), l'Autorità stabilisce che i bonus elettrico e gas di competenza 2022 riconosciuti ai nuovi aventi diritto (nuclei familiari aventi un ISEE compreso tra 8.265 euro e 12.000 euro, con meno di quattro figli e che non risultino percettori di Reddito di Cittadinanza o Pensione di cittadinanza) decorrano dal 1° aprile 2022 o, se successiva, dalla data di attivazione della fornitura agevolabile fino al 31 dicembre 2022. Nel caso in cui uno dei componenti del nucleo familiare ISEE risulti beneficiario di un bonus di competenza dell'anno 2021 e ancora in corso, il bonus 2022 decorre in continuità dal giorno successivo al termine del periodo di agevolazione del bonus sociale 2021. Riguardo alle eventuali quote già maturate di competenza 2022 spettanti agli aventi già diritto (ovvero nuclei familiari con meno di quattro figli a carico e con ISEE inferiore o uguale a 8.265 euro, o nuclei familiari con almeno quattro figli a carico e ISEE inferiore o uguale a 20.000 euro, o nuclei familiari percettori di Reddito/Pensione di cittadinanza), i bonus decorrono dal 1° gennaio 2022 o, se successiva, dalla data di attivazione della fornitura agevolabile individuata dal Sistema Informativo Integrato (SII) per una durata ordinaria pari a 12 mesi. Inoltre, dà disposizioni all' Acquirente Unico e agli operatori interessati al fine di garantire la tempestiva attuazione del nuovo quadro di riferimento normativo e regolatorio tenuto conto dei tempi tecnici richiesti per l'adeguamento dei correlati sistemi informatici.

Servizio a Tutele Graduali per le Microimprese - In ottemperanza al Decreto-Legge 31 dicembre 2020, n. 183, che ha ulteriormente prorogato, al 1° gennaio 2023, il termine per il superamento dei prezzi tutelati per i servizi di tutela per le microimprese, l'ARERA (o Autorità) ha definito la regolazione del servizio a tutele graduali per le microimprese e le modalità di assegnazione dello stesso. Con successivo provvedimento ARERA ha poi completato la disciplina per l'assegnazione del servizio a tutele graduali per le microimprese stabilendo il valore del corrispettivo CSem, il valore iniziale del prezzo corrente e i relativi livelli di riduzione tra i turni di gara nonché i valori del tetto massimo da applicare alle offerte formulate in sede di asta, inclusa la percentuale di aumento di detto tetto in occasione delle aste di riparazione; nello stesso mese è stato pubblicato sul sito istituzionale del Ministero della Transizione Ecologica il Decreto Ministeriale 31 agosto 2022 concernente criteri e modalità per l'ingresso consapevole nel mercato del gas naturale e dell'energia elettrica dei clienti finali interessati dal superamento dei regimi di prezzi regolati, con pubblicazione del relativo comunicato in Gazzetta Ufficiale. Il provvedimento disciplina il servizio a tutele graduali per la fornitura di energia elettrica al 1° gennaio 2023 per le microimprese e l'attuazione delle campagne informative destinate alle microimprese e ai clienti domestici. Per via dell'attacco informatico che ha messo fuori uso i sistemi GSE e quelli di Acquirente Unico che ne sono dipendenti, nel mese di settembre è stato deciso un differimento delle tempistiche di svolgimento delle aste per l'assegnazione del servizio a tutele graduali per le microimprese del settore dell'energia elettrica ed è stato incaricato l'Acquirente Unico a pubblicare appena possibile il Regolamento di gara aggiornato con le nuove scadenze, che dovranno essere fissate in modo tale da garantire le stesse tempistiche minime tra le varie attività strumentali all'assegnazione del servizio.

Nuova modalità di determinazione delle condizioni economiche di fornitura del gas naturale per il servizio di tutela – In considerazione dell'ulteriore aggravarsi del contesto dei prezzi del mercato all'ingrosso e delle criticità negli approvvigionamenti, l'Autorità è intervenuta, in via di urgenza, con la deliberazione 374/2022/R/gas definendo una nuova modalità di determinazione della componente di approvvigionamento (CMEM) del servizio di tutela che permette un maggiore allineamento della suddetta componente all'andamento dei prezzi nel mercato all'ingrosso. Questo intervento è stato necessario per perseguire il duplice obiettivo di: (i) garantire la possibilità per i venditori di reperire sui mercati all'ingrosso i volumi necessari per soddisfare la domanda di gas per uso domestico nel prossimo Anno Termico (AT) e (ii) di trasferire con tempestività ai clienti finali il beneficio di eventuali iniziative europee di contenimento dei prezzi delle commodity energetiche, non possibile con l'attuale metodologia. ARERA ha quindi stabilito, a decorrere dall'1 ottobre 2022, che la CMEM sia definita pari alla media mensile del prezzo del PSV day ahead rilevato da ICIS-Heren, superando quindi l'attuale metodologia di quantificazione sulla base delle quotazioni trimestrali OTC relative al trimestre t-esimo del

gas, presso l'hub TTF, rilevate con riferimento al secondo mese solare antecedente il trimestre oggetto di aggiornamento, passando così da una determinazione trimestrale definita prima dell'inizio di ciascun trimestre ad una determinazione mensile definita alla fine di ciascun mese di un trimestre.

Inoltre, con recente provvedimento, l'ARERA ha confermato la nuova modalità di calcolo della materia prima nei servizi di tutela gas, introducendo al contempo alcuni affinamenti: tra gli altri, la possibilità per i venditori di gas in servizio di tutela di emettere bollette mensili, in deroga alle regole sulla periodicità della fatturazione e la definizione nel dettaglio delle tempistiche entro cui tale componente dovrebbe essere pubblicata dalla stessa Autorità.

Attività Gas

Tariffe e mercato

Aste stoccaggio gas per l'anno termico 2022-2023 - Edison Stoccaggio ha offerto agli utenti del mercato la sua capacità disponibile conferendo, al 30 settembre 2022, circa 819 MSmc per il servizio di Modulazione di Punta stagionale, e ulteriori 60 MSmc per il servizio di Modulazione cd. a Punte Costanti.

Approvazione ricavi di riferimento 2023 di Edison Stoccaggio – Con la Delibera 384/2022 è stata approvata la proposta tariffaria 2023 di Edison Stoccaggio.

Tematiche Trasversali

Legge annuale per il mercato e la concorrenza 2021 – Legge 5 agosto 2022, n.118, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale del 12 agosto 2022 ed in vigore dal 27 agosto 2022. La legge introduce modifiche alla normativa in materia di concessioni di grandi derivazioni idroelettriche, prevedendo che le procedure di assegnazione vengano effettuate secondo parametri competitivi, equi e trasparenti, definendo la durata delle concessioni sulla base di criteri economici fondati sull'entità degli investimenti proposti. Tali procedure devono essere inviate entro due anni dall'entrata in vigore della legge regionale e non oltre il 31 dicembre 2023. Per le concessioni che prevedono un termine di scadenza anteriore al 31 dicembre 2024, incluse quelle già scadute, le Regioni possono consentire la prosecuzione dell'esercizio della derivazione in favore dell'ex concessionario per il tempo necessario al completamento delle procedure (comunque non oltre 3 anni dall'entrata in vigore della legge). Inoltre, il provvedimento contiene disposizioni in materia di concessioni demaniali, infrastrutture di ricarica, servizi pubblici locali e gestione dei rifiuti. La legge ha, infine, introdotto una delega al Governo per l'adozione, entro 12 mesi dall'entrata in vigore della stessa, di uno o più decreti legislativi che provvedano ad una ricognizione, riordino e razionalizzazione della normativa vigente in materia di fonti rinnovabili, nonché l'adozione di disposizioni modificative o integrative del DPR 13 febbraio 2017, n.31, in materia di interventi esclusi dall'autorizzazione paesaggistica.

Decreto-Legge "Infrastrutture/MIMS-bis" recante "Disposizioni urgenti per la sicurezza e lo sviluppo delle infrastrutture, dei trasporti e della mobilità sostenibile, nonché in materia di grandi eventi e per la funzionalità del Ministero delle Infrastrutture e della Mobilità Sostenibili" – Decreto-Legge 16 giugno 2022, n.68, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n.139 del 16 giugno 2022, convertito nella Legge 5 agosto 2022, n.108, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale n.182 del 5 agosto 2022. Il provvedimento prevede l'adozione di un Decreto Ministeriale del Ministero delle Infrastrutture e della Mobilità Sostenibili, contenente il regolamento per la disciplina del procedimento di approvazione dei progetti e del controllo sulla costruzione, l'esercizio e la dismissione delle dighe. Inoltre, introduce disposizioni in materia di aree idonee per l'installazione di impianti per la produzione di energia rinnovabile e semplificazioni procedurali per le opere pubbliche di particolare complessità o rilevante impatto.

Decreto-Legge "Aiuti-bis" recante "Misure urgenti in materia di energia, emergenza idrica, politiche sociali e industriali" – Decreto-Legge 9 agosto 2022, n.115, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n.185 del 9 agosto 2022 e convertito con modificazioni nella Legge n.142 del 21 settembre 2022, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale n.221 del 21 settembre 2022.

Tra le disposizioni di principale interesse, il provvedimento prevede la sospensione delle modifiche unilaterali dei contratti di fornitura di energia elettrica e di gas naturale, la proroga e la modifica del meccanismo di compensazione introdotto dall'art.15-bis del DL 4/2022, l'inasprimento delle sanzioni in caso di mancato versamento del contributo straordinario di solidarietà introdotto dall'art.37 del DL 21/2022, nonché la proroga e l'estensione delle misure a sostegno delle famiglie e delle imprese, oltre alle disposizioni per la definizione dei clienti vulnerabili gas e per l'introduzione di un meccanismo tariffario dedicato agli stessi.

Decreto-Legge "Aiuti-ter" recante "Ulteriori misure urgenti in materia di politica energetica nazionale, produttività delle imprese, politiche sociali e per la realizzazione del Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR)" – Decreto-Legge 23 settembre 2022, n.144, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n.223 del 23 settembre 2022. Il Decreto-Legge dovrà essere convertito in legge entro il 22 novembre 2022.

Il provvedimento introduce disposizioni in materia di capacità di rigassificazione galleggiante, di impianti per la produzione di energia rinnovabile all'interno dei beni demaniali o in uso del Ministero dell'Interno, e provvede a destinare i proventi derivanti dal meccanismo di compensazione di cui all'articolo 15-bis del DL Sostegni-ter alla proroga e rimodulazione dei crediti d'imposta per l'acquisto di energia elettrica e gas per le imprese. Infine, oltre alle misure a favore dell'attuazione degli interventi previsti nel PNRR, introduce alcune disposizioni in materia di garanzie offerte da SACE Spa.

Atto delegato complementare della Tassonomia su gas e nucleare – Il 15 luglio 2022 è stato pubblicato nella Gazzetta Ufficiale dell'Unione Europea (GUUE) l'atto delegato complementare della Tassonomia su gas e nucleare che definisce le condizioni per le quali queste attività possono essere definite come sostenibili. Entrerà in vigore a partire da Gennaio 2023. Il testo prevede che, per poter rientrare nella tassonomia, la generazione a gas deve avere emissioni di gas serra (ciclo vita) inferiori a 100 g CO2e/kWh, con criteri diversi che si applicano in un periodo transitorio. Gli impianti per i quali il permesso di costruzione è concesso entro il 31 dicembre 2030, infatti: a) devono avere emissioni dirette inferiori a 270g CO2e/kWh o emissioni dirette annuali inferiori a 550kgCO2e/kW (come media su venti anni); b) devono dimostrare che l'energia non può essere generata da fonti rinnovabili; c) sostituiscono un'attività esistente che usa petrolio o carbone; d) hanno una capacità di produzione che non supera la capacità dell'impianto sostituito di oltre il 15%; e) sono progettati per usare gas rinnovabili e/o low-carbon con passaggio al pieno utilizzo entro il 2035; f) sostituendo un impianto più inquinante, portano a una riduzione delle emissioni di gas serra di almeno il 55% (calcolata nell'arco di vita della capacità produttiva del nuovo impianto); g) sono situati in uno Stato membro che, laddove produca ancora elettricità da carbone, si è impegnato a un piano di phase-out del carbone. Criteri simili si applicano alla cogenerazione, con alcune differenze: a) non è presente il criterio alternativo di emissioni dirette annuali; b) la nuova capacità non può eccedere quella sostituita; c) l'attività realizza un risparmio di energia primaria di almeno il 10% rispetto alla produzione separata di elettricità e gas.

Regolamento misure coordinate della riduzione della domanda di gas– Il 5 agosto 2022 è stato pubblicato nella Gazzetta Ufficiale dell'Unione Europea (GUUE) il regolamento (UE) 2022/1369 del Consiglio relativo a misure coordinate di riduzione della domanda di gas. Il regolamento istituisce una fase di preallerta sull'approvvigionamento gas, in cui gli Stati Membri devono fare il possibile ('best efforts') per ridurre la domanda gas del 15% tra il 1° agosto 2022 e il 31 marzo 2023 rispetto alla media agosto-marzo nel quinquennio 2016-2021. Viene introdotto un livello di reazione comunitaria – definito di allerta – in cui il target di riduzione della domanda di cui al punto precedente diventa obbligatorio per tutti gli Stati Membri. Lo stato di allerta viene dichiarato dal Consiglio, e può essere proposto dalla Commissione Europea in caso di grave carenza di volumi oppure su richiesta di almeno cinque Stati Membri che abbiano già attivato lo stato di allerta a livello nazionale. È prevista una parziale deroga dagli obblighi per le seguenti casistiche: a) gli Stati Membri non interconnessi alla rete europea o le cui reti elettriche non sono sincronizzate con il sistema elettrico europeo e dipendono fortemente dal gas per la generazione elettrica; b) gli Stati Membri con interconnessioni limitate e che dimostrano che le loro capacità di esportazione sono utilizzate per reindirizzare al meglio il gas verso altri Stati Membri; c) gli Stati Membri che hanno superato gli obiettivi di riempimento dello stoccaggio di gas, o che dipendono fortemente

dal gas come materia prima per le industrie critiche o che hanno visto il loro consumo di gas aumentato di almeno l'8% nell'ultimo anno. Il regolamento si applicherà per un anno, e la Commissione effettuerà una revisione per valutarne una possibile estensione entro maggio 2023.

Prospetti di sintesi

Conto economico consolidato

(in milioni di euro)	9 mesi 2022	9 mesi 2021
Ricavi di vendita	22.842	6.849
Altri ricavi e proventi	100	133
Totale ricavi	22.942	6.982
Costi per commodity e logistica (-)	(21.131)	(5.565)
Altri costi e prestazioni esterne (-)	(548)	(428)
Costi del personale (-)	(258)	(245)
(Svalutazioni) ripristini di valore su crediti	(24)	(21)
Altri oneri (-)	(43)	(47)
Margine operativo lordo	938	676
Variazione netta di fair value su derivati (commodity e cambi)	(102)	25
Ammortamenti (-)	(288)	(268)
(Svalutazioni) ripristini di valore su immobilizzazioni	-	-
Altri proventi (oneri) Attività non Energy	(53)	(137)
Risultato operativo	495	296
Proventi (oneri) finanziari netti sul debito	(7)	(7)
Altri proventi (oneri) finanziari netti	70	2
Proventi (oneri) su cessione crediti pro-soluto	(17)	(8)
Proventi (oneri) da partecipazioni	1	13
Risultato prima delle imposte	542	296
Imposte sul reddito	(228)	142
Risultato netto da Continuing Operations	314	438
Risultato netto da Discontinued Operations	6	(2)
Risultato netto	320	436
di cui:
Risultato netto di competenza di terzi	55	1
Risultato netto di competenza di Gruppo	265	435

Stato patrimoniale consolidato

	30.09.2022	31.12.2021
(in milioni di euro)
ATTIVITA'
Immobili, impianti e macchinari	3.880	3.744
Immobilizzazioni immateriali	363	339
Avviamento	2.231	2.184
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	174	160
Altre attività finanziarie immobilizzate	90	33
Attività per imposte anticipate	1.006	329
Crediti per imposte non correnti	2	2
Altre attività non correnti	132	71
Fair Value	2.809	863
Attività per leasing finanziari	2	2
Totale attività non correnti	10.689	7.727
Rimanenze	481	176
Crediti commerciali	4.848	3.542
Crediti per imposte correnti	34	6
Altre attività correnti	672	432
Fair Value	10.095	3.843
Attività finanziarie correnti	18	3
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	362	910
Totale attività correnti	16.510	8.912
Attività in dismissione	77	69
Totale attività	27.276	16.708
PASSIVITA'
Capitale sociale	4.736	4.736
Riserve e utili (perdite) portati a nuovo	1.114	980
Riserva di altre componenti del risultato complessivo	(1.738)	(195)
Risultato netto di competenza di Gruppo	265	413
Totale patrimonio netto attribuibile ai soci della controllante	4.377	5.934
Patrimonio netto attribuibile ai soci di minoranza	477	419
Totale patrimonio netto	4.854	6.353
Benefici ai dipendenti	39	37
Fondi di smantellamento e ripristino siti	197	188
Fondi per rischi e oneri diversi	465	239
Fondi rischi su vertenze Attività non Energy	413	396
Passività per imposte differite	54	44
Debiti per imposte non correnti	-	17
Altre passività non correnti	27	15
Fair Value	4.450	891
Debiti finanziari non correnti	690	614
Totale passività non correnti	6.335	2.441
Debiti commerciali	3.989	2.872
Debiti per imposte correnti	291	136
Altre passività correnti	386	402
Fair Value	10.788	4.092
Debiti finanziari correnti	602	382
Totale passività correnti	16.056	7.884
Passività in dismissione	31	30
Totale passività e patrimonio netto	27.276	16.708

Variazione del patrimonio netto consolidato

(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 2021	4.736	980	(195)	413	5.934	419	6.353
Destinazione risultato esercizio precedente	-	413	-	(413)	-	-	-
Distribuzione dividendi e riserve (*)	-	(286)	-	-	(286)	-	(286)
Variazione area di consolidamento	-	(1)	-	-	(1)	3	2
Altri movimenti	-	8	-	-	8	-	8
Totale risultato netto complessivo	-	-	(1.543)	265	(1.278)	55	(1.223)
di cui: - Variazione del risultato complessivo - Risultato netto al 30 settembre 2022	- -	- -	(1.543) -	- 265	(1.543) 265	- 55	(1.543) 320
Saldi al 30 settembre 2022	4.736	1.114	(1.738)	265	4.377	477	4.854

La variazione della Riserva di altre componenti del risultato complessivo è principalmente correlata alla Riserva di Cash Flow Hedge, come descritto in seguito.

(*) L'Assemblea degli azionisti di Edison Spa, tenutasi in data 31 marzo 2022, ha deliberato di destinare una quota dell'utile dell'esercizio 2021, per complessivi 286 milioni di euro, a dividendo per le azioni di risparmio e ordinarie. Tale importo è stato pagato in data 27 aprile 2022.

Risultati economico-finanziari al 30 settembre 2022

Ricavi e Margine operativo lordo di Gruppo e per Filiera

(in milioni di euro)	9 mesi 2022	9 mesi 2021	Variazione %	3° Trimestre 2022	3° Trimestre 2021	Variazione %
Filiera Energia Elettrica
Ricavi di vendita	7.321	3.106	135,7%	2.836	1.100	157,8%
Margine operativo lordo	497	473	5,1%	129	136	(5,1%)
Filiera Attività Gas
Ricavi di vendita	17.930	4.214	325,5%	7.599	1.826	316,2%
Margine operativo lordo	504	249	102,4%	209	75	178,7%
Filiera Corporate (1)
Ricavi di vendita	56	57	(1,8%)	18	19	(5,3%)
Margine operativo lordo	(63)	(46)	(37,0%)	(22)	(7)	(214,3%)
Elisioni
Ricavi di vendita	(2.465)	(528)	(366,9%)	(833)	(216)	(285,6%)
Gruppo Edison
Ricavi di vendita	22.842	6.849	233,5%	9.620	2.729	252,5%
Margine operativo lordo	938	676	38,8%	316	204	54,9%
% sui ricavi di vendita	4,1%	9,9%		3,3%	7,5%

(1) Include l'attività della Capogruppo Edison Spa pertinente alla gestione centrale e trasversale, ovvero non direttamente collegata ad un business specifico e talune società holding e immobiliari.

I ricavi nei primi nove mesi del 2022 mostrano un trend in aumento rispetto allo scorso anno, attestandosi a 22.842 milioni di euro, attribuibile ad entrambe le Filiere. Tale aumento, che ha interessato maggiormente la Filiera Attività Gas, dipende in gran parte dall'incremento dei prezzi di vendita a seguito del rialzo dello scenario di riferimento. Il margine operativo lordo si attesta a 938 milioni di euro, con un trend in crescita su entrambe le Filiere.

Si rimanda ai paragrafi seguenti per un'analisi più approfondita dell'andamento nelle singole Filiere.

Filiera Energia Elettrica

Fonti

(GWh) (1)	9 mesi 2022	9 mesi 2021	Variazione %	3° Trimestre 2022	3° Trimestre 2021	Variazione %
Produzione Edison:	14.604	12.722	14,8%	3.975	4.549	(12,6%)
- termoelettrica	12.104	9.234	31,0%	3.229	3.431	(5,9%)
- idroelettrica	1.058	2.124	(50,2%)	354	752	(52,9%)
- eolica e altre rinnovabili	1.442	1.364	5,7%	392	366	7,1%
Altri acquisti (grossisti, IPEX, ecc.) (2)	12.245	13.700	(10,6%)	4.211	4.307	(2,2%)
Totale fonti	26.849	26.422	1,6%	8.186	8.856	(7,6%)
Produzioni Attività EESM	480	465	3,2%	152	127	19,7%

(1) Un GWh è pari a un milione di kWh; riferito a volumi fisici.

(2) Al lordo delle perdite.

Impieghi

(GWh) (1)	9 mesi 2022	9 mesi 2021	Variazione %	3° Trimestre 2022	3° Trimestre 2021	Variazione %
Clienti finali (2)	10.774	9.978	8,0%	3.724	3.448	8,0%
Altre vendite (grossisti, IPEX, ecc.)	16.075	16.444	(2,2%)	4.462	5.408	(17,5%)
Totale impieghi	26.849	26.422	1,6%	8.186	8.856	(7,6%)
Vendite attività EESM	480	465	3,2%	152	127	19,7%

(1) Un GWh è pari a un milione di KWh.

(2) Al lordo delle perdite.

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 si attestano a 14.604 GWh, in aumento del 14,8% rispetto allo stesso periodo del 2021. Il trend positivo è dettato in particolare dall'andamento della produzione termoelettrica che mostra un incremento del 31%, legato alla fermata nei primi mesi del 2021 di una centrale per avaria e all'evoluzione dello scenario di riferimento. Tale incremento ha compensato le mancate produzioni idroelettriche che, al contrario, mostrano un calo del 50,2% attribuibile principalmente ad una minore idraulicità. Per quanto riguarda la produzione eolica e altre rinnovabili, si registra un incremento del 5,7% imputabile sostanzialmente alla variazione di perimetro legata all'acquisizione di Vibinum Srl e Aerochetto Srl, effettuata a metà del terzo trimestre 2021, e di Winbis Srl e Cerbis Srl effettuata a luglio 2022.

Le vendite ai clienti finali sono aumentate dell'8% grazie all'incremento dei consumi della clientela Business e alla crescita del segmento Retail.

Gli Altri acquisti sono in diminuzione del 10,6% rispetto allo stesso periodo dello scorso anno, mentre le altre vendite sono in diminuzione del 2,2%; si ricorda, peraltro, che queste voci includono, oltre alle compravendite sul mercato wholesale, anche acquisti e vendite su IPEX, legati al bilanciamento dei portafogli.

Si registra un aumento dei volumi relativi alle attività dell'Energy & Environmental Services Market.

Dati economici

(in milioni di euro)	9 mesi 2022	9 mesi 2021	Variazione %	3° Trimestre 2022	3° Trimestre 2021	Variazione %
Ricavi di vendita	7.321	3.106	135,7%	2.836	1.100	157,8%
Margine operativo lordo	497	473	5,1%	129	136	(5,1%)

I ricavi di vendita nei primi 9 mesi del 2022 sono pari a 7.321 milioni di euro e risultano in aumento del 135,7% rispetto allo stesso periodo dello scorso anno, principalmente a causa del rialzo dello scenario prezzi.

Il margine operativo lordo si attesta a 497 milioni di euro, registrando un incremento di 24 milioni di euro.

Il settore termoelettrico mostra un trend in forte crescita rispetto allo scorso anno, grazie ad una performance particolarmente positiva del mercato MGP e al contributo del capacity market che ha più che compensato alcune componenti one-off registrate nel 2021, come il contributo degli incentivi CIP6 legati agli anni 2003-2004 e il rilascio di un fondo rischi.

Il settore delle rinnovabili ha conseguito un risultato in flessione rispetto allo scorso anno:

• l'idroelettrico è stato fortemente penalizzato da bassa idraulicità, con conseguenti minori volumi di produzione, parzialmente compensata dall'effetto positivo legato alla rinuncia da parte di Edison all'opzione prevista dal DL 145/2013 (cosiddetto "Spalma-Incentivi") consistente in un prolungamento del periodo di incentivazione delle centrali con riduzione degli incentivi stessi. Edison ha infatti ottenuto dal GSE l'approvazione del rimborso della differenza tra l'incentivo originariamente spettante agli impianti e le minori somme ricevute a partire dal 2015 per effetto della rimodulazione degli incentivi;

• l'eolico ha visto una contrazione dei margini, in gran parte attribuibile a minori incentivi, nonostante un incremento del perimetro societario;

• il fotovoltaico ha registrato un risultato lievemente superiore rispetto all'anno precedente;

• tutto il settore delle rinnovabili è stato penalizzato dagli effetti del DL Sostegni-ter.

Anche per quanto riguarda la parte commerciale si registra un deciso calo dei risultati, in particolare sul segmento Retail, legato ad una riduzione della marginalità unitaria e nonostante un incremento dei volumi di vendita. I risultati delle vendite di servizi a valore aggiunto (VAS) sono invece in lieve aumento rispetto allo scorso anno.

La Filiera Energia Elettrica include anche i risultati delle attività relative all'Energy & Environmental Services Market che, nei primi 9 mesi del 2022, hanno evidenziato una crescita del margine operativo lordo del 50% rispetto allo stesso periodo dello scorso anno, in parte grazie ad una migliore performance industriale, in parte grazie alla variazione del perimetro societario, in seguito all'acquisizione delle attività di Citelum in Italia e in Spagna.

Filiera Attività Gas

Fonti Gas

(Gas in milioni di m3 )	9 mesi 2022	9 mesi (*) 2021	Variazione %	3° Trimestre 2022	3° Trimestre (*) 2021	Variazione %
Produzioni (1)	7	7	5,4%	3	3	(22,7%)
Produzioni estero (2)	116	111	4,5%	36	42	(14,3%)
Acquisti Long Term e altro import	10.489	10.510	(0,2%)	3.360	3.761	(10,7%)
Altri Acquisti	5.258	2.944	78,6%	1.418	690	105,5%
Variazione stoccaggi (3)	(150)	(81)	(85,2%)	(113)	(134)	15,7%
Totale fonti	15.720	13.491	16,5%	4.704	4.362	7,8%

(1) Produzioni di Edison Stoccaggio. Al netto degli autoconsumi e a Potere Calorifico Standard;

(2) Produzioni relative alla concessione in Algeria.

(3) Include perdite di rete; la variazione negativa indica immissione a stoccaggio.

(*) Dato 2021 riclassificato.

Impieghi Gas

(Gas in milioni di m3 )	9 mesi 2022	9 mesi 2021	Variazione %	3° Trimestre 2022	3° Trimestre 2021	Variazione %
Usi civili	1.370	1.294	5,9%	128	154	(16,9%)
Usi industriali	3.872	4.204	(7,9%)	1.074	1.266	(15,2%)
Usi termoelettrici	4.311	3.707	16,3%	1.303	1.279	1,9%
Vendite produzioni estero	116	111	4,5%	36	42	(14,3%)
Altre vendite	6.051	4.175	44,9%	2.163	1.621	33,4%
Totale impieghi	15.720	13.491	16,5%	4.704	4.362	7,8%

Gli acquisti di lungo termine di gas e le altre importazioni al 30 settembre 2022 sono in linea rispetto allo scorso anno, mentre crescono in misura molto significativa gli altri acquisti sul mercato grossista; l'esposizione del portafoglio di Edison alle importazioni dalla Russia è limitata. Gli stoccaggi registrano un'immissione maggiore rispetto allo scorso anno.

Per quanto riguarda gli impieghi, pari a 15.720 milioni di metri cubi, si registra un aumento delle vendite, in particolare per usi termoelettrici e sul mercato grossista. Le vendite per usi industriali evidenziano un calo a causa della riduzione dei volumi contrattualizzati e a minori consumi anche per effetto dello scenario prezzi, mentre i volumi del segmento civile sono in leggera crescita, anche a seguito di un incremento della base clienti.

Dati economici

(in milioni di euro)	9 mesi 2022	9 mesi 2021	Variazione %	3° Trimestre 2022	3° Trimestre 2021	Variazione %
Ricavi di vendita	17.930	4.214	325,5%	7.599	1.826	316,2%
Margine operativo lordo	504	249	102,4%	209	75	178,7%

I ricavi di vendita dei primi 9 mesi del 2022 si attestano a 17.930 milioni di euro, in aumento del 325,5% rispetto allo stesso periodo dello scorso anno, grazie soprattutto all'andamento dello scenario prezzi.

Il margine operativo lordo, che include il risultato delle attività regolate, ammonta a 504 milioni di euro, in aumento del 102,4% rispetto allo stesso periodo dello scorso anno. Tale incremento è da imputarsi in parte ad eventi non ricorrenti, il cui impatto si riassorbirà parzialmente entro fine anno, e in parte ad azioni di ottimizzazione del portafoglio e a nuovi accordi di importazione. Per quanto riguarda la parte commerciale, i risultati sono in riduzione rispetto all'anno precedente, in particolare a causa della minore marginalità del segmento Retail.

Filiera Corporate

Dati economici

(in milioni di euro)	9 mesi 2022	9 mesi 2021	Variazione %	3° Trimestre 2022	3° Trimestre 2021	Variazione %
Ricavi di vendita	56	57	(1,8%)	18	19	(5,3%)
Margine operativo lordo	(63)	(46)	(37,0%)	(22)	(7)	(214,3%)

Nella Filiera Corporate 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.

Il margine operativo lordo dei primi 9 mesi del 2022 mostra un trend in riduzione rispetto allo stesso periodo dello scorso anno e riflette il venir meno di un provento one-off relativo alla conclusione favorevole nel 2021 di un contenzioso riguardante imposte di registro.

Altre voci del conto economico di Gruppo

(in milioni di euro)	9 mesi 2022	9 mesi 2021	Variazione %
Margine operativo lordo	938	676	38,8%
Variazione netta di fair value su derivati (commodity e cambi)	(102)	25	n.s.
Ammortamenti	(288)	(268)	(7,5%)
(Svalutazioni) ripristini di valore su immobilizzazioni	-	-	n.s.
Altri proventi (oneri) Attività non Energy	(53)	(137)	61,3%
Risultato operativo	495	296	67,3%
Proventi (oneri) finanziari netti sul debito	(7)	(7)	0,0%
Altri proventi (oneri) finanziari netti	70	2	n.s.
Proventi (oneri) su cessione crediti pro-soluto	(17)	(8)	(112,5%)
Proventi (oneri) da partecipazioni	1	13	(92,3%)
Imposte sul reddito	(228)	142	n.s.
Risultato netto da Continuing Operations	314	438	(28,3%)
Risultato netto da Discontinued Operations	6	(2)	n.s.
Risultato netto di competenza di terzi	55	1	n.s.
Risultato netto di competenza di Gruppo	265	435	(39,1%)

Il Risultato netto da Continuing Operations è positivo per 314 milioni di euro (positivo per 438 milioni di euro nei primi 9 mesi del 2021).

Oltre alla dinamica dei margini industriali precedentemente commentata, su tale risultato hanno inciso principalmente:

• la variazione netta di fair value su derivati, negativa per 102 milioni di euro (positiva per 25 milioni di euro nei primi 9 mesi del 2021);
• gli ammortamenti per 288 milioni di euro (268 milioni di euro nei primi 9 mesi del 2021);
• gli oneri netti Attività non Energy per 53 milioni di euro (137 milioni di euro nei primi 9 mesi del 2021) che includono, inter alia, integrazioni a fondi rischi per bonifiche;
• le poste finanziarie, che evidenziano un significativo miglioramento rispetto ai primi 9 mesi del 2021, principalmente da ricondurre agli effetti cambi;
• le imposte sul reddito che risultano in forte peggioramento principalmente per effetto dell'inclusione del contributo straordinario "extra-profitti" (effetti D.L. 21/2022 "Taglia prezzi" e D.L. 50/2022 "Aiuti") per 74 milioni di euro e del venir meno dell'effetto positivo non ricorrente del 2021 legato all'esercizio dell'opzione di riallineamento dei valori fiscali di alcuni asset industriali e del goodwill per 230 milioni di euro.

Il Risultato netto da Discontinued Operations è positivo per 6 milioni di euro e include principalmente un provento determinato dalla revisione della stima del valore attuale dell'ulteriore corrispettivo previsto dal contratto con Energean (fino a 100 milioni di dollari, subordinato all'entrata in produzione del campo gas Cassiopea in Italia).

Dopo aver attribuito il risultato netto di competenza di terzi, pari ad un utile di 55 milioni di euro, in incremento per effetto della cessione del 49% di Edison Renewables e delle sue controllate avvenuta nel mese di dicembre 2021, il Risultato netto di competenza di Gruppo è positivo per 265 milioni di euro (positivo per 435 milioni di euro nei primi 9 mesi del 2021).

Di seguito si riportano i dettagli delle principali Altre voci del conto economico di Gruppo.

Variazione netta di fair value su derivati (commodity e cambi)

Variazione netta di fair value su derivati (commodity e cambi)	Definibili di copertura	Definibili di copertura	Non definibili di	Totale variazione netta
(in milioni di euro)	(CFH) (*)	(FVH)	copertura	di fair value
2022
Gestione del rischio prezzo di prodotti energetici	(82)	(2.761)	51	(2.792)
Gestione del rischio cambio su commodity	-	133	(1)	132
Variazione di fair value contratti fisici (FVH)	-	2.558	-	2.558
9 mesi 2022	(82)	(70)	50	(102)
2021
Gestione del rischio prezzo di prodotti energetici	(4)	(222)	(5)	(231)
Gestione del rischio cambio su commodity	-	57	-	57
Variazione di fair value contratti fisici (FVH)	-	199	-	199
9 mesi 2021	(4)	34	(5)	25
(*) Si riferisce alla parte inefficace.

La variazione netta di fair value registrata nei primi 9 mesi del 2022 è legata alla variazione della correlazione tra TTF e PSV e degli scenari di prezzo di riferimento.

Ammortamenti

Il seguente grafico mostra il dettaglio degli ammortamenti per filiera.

Altri proventi (oneri) finanziari netti

(in milioni di euro)	9 mesi 2022	9 mesi 2021	Variazioni
Oneri per attualizzazione fondi	(8)	(8)	-
Utili (perdite) su cambi (*)	84	1	83
Rilascio fondo svalutazione crediti	-	5	(5)
Altro	(6)	4	(10)
Altri proventi (oneri) finanziari netti	70	2	68

(*) Includono i risultati delle operazioni poste in essere con EDF Sa a copertura del rischio cambio.

La voce Utili (perdite) su cambi relativa ai primi 9 mesi del 2022 include gli utili netti realizzati sulle operazioni di copertura del rischio cambio in essere con EDF Sa.

La voce Rilascio fondo svalutazione crediti positiva per 5 milioni di euro nei primi 9 mesi del 2021, rifletteva l'azzeramento del fondo svalutazione iscritto sul credito finanziario vantato nei confronti di Elpedison Sa, a seguito dell'avvenuto rimborso.

Totale indebitamento finanziario e flussi di cassa

Il totale indebitamento finanziario al 30 settembre 2022 è pari a 954 milioni di euro (104 milioni di euro al 31 dicembre 2021). L'incremento dell'indebitamento riflette, pur in presenza di un marcato miglioramento della performance industriale, le maggiori necessità di cassa collegate al generale rialzo dello scenario prezzi delle commodities nonché ai rilevanti investimenti nei business ritenuti strategici.

Variazione dell'indebitamento finanziario

(in milioni di euro)

Di seguito si riporta l'analisi della variazione dell'indebitamento finanziario:

I principali flussi di cassa del periodo derivano dalla positiva performance operativa commentata precedentemente, dall'assorbimento di cassa del capitale circolante, penalizzato dal significativo rialzo dello scenario di riferimento, dal pagamento dei dividendi agli azionisti, dal pagamento di imposte e da investimenti netti per 576 milioni di euro che includono:

• investimenti netti in immobilizzazioni (350 milioni di euro), prevalentemente riferiti alla costruzione degli impianti termoelettrici a ciclo combinato a gas di Marghera Levante (67 milioni di euro) e Presenzano (65 milioni di euro), ai servizi energetici e ambientali (85 milioni di euro), ai settori eolico e fotovoltaico (45 milioni di euro), nonché al settore commerciale (42 milioni di euro) principalmente relativi a costi incrementali sostenuti per l'ottenimento di nuovi contratti;
• operazioni di acquisizione con un effetto complessivo sull'indebitamento di circa 238 milioni di euro, relative all'acquisizione delle società Winbis-Cerbis (95 milioni di euro), Citelum Italia (90 milioni di euro), Energia Italia (19 milioni di euro), Gaxa (23 milioni di euro), Sistrol (7 milioni di euro) e Biotech (4 milioni di euro);
• l'acquisizione della partecipazione del 50% in Alboran Hydrogen Brindisi per circa 1 milione di euro;
• la cessione della partecipazione in Sunflower, che ha determinato un effetto positivo sull'indebitamento di 13 milioni di euro e negativo sul conto economico per circa 3 milioni di euro.

Di seguito si riporta la composizione del Totale indebitamento finanziario, definito dagli Orientamenti ESMA pubblicati in data 4 marzo 2021 che CONSOB ha chiesto di adottare a partire dal 5 maggio 2021 (per maggiori informazioni si veda quanto commentato nel Bilancio consolidato 2021).

Totale indebitamento finanziario (in milioni di euro)	30.09.2022	31.12.2021	Variazioni
Debito finanziario non corrente	690	614	76
- Debiti verso banche	449	372	77
- Debiti verso società del Gruppo EDF	-	-	-
- Debiti per leasing	226	241	(15)
- Debiti verso altri finanziatori	15	1	14
Altre passività non correnti	27	15	12
Indebitamento finanziario non corrente	717	629	88
Debito finanziario corrente (esclusa la parte corrente del debito
finanziario non corrente)	537	330	207
- Debiti verso banche	31	135	(104)
- Debiti verso società del Gruppo EDF	404	8	396
- Debiti da valutazione di derivati cash flow hedge	-	6	(6)
- Debiti verso altri finanziatori	102	181	(79)
Parte corrente del debito finanziario non corrente	65	58	7
- Debiti verso banche	27	24	3
- Debiti per leasing	38	34	4
Attività finanziarie correnti	(3)	(3)	-
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	(362)	(910)	548
Indebitamento finanziario corrente netto	237	(525)	762
Indebitamento finanziario netto Attività in dismissione	-	-	-
Totale indebitamento finanziario	954	104	850
di cui:
Indebitamento finanziario lordo	1.319	1.017	302
di cui Altre passività non correnti	27	15	12
Liquidità	(365)	(913)	548

L'incremento dell'indebitamento finanziario non corrente, rispetto al 31 dicembre 2021, è da ricondursi principalmente al primo utilizzo del finanziamento Green Framework Loan con la BEI per circa 94 milioni di euro. Le allocazioni hanno riguardato in misura quasi paritetica progetti sia in energie rinnovabili sia in efficienza energetica a supporto degli investimenti per la transizione energetica. Tale incremento è stato parzialmente compensato dai rimborsi previsti dai piani di ammortamento e dall'estinzione in via anticipata di alcuni prestiti in capo a società appartenenti al perimetro delle rinnovabili (Edison Rinnovabili e Aerochetto), rifinanziati infragruppo a condizioni più competitive.

L'aumento del debito finanziario corrente, rispetto al 31 dicembre 2021, deriva principalmente dall'utilizzo temporaneo per 300 milioni di euro della linea di credito revolving con EDF Sa e dall'incremento temporaneo nel deposito della controllante Transalpina di Energia (TdE) presso Edison.

Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti pari a 362 milioni di euro risultano in decremento e sono prevalentemente costituite da disponibilità di conto corrente con EDF Sa per 314 milioni di euro (850 milioni di euro al 31 dicembre 2021). Si ricorda che lo scoperto di conto corrente di tesoreria con EDF Sa, pari a 199 milioni di euro, al 30 settembre non è utilizzato.

La riduzione delle disponibilità liquide e il ricorso alla linea di credito revolving con EDF Sa sono essenzialmente di natura transitoria e riflettono gli aumentati fabbisogni di capitale circolante dovuti all'eccezionale incremento e alla volatilità dei prezzi delle commodities.

Al 30 settembre 2022 il gruppo Edison dispone di linee di credito committed non utilizzate per un totale di 506 milioni di euro rappresentate:

• dalla linea di credito revolving (disponibile per 300 milioni di euro), di durata biennale, sottoscritta con EDF Sa il 29 aprile 2021, modificata nell'importo, nei mesi di giugno e settembre, fino ad un massimo di 600 milioni di euro. L'incremento temporaneo della linea, che resta regolata alle condizioni contrattuali già vigenti, ha permesso di dotare Edison di una maggiore flessibilità finanziaria necessaria ad affrontare in sicurezza le condizioni di mercato più difficili dato l'aumento dei prezzi in primo luogo energetici e la forte volatilità e incertezza collegata agli scenari macroeconomici e geopolitici;
• dal Green Framework Loan (206 milioni di euro) concesso da BEI a fine giugno 2020 per finanziare la realizzazione di un portafoglio di progetti in tutto il territorio italiano per l'efficienza energetica e la realizzazione di impianti rinnovabili. La linea di credito ha una durata di 15 anni e potrà essere utilizzata fino a giugno 2024.

Indebitamento finanziario lordo e sua composizione per fonte di finanziamento

Resoconto intermedio di gestione al 30 settembre 2022

La composizione dell'indebitamento finanziario lordo al 30 settembre 2022 registra l'utilizzo temporaneo della linea di credito revolving con EDF Sa.

L'indebitamento bancario appare sostanzialmente spiegato dal ricorso alla BEI, forma di finanziamento alle migliori condizioni di mercato e di lunga durata.

Fair value iscritto a stato patrimoniale e Riserva di Cash Flow Hedge

Fair Value iscritto a stato patrimoniale

(in milioni di euro)		30.09.2022			31.12.2021
Iscritto tra:	Crediti	Debiti	Netto	Crediti	Debiti	Netto
- Attività (passività) finanziarie	-	-	-	-	(6)	(6)
- Attività (passività) non correnti	2.809	(4.450)	(1.641)	863	(891)	(28)
- Attività (passività) correnti	10.095	(10.788)	(693)	3.843	(4.086)	(243)
Fair Value iscritto nelle attività e passività (a)	12.904	(15.238)	(2.334)	4.706	(4.983)	(277)
di cui di (a) riferito a:
- gestione rischio tassi di interesse	-	-	-	-	(6)	(6)
- gestione rischio tassi di cambio	336	(14)	322	45	(12)	33
- gestione rischio su commodity	6.334	(12.267)	(5.933)	2.493	(3.516)	(1.023)
- Fair value su contratti fisici	6.234	(2.957)	3.277	2.168	(1.449)	719

Rispetto ai valori iscritti al 31 dicembre 2021, l'aumento dei crediti e dei debiti è dovuto al generale aumento dei prezzi registrato nel periodo su tutti i mercati delle commodities. Per approfondimenti sulla dinamica dei prezzi delle commodities si rimanda alle sezioni sul quadro economico di riferimento e sull'andamento del mercato energetico italiano.

Nel seguito si riporta invece la variazione della riserva di Cash Flow Hedge correlata ai 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 e del rischio tasso di interesse. Gli importi rilevati direttamente a patrimonio netto vengono riflessi nel conto economico coerentemente agli effetti economici prodotti dall'elemento coperto

Riserva di Cash Flow Hedge

(in milioni di euro)	Riserva lorda	Imposte differite	Riserva netta
Valore iniziale al 31.12.2021	(256)	73	(183)
Variazione del periodo	(2.159)	606	(1.553)
Valore al 30.09.2022	(2.415)	679	(1.736)

La variazione registrata nel periodo e la riserva al 30 settembre 2022 sono essenzialmente correlate al fair value netto dei derivati in essere a copertura del rischio commodity e cambio associato alle formule presenti sia nei contratti di vendita che in quelli di approvvigionamento sottoscritti da Edison per la gestione dei propri asset fisici e contrattuali. Il valore, in peggioramento rispetto al 31 dicembre 2021, riflette l'aumento dei prezzi registrato nel periodo con riferimento a tutti i mercati delle commodities rispetto ai prezzi fissati con le coperture in essere. L'efficacia della copertura, sia in termini di fattori di rischio coperti che di volumi oggetto di copertura, garantisce tuttavia un'equivalente variazione positiva sui flussi di cassa attesi associati ai contratti o asset fisici sottostanti (a meno della quota di inefficacia opportunamente riflessa a conto economico). Si sottolinea infine che il valore di tali derivati finanziari, letto congiuntamente ai flussi di cassa attesi relativi ai contratti o asset fisici oggetto di copertura, mantiene attese di marginalità positive.

Evoluzione prevedibile della gestione

Nell'attuale contesto di scenario prezzi, che permane caratterizzato da un'elevata volatilità, e sulla base dell'attuale quadro regolatorio, la società stima di chiudere il 2022 con un EBITDA in un intervallo compreso tra 1.100 e 1.200 milioni di euro a fronte di un EBITDA 2021 di 989 milioni di euro.

Fatti di rilievo avvenuti dopo il 30 settembre 2022

Non sono avvenuti fatti di rilievo dopo il 30 settembre 2022.

Milano, 26 ottobre 2022 Per il Consiglio di Amministrazione L'Amministratore Delegato

Nicola Monti

Dichiarazione dei dirigenti preposti alla redazione dei documenti contabili societari a norma delle disposizioni dell'art. 154-bis comma 2 del D.Lgs. 58/1998

I dirigenti preposti alla redazione dei documenti contabili societari di Edison Spa Ronan Lory 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 2022 corrisponde alle risultanze documentali, ai libri e alle scritture contabili.

Milano, 26 ottobre 2022

I Dirigenti Preposti alla redazione dei documenti contabili societari Ronan Lory Roberto Buccelli