Iren — Annual Report 2016

Apr 26, 2017

Relazioni e Bilanci al 31 dicembre 2016

Sommario

Introduzione	Avviso di convocazione di Assemblea ordinaria Gruppo Iren in cifre Cariche sociali Lettera agli Azionisti Missione e Valori del Gruppo Iren	1 2 4 5 7
Relazione sulla gestione	L'assetto societario del Gruppo Iren Informazioni sul titolo Iren nel 2016 Dati operativi Scenario di mercato Fatti di rilievo dell'esercizio Situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo Iren Situazione economica, patrimoniale e finanziaria di Iren S.p.A. Fatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura dell'esercizio ed evoluzione prevedibile della gestione Quadro normativo Gestione finanziaria Rapporti con Parti Correlate Rischi e incertezze Organizzazione e sistemi informativi Ricerca e sviluppo Personale e formazione Qualità, Ambiente e Sicurezza Iren e la Sostenibilità Altre informazioni Informazioni sulla Corporate Governance di Iren Proposte del Consiglio di Amministrazione all'Assemblea degli Azionisti	10 13 15 18 41 48 62 67 68 91 94 95 100 103 113 115 116 120 121 135
Bilancio consolidato e Note illustrative	Prospetto della Situazione Patrimoniale-Finanziaria Prospetto di Conto Economico Prospetto delle altre componenti di Conto Economico Complessivo Prospetto delle variazioni delle voci di Patrimonio Netto Rendiconto Finanziario Note Illustrative I. Contenuto e forma del bilancio consolidato II. Principi di consolidamento III. Area di consolidamento IV. Principi contabili e criteri di valutazione V. Gestione dei rischi finanziari del Gruppo VI. Informativa sui rapporti con parti correlate VII. Altre informazioni VIII. Informazioni sulla Situazione Patrimoniale-Finanziaria IX. Informazioni sul Conto Economico X. Garanzie e passività potenziali XI. Informativa per settori di attività XII. Allegati al Bilancio Consolidato Attestazione del Bilancio Consolidato ai sensi dell'art. 81-ter del Regolamento Consob n. 11971 del 14 maggio 1999 e successive modifiche e integrazioni Relazione della Società di Revisione sul Bilancio Consolidato	138 140 141 142 144 146 147 148 150 166 172 174 175 205 216 218 221 233 234
Bilancio separato e Note illustrative	Prospetto della Situazione Patrimoniale-Finanziaria Prospetto di Conto Economico Prospetto delle altre componenti di Conto Economico Complessivo Prospetto delle variazioni delle voci di Patrimonio Netto Rendiconto Finanziario Note Illustrative I. Contenuto e forma del bilancio II. Principi contabili e criteri di valutazione III. Gestione dei rischi finanziari di Iren S.p.A IV. Informativa sui rapporti con parti correlate V. Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell'esercizio VI. Altre informazioni VII. Informazioni sulla Situazione Patrimoniale-Finanziaria VIII. Informazioni sul Conto Economico IX. Garanzie e passività potenziali X. Allegati al Bilancio Separato Attestazione del Bilancio d'Esercizio ai sensi dell'art. 81-ter del Regolamento Consob n. 11971 del 14 maggio 1999 e successive modifiche e integrazioni Relazione della Società di Revisione sul Bilancio Separato Relazione del Collegio Sindacale all'Assemblea degli Azionisti	238 240 241 242 244 245 246 259 262 264 265 266 283 288 289 301 302 304

Sintesi delle deliberazioni dell'Assemblea ..................................................................

307

AVVISO DI CONVOCAZIONE DI ASSEMBLEA ORDINARIA

I Signori Azionisti sono convocati in assemblea ordinaria a Reggio Emilia in via Nubi di Magellano 30 presso la Sala Campioli per il giorno 20 aprile 2017 alle ore 11,00 in unica convocazione per discutere e deliberare sul seguente

Ordine del Giorno:

• 1) Bilancio di esercizio al 31 dicembre 2016, Relazione sulla gestione e proposta di destinazione dell'utile: deliberazioni inerenti e conseguenti.
• 2) Relazione sulla remunerazione (prima sezione ai sensi del 3° comma dell'art. 123 ter del TUF): deliberazioni inerenti e conseguenti.

Il Presidente del Consiglio di Amministrazione (Dott. Paolo Peveraro)

GRUPPO IREN IN CIFRE

	Esercizio 2016	Esercizio 2015	Variaz. %
Dati Economici (milioni di euro)
Ricavi	3.283	3.094	6,1
Margine Operativo Lordo (EBITDA)	814	678	20,1
Risultato operativo (EBIT)	427	347	23,1
Risultato prima delle imposte	303	246	23,2
Risultato netto di Gruppo e di Terzi	185	140	32,1
Dati Patrimoniali (milioni di euro)	Al 31/12/2016	Al 31/12/2015
Capitale investito netto	4.745	4.231	12,1
Patrimonio netto	2.288	2.062	11,0
Posizione Finanziaria Netta	(2.457)	(2.169)	13,3
Indicatori economico-finanziari
	Esercizio 2016	Esercizio 2015
MOL/Ricavi	24,8%	21,9%
	Al 31/12/2016	Al 31/12/2015
Debt/Equity	1,07	1,05
Dati tecnici e commerciali	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Energia elettrica venduta (GWh)	15.045	12.383	21,5
Energia termica prodotta (GWht )	2.868	2.870	(0,1)
Volumetria teleriscaldata (mln m3 )	84,8	81,9	3,5
Gas venduto (mln m3 )	2.752	2.568	7,2
Acqua distribuita (mln m3 )	170	162	4,9
Rifiuti raccolti (ton)	1.216.923	1.171.623	3,9
Rifiuti smaltiti (ton)	1.102.568	764.702	44,2

Il Gruppo è strutturato secondo un modello che prevede una holding industriale, con sede legale a Reggio Emilia, e quattro società responsabili delle singole linee di business operanti nelle principali sedi operative di Genova, Parma, Piacenza, Reggio Emilia, Torino e attraverso la recente acquisizione del Gruppo Atena anche a Vercelli.

Alla Holding fanno capo le attività strategiche, di sviluppo, coordinamento e controllo, mentre alle quattro Business Unit (BU), è stato affidato il coordinamento e l'indirizzo delle Società operanti nei rispettivi settori:

• Business Unit Energia operante nel settore della produzione di energia elettrica e teleriscaldamento
• Business Unit Mercato attiva nella vendita di energia elettrica, gas e calore
• Business Unit Reti che opera nell'ambito del ciclo idrico integrato, nel settore della distribuzione gas e della distribuzione di energia elettrica
• Business Unit Ambiente che svolge le attività di raccolta e smaltimento dei rifiuti

Dal gennaio 2016 il Gruppo ha acquisito il controllo di TRM S.p.A., società che ha ricevuto l'affidamento per progettare, costruire e gestire fino al 2034 il termovalorizzatore dei rifiuti urbani e assimilati al servizio della provincia di Torino.

Dal 1° maggio 2016 il Gruppo Iren consolida la società Atena SpA società operante nel ciclo idrico integrato, distribuzione energia elettrica e gas ed ambiente e la società Atena Trading Srl attiva nella vendita di energia elettrica e gas.

Il Gruppo dispone di un importante portafoglio clienti e di una rilevante dotazione impiantistica a supporto delle attività operative:

Produzione energia elettrica: consistente parco di impianti di produzione di energia elettrica e termica a scopo teleriscaldamento urbano; la produzione elettrica nel 2016 è stata pari a circa 9.100 GWh.

Distribuzione Gas: attraverso circa 7.973 chilometri di rete Iren serve più di 742.000 clienti.

Distribuzione Energia Elettrica: con 7.715 chilometri di reti interrate ed aeree in alta, media e bassa tensione il Gruppo distribuisce l'energia elettrica a oltre 713.000 clienti a Torino, Parma e Vercelli.

Ciclo idrico integrato: con circa 18.494 chilometri di reti acquedottistiche, quasi 9.617 km di reti fognarie e 1.136 impianti di depurazione, Iren fornisce più di 2.670.000 abitanti.

Ciclo ambientale: con 152 stazioni ecologiche attrezzate, 3 termovalorizzatori, 5 discariche, 18 impianti di trattamento, selezione, stoccaggio e recupero e 2 impianti di compostaggio, il Gruppo serve 147 comuni per un totale di più di 2.100.00 abitanti e di 1.813.320 tonnellate gestite nel 2016.

Teleriscaldamento: grazie a 905 chilometri di reti interrate di doppia tubazione il Gruppo Iren fornisce il calore ad una volumetria di circa 85 milioni di metri cubi, pari ad una popolazione servita di oltre 846.000 abitanti.

Vendita gas, energia elettrica e termica: il Gruppo commercializza annualmente più di 2,7 miliardi di metri cubi di gas, più di 15.000 GWh di energia elettrica e quasi 2.900 GWh^t di calore per teleriscaldamento.

CARICHE SOCIALI

Consiglio Amministrazione (1)
Presidente	Paolo Peveraro (2)
Vice Presidente	Ettore Rocchi (3)
Amministratore Delegato	Massimiliano Bianco (4)
Consiglieri	Moris Ferretti (5)
	Lorenza Franca Franzino (6)
	Alessandro Ghibellini (7)
	Fabiola Mascardi
	Marco Mezzalama (8)
	Paolo Pietrogrande (9)
	Marta Rocco (10)
	Licia Soncini (11)
	Isabella Tagliavini (12)
	Barbara Zanardi (13)
Collegio Sindacale (14)
Presidente	Michele Rutigliano
Sindaci effettivi	Emilio Gatto
	Annamaria Fellegara
Sindaci supplenti	Giordano Mingori
	Giorgio Mosci

Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili e societari

Massimo Levrino

Società di Revisione

PricewaterhouseCoopers S.p.A. (15)

(4) Nominato Amministratore Delegato nel corso della seduta del Consiglio di Amministrazione del 9 maggio 2016.

⁽¹⁾ Nominato dall'Assemblea dei Soci del 9 maggio 2016 per il triennio 2016-2017-2018.

⁽²⁾ Nominato Presidente dall'Assemblea dei Soci del 9 maggio 2016.

⁽³⁾ Nominato Vice Presidente nel corso della seduta del Consiglio di Amministrazione del 9 maggio 2016.

⁽⁵⁾ Componente del Comitato per la Remunerazione e le Nomine, nominato in data 12 maggio 2016.

⁽⁶⁾ Componente del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate, nominata in data 12 maggio 2016.

⁽⁷⁾ Componente del Comitato Controllo e Rischi (dal 20 dicembre 2016 denominato "Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità"), nominato in data 12 maggio 2016.

⁽⁸⁾ Componente del Comitato Controllo e Rischi (dal 20 dicembre 2016 denominato "Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità"), nominato in data 12 maggio 2016.

⁽⁹⁾ Componente del Comitato Controllo e Rischi (dal 20 dicembre 2016 denominato "Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità"), nominato in data 12 maggio 2016. L'ing. Pietrogrande è stato altresì nominato Presidente del predetto Comitato nel corso della seduta del Comitato tenutasi in data 18 maggio 2016.

⁽¹⁰⁾ Componente del Comitato per la Remunerazione e le Nomine, nominata in data 12 maggio 2016. L'avv. Rocco è stata altresì nominata Presidente del Comitato per la Remunerazione e le Nomine nel corso della seduta del Comitato tenutasi in data 24 maggio 2016.

⁽¹¹⁾ Componente del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate, nominata in data 12 maggio 2016.

⁽¹²⁾ Componente del Comitato per la Remunerazione e le Nomine, nominata in data 12 maggio 2016.

⁽¹³⁾ Componente del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate, nominata in data 12 maggio 2016. La dott.ssa Zanardi è stata altresì nominata Presidente del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate nel corso della seduta del Comitato tenutasi in data 24 maggio 2016.

⁽¹⁴⁾ Nominato dall'Assemblea dei Soci del 28 aprile 2015 per il triennio 2015-2016-2017.

⁽¹⁵⁾ Nominata dall'Assemblea dei Soci del 14 maggio 2012 per il novennio 2012-2020.

LETTERA AGLI AZIONISTI

Gentili Azionisti,

il 2016 è stato un anno particolarmente significativo nel percorso di sviluppo del Gruppo Iren e i risultati di bilancio presentati dal Consiglio di Amministrazione sono molto positivi e confermano la costante crescita della Vostra Società.

Risultati ottenuti in un contesto nazionale e mondiale segnato da grandi tensioni, incertezze e di difficile decifrabilità. Il 2016 è stato contraddistinto da eventi significativi e di "rottura" quali l'elezione di Donald Trump a Presidente degli USA, la decisione del Regno Unito di abbandonare l'Unione Europea e il voto contrario degli italiani al Referendum sulle modifiche alla legge costituzionale.

Un anno caratterizzato da forti incertezze anche sul fronte energetico, dove la quota di gas estero importato dall'Italia rimane stabilmente sopra il 90% e i principali fornitori di idrocarburi sono rappresentati da Paesi quali Russia, Libia, Iraq e Azerbaigian. Un anno che ha visto, a sorpresa, la chiusura per manutenzione di oltre un terzo delle centrali nucleari francesi, operazione che ha comportato un repentino rialzo del prezzo del megawattora.

Anche il settore domestico dei servizi pubblici - che genera ricavi superiori al 6% del PIL nazionale - ha risentito di elementi di notevole incertezza: non sono ancora entrate nel vivo le annunciate gare gas, permane il dibattito ideologico sulla cosiddetta "acqua pubblica" in seguito all'esito del Referendum 2011 e intere aree del Paese non riescono ancora a dare risposte al problema dei rifiuti.

Quello delle utility è un settore complesso e articolato, attraversato da anni da una fase di profonda trasformazione, caratterizzato – nonostante i processi di aggregazione e di consolidamento in corso - da un'elevata frammentazione, soprattutto nel campo dei servizi idrici e di gestione dei rifiuti, pur considerando i numerosi interventi volti alla razionalizzazione tentati dal legislatore.

In questo scenario il Gruppo Iren si è reso protagonista di diverse operazioni che ne hanno consolidato la vocazione di principale aggregatore e motore di sviluppo nei propri territori di riferimento e nelle filiere industriali presidiate. Nel corso del 2016, la Vostra Società in particolare ha definito tra l'altro l'acquisizione dell'80% di TRM S.p.A., società che gestisce il termovalorizzatore di Torino, del 60% di Atena Vercelli e del 45% in Gaia, società attiva nella gestione ambientale ad Asti e Provincia.

Lo sforzo e l'impegno profuso da tutta l'Azienda nell'implementare le linee strategiche delineate nel piano industriale al 2021, ricercando la massima efficienza e integrazione, hanno nei risultati economici e finanziari la loro dimostrazione più concreta.

Il Gruppo Iren chiude il 2016 con ricavi pari a 3.283 milioni di euro (+6,1% rispetto all'anno precedente), un Margine Operativo Lordo di 814,2 milioni di euro (in aumento del 20,1% rispetto al 2015) e un Risultato Operativo pari a 426,8 milioni di euro (+23,1% rispetto al 2015). L'utile netto di Gruppo è pari a 174 milioni di euro (+47,2% rispetto al 2015).

L'Indebitamento Finanziario Netto al 31/12/2016 si attesta a 2.457 milioni di euro, in aumento di circa 288 milioni principalmente per effetto del consolidamento integrale di TRM S.p.A e di alcune acquisizioni minori. Al netto di tale variazione di consolidamento, l'Indebitamento finanziario netto sarebbe diminuito di circa 147 milioni di euro.

Una particolare attenzione è stata destinata agli Investimenti che guardano al mondo dell'innovazione, uno dei pilastri del piano industriale su cui il Gruppo sta costruendo il proprio percorso di crescita. Tale impegno è testimoniato anche dal premio "Top Utility Innovazione & Tecnologia", conseguito nei primi mesi del 2017, che riconosce Iren come miglior utility in tema di investimenti in ricerca e sviluppo finalizzata all'innovazione. Innovazione che vede Iren protagonista di diversi progetti cofinanziati a livello europeo e nazionale con il coinvolgimento di realtà industriali in tutta Europa. Una contaminazione di contatti e partner alla base di un modello di open innovation che consentirà alla Vostra Società di rispondere con tempestività ai cambiamenti sempre più repentini che l'evoluzione tecnologica impone, con l'obiettivo di offrire ai nostri clienti un servizio a sempre più alto valore aggiunto.

Un servizio che per Iren si traduce nel perseguire l'eccellenza nei propri ambiti di attività: dalla raccolta differenziata, che nel 2016 si è attestata al 59,2% su un dato medio nazionale del 47,5%, alla percentuale di perdite sulla rete idrica pari al 24% rispetto al 35% della media nazionale.

L'innovazione non può prescindere da un processo di ricambio generazionale: più di 100 giovani talenti con meno di 31 anni hanno fatto il proprio ingresso in Società negli ultimi 18 mesi, aggiungendo nuove competenze ed energie al servizio dei business.

Non solo ottimi numeri: Iren continua a crescere mantenendo anche una forte attenzione ai propri territori di riferimento. Sostegno che si esprime attraverso i 2,2 miliardi di euro di investimenti previsti nel piano industriale al 2021, il 98% dei quali destinati allo sviluppo sui territori, generando una rilevante ricaduta in termini socio-economici. Ricaduta che si sviluppa ulteriormente nel supporto del sistema teatrale e delle iniziative in campo culturale, ambientale e sportivo che la Vostra Società realizza nei territori di riferimento.

Una attenzione che è rivolta anche ad altri territori come testimoniano le iniziative messe in atto dall'azienda e dai suoi dipendenti con raccolte fondi e interventi mirati per la ricostruzione delle zone del centro Italia colpite dal terremoto.

La sostenibilità ambientale è sempre più al centro delle nuove sfide mondiali: l'agenda del Governo, gli indirizzi dell'Unione Europea, gli obiettivi al 2030 delle Nazioni Unite e tante altre iniziative istituzionali si collocano in uno scenario che richiede di programmare e agire per salvaguardare il futuro della Terra. In questa logica sono proseguite anche nel 2016 le politiche del Gruppo Iren in coerenza con i principi della sostenibilità ambientale, sociale ed economica.

Il rispetto e la tutela del territorio, l'efficienza energetica, il dialogo costante con le comunità ed i territori, la soddisfazione dei clienti e l'attenzione alla valorizzazione dei dipendenti sono stati i valori guida che rappresentano l'identità aziendale e sono uno dei pilastri fondanti del piano industriale al 2021. Piano che pone l'accento su attività a basso impatto ambientale come le reti di teleriscaldamento, il consolidamento impiantistico legato al concetto del "Waste to material" oltre all'implementazione di sistemi che consentono la telelettura e telegestione dei contatori di energia elettrica, gas e acqua e alle smart-grid, le reti elettroniche intelligenti.

Mi preme ancora ricordare gli interventi fatti in campo educativo perché l'educazione è la via più efficace e strategica per l'affermazione di una cultura della sostenibilità e dell'innovazione.

Nel 2016 la Vostra Società ha incrementato ancora il suo impegno nelle scuole di Liguria, Piemonte ed Emilia Romagna incontrando quasi 90.000 persone alle quali sono stati illustrati stili di vita più rispettosi dell'ambiente favorendo la consapevolezza che le risorse sono limitate per cui è necessario trovare un equilibrio sostenibile allo sviluppo.

Il Piano Industriale al 2021 ha riconfermato le linee guida strategiche fondate su efficienza, consolidamento, focus sul Cliente e sostenibilità, aggiungendo una rinnovata attenzione verso la soddisfazione degli Azionisti, testimoniata dalla proposta all'Assemblea dei Soci di un dividendo in crescita del 14% rispetto al 2015, valore che pone Iren tra i titoli con la migliore politica di remunerazione del settore.

Voglio ringraziare, a nome del Consiglio di Amministrazione, tutti i dipendenti per la competenza e l'impegno che quotidianamente mettono nel loro lavoro, da cui derivano i risultati che abbiamo conseguito. Ringrazio infine tutti i componenti del Consiglio di Amministrazione e del Collegio Sindacale per il determinante contributo alla crescita della Vostra Società.

Il Presidente del Consiglio di Amministrazione (Paolo Peveraro)

Missione e Valori del Gruppo Iren

La missione del Gruppo Iren è quella di offrire ai clienti e ai cittadini efficienza, efficacia, economicità ed elevata qualità dei servizi, operando con competenza e professionalità, nel pieno rispetto dell'ambiente e della sicurezza, nei settori dell'energia, dei servizi idrici integrati,ambientali e per le pubbliche amministrazioni, contribuendo al benessere dei propri collaboratori e delle comunità e garantendo ai propri azionisti un'adeguata reddititvità d'impresa.

"Credo che avere la terra e non rovinarla sia la più bella forma d'arte che si possa desiderare."

ANDY WARHOL

Relazione sulla gestione al 31 dicembre 2016

L'ASSETTO SOCIETARIO DEL GRUPPO IREN

Si precisa che si tratta della struttura organizzativa a fini gestionali.

Nella rappresentazione sono state considerate le Società controllate direttamente ed integralmente da Iren S.p.A.. Inoltre, Iren S.p.A. partecipa direttamente la collegata Plurigas S.p.A. – tale società è stata posta in liquidazione volontaria dall'Assemblea degli azionisti il 27 marzo 2013.

BU ENERGIA

Produzione di energia elettrica e termica cogenerativa

Iren Energia dispone complessivamente di circa 3.000 MW di potenza installata (in assetto elettrico), in particolare ha la disponibilità di 25 impianti di produzione di energia elettrica: 19 idroelettrici, 6 termoelettrici in cogenerazione e 1 termoelettrico, per una potenza complessiva di circa 2.800 MW in assetto elettrico e 2.300 MW termici, di cui 900 MW in cogenerazione. Le fonti di energia primaria utilizzate sono eco-compatibili in quanto idroelettriche e cogenerative. In particolare, il sistema idroelettrico di produzione svolge un ruolo importante in tema di salvaguardia ambientale, in quanto utilizza una risorsa rinnovabile e pulita, senza emissione di sostanze inquinanti; l'energia idroelettrica consente di ridurre il ricorso ad altre forme di produzione a più elevato impatto ambientale. Iren Energia considera il rispetto dell'ambiente un valore aziendale e da sempre ritiene che lo sviluppo del sistema di produzione idroelettrico, in cui investe annualmente notevoli risorse, sia uno degli strumenti principali per la salvaguardia del territorio. Il 40% della potenza termica complessiva proviene dagli impianti di cogenerazione di proprietà e la parte restante è relativa a generatori di calore convenzionali. Iren Energia presidia le attività di programmazione e dispacciamento delle produzioni di energia elettrica e termica del Gruppo.

Teleriscaldamento

Iren Energia dispone nel capoluogo piemontese della rete di teleriscaldamento più estesa a livello nazionale, con 554,2 km di doppia tubazione (di cui 23,9 km nel Comune di Nichelino), nonché delle reti di Reggio Emilia con un'estensione di 218,7 Km, di Parma con 98,7 Km, di Piacenza con 22,7 km e di Genova con circa 10,3 Km per un totale di 904,6 km.

A far data dal primo ottobre 2015 Iren Energia, a seguito del passaggio del ramo d'azienda da Iren Emilia, gestisce direttamente l'esercizio e la manutenzione delle reti e degli impianti di teleriscaldamento delle città emiliane. Il totale della volumetria riscaldata 31 dicembre 2016 ammonta a 84,8 milioni di metri cubi, in aumento rispetto al 2015 del 3,6%.

Servizi agli Enti Locali e Global Service

Iren Servizi e Innovazione è attiva nel campo dell'illuminazione pubblica e monumentale, degli impianti semaforici, della gestione, in global service tecnologico, degli impianti termici ed elettrici degli edifici pubblici della Città di Torino e delle energie rinnovabili ed alternative.

D'intesa con il Comune di Torino sta portando avanti un articolato piano di rinnovi volti al miglioramento dell'efficienza energetica ed al contenimento dei consumi, tra cui la sostituzione delle lampade tradizionali a mercurio con lampade a led.

BU MERCATO

Il Gruppo, tramite IREN Mercato, opera nella commercializzazione dell'energia elettrica, del gas, del calore, nella fornitura di combustibili per il Gruppo, nell'attività di trading dei titoli di efficienza energetica, certificati verdi ed emission trading, nei servizi di gestione clienti a società partecipate dal Gruppo, nella fornitura di servizi calore e nella vendita di calore tramite la rete di teleriscaldamento. Dal 1° maggio 2016 è entrata a far parte del gruppo anche la società Atena Trading società attiva nella vendita sia di energia elettrica che di gas.

Iren Mercato è presente su tutto il territorio nazionale con una maggiore concentrazione di clientela servita nella zona del centro nord dell'Italia e presiede la commercializzazione dell'energia proveniente dalle diverse fonti del Gruppo sul mercato rappresentato dai clienti finali e da altri operatori grossisti.

Le principali fonti di energia del Gruppo disponibili per le proprie attività sono rappresentate dalle centrali termoelettriche e idroelettriche di Iren Energia S.p.A.

Iren Mercato agisce altresì come esercente il servizio di "maggior tutela" per la clientela retail del mercato elettrico relativamente alla provincia di Torino ed al territorio di Parma.

Storicamente è attiva nella vendita diretta del gas metano nei territori di Genova, Torino e dell'Emilia.

Infine, gestisce la vendita del calore ai clienti teleriscaldati del comune di Torino e dei capoluoghi di Reggio Emilia, Parma, Piacenza e Genova e lo sviluppo commerciale sulle aree di nuovo insediamento del teleriscaldamento.

Il Gruppo è altresì attivo nella vendita di servizi gestione calore e global service sia a favore di soggetti privati sia di enti pubblici.

Commercializzazione Gas Naturale

I volumi complessivi di gas naturale approvvigionati nel corso del 2016 sono stati pari a 2.752 Mmc di cui 998 Mmc commercializzati a clienti finali esterni al Gruppo, e 1.547 Mmc impiegati all'interno del Gruppo IREN sia per la produzione di energia elettrica e termica sia per la fornitura di servizi calore.

Al 31 dicembre 2016 i clienti gas retail gestiti dalla Business Unit Mercato sono pari a circa 805.000 e comprendono i clienti sul bacino storico genovese, torinese ed emiliano e delle aree di sviluppo limitrofe e i clienti del nuovo bacino di Vercelli apportati da Atena Trading consolidata dal 1° maggio 2016 (circa 26.000 clienti).

Commercializzazione energia elettrica

I volumi commercializzati nel corso del 2016 dalla BU Mercato sono stati pari a 9.539 GWh.

I clienti retail di energia elettrica gestiti al 31 dicembre 2016 superano i 790.000 distribuiti principalmente sul bacino tradizionalmente servito, corrispondente a Torino e Parma, e sulle aree presidiate commercialmente dall'azienda e da Atena Trading (circa 28.000 clienti).

Vendita calore tramite rete di teleriscaldamento

Iren Mercato gestisce la vendita del calore, acquistato da Iren Energia, ai clienti teleriscaldati del Comune di Genova, del Comune di Torino, di Nichelino e delle province di Reggio Emilia, Piacenza e Parma. Il totale della volumetria teleriscaldata al 31 dicembre 2016 ammonta a 84,8 milioni di metri cubi.

Gestione servizi calore

Il Gruppo è attivo nella vendita di servizi gestione calore e global service sia a favore di soggetti privati che di enti pubblici.

BU RETI

A seguito delle operazioni straordinarie di razionalizzazione societaria, poste in essere a fine 2015 e con efficacia 1° gennaio 2016, le attività afferenti alla BU Reti sono svolte prevalentemente dalla società IRETI che accorpa le ex società Genova Reti Gas, Iren Acqua Gas, Iren Emilia, AEMD e Acquedotto di Savona. La società si occupa del ciclo idrico integrato, della distribuzione di energia elettrica, della distribuzione di gas naturale e di altre attività minori. Dal 1° maggio 2016 è entrata a far parte del gruppo anche la società Atena S.p.A. che opera nell'ambito della fornitura dei servizi del ciclo idrico integrato, della distribuzione di energia elettrica e della distribuzione gas nel territorio della città e di parte della provincia di Vercelli.

Servizi Idrici Integrati

IRETI, direttamente e tramite le società operative controllate Mediterranea delle Acque, Idrotigullio, e da maggio anche Atena S.p.A. come sopramenzionato, opera nell'ambito dell'approvvigionamento idrico, fognatura e depurazione delle acque reflue nelle province di Genova, Savona, Piacenza, Parma Reggio Emilia e Vercelli. Con l'acquisizione del ramo d'azienda cosiddetto "ramo ligure" dalla Società Acque Potabili S.p.A., con efficacia dal 1° luglio 2015, IRETI ha esteso ad altri 4 comuni (Camogli, Rapallo, Coreglia Ligure e Zoagli) nell'ATO Genova e al comune di Bolano (La Spezia) la gestione del servizio idrico integrato consolidando la presenza sul territorio.

Complessivamente negli Ambiti Territoriali Ottimali (ATO) gestiti (Area Genovese, Reggio Emilia Parma, Piacenza, Savona e La Spezia), viene svolto il servizio in 206 Comuni e per oltre 2,6 milioni di abitanti serviti. I Comuni serviti nella provincia di Vercelli sono 14 oltre al capoluogo.

Nel corso del 2016 la BU Reti ha venduto circa 170 milioni di metri cubi di acqua, attraverso una rete di distribuzione di circa 18.500 km. Per quanto riguarda le acque reflue gestisce una rete fognaria complessiva di oltre 9.600 Km.

Distribuzione Gas

IRETI, distribuisce il gas metano in 75 comuni delle province di Reggio Emilia, Parma e Piacenza, nel comune di Genova e in altri 19 comuni limitrofi. Tramite Atena S.p.A. distribuisce il gas nella città di Vercelli e in altri 11 comuni della provincia. La rete di distribuzione composta da 7.973 km di rete in alta, media e bassa pressione serve un bacino di circa 742.000 clienti. IRETI nel corso del 2016 ha distribuito circa 1.250 milioni di metri cubi di gas.

Distribuzione di energia elettrica

Con circa 7.715 km di rete in media e bassa tensione IRETI svolge il servizio di distribuzione dell'energia elettrica nelle città di Torino e Parma. Atena S.p.A. distribuisce l'energia elettrica nella città di Vercelli.

BU AMBIENTE

La Business Unit Ambiente svolge le attività di raccolta e smaltimento di rifiuti principalmente attraverso tre società: IREN Ambiente operativa in area Emilia, AMIAT e TRM operative in area Piemonte. Da maggio è entrata a far parte del gruppo anche la società Atena S.p.A., partecipata da IRETI ma operante anche nelle attività di raccolta dei rifiuti nella città di Vercelli e in altri 26 comuni della provincia.

Il network impiantistico della BU, nel corso del 2016, è stato integrato con l'acquisto della società REI S.r.l. situata in area Piemonte e con la partecipazione nella società ReCos S.p.A. operante in area Liguria.

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

Dal gennaio 2016 il Gruppo ha acquisito il controllo di TRM S.p.A., società che gestisce l'impianto di termovalorizzazione di Torino. Tale impianto ha una capacità di termovalorizzazione di circa 500 mila tonnellate/anno di rifiuti con recupero di energia e ha permesso al Gruppo di triplicare la propria capacità di termovalorizzazione, confermando IREN tra i primi tre soggetti a livello nazionale in termini di rifiuti trattati. A far data dal 1° ottobre 2016 è stata acquisita una partecipazione nella società ReCos S.p.A. con sede a La Spezia, di cui Iren Ambiente S.p.A. detiene il 25.5%. ReCos S.p.A. svolge sia la gestione che la manutenzione dell'impianto di produzione CDR nel Comune di Vezzano Ligure e dell'impianto di compostaggio nel Comune di Arcola. Il Gruppo a dicembre 2016 con inizio attività previste per il primo trimestre 2017, ha acquisito la società mono-impianto REI S.r.l. costituita per la realizzazione di una nuova discarica per rifiuti anche pericolosi, ad esclusione di rifiuti urbani, con sede a Pianezza (TO).

INFORMAZIONI SUL TITOLO IREN NEL 2016

Andamento del titolo IREN in Borsa

Nel corso del 2016 il FTSE Italia All-share (il principale indice di Borsa Italiana), ha riportato una contrazione del 6,8% legata principalmente alle negative performance del settore bancario. Tale risultato è anche da attribuire agli effetti di un perdurante scenario di incertezza e di fragilità economica globale segnalato dalla debolezza del prezzo del petrolio, in particolare nella prima parte dell'anno.

In tale scenario il titolo IREN cresce di circa il 7,4%, facendo registrare per il secondo anno consecutivo il maggiore incremento di valore tra i suoi competitor più diretti.

Il titolo IREN a fine dicembre 2016 si è attestato a 1,56 euro per azione con volumi medi nell'anno pari a circa 1,8 milioni di pezzi giornalieri.

Nel 2016 il prezzo medio è stato di 1,48 euro per azione, con un massimo di 1,67 euro per azione rilevato il 30 maggio ed un minimo di 1,27 euro per azione il 5 febbraio.

Il coverage del titolo

Nel corso del 2016 il Gruppo IREN è stato seguito da sette broker: Banca IMI, Banca Akros, Equita, Fidentiis, Intermonte, KeplerCheuvreux e Mediobanca. Successivamente si è aggiunto Main First che ha attivato la copertura a partire dal 23 gennaio del 2017.

Azionariato

Al 31 dicembre 2016 sulla base delle informazioni disponibili alla società, l'azionariato di Iren è il seguente:

*Azioni di risparmio prive del diritto di voto

DATI OPERATIVI

Bilancio dell'energia elettrica

GWh	Esercizio 2016	Esercizio 2015	Variaz. %
FONTI
Produzione lorda del Gruppo	9.074	8.107	11,9
a) Idroelettrica	1.228	1.479	(17,0)
b) Cogenerativa	5.360	4.746	12,9
c) Termoelettrica	1.986	1.665	19,2
d) Produzione da WTE e discariche	500	217	130,4
Acquisto da Acquirente Unico	601	664	(9,5)
Acquisto energia in Borsa Elettrica	3.519	1.865	88,7
Acquisto energia da grossisti e importazioni	2.224	2.300	(3,3)
Totale Fonti	15.418	12.936	19,2
IMPIEGHI
Vendite a clienti di maggior tutela	571	653	(12,5)
Vendite in Borsa Elettrica	7.069	6.847	3,2
Vendite a clienti finali e grossisti	7.405	4.825	53,5
Pompaggi, perdite di distribuzione e altro	373	611	(39,0)
Totale Impieghi	15.418	12.936	19,2

Bilancio del gas

Milioni di metri cubi	Esercizio 2016	Esercizio 2015	Variaz. %
FONTI
Contratti con condizioni pluriennali	325	292	11,4
Contratti con condizioni mercato a breve e medio periodo	2.210	2.098	5,3
Prelievi da stoccaggio	217	178	21,9
Totale Fonti	2.752	2.568	7,2
IMPIEGHI
Gas commercializzato dal Gruppo	998	1.004	(0,6)
Gas in stoccaggio	207	206	0,5
Gas destinato ad usi interni (1)	1.547	1.358	13,9
Totale Impieghi	2.752	2.568	7,2

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

Servizi a rete

	Esercizio 2016	Esercizio 2015	Variaz. %
DISTRIBUZIONE ENERGIA ELETTRICA
Energia elettrica distribuita (GWh)	4.148	3.995	3,8
N. contatori elettronici	688.854	740.272	(6,9)
DISTRIBUZIONE GAS
Gas immesso in rete area Emilia (mln mc)	878	871	0,8
Gas immesso in rete area Genova (mln mc)	345	338	2,1
Gas immesso in rete area Vercelli (mln mc)	26	-	n.s.
Totale Gas immesso in rete	1.250	1.209	3,4
TELERISCALDAMENTO
Volumetria teleriscaldata (mln mc)	84,8	81,9	3,6
Rete Teleriscaldamento (Km)	905	883	2,5
SERVIZIO IDRICO INTEGRATO
Volumi Acqua (mln mc)	170	162	4,9

SCENARIO DI MERCATO

LO SCENARIO MACROECONOMICO

L'economia italiana ha fatto registrare segnali positivi in avvio d'anno, con un aumento del PIL nel primo trimestre dello 0,3% su base congiunturale, mentre il secondo trimestre del 2016 è stato abbastanza insoddisfacente con il PIL reale stabile rispetto al primo trimestre dell'anno. Il terzo e quarto trimestre del 2016 hanno fatto segnare piccoli segnali positivi nell'attività produttiva. Il PIL in media d'anno potrebbe dunque registrare un aumento in termini reali nell'intorno dell'1%. Quasi tutte le componenti della domanda hanno contribuito alla modesta accelerazione della crescita (nel 2016 pari allo 0,8%), ma il segnale di una inversione di svolta nel ciclo è debole e soggetto a molte incertezza. È mancata soprattutto la spinta degli investimenti, ancorché favoriti dagli interventi di politica fiscale, dalle condizioni favorevoli della politica monetaria oltre che dalle riforme del mercato del lavoro. L'incertezza politica, la debolezza della domanda e la scarsa dinamicità del commercio internazionale hanno disincentivato le imprese ad investire in nuova capacità produttiva, nonostante il miglioramento delle condizioni di competitività delle imprese.

Nel seguito vengono riportate alcune riflessioni sulle debolezze strutturali che stanno condizionando l'intensità della ripresa italiana.

Le spese delle famiglie

Le famiglie italiane hanno goduto di una crescita del reddito disponibile netto in termini reali, derivante anche dalla caduta dell'inflazione, in misura maggiore rispetto ad altri paesi europei. Tuttavia l'aumento del reddito medio non è frutto di un miglioramento di tutte le classi di reddito. La distribuzione del reddito continua a favorire i percettori con maggiore reddito. A fronte di una dinamica salariale quasi nulla la distribuzione delle opportunità lavorative è stata molto sfavorevole per le fasce più deboli.

L'occupazione infatti è aumentata, ma non quella giovanile - gli incentivi alla nuova occupazione hanno potenziato la domanda di lavoro per qualche tempo, ma sulla struttura del reddito disponibile pesa sempre più il mutamento strutturale della popolazione occupata: in tre anni gli occupati con meno di 35 anni hanno subito un ridimensionamento di 160 mila unità. L'invecchiamento ha ridotto inoltre gli occupati nelle fasce di età centrali ed ha aumentato, per il semplice passaggio di età, gli ultracinquantenni occupati (insieme all'aumento dell'età pensionistica). In tre anni il numero degli ultracinquantenni occupati è cresciuto di 1 milione: complessivamente questi ultimi rappresentano attualmente circa un terzo della forza lavoro occupata. Le coorti di occupati più anziani hanno spiazzato i giovani, ma per loro, oltre a una minore propensione alla spesa, occorre considerare la crescente incertezza sulla futura sostenibilità del sistema pensionistico, che induce un aumento della propensione al risparmio.

Gli investimenti

Gli investimenti dovrebbero essere il motore della crescita anche per il 2017: la maggioranza delle imprese intervistate ha dichiarato infatti livelli di accesso al credito e di liquidità in linea con i valori esistenti prima della crisi. Sembra quindi superata la difficoltà dell'accesso al credito per le imprese che sono sopravvissute alla crisi. Il tessuto produttivo si è radicalmente modificato nel corso della lunga crisi; sono sopravvissuti i settori tipici del made in Italy con un fabbisogno medio di capitale fisso inferiore a quello della struttura produttiva pre-crisi.

La tenuta di una dinamica positiva delle esportazioni ed il lieve recupero delle quote di mercato in un contesto in cui il commercio mondiale era in declino, sono il sintomo di un'industria che si sta, con molta gradualità, riorganizzando e liberando della capacità produttiva obsoleta. Di contro, occorre segnalare che il grado di utilizzo degli impianti a fine 2016 è inferiore a quello di un anno prima. Il settore pubblico ha programmato di far ripartire gli investimenti infrastrutturali, dopo il lungo declino che ha accompagnato le manovre di riduzione del deficit concordate nell'ambito delle politiche europee del Fiscal Compact. Le condizioni del bilancio pubblico si presentano ancora difficili ed il processo decisionale ancora molto lento, soprattutto nel contesto d'incertezza politica che ha seguito l'esito del referendum.

Esportazioni

Nel 2016 è stata registrata una crescita moderata del commercio estero, con esportazioni di beni verso l'area euro in aumento, attenuate da una diminuzione dei volumi verso i paesi extra UE. Per il 2016 le esportazioni di beni e servizi sono per questo attese intorno all'1,6%, stimolate anche dal deprezzamento dell'euro, evidenziando così un trend leggermente in risalita sebbene non fiducioso come quello realizzato nel 2015 (in cui si è registrato un valore pari al 4,3%).

Debolezza strutturale del sistema bancario e instabilità politica: i rischi maggiori per il 2017

La trasmissione della politica monetaria attraverso il canale del credito resta ostacolata dalle difficoltà strutturali del sistema bancario italiano, limitando l'impatto dei bassi tassi sulla domanda. A questo si aggiunge il crescente grado d'incertezza sistemica che stanno attraversando le economie e le scelte politiche europee ed americane. L'impulso fiscale derivante dagli stabilizzatori automatici del bilancio pubblico nel 2017 è stato peraltro messo in discussione dalla UE, che sta chiedendo nuove misure correttive. Dal punto di vista macroeconomico, il 2017 si prospetta dunque ancora difficile e pieno di incognite.

IL MERCATO PETROLIFERO

Nel 2016 il prezzo medio del greggio è stato pari a 43,69 \$/bbl, in riduzione rispetto allo stesso periodo del 2015 (-17%), con un cambio \$/€ medio di 1,106 \$/€, essenzialmente in linea con la quotazione dell'anno precedente (-0,03%). Per effetto delle precedenti dinamiche, la quotazione media del greggio in euro è stata 39,53 €/bbl nel 2016, in considerevole riduzione rispetto al valore medio del 2015 (-17%).

Nel 2016 le quotazioni spot del Brent Dated hanno mostrato un trend tendenzialmente in crescita, mostrando un forte segnale di ripresa in dicembre, con il traguardo di 53,60 \$/bbl (+22,90 \$/bbl rispetto al valore di inizio anno), dopo un'elevata volatilità tra ottobre e dicembre, oscillando tra 46 \$/bbl e 56 \$/bbl. La fluttuazione degli ultimi mesi del 2016 è stata principalmente guidata da aspettative di riduzione del surplus di prodotti petroliferi, derivanti dal raggiungimento dei recenti accordi sulla ridefinizione del tetto produttivo dei paesi OPEC e dall'ulteriore taglio produttivo concordato tra paesi OPEC e non.

IL MERCATO DELL'ENERGIA ELETTRICA

Domanda e offerta

Nel 2016 la produzione di energia elettrica in Italia è stata pari a 275,65 TWh, in aumento rispetto all'anno precedente dell'1,2%. La richiesta di energia elettrica, pari a 310,25 TWh, è stata soddisfatta per l'88% dalla produzione nazionale, mentre per il rimanente 12% dalla produzione estera, mostrando una crescita di produzione nazionale rispetto al 2015 del 3%. A livello nazionale, la produzione termoelettrica tradizionale è stata pari a 187,46 TWh, rappresentando un aumento del 2,5% rispetto al 2015, e ha rappresentato il 68% dell'offerta produttiva; la produzione di fonte idroelettrica è stata pari a 42,32 TWh (-8,9% rispetto al 2015) rappresentandone il 15%, mentre la produzione da fonte geotermica, eolica e fotovoltaica è stata pari a 45,86 TWh (+6,4% rispetto al 2015) coprendo il 17% dell'offerta.

I consumi del 2016 sono in calo rispetto all'anno precedente con una flessione del -2,1%. I decrementi percentuali si verificano in tutte le zone, in particolare nella zona Nord di -0,5%, nel Centro di -2,9%, nel Sud di -3,7% e nelle Isole di -4,7%.

Domanda e offerta di energia elettrica cumulata

(GWh e variazioni tendenziali)

	fino a	fino a
	31/12/2016	31/12/2015	Var. %
Domanda	310.251	316.897	-2,1%
Nord	144.208	145.000	-0,5%
Centro	92.424	95.150	-2,9%
Sud	45.994	47.754	-3,7%
Isole	27.625	28.992	-4,7%
Produzione netta	275.649	272.428	1,2%
Idroelettrico	42.323	46.451	-8,9%
Termoelettrico	187.461	182.861	2,5%
Geotermoelettrico	5.865	5.824	0,7%
Eolico e fotovoltaico	40.000	37.292	7,3%
Consumo Pompaggi	-2.424	-1.909	27,0%
Saldo estero	37.026	46.378	-20,2%

Fonte: Terna e GME

Prezzi Mercato del Giorno Prima (MGP)

Nel 2016 i prezzi zonali vedono una riduzione generale del 18% rispetto all'anno precedente mostrando un calo in tutte le zone e di conseguenza anche del PUN. Le zone ad aver registrato una diminuzione maggiore (-19%) risultano essere le zone Nord e Sardegna, mentre Centro-Nord e Sicilia annotano una riduzione inferiore (-17%).

Tale calo è risultato maggiore nel terzo trimestre (-26%), se si guarda al valore medio tra le zone, seppur lo scostamento maggiore rispetto al 2015 sia stato riportato dalla zona Nord nel secondo trimestre, il cui prezzo è risultato essere inferiore del 35% rispetto al rispettivo trimestre del 2015.

Contrariamente al trend riscontrato da inizio anno, nell'ultimo trimestre i prezzi zonali annotano in media un aumento dell'1%, con la zona Nord che, riportando un +10% rispetto allo stesso periodo del 2015, traina tale crescita; seguono la scia il Centro-Nord (+5%) e il Sud (+3%) mentre il prezzo medio delle restanti zone è inferiore rispetto a quello del 2015 (Centro-Sud -1%, Sardegna -2%, Sicilia -7%). Di conseguenza il PUN nel quarto trimestre risulta essere più alto del rispettivo trimestre del 2015 del 6%.

Nel quarto trimestre, in seguito alla riduzione delle importazioni estere (in particolare dalla Francia) per mezzo del Market Coupling, si è registrato un prezzo medio nella zona Nord di 58,54 €/MWh (CCT medio - 2,59 €/MWh). La zona Nord registra anche il valore di prezzo medio mensile più alto del 2016 (61,16 €/MWh nel mese di Novembre).

Le rimanenti zone hanno registrato un prezzo molto simile tra di loro con leggere variazioni in alcune ore. Nel suo complesso, il 2016 registra dunque: un prezzo in Sicilia strutturalmente più alto in media degli altri prezzi zonali ed un prezzo della zona Nord con maggiore variabilità, avendo riportato costantemente un prezzo più basso degli altri prezzi zonali nel secondo trimestre (raggiungendo il prezzo minimo storico, in media pari a 30,83 €/MWh) con un repentino rialzo negli ultimi tre mesi (raggiungendo il massimo prezzo del 2016 in novembre). Gli altri prezzi zonali mostrano un andamento molto simile tra di loro.

Andamenti delle principali borse europee

Le borse elettriche europee¹ hanno espresso, nel 2016, un prezzo medio di 35,09 €/MWh in netto calo rispetto all'anno precedente (-13%) con un differenziale rispetto al PUN di 7,65 €/MWh (sempre in calo

¹ Media aritmetica dei prezzi Spagnolo, Francese e Tedesco.

tendenziale rispetto ai 12,14 €/MWh del 2015), nonostante l'impennata dei prezzi francesi nell'ultimo trimestre (59,85 €/MWh in contrasto con i 32,33 €/MWh del terzo trimestre).

Future del PUN Baseload su EEX

La tabella seguente mostra il confronto tra i prezzi future medi dei prodotti disponibili per il quarto trimestre 2016 riferiti al Prezzo Unico Nazionale, registrando variazioni al rialzo nel mese di novembre, dovute al contesto di incertezza del nucleare francese. Nel mese di dicembre, con l'inizio del rientro in produzione di parte delle centrali nucleari francesi oggetto di fermo, i prezzi si sono riabbassati in media di 7 €/MWh riflettendo un trend in calo anche sul prodotto Q1-17. Il Q2-17 e il Q3-17, al contrario si sono apprezzati tra ottobre e dicembre mostrando rispettivamente una crescita di +1,7 €/MWh e +1,4 €/MWh nel periodo in esame. I future annuali invece hanno mostrato negli ultimi tre mesi una variabilità compresa tra i 44,5 e i 45,1 €/MWh.

ott-16 Futures		nov-16 Futures		dic-16 Futures
mensili	€/MWh		€/MWh	mensili	€/MWh
nov-16	52,5	dic-16	61,3	gen-17	55,1
dic-16	58,1	gen-17	59,5	feb-17	51,9
gen-17	58,5	feb-17	57,7	mar-17	50,3
trimestrali	€/MWh	trimestrali	€/MWh	trimestrali	€/MWh
Q1 17	52,0	Q1 17	51,8	Q1 17	48,0
Q2 17	38,7	Q2 17	39,9	Q2 17	40,4
Q3 17	43,0	Q3 17	43,3	Q3 17	44,4
annuali	€/MWh	annuali	€/MWh	annuali	€/MWh
Y1 17	44,7	Y1 17	45,1	Y1 17	44,5

Fonte: Reuters su dati EEX

IL MERCATO DEL GAS NATURALE

Domanda e offerta

Il 2016 rafforza la tendenza al rialzo dei consumi di gas, che rispetto all'anno scorso si assesta a +5,2%, trainato da un forte aumento degli usi termoelettrici (13,7%) e industriali (4,6%). Al contrario, la domanda residenziale ha chiuso l'anno con una leggera diminuzione, rispetto il 2015, dello 0,2%.

Impieghi e fonti di gas naturale nel periodo gennaio-dicembre 2016 e confronto con gli anni precedenti

GAS PRELEVATO (Mld mc)*	2016	2015	2014	Var % 2016 vs 2015	Var % 2015 vs 2014
Usi Industriali	13,4	12,8	13,1	4,6%	-2,3%
Usi Termoelettrici	23,3	20,5	17,7	13,7%	15,6%
Impianti di distribuzione	31,4	31,5	28,8	-0,2%	9,2%
Rete terzi e consumi di sistema / line pack	2,4	2,2	1,8	6,9%	23,5%
Totale prelevato	70,4	66,9	61,4	5,2%	9,0%

*Valori cumulati al 31 dicembre 2016

Fonte: elaborazioni REF-E su dati SRG

GAS IMMESSO (Mld mc)*	2016	2015	2014	Var % 2016 vs 2015	Var % 2015 vs 2014
Importazioni	65,0	60,8	55,4	6,9%	9,8%
Prod. Nazionale	5,6	6,4	6,9	-12,9%	-6,6%
Stoccaggi	-0,2	-0,3	-0,9	-35,3%	-64,1%
Totale Immesso (incl. Stoccaggi)	70,4	66,9	61,4	5,2%	9,0%
Capacità max	127,4	127,1	128,4
Load Factor	51,0%	47,8%	43,1%

*Valori cumulati al 31 dicembre 2016

Fonte: elaborazioni REF-E su dati SRG

Il calo della domanda residenziale è riconducibile principalmente a temperature più elevate rispetto alle medie stagionali, che ha causato una diminuzione in termini assoluti di circa 0,2 mld mc. Risultano in crescita i consumi industriali di 0,6 mld mc, riportando i valori simili a quelli del 2013. Al contrario, i volumi per usi termoelettrici sono aumentati di 2,8 mld mc riconducibili alla contingente indisponibilità di parte del parco nucleare francese, e di conseguenza, alla riduzione dell'import dalla Francia durante il periodo che ha generato, specialmente nell'ultimo trimestre del 2016, un maggior spazio per la produzione di energia elettrica da gas naturale.

Per quanto riguarda l'offerta, le importazioni, trainate particolarmente da Mazara, sono aumentate del 6,9% mentre la produzione nazionale ha segnato un rallentamento (-13%), a causa del calo del brent. Il saldo dei sistemi di stoccaggio (erogazioni +/immissioni -) indica -0,2 mld mc. Questo risultato è riconducibile alla minore erogazione durante il primo semestre, sebbene si sia assistito ad un elevato uso dello stoccaggio nel mese di dicembre.

(*) Valori cumulati al 31 dicembre 2016

Complessivamente il 2016 è stato caratterizzato da un forte aumento delle importazioni algerine, che rappresentano ora il 29% del totale (+17% rispetto al 2015) a scapito del calo delle importazioni da Russia, Nord Europa e Libia.

La ripresa algerina risulta confermata dalla crescita di capacità produttiva e dal limitato aumento dei consumi interni che hanno così consentito lo spazio per un maggior export, principalmente via pipeline verso l'Italia. L'import da Tarvisio (legato principalmente alle forniture russe) ha tuttavia mantenuto la maggior market share, con una quota del 43,4% sul totale. I restanti volumi importati invece sono provenuti per il 10,3% da Gries (Nord Europa), il 10% da GNL (principalmente dal rigassificatore di Rovigo/punto d'entrata di Cavarzere (Qatar)) ed infine il 7,4% da Gela (Libia).

Prezzi ingrosso gas

Nel 2016 i prezzi all'ingrosso del gas naturale in Europa sono stati segnati complessivamente da un forte calo rispetto al 2015, sebbene da ottobre vi sia stata una consistente ripresa. Infatti i prezzi alla frontiera, ancora in parte oil-linked, passano da una media di 22,5 €/MWh nel 2015 a 14 €/MWh nel 2016, seppur nell'ultimo trimestre si sia affermato un chiaro trend in salita. Tale trend è stato sostenuto dalla ripresa del brent (passando da 38,21\$/bbl di gennaio ai 53,60 \$/bbl di dicembre) e dei prezzi hub, quest'ultimi guidati principalmente dalla crescita della domanda europea, soprattutto per uso termoelettrico (in seguito alla contingente indisponibilità di alcune centrali nucleari francesi), ed alla esigua disponibilità di GNL ai terminali nord-europei (ai minimi storici degli ultimi 4 anni) dovuta allo scarso market appeal dell'NBP e dei mercati interconnessi. I prezzi hub, dopo la forte diminuzione riscontrata nel secondo e nel terzo trimestre 2016, hanno così chiuso l'anno con un aumento del 34% rispetto al terzo trimestre.

Il TTF olandese, nel 2016, ha fatto registrare un valore medio annuale di 14,03 €/MWh su base spot, in diminuzione rispetto al 2015 del 29%. Anche il PSV ha seguito, come consueto, il forte calo del TTF, registrando un valore medio delle quotazioni spot di 15,84 €/MWh, rispetto a 22,16 €/MWh del 2015. Sebbene lo spread in valore assoluto sia diminuito, il PSV italiano risulta ancora un mercato a premio rispetto agli hub nord-europei, con un differenziale verso il TTF di +1,8 €/MWh (-30% rispetto al 2015).

Per quanto riguarda il mercato italiano, la piattaforma del bilanciamento è cambiata dal 1° ottobre: i due comparti che lo costituivano (G+1 e G-1) sono stati sostituiti dal Mercato Gas in Stoccaggio (MGS) e Mercato dei Prodotti Locational (MPL), con l'introduzione di nuove regole del bilanciamento.

Tuttavia nel 2016 è stato scambiato nei primi nove mesi del 2016 un volume di circa 3,5 mld mc, in aumento, rispetto allo stesso periodo del 2015 (3,05 mld mc), con un prezzo di sbilanciamento medio di 16,08 €/MWh più basso di circa il 30% rispetto al 2015.

La c.d. "componente CMEM", intesa a riflettere il costo di approvvigionamento del gas nel prezzo al mercato tutelato, definita da AEEGSI sulla base delle quotazioni forward del TTF, è rimasta invariata, e dunque confermata a 15,53 €/MWh. Nel 2016 la media della CMEM è stata di 16,45 €/MWh, più bassa rispetto l'anno scorso (24,1 €/MWh)

Nei mercati del Nord-Est asiatico, la contenuta crescita della domanda mondiale e l'entrata in produzione di nuova capacità di liquefazione in Australia e in USA (Sabine Pass) e la riduzione dei prezzi del petrolio, si sono riflessi in una riduzione dei prezzi GNL, in una prima fase, e una ripresa a partire dall'ultimo trimestre del 2016. Mentre nel 2015 i prezzi spot asiatici avevano registrato una media di 7,5 \$/MBtu, nel 2016 si è registrata una media di 5,79 \$/MBtu, mostrando una ripresa soprattutto negli ultimi mesi del 2016, chiudendo a dicembre a 5,16 \$/MBtu.

Anche negli USA, il mercato americano del gas, l'Henry Hub, conferma lo stesso andamento: un minore prezzo rispetto l'anno scorso (2,5 \$/MBtu contro 2,6 \$/MBtu), ma in aumento rispetto gli ultimi nove mesi (2,32 \$/MBtu).

CERTIFICATI BIANCHI (TEE)

Andamento del mercato

Tra gennaio e dicembre 2016 i prezzi dei Titoli di Efficienza Energetica (TEE) scambiati in borsa hanno registrato un significativo aumento, toccando nelle ultime settimane punte di prezzo mai registratesi, con picchi sui 240 €/TEE. È da inizio dell'anno solare 2016 che il prezzo di mercato si mantiene ampiamente sopra i 100 €/TEE; a partire dalla fine dell'inverno passato il mercato sembrava gradualmente assestarsi verso i 150 €/TEE, prezzo indicato anche dal Governo come nuovo possibile riferimento ai fini del calcolo dei costi in tariffa connessi al meccanismo. Da fine ottobre invece il trend rialzista è divenuto più intenso, arrivando infatti ai picchi sopraccitati, con conseguente significativo potenziale impatto sul contributo tariffario definitivo 2016 che, calcolato con i risultati di mercato da inizio giugno alla seconda sessione di gennaio 2017, risulterebbe superiore a 165 €/TEE.

In termini di volumi complessivi scambiati in borsa da inizio anno la situazione è risultata invece più stabile, salvo il fisiologico calo di giugno, quando a valle della compliance per l'anno d'obbligo 2015 si è registrata un significativa contrazione, e in agosto-settembre, quando anche a valle del minor numero di sessioni si è registrato un calo, mentre da ottobre le contrattazioni sono tornate il linea con i mesi precedenti² .

Anche sul mercato OTC i prezzi hanno segnato degli aumenti, sebbene più contenuti e incerti, e senza raggiungere in ogni caso i massimi di borsa, arrivando al massimo poco sotto i 175 €/TEE. I volumi nel 2016 sono stati nel complesso più elevati in borsa rispetto agli scambi bilaterali.

² Si riportano i volumi relativi ai titoli di tipologia I, II, III e anche II-CAR, in quanto per quest'ultima tipologia le contrattazioni sono progressivamente divenute rilevanti in termini di volumi, mentre in termini di prezzi vi è un totale allineamento con i titoli I, II e III.

Gruppo Iren 29

NORMATIVA REGOLATORIA ENERGIA E GAS 2016

Di seguito si rappresentano i principali provvedimenti regolatori e legislativi del 2016 di maggior impatto per i business energetici del Gruppo Iren.

GAS

Energy Management gas

Delibera 166/2016/R/gas - modalità di calcolo delle componenti CMEM e CCR per il periodo compreso tra il 1° ottobre 2016 e il 31 dicembre 2017

Con tale delibera l'Autorità si esprime in merito alle modalità di determinazione delle componenti relative ai costi di approvvigionamento del gas naturale nei mercati all'ingrosso (CMEM) e delle attività connesse (CCR).

L'AEEGSI conferma le attuali modalità di calcolo/aggiornamento della componente tariffaria CMEM, a copertura del costo di acquisto della materia prima, mantenendo il riferimento alle quotazioni TFF.

E' stata inoltre aggiornata la modalità di quantificazione della CCR confermandone le componenti "Rischi bilanciamento" e "Profilo ed eventi climatici" ed adeguandone le componenti "Rischio Livello"- in considerazione di un tasso atteso di uscita dal servizio di tutela maggiore di quello rilevato nell'ultimo biennio - e "Rischio pro-die".

Sono confermate le modalità di determinazione dei costi relativi alla logistica nazionale e internazionale.

Infine viene estesa di un trimestre l'applicazione della componente GRAD (per la gradualità nell'applicazione delle condizioni economiche del servizio di tutela in esito alla riforma del 2013) prevista per l'AT 2016-17 a parità di ammontare di gettito atteso.

Delibera 312/2016/R/gas - bilanciamento gas

L'AEEGSI ha approvato il nuovo Testo Integrato del Bilanciamento (TIB) gas che recepisce gli orientamenti espressi nel DCO n. 103/2016 nonché il regolamento Europeo n. 312/2014. La disciplina del TIB è efficace dal 1° ottobre 2016.

Il nuovo sistema pone a carico degli utenti la responsabilità di bilanciare le proprie posizioni nell'ambito del giorno-gas, utilizzando varie fonti che hanno flessibilità infragiornaliera, non solo lo stoccaggio.

Contestualmente è stato definito un sistema di incentivi per responsabilizzare SNAM sulla qualità e la puntualità dei dati resi agli operatori.

Delibera 336/2016/R/gas - Avvio di un progetto pilota relativo alla capacità presso i punti di riconsegna della rete di trasporto gas che alimentano impianti di generazione di energia elettrica

Con tale delibera l'AEEGSI stabilisce il mantenimento di un regime di conferimento ex-ante nel quale siano previste tutte le tipologie di prodotti di capacità ora disponibili presso i punti di interconnessione con i paesi dell'Unione Europea al fine di consentire a ciascun utente di scegliere la composizione del portafoglio di prodotti di capacità che meglio soddisfa le proprie esigenze di produzione. Il progetto pilota intende realizzare il passaggio verso più flessibili ed efficienti meccanismi di conferimento, consentendo ai produttori di coordinare meglio l'acquisto di capacità di trasporto gas con la vendita di energia elettrica e servizi.

Delibera 550/2016/R/gas - ottemperanza alla sentenza del Consiglio di Stato relativa alla regolazione tariffaria del servizio di trasporto e dispacciamento del gas naturale per il periodo 2010-2013

Con la delibera in oggetto, l'Autorità ha rideterminato i criteri tariffari del servizio di trasporto gas per il periodo di regolazione 2010-13, in ottemperanza alla sentenza del Consiglio di Stato n. 2888/201. Tale sentenza ha dichiarato illegittime le tariffe di trasporto e dispacciamento gas 2010-13 e ha annullato le disposizioni contenute nelle delibere ARG/gas 184/09, 192/09, 198/09 e 218/10. Con tale provvedimento l' AEEGSI:

• conferma il criterio di ripartizione 90:10 tra componente capacity e commodity (secondo cui i costi di capitale sono attribuiti alla componente capacity e quelli operativi alla componente commodity), nel rispetto del principio di cost reflectivity sancito dal legislatore comunitario;
• conferma che l'individuazione del baricentro del mercato non è frutto di una valutazione discrezionale del regolatore, poiché esso rappresenta il luogo fisico in cui si concentrano i prelievi dalla rete di trasporto ovvero il luogo fisico verso cui il gas immesso nei punti di entrata viene trasportato.

DCO 12/2016/R/gas - Modifiche inerenti alla disciplina del settlement gas

L'Autorità per l'Energia, con tale DCO, prova a risolvere le anomalie del funzionamento del settlement gas, mettendo in consultazione le proprie proposte su algoritmi, fatturazione, obblighi informativi e penali. In particolare viene affrontata la questione dell'algoritmo funzionale alla determinazione delle partite fisiche ed economiche in esito alla sessione di aggiustamento, con la proposta di due opzioni. La prima prevede il mantenimento dell'attuale algoritmo, spostando però l'utilizzo delle informazioni sulla "matrice di corrispondenza" al termine del processo (c.d. "risalita delle filiere"). La seconda opzione estende invece l'applicazione dell'algoritmo ad oggi utilizzato per le sessioni di bilanciamento.

DCO 570/2016 - Misure per la semplificazione del settlement gas

L'AEEGSI propone il mantenimento dell'attuale algoritmo in uso per la sessione di aggiustamento, spostando però l'utilizzo delle informazioni sulla matrice di corrispondenza al termine del processo, dopo aver effettuato tutte le quadrature sul singolo utente e aver applicato l'algoritmo ad oggi utilizzato per le sessioni di bilanciamento anche con riferimento alle sessioni di aggiustamento.

DM 25 febbraio 2016 - modifiche urgenti alla Disciplina del mercato del gas naturale

Con tale Decreto, il Ministero dello Sviluppo Economico ha approvato le modifiche urgenti alla Disciplina del mercato del gas naturale, disposte dal GME. Le modifiche in oggetto sono state eseguite in ottemperanza all'art. 13 del Regolamento (UE) 2015/703, facendo seguito a quanto comunicato da Snam relativamente al cambio di unità di misura da GJ a MWh.

DM 11 maggio 2016 - regolazione pagamenti settimanali gas

Il MISE ha approvato la modifica della disciplina del MGAS in relazione alla gestione dei pagamenti su base settimanale recepita all'interno della Disciplina del mercato del gas naturale con effetto dal 1° settembre 2016.

Reti gas

Delibera 70/2016/R/gas - Avvio di procedimento per la definizione dei criteri di valutazione della documentazione ai fini del versamento parziale o dell'esonero del versamento dell'ammontare previsto nei casi di mancata disalimentazione dei punti di riconsegna forniti nel servizio di default distribuzione Il provvedimento avvia un procedimento per l'adozione di disposizioni atte a definire i criteri di valutazione delle istanze presentate dalle imprese di distribuzione ai fini del versamento parziale degli ammontari previsti in caso di mancata disalimentazione di un punto di riconsegna secondo le tempistiche stabilite dalla regolazione.

Delibera 173/2016/R/gas: Determinazione delle tariffe di riferimento provvisorie per i servizi di distribuzione e misura del gas, per l'anno 2016 e approvazione di importi di perequazione bimestrale d'acconto, relativi al servizio di distribuzione del gas naturale, per l'anno 2016

Con detta delibera l'AEEGSI ha provveduto a fissare in via provvisoria i valori delle tariffe di riferimento delle società di gestione delle reti di distribuzione e i relativi importi di perequazione, per l'anno 2016, sulla base dei dati tecnici/economici relativi agli investimenti sostenuti nel 2015, dati che, essendo soggetti alla fase di verifica, non possono che determinare tariffe provvisorie.

Delibera 223/2016/R/gas - Disposizioni in materia di assicurazione a favore dei clienti finali del gas, per il quadriennio 1 gennaio 2017 - 31 dicembre 2020

L'AEEGSI ha deliberato in merito all'assicurazione finale a favore dei clienti finali del gas per il periodo 2017 – 2020. L'assicurazione in oggetto è ormai in vigore da diversi anni ed ha lo scopo di fornire una garanzia ed una copertura economica a favore dei clienti finali coinvolti in incidenti derivanti l'uso del gas. Il costo di tale assicurazione è sempre stata per il cliente finale un onere marginale di pochi decimi di euro all'anno, applicati ad ogni singolo Punto Di Riconsegna.

Delibera 465/2016 - Procedure ad evidenza pubblica per l'individuazione dei fornitori di ultima istanza e dei fornitori del servizio di default distribuzione, a partire dal 1° ottobre 2016

La delibera disciplina il Servizio del Default Distribuzione, con particolare riferimento alle attività che rimangono nella responsabilità dei distributori e introduce specifici interventi in tema di iniziative giudiziarie.

Delibera 775/2016 - Aggiornamento Infra-periodo regolazione tariffaria 2017-2019

A valle delle osservazioni ricevute al documento di consultazione 456/2016, l'AEEGSI definisce i propri orientamenti in merito al riconoscimento dei costi e degli investimenti.

Per quanto riguarda il riconoscimento degli Opex l'Autorità stabilisce:

• (i) i tassi di riduzione dei costi unitari di distribuzione;
• (ii) la componente relativa alla misura confermando il livello di costo precedente;
• (iii) l'incremento del riconoscimento dei costi commerciali;
• (iv) la riduzione del riconoscimento dei costi relativi alle verifiche metrologiche per i gruppi di misura superiori a G10, infine
• (v) riconosce a consuntivo, con un limite massimo, i costi centralizzati di telegestione fino al 2017.

Per quanto riguarda i Capex, l'AEEGSI stabilisce:

• (i) che gli investimenti del 2016 siano riconosciuti a consuntivo con un limite massimo;
• (ii) i costi standard per i gruppi di misura G4 e G6 a partire dal 2017.
• (iii) le penali per mancata installazione dei gruppi di misura G4 e G6 per gli anni 2015, 2016 e 2017.

DCO 518/2016/R/gas - Distribuzione dal gas naturale: orientamenti finalizzati ad incrementare il numero di misuratori accessibili e il ricorso alle letture effettive.

L'AEEGSI pone in consultazione i propri orientamenti finali per migliorare la qualità dei dati di misura. In particolare, per i misuratori accessibili introduce per tutti i distributori un'ipotesi di penale da versare alla Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali oltreché gli indennizzi da corrispondere ai clienti finali in caso di mancato raggiungimento delle performance di lettura previsti dalla regolazione. Per i contatori parzialmente accessibili e quelli non accessibili stabilisce, per i distributori che gestiscono più di 50.000 Punti di Riconsegna, una percentuale massima di questo tipo di apparecchi di misura, superata la quale scatta l'obbligo di sostituzione con smart meter.

Legge 21/2016 (Legge Milleproroghe)

La legge introduce una proroga rispetto alla pubblicazione dei bandi di gara gas, la soppressione delle sanzioni per i Comuni che non pubblicano i bandi in tempo e l'assegnazione al MISE del compito di nominare un commissario per bandire la gara nel caso non sia intervenuta nemmeno la Regione negli 8 mesi successivi al termine per il bando.

ENERGIA ELETTRICA

Energy management

Delibera 134/2016/R/eel - Disposizioni in tema di ulteriore corrispettivo per la remunerazione transitoria della disponibilità di capacità produttiva, per gli anni 2010 e 2011.

Con la Del. 48/04, l'Autorità ha definito la disciplina per la remunerazione transitoria della disponibilità di capacità produttiva, articolandola in due parti:

• Remunerazione sulla base dell'effettiva capacità produttiva resa disponibile, dai soggetti ammessi, nei giorni di alta e media criticità → Corrispe\vo CAP1.
• Remunerazione integrativa dei ricavi su MPE, qualora questi siano inferiori ad un livello di riferimento convenzionale (pari ai ricavi che il produttore avrebbe ottenuto, a parità di produzione, nel regime amministrato) → Corrispe\vo S.

La Deliberazione in oggetto, ha disposto che Terna ricalcoli e comunichi agli operatori interessati l'importo del corrispettivo S.

Delibera 303/2016/R/eel - Aggiornamento della disciplina transitoria relativa alla specifica remunerazione della capacità produttiva, per l'anno 2015

Secondo la disciplina transitoria del capacity, viene erogato ogni anno a tutti gli impianti il corrispettivo di capacity payment il quale risulta essere composto da due componenti, l'una (CAP1) corrisposta a condizione che i soggetti ammessi al regime di remunerazione abbiano effettivamente reso disponibile la capacità produttiva nei giorni di alta e media criticità, e l'altra (ulteriore corrispettivo S) corrisposta come eventuale remunerazione integrativa dei ricavi conseguiti dal singolo produttore.

La delibera in oggetto stabilisce i criteri per la quantificazione del gettito (GCAP) in funzione della quale è determinato il corrispettivo unitario CAP1 in €/MW per la remunerazione della capacità produttiva degli impianti 2015.

DCO 713/2016/R/eel - Orientamenti dell'AEEGSI in merito agli aspetti della disciplina del Mercato della capacità

La delibera si inserisce nell'ambito della regolazione di Terna, che ha pubblicato gli schemi di proposta di disciplina del sistema di remunerazione della disponibilità di capacità, in fase di prima e piena attuazione. Tali schemi di disciplina- approvati da AEEGSI e dal MISE – contengono le regole di funzionamento del mercato della Capacità: Requisiti di Flessibilità, Adempimenti di TERNA, Fasi delle Aste, Metodologia per il calcolo della Capacità produttiva disponibile.

Il DCO in oggetto intende affrontare tre ulteriori tematiche:

• il valore massimo del premio riconoscibile alla capacità esistente e nuova definito sommando i costi fissi standard di investimento (capex) e i costi fissi standard di gestione (opex) di un ipotetico impianto di tipo turbogas a ciclo aperto alimentato a gas naturale (individuando tale tecnologia come tecnologia di punta, sulla base di uno studio di Terna);
• la modifica degli obblighi contrattuali, in particolare in merito all'articolazione dei prezzi di riferimento;
• la definizione dei criteri per il calcolo del corrispettivo a copertura degli oneri netti di approvvigionamento della capacità, applicato agli utenti del dispacciamento in prelievo titolari di unità di consumo che hanno impegni di capacità.

Delibera 823/2016/R/Eel - Approvazione dello schema di regolamento recante le modalità per l'approvvigionamento di risorse interrompibili con preavviso, per il periodo 16 gennaio 2017 - 31 marzo 2017

A causa della contingente indisponibilità di parte degli impianti nucleari francesi, l'AEEGSI ha approvato lo schema di regolamento predisposto da TERNA per consentire di approvvigionare ulteriori 1.000 MW di risorse interrompibili con preavviso ubicate nelle zone Nord e Centro-Nord per il periodo 1° gennaio 2017- 31 marzo 2017.

DM 15/6/2016 Mise - Testo Integrato della Disciplina del Mercato Elettrico (TIDME) aggiornato

A seguito di parere positivo dell'AEEGSI, con tale decreto il MISE ha approvato le modifiche al Testo Integrato della Disciplina del Mercato Elettrico (TIDME), riguardanti le disposizioni necessarie all'avvio del market coupling per il mercato infragiornaliero.

Le modifiche riguardano la revisione della definizione di "market coupling" e la previsione che gli esiti delle sessioni del mercato infragiornaliero tengano conto delle importazioni ed esportazioni nei confronti dei mercati confinanti con i quali è attivo il market coupling stesso.

DM 21/9/2016 del MISE e Delibera dell'AEEGSI n. 501/2016/R/eel - Approvazione delle proposte di modifica al regolamento della piattaforma dei conti energia a termine, avanzate dal Gestore dei mercati energetici, in tema di settlement

Con tali provvedimenti sono state approvate, rispettivamente, le modifiche al Testo Integrato della Disciplina del Mercato Elettrico e al Regolamento della Piattaforma dei Conti Energia a termine (PCE), al fine di disciplinare le nuove regole inerenti la gestione dei pagamenti su base settimanale (W+1) sui mercati dell'energia MGP, MI e sulla PCE e l'adozione del SEPA Direct Debit Business To Business quale strumento di settlement del mercato elettrico e della PCE stessa.

Delibera 333/2016/R/eel - Valorizzazione sbilanciamenti effettivi 2012-2014

La delibera è stata pubblicata e dà seguito agli orientamenti illustrati nel DCO 623/2015 sulla regolazione da attuare per gli sbilanciamenti effettivi del periodo 2012-2014 in seguito alle sentenze del Consiglio di Stato che avevano annullato la regolazione previgente.

E' inoltre prevista una disciplina alternativa, con applicazione della disciplina in vigore antecedentemente al primo intervento dell'Autorità nel 2012.

Delibera 444/2016/R/eel - Valorizzazione sbilanciamenti effettivi - Interventi prioritari

L'Autorità per l'Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico introduce un nuovo regime di valorizzazione degli sbilanciamenti effettivi nell'ambito del servizio di dispacciamento con una applicazione graduale a partire dal primo agosto 2016, al fine di dare un adeguato incentivo ad una corretta programmazione delle quantità di energia elettrica in immissione e in prelievo.

DCO 684/2016/R/eel - Valorizzazione sbilanciamenti effettivi - Ulteriori interventi nell'ambito del regime transitorio introdotto dalla deliberazione 444/2016/R/eel

Con questo documento l'AEEGSI illustra alcuni aggiustamenti da apportare al meccanismo di valorizzazione degli sbilanciamenti effettivi (valorizzazione mista single-dual price) del regime transitorio definito dalla delibera 444/2016/R/ EEL a valere da gennaio 2017, e fornisce alcune indicazioni sulle tempistiche di introduzione della riforma complessiva della disciplina degli sbilanciamenti basata su prezzi nodali.

Delibera 800/2016/R/EEL - Ulteriori interventi per la valorizzazione degli sbilanciamenti effettivi, per l'anno 2017, nell'ambito del regime transitorio introdotto dalla deliberazione dell'Autorità 444/2016/R/eel

Il provvedimento proroga fino ad aprile 2017 il regime transitorio in vigore fino a dicembre 2016 e provvede a modificare la determinazione del segno zonale da maggio 2016 con ampliamento delle bande di applicazione dei prezzi duali di cui alla deliberazione 444/2016/R/eel.

Reti elettriche

Delibera 87/2016/R/eel - specifiche funzionali e performance Smart Meters 2G.

La delibera (che entrerà in vigore passati 3 mesi dalla notifica alla Comunità Europea) disciplina i misuratori elettrici per i clienti BT (detti "smart meters 2G") in vista della loro sostituzione a valle del completo ammortamento dei precedenti attualmente installati (detti "1G"), definendone 7 funzionalità necessarie e livelli attesi di performance di sistema (e connessa tempistica di messa a regime).

Il provvedimento prevede una prima versione 2.0 (di immediata disponibilità), che deve avere sia un canale di comunicazione verso il sistema elettrico che può usare la Power Line Carrier (PLC) in banda A o in radiofrequenza, sia un secondo canale verso i dispositivi utente da installare in casa, che dovrà poter sfruttare almeno la PLC in banda C.

La delibera inoltre vuole valutare l'effettiva disponibilità di soluzioni tecnologiche standardizzate con funzionalità incrementali ed evolutive per la comunicazione dei misuratori e per il limitatore di potenza che consenta di interrompere l'erogazione dell'energia elettrica in caso di supero di potenza disponibile senza l'apertura dell'interruttore magneto-termico.

Delibera 646/2016/R/eel sui sistemi di Smart Metering 2G - riconoscimento dei costi per la misura dell'energia elettrica in bassa tensione e disposizioni in materia di messa in servizio. Modifiche al TIME

Il provvedimento definisce, per il triennio 2017-2019, il riconoscimento dei costi per la misura dell'energia elettrica in bassa tensione e altre disposizioni in materia di messa in servizio dei sistemi di Smart Metering di seconda generazione.

Il provvedimento in questione è stato poi corretto dalla Delibera 696/2016/R/eel, che ne rettifica un errore materiale.

DCO 457/2016/R/eel - Sistemi di smart metering di seconda generazione per la misura di energia elettrica in bassa tensione. Orientamenti finali per il riconoscimento dei costi

Attraverso il DCO 457/2016 l'Autorità illustra gli orientamenti finali (dopo il DCO 267/2016/R/EEL) per la definizione dei meccanismi incentivanti di riconoscimento dei costi relativi ai sistemi di smart metering 2G e le contestuali modifiche del riconoscimento dei costi del servizio di misura che si rendono necessarie per garantire un quadro regolatorio coerente. Gli orientamenti delineati nel documento per la consultazione anticipano, sul perimetro delle attività di misura, l'introduzione di un approccio Totex ("Total expenditure") al riconoscimento dei costi.

Delibera 233/2016/R/eel - Determinazione delle tariffe di riferimento provvisorie per il servizio di distribuzione dell'energia elettrica, per l'anno 2016 per le imprese che servono più di 100.000 punti di prelievo

La delibera provvede alla determinazione in via provvisoria delle tariffe di riferimento per il servizio di distribuzione dell'energia elettrica di cui al comma 8.1 del TIT, per l'anno 2016, per le imprese che servono oltre 100.000 punti di prelievo.

Con la Determina DIUC 18/2016, inoltre, l'Autorità ha provveduto – in linea con le indicazioni di cui alla Del. 233/2016 – a fornire ai distributori le stratificazioni puntuali del cespiti usate per determinare le tariffe al fine di approfondire e verificare con i distributori stessi la coerenza con le informazioni contabili disponibili.

Delibera 734/2016/R/eel - Determinazione delle tariffe di riferimento provvisorie per i servizi di distribuzione e misura dell'energia elettrica, per l'anno 2016, per le imprese che servono fino a 100.000 punti di prelievo.

Complementare alla precedente, la delibera provvede alla determinazione in via provvisoria delle tariffe di riferimento per i servizi di distribuzione e misura dell'energia elettrica, per l'anno 2016, per le imprese che servono fino a 100.000 punti di prelievo.

Decreto Ministeriale del 22 dicembre 2016 - Voltura della concessione di distribuzione di energia elettrica nei Comuni di Torino e Parma

Con il Decreto in oggetto, il Ministero dello Sviluppo Economico ha provveduto a volturare le concessioni per l'esercizio dell'attività di distribuzione di energia elettrica nei Comuni di Torino e Parma, già in precedenza attribuite alla AEM Torino Distribuzione S.p.A., alla società IRETI S.p.A..

CLIENTI FINALI

Avvio Tutela Simile

Delibera 369/2016/R/eel: riforma delle tutele di prezzo nel mercato retail dell'energia elettrica e del gas naturale: Tutela Simile (TS) al mercato libero di energia elettrica per clienti finali domestici e piccole imprese

La delibera in oggetto riforma i meccanismi di mercato per la tutela di prezzo per i clienti domestici e non domestici, attraverso la revisione delle condizioni di erogazione della maggior tutela (al fine di renderla coerente con il ruolo di servizio universale che è destinata ad assumere) e l'istituzione della TS. La delibera regola gli aspetti principali della TS, mentre un successivo provvedimento definirà la regolazione della maggior tutela riformata. Entrambi i regimi saranno operativi a partire dal 1° gennaio 2017.

I soggetti titolati a partecipare alla Tutela Simile (TS) sono tutti i clienti domestici e le piccole imprese serviti in maggior tutela e i clienti finali aventi diritto alla maggior tutela. L'Acquirente Unico sarà l'amministratore della TS e sarà incaricato di svolgere le procedure di individuazione e monitoraggio dei fornitori di mercato libero ammessi.

La durata del contratto, inizialmente prevista di un anno senza possibilità di proroga, è stata poi ridefinita dalla successiva delibera n. 541/2016 di seguito riportata.

Delibera 541/2016/R/eel: Approvazione del regolamento per l'individuazione dei fornitori e per il monitoraggio.

La delibera 541/2016/R/eel approva il Regolamento dellaTS predisposto da Acquirente Unico ed aggiorna alcune specifiche disposizioni inerenti alla disciplina della TS stabilita con la delibera 369/2016/R/eel.

Tale delibera chiarisce che l'"ambiente di negoziazione sorvegliato" della TS durerà dal 1° gennaio 2017 e sino al superamento del servizio di maggior tutela, e comunque non oltre il 30 giugno 2018 e modifica le date relative alla procedura di ammissione dei fornitori interessati alla TS.

Delibera 633/2016/R/eel - Servizio di Maggior Tutela Riformato e Tutela Simile al mercato libero: riforma delle condizioni di erogazione del servizio di Maggior Tutela e definizione dei corrispettivi PCR e PCV

Il provvedimento completa la riforma dei meccanismi di mercato per la tutela di prezzo per i clienti domestici e non domestici dell'energia elettrica, modificando le condizioni di erogazione del servizio di maggior tutela (servizio di maggior tutela riformata), completando la definizione dei corrispettivi relativi alla Tutela Simile ed introducendo appositi obblighi di comunicazione sugli attuali esercenti la maggior tutela.

Delibera 689/2016/R/eel - Disciplina dei facilitatori della Tutela Simile nel mercato elettrico. Modifiche alla deliberazione dell'Autorità 369/2016/R/eel

Il provvedimento integra la disciplina della Tutela Simile dettagliando l'operatività dei facilitatori ed il meccanismo di copertura dei costi sostenuti dai medesimi al fine di assistere i clienti finali nella comprensione e sottoscrizione del servizio. Sono introdotte modifiche alla deliberazione 369/2016/R/eel.

Tariffe

Delibera 342/2016/R/eel – Avvio di procedimento per l'adozione tempestiva di misure prescrittive e la valutazione di potenziali abusi nel mercato all'ingrosso dell'energia elettrica ai sensi del Regolamento (UE) n. 1227/2011 (REMIT)

La deliberazione dispone l'avvio di un procedimento per l'adozione di misure volte a contrastare, mediante l'adozione di provvedimenti prescrittivi ovvero anche mediante provvedimenti di regolazione asimmetrica, alcune condotte poste in essere da parte degli utenti del dispacciamento nel mercato all'ingrosso dell'energia elettrica e potenzialmente configurabili come abusi di mercato ai sensi del Regolamento (UE) 1227/2011 – REMIT.

Delibera 459/2016/E/eel: Avvio di nuovi procedimenti per l'adozione tempestiva di misure prescrittive e la valutazione di potenziali abusi nel mercato all'ingrosso dell'energia elettrica, ai sensi del regolamento (Ue) 1227/2011 - REMIT

La delibera 459/2016 dispone nuovi provvedimenti finalizzati a far cessare e perseguire le possibili condotte anomale tenute dagli operatori dell'offerta e della domanda nei mercati all'ingrosso dell'elettricità.

Delibera 575/2016/R/eel - Esecuzione dell'ordinanza del Tribunale Amministrativo Regionale per la Lombardia, su meccanismi per il riconoscimento automatico, ai clienti finali, di importi recuperati dalla società Terna S.p.A. rispetto alle anomale condotte tenute dagli utenti del dispacciamento, di cui ai procedimenti avviati con deliberazioni dell'Autorità 342/2016/E/eel e 459/2016/E/eel

La deliberazione in esecuzione dell'ordinanza del TAR Lombardia stabilisce che gli importi che saranno recuperati da Terna in forza dei provvedimenti prescrittivi nonché delle misure di regolazione asimmetrica, prospettate in esito ai procedimenti avviati, siano immediatamente contabilizzati nel calcolo del corrispettivo uplift. Ciò ne consente l'immediato e automatico riconoscimento a tutti gli utenti del dispacciamento e, per loro tramite, a tutti i clienti finali sia del mercato tutelato sia del mercato libero.

Delibera 816/2016/R/eel - Aggiornamento componenti RCV E DISPBT - aggiornamento TIV

Il documento stabilisce i nuovi valori Remunerazione Commercializzazione Vendita (RCV) a copertura dei costi commerciali sul mercato di maggior tutela, incrementati di circa il 10%, e rimodula la componente di dispacciamento a restituzione del differenziale relativo all'attività di commercializzazione applicata a tutti i clienti finali aventi diritto alla maggior tutela (DISPBT).

La delibera contiene inoltre i nuovi valori per la compensazione degli oneri di morosità per il 2017 con un aumento di circa il 50% rispetto al 2016 dei costi riconosciuti a POD.

Delibera 817/2016/R/gas - Aggiornamento della componente QVD delle condizioni economiche del servizio di tutela del gas naturale, per l'anno 2017

L'AEEGSI definisce i valori della componente QVD, la componente a copertura dei costi dell'attività di commercializzazione del servizio di vendita del gas naturale ai clienti che usufruiscono del servizio di tutela in vigore a partire dal 1° gennaio 2017.

Delibera 782/2016/R/eel - Riforma tariffe rete e oneri sistema clienti domestici.

In linea con quanto previsto dalla delibera 582/2015/R/eel, il provvedimento dell'AEEGSI introduce importanti novità dal 1 gennaio 2017:

• I corrispettivi tariffari per i servizi di rete (trasmissione, distribuzione e misura) assumono la struttura denominata TD per tutti i clienti domestici, indipendentemente dalla condizione di residenza anagrafica, eliminando così ogni progressività;
• i corrispettivi a copertura degli oneri generali di sistema sono limitati a 2 scaglioni progressivi e il corrispettivo A3 diventa quota fissa per i soli non residenti;
• la distinzione tra residenti e non residenti resta solo per oneri di sistema e componente DISPBT;
• è eliminata la distinzione tra clienti sopra e sotto i 3 kW, la differenziazione resta solo ai fini del calcolo delle accise;
• è permessa una scelta più granulare del livello di potenza impegnata e per 2 anni è previsto l'azzeramento del contributo in quota fissa a copertura degli oneri amministrativi relativi al cambio potenza.

DCO 255/2016: riforma della struttura tariffaria degli oneri generali di sistema per i clienti non domestici del mercato elettrico

Il DCO si inserisce come prima consultazione nell'ambito del procedimento avviato con la Delibera 138/2016. Il DCO affronta la fattibilità della riforma prevista dalla legge presentando possibili opzioni di gradualità nell'applicazione della nuova struttura tariffaria degli oneri generali ai clienti non domestici alimentati in MT e BT.

La legge n. 21/2016 indica che la struttura tariffaria degli oneri generali debba adeguarsi ai criteri utilizzati per le tariffe di rete, introducendo quindi anche per la prima una struttura tariffaria trinomia. Il DCO presenta tre diverse modalità di introdurre quindi una struttura trinomia per gli oneri generali. Ogni opzione presenta una ridistribuzione del peso degli oneri tra le diverse tipologie di utenti e classi di consumo.

Fatturazione

Delibera 100/2016 - Disposizioni relative alla emissione della fattura di chiusura per cessazione della fornitura di energia elettrica o gas naturale.

Il provvedimento definisce le disposizioni relative alla emissione della fattura di chiusura per cessazione della fornitura di energia elettrica o gas naturale ai clienti retail in bassa tensione per l'energia elettrica o i cui consumi siano inferiori a 200.000 mc/anno per il gas. Si fa riferimento a tutti i casi in cui venga meno il contratto di fornitura tra il venditore e il cliente finale per qualunque ragione.

Si stabiliscono regole molto stringenti in tema di tempi di emissione dell'ultima fattura e si stabilisce un ordine prioritario di utilizzo dei dati di lettura privilegiando quelle effettive.

Sono previsti indennizzi in capo al venditore nel caso di emissione della fattura di chiusura oltre i termini stabiliti e indennizzi automatici in capo al distributore in caso di mancato rispetto dei termini di messa a disposizione dei dati a favore del venditore e indennizzi da riconoscere al cliente finale nei casi in cui il distributore metta a disposizione il dato di misura dopo 30 giorni dalla cessazione della fornitura.

Delibera 463/2016/R/com - Disposizioni relative alla fatturazione di periodo, indennizzi a carico dei venditori e delle imprese di distribuzione e ulteriori obblighi in capo alle suddette imprese, in tema di misura.

Il provvedimento approva il "Testo integrato delle disposizioni dell'AEEGSI in materia fatturazione del servizio di vendita al dettaglio per i clienti di energia elettrica e di gas naturale (TIF)" ed introduce indennizzi a carico del venditori e delle imprese di distribuzione e ulteriori obblighi in capo alle suddette imprese in tema di misura.

Le disposizioni del TIF si applicano a tutte le forniture in regime di maggior tutela, di tutela gas e della Tutela simile; tale delibera si applica anche al mercato libero, salvo alcune deroghe consentite, in genere di maggior favore per il cliente.

Le disposizioni si applicano a tutti i clienti domestici e non domestici connessi in bassa tensione – per il settore elettrico – e a tutti i clienti con consumi inferiori a 200.000 Smc/anno – per il settore del gas naturale.

La delibera riforma tutti gli aspetti della fatturazione: emissione e periodicità della fattura di periodo, ordine di utilizzo dei dati di misura, ricalcoli e altre regole di fatturazione (tra l'altro divieto di fatturare consumi successivi alla data di emissione - norma non derogabile), autolettura e standard generali per la quantificazione dei consumi stimati e gli indennizzi a favore del cliente finale (sia per i venditori che per i distributori).

Delibera 738/2016/R/com - modifiche alla disciplina definita del TIF.

Il provvedimento apporta modifiche alla deliberazione 463/2016/R/com ed al suo allegato A (TIF), nonché al Testo Integrato del Vettoriamento (TIV), al Testo Integrato Misura Elettrica (TIME) e al Testo integrato delle attività di Vendita al dettaglio di Gas naturale e Gas diversi da gas naturale distribuiti a mezzo di reti urbane (TIVG) per aspetti inerenti alla fatturazione e alle regole di rateizzazione.

Qualità

Delibera 413/2016/R/com - Nuovo testo integrato della regolazione della qualità commerciale dei servizi di vendita e modifiche alla regolazione della qualità commerciale del servizio di distribuzione dell'energia elettrica e del gas naturale, al codice di condotta commerciale e alla bolletta 2.0.

L'AEEGSI riforma significativamente il Testo integrato della qualità della vendita (TIQV), alcune parti dei Testi integrati della qualità della distribuzione elettrica e gas (TIQE e RQDG) correlate alle attività di scambio di dati fra venditori e distributori ai fini della risposta ai reclami dei clienti finali, il Codice di condotta commerciale nella parte che riguarda gli obblighi informativi dei venditori ed interviene ad aumentare l'efficienza del trattamento dei reclami al primo livello (fase in cui il reclamo del cliente finale viene trattato dal venditore/distributore) e infine il provvedimento Bolletta 2.0.

Delibera 795/2016/R/com - modifiche alla regolazione della qualità commerciale del servizio di distribuzione dell'energia elettrica e del gas naturale e alla regolazione della qualità commerciale del servizio di vendita per la prestazione di messa a disposizione di dati tecnici richiesti dal venditore.

Il presente provvedimento modifica il contenuto di due testi unici, all'interno della prestazione del distributore:

• TIQE/RQDG su (i) tempo di messa a disposizione del venditore di altri dati tecnici complessi; (ii) obblighi di registrazione di informazioni e dati concernenti le prestazioni soggette a livelli specifici e generali di qualità commerciale; (iii) livelli specifici e generali di qualità commerciale riferiti al tempo di messa a disposizione del venditore di dati tecnici;
• TIQV su modalità di comunicazione tra venditori e distributori e obblighi di tempestività.

Canone Rai

Legge stabilità (28 dicembre 2015 n 208) e DM MISE – Canone RAI in bolletta

In data 04 giugno 2016 è stato pubblicato il decreto attuativo n.94 del MISE e il 21 giugno la circolare esplicativa dell'Agenzia delle Entrate sulle regole di determinazione del canone dovuto per le varie casistiche.

Dal 2 luglio 2016 l'Acquirente Unico trasferisce mensilmente ai venditori l'elenco dei clienti a cui applicare le rate di canone. L'Agenzia delle entrate ha messo a disposizione negli ultimi giorni di settembre un software di controllo per il trasferimento degli elenchi relativi ai pagamenti di clienti e ai versamenti verso l'Agenzia delle Entrate stessa.

Altri temi gestionali

DCO 712/2016/R/com - Affinamenti della disciplina relativa alla morosità nei mercati retail dell'energia elettrica e del gas naturale. Ottemperanza alla sentenza del Tar Lombardia, sez. II, 1629/16

L'AEEGSI ripropone la disciplina relativa alla morosità nei mercati retail dell'energia elettrica, con riferimento ad alcune specifiche previsioni della delibera 258/2015/R/com, legate, tra l'altro, all'estensione della disciplina degli indennizzi a carico dell'impresa di distribuzione e alla sospensione dei termini di corresponsione del servizio di trasporto in presenza degli inadempimenti ritenuti più gravi. Il TAR aveva eccepito infatti solo sulla mancanza di una preventiva consultazione.

Affina inoltre le attuali previsioni inerenti al mercato della vendita al dettaglio nel gas naturale per tenere conto di alcune richieste di chiarimento pervenute, in materia di:

• attivazione dei servizi di ultima istanza (FUI e FDD) per punti di riconsegna sui quali era presente un'impresa esercente i servizi energetici al fine della corretta individuazione del soggetto, a favore del quale si deve attivare il servizio medesimo;
• possibile avvio di una sperimentazione a favore delle imprese di distribuzione che gestiscono impianti particolarmente critici in termini di livello di accessibilità del misuratore.

Delibera 553/2016/R/eel - risoluzione dei contratti di dispacciamento e trasporto per inadempimento del relativo utente e di attivazione dei servizi di ultima istanza

Il provvedimento, che segue il documento di consultazione 446/2016/R/eel, è finalizzato a ridurre le tempistiche necessarie alla risoluzione dei contratti di dispacciamento e trasporto e la permanenza dei clienti finali nei servizi di ultima istanza, qualora attivati, tenendo conto dell'esigenza di contenere l'aggravio sulle procedure sia di switching già in essere, sia di settlement; ciò anche nella prospettiva dell'evoluzione dei sistemi di Smart Metering 2G e, parallelamente, del previsto sviluppo del Sistema Informativo Integrato (SII).

La procedura di switching veloce (o di uscita veloce dai servizi) definita dal provvedimento costituisce una prima regolazione completa dello switching infra-mese (nel caso, limitata alla fattispecie della risoluzione di un contratto di dispacciamento o trasporto).

Delibera 302/2016: revisione disciplina recesso clienti retail

Con la delibera 302/2016/R/com l'AEEGSI modifica le modalità e tempistiche per l'esercizio del diritto di recesso dai contratti di fornitura dei clienti finali di piccole dimensioni, anche al fine di omogeneizzare la disciplina al contesto di evoluzione del mercato retail.

La nuova disciplina sarà efficace dal 1° gennaio 2017, anche per i contratti in essere a tale data.

DCO 225/2016 - Tutele clienti finali, trattamento reclami e risoluzione extragiudiziale delle controversie

Il documento conferma lo schema proposto nel precedente DCO 614/2015, ovvero l'obiettivo di razionalizzare e riformare il sistema di tutele agendo su tre livelli in escalation:

• primo livello: incentrato su trattamento del reclamo, ha come protagonisti il cliente e l'impresa. Attuazione prevista tra gennaio 2017 e luglio 2018;
• secondo livello: il tentativo di conciliazione viene confermato come principale strumento di risoluzione delle controversie individuali;
• terzo livello: in capo direttamente all'Autorità e accessibile solo a condizioni precise. L'implementazione dovrebbe avvenire nel corso del 2017.

Il Call Center dello Sportello per il consumatore ha il compito di diffondere informazioni fra i clienti finali riguardo gli strumenti a loro disposizione per risolvere le controversie con i fornitori e più in generale per ampliare la conoscenza dei diritti.

DCO 621/2016/E/com - Istituzione di un terzo livello decisorio delle controversie tra clienti o utenti finali e operatori o gestori nei settori regolati dall'Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico L'AEEGSI prevede che il meccanismo del terzo livello di stampo decisorio sia attivabile volontariamente da parte dei clienti finali dei settori regolati, in caso di residuali fallimenti della conciliazione posta al secondo livello del medesimo sistema. Sono però escluse le controversie di stampo risarcitorio e quelle per la cui definizione l'Autorità non dispone di poteri ex lege. Tale meccanismo, che si configura come un procedimento para-giudiziale, il cui esito è costituito da un provvedimento amministrativo, impugnabile presso il TAR competente, non pregiudica il ricorso al giudice ordinario.

DCO 446/2016/R/eel - Revisione delle modalità e tempistiche relative alla risoluzione dei contratti di dispacciamento e trasporto per inadempimento dell'utente relativo e all'attivazione dei servizi di ultima istanza per i clienti finali nel mercato elettrico

Nel documento vengono illustrati alcuni orientamenti volti alla riduzione dell'esposizione dell'utente che potrebbero portare ad una revisione dell'ammontare delle garanzie richieste a copertura della medesima esposizione relativa ai servizi di dispacciamento e trasporto.

Per rendere tutto ciò concretizzabile è necessario ridurre il tempo concesso ai clienti finali per cercare una nuova controparte commerciale prima dell'attivazione dei servizi di ultima istanza e, in caso di avvenuta attivazione, a consentire una rapida uscita dai medesimi.

Delibera 327/2016 - Proroga del termine per l'adempimento all'obbligo di separazione delle politiche di comunicazione e del marchio per la vendita di energia elettrica ai clienti finali

Nell'attuale quadro di incertezza, relativo all'atteso DDL concorrenza, l'AEEGSI ha deciso di prorogare al 1° gennaio 2017 l'obbligo di debranding tra vendita al mercato libero e tutela.

RIGASSIFICAZIONE

Tariffe

Delibera 191/2016/R/gas - Integrazione delle modalità applicative del fattore di copertura dei ricavi per il servizio di rigassificazione del GNL, a seguito dell'introduzione del servizio integrato di rigassificazione e stoccaggio

Il D. Min. 25/2/2016 e la Del. N. 77/2016, insieme alla Del. n. 135/2016 hanno introdotto le Aste per l' allocazione della capacità di rigassificazione autorizzando i clienti finali industriali all'approvvigionamento diretto di GNL dall'estero. Il MISE ha deciso di effettuare l'asta per la capacità di rigassificazione in concomitanza all'asta per la capacità di stoccaggio. In attuazione dei DM di cui sopra, con la delibera n. 135/2016 l'AEEGSI ha disciplinato le modalità di calcolo del prezzo di riserva per le procedure d'asta per il conferimento di capacità per il servizio integrato di rigassificazione e stoccaggio per l'anno 2016/2017. Infine, con la Del. n. 191/2016 l' AEEGSI ha adeguato il fattore di garanzia di OLT per tenere conto dei ricavi che può realizzare con il nuovo servizio integrato di rigassificazione e stoccaggio. La delibera aggiorna la formula di calcolo del fattore di garanzia, sottraendo dai ricavi di riferimento da moltiplicare il 64% i ricavi realizzati con il servizio integrato, oltre a quelli derivanti dai corrispettivi unitari incassati per l'utilizzo normale dell'impianto e dal servizio di flessibilità.

Delibera 392/2016/R/Gas - Determinazione delle tariffe per il servizio di rigassificazione del Gnl, per l'anno 2017 - e Del 607/2016/R/gas - Avvio di un procedimento per l'ottemperanza alle sentenze del Consiglio di Stato n. 3356/2016 e n. 3552/2016 in materia di determinazione delle tariffe

L'AEEGSI con la delibera 392/2016 approva le tariffe presentate da alcuni operatori, tra cui la società OLT, e si impegna ad adeguare tempestivamente le tariffe relative all'anno 2016/2017 della società in considerazione della decisione del Consiglio di Stato (sentenze n. 3356/2016 e 3552/2016).

Con la successiva delibera n. 607/2016 l'Autorità, a valle delle sentenze del Consiglio di Stato di cui sopra, avvia un procedimento per accertare l'efficacia della rinuncia all'esenzione da parte di OLT. Inoltre, in tale delibera l' AEEGSI esprime la propria posizione in merito al fatto che il terminale debba sostenere i costi di trasporto sull'intera capacità invece che sulla base all'effettiva erogazione del servizio. Nelle more della conclusione del procedimento dispone che si continuino ad applicare le tariffe 2016 e 2017 ad oggi vigenti.

Aste per assegnazione capacità

Decreto MISE 7/12/2016 - Il Mise conferma per il periodo 1° aprile 2017 - 31 marzo 2018 il servizio integrato di rigassificazione/stoccaggio per 1,5 Mdi mc. La capacità di rigassificazione da assegnare è quella soggetta al fattore di garanzia ma si estende, su base volontaria, anche a quella non garantita dalla copertura dei ricavi regolata dall'Autorità. Il decreto assegna poi all'AEEGSI il compito di disciplinare le procedure d'asta, stabilendo che il prezzo di riserva sia pari "alla somma di una componente stoccaggio, unica per tutte le imprese di rigassificazione, e di una componente rigassificazione".

DCO 714/2016 – Introduzione meccanismi di mercato per il conferimento agli utenti della capacità di rigassificazione

A valle dell'emanazione del decreto di cui sopra, l'Autorità ha pubblicato il documento di consultazione volto ad introdurre meccanismi di mercato per il conferimento agli utenti della capacità di rigassificazione per stimolare l'utilizzo degli impianti.

Sono proposti due tipi di aste a seconda che si tratti di Capacità long term o short term: per la prima è proposta l'Asta a prezzo marginale crescente, per la seconda la logica del Pay as bid.

Viene anche proposta una logica di determinazione del Prezzo di Riserva, differenziata a seconda che si tratti di assegnazione di capacità annuale o pluriennale (riferimento tariffe), capacità infra-annuale (riferimento prezzo di mercato) e di capacità short term (riferimento tendente allo zero).

A valle di tali interventi anche il Fattore di copertura dei ricavi dovrebbe essere determinato in funzione dei prezzi d'asta e non più delle tariffe regolate.

In merito ai Proventi d'Asta, l'AEEGSI propone che l'eventuale eccedenza dei prezzi di assegnazione rispetto alle tariffe sia destinata, in prima battuta, ad alleggerire gli oneri a carico del sistema, mentre l'ulteriore eventuale eccedenza dovrebbe essere riconosciuta agli impianti i cui costi non siano stati completamente riconosciuti in passato.

FATTI DI RILIEVO DELL'ESERCIZIO

IRETI S.p.A.

A seguito delle operazioni straordinarie poste in essere a fine 2015 con effetti dal 1° gennaio 2016, ha preso avvio IRETI S.p.A.

La società si occupa dei servizi idrici nelle province di Genova, Savona, La Spezia, Parma, Piacenza e Reggio Emilia dove opera negli ambiti dell'approvvigionamento idrico, fognatura e depurazione delle acque reflue. Con più di 18.000 km di reti acquedottistiche, oltre 9.300 km di reti fognarie e circa 1.100 impianti di depurazione, la società serve oltre 2.550.000 abitanti su più di 200 comuni, caratterizzandosi come il terzo operatore in Italia nel settore dei servizi idrici per numero di metri cubi gestiti.

Attraverso oltre 7.600 km di rete la società distribuisce gas naturale nel Comune di Genova e in un'altra ventina di comuni limitrofi, oltre che in più di 70 comuni delle province di Parma, Piacenza e Reggio Emilia, per un totale di circa 726.000 clienti serviti.

Con circa 7.300 km di reti in media e bassa tensione IRETI distribuisce energia elettrica nelle città di Torino e Parma e si contraddistingue come il quinto operatore in Italia nel settore dell'elettricità per la quantità di energia elettrica distribuita.

Nel territorio emiliano inoltre IRETI gestisce gli impianti di illuminazione pubblica e semaforici, attraverso attività di manutenzione e gestione degli impianti presenti ma anche di progettazione e realizzazione dei nuovi.

TRM

Il Gruppo IREN ha raggiunto un altro importante obiettivo del piano industriale che ha determinato l'acquisizione del controllo di TRM S.p.A., società che gestisce in particolare l'attività di trattamento finale rifiuti al servizio della provincia di Torino. Infatti, in data 29 gennaio 2016 è stato sottoscritto l'accordo di acquisizione da parte di IREN S.p.A. - attraverso la controllata IREN Ambiente S.p.A. - del 100% della società F2i Ambiente S.p.A. (ora TRM Holding S.p.A.) che detiene quale unica partecipazione il 51% di TRM V. S.p.A.

La società TRM V., già partecipata direttamente da IREN Ambiente per il 49% del capitale sociale, attraverso tale operazione diviene controllata dal Gruppo IREN.

TRM V. detiene l'80% del capitale sociale di TRM S.p.A., società che ha ricevuto l'affidamento per progettare, costruire e gestire fino al 2034 il termovalorizzatore dei rifiuti urbani e assimilati al servizio della provincia di Torino e che è stato autorizzato dalla Città Metropolitana nel mese di luglio 2015 alla saturazione del carico termico ai sensi dell'art. 35 del Decreto Legge "Sblocca Italia".

L'impianto dispone di una capacità di termovalorizzazione di circa 500.000 tonnellate di rifiuti urbani indifferenziati, con produzione di energia.

L'acquisizione permette al Gruppo di triplicare la propria capacità di termovalorizzazione, confermando IREN tra i primi tre soggetti a livello nazionale in termini di rifiuti trattati e rappresenta, inoltre, una solida base su cui costruire eventuali ulteriori operazioni di successo nel settore.

Cessione della rete TLC del territorio emiliano

Il Gruppo, attraverso la controllata IRETI, società attiva nei servizi pubblici locali a rete, ha stipulato, in data 21 marzo 2016, un accordo con BT Italia S.p.A., che prevede la cessione di un ramo di azienda costituito dalla rete di telecomunicazioni (TLC) presente in Emilia Romagna, i diritti e le autorizzazioni connessi, nonché i contratti attivi e passivi afferenti il ramo di azienda. L'accordo si inserisce nell'ambito delle precedenti pattuizioni fra IRETI (già Iren Emilia) e BT Italia/BT Enìa che attribuivano già a BT Enìa, controllata da BT Italia e partecipata da IRETI, i diritti di esclusiva di lunga durata per l'utilizzo della Rete TLC.

Contestualmente è stato stipulato fra BT Enìa e IRETI uno specifico contratto che prevede la concessione a quest'ultima del diritto d'uso, per un periodo di 30 anni rinnovabile di altri 10, del 25% della capacità complessiva della rete TLC ceduta e la concessione a BT Enìa del diritto d'uso per un periodo di 30 anni rinnovabile di altri 10 del 25% dello spazio fisico esistente all'interno di tutti i cavidotti di servizio della rete di teleriscaldamento di proprietà di IREN Energia nella Regione Emilia Romagna.

L'operazione, in coerenza con le linee guida del piano industriale, consente quindi una razionalizzazione del portafoglio delle attività nel settore delle TLC ed una valorizzazione delle infrastrutture al servizio del teleriscaldamento cittadino, conservando contestualmente l'accesso alla rete TLC per le necessità ed i fabbisogni del Gruppo Iren e degli Enti pubblici di riferimento.

Assemblea degli Azionisti di Iren S.p.A.

L'Assemblea degli Azionisti di Iren S.p.A. ha approvato in data 9 maggio 2016, nella sessione ordinaria, il Bilancio della Società relativo all'esercizio 2015, ed ha deliberato la distribuzione di un dividendo di 0,055 euro per azione, confermando quanto proposto dal Consiglio di Amministrazione. Il dividendo di 0,055 per ciascuna azione ordinaria e di risparmio è stato messo in pagamento a partire dal giorno 22 giugno 2016 (stacco cedola il 20 giugno 2016 e record date il 21 giugno 2016).

Con l'approvazione del bilancio al 31 dicembre 2015 si è concluso il mandato del Consiglio di Amministrazione fino ad allora in carica.

L'Assemblea degli Azionisti ha provveduto a nominare pertanto il nuovo Consiglio di Amministrazione della società che rimarrà in carica per gli esercizi 2016/2017/2018 (scadenza: data di approvazione del bilancio dell'esercizio 2018).

I tredici componenti del nuovo Consiglio di Amministrazione sono: Marco Mezzalama, Lorenza Franca Franzino, Fabiola Mascardi, Marta Rocco, Alessandro Ghibellini, Moris Ferretti, Isabella Tagliavini, Barbara Zanardi, Paolo Peveraro, Ettore Rocchi, Massimiliano Bianco, nominati dalla lista presentata da Finanziaria Sviluppo Utilities S.r.l. e n. 64 Soci pubblici ex Enìa e votata dalla maggioranza, a cui si aggiungono Paolo Pietrogrande e Licia Soncini nominati dalla lista presentata da Anima SGR S.p.A., votata dalla minoranza.

L'Assemblea ha, inoltre, nominato Paolo Peveraro alla carica di Presidente del Consiglio di Amministrazione per gli esercizi 2016/2017/2018.

Nella sessione straordinaria l'Assemblea degli Azionisti ha approvato:

• (i) la modifica degli articoli 6, 9, 10, 16, 18, 19, 21, 25, 27, 28 e 38 e l'inserimento degli articoli 6-bis, 6 ter e 6-quater dello statuto sociale per introdurre il voto maggiorato e
• (ii) l'inserimento del comma 4 all'articolo 5 dello statuto sociale per delegare al Consiglio di Amministrazione, ai sensi dell'articolo 2443 del codice civile, aumenti di capitale con esclusione del diritto di opzione fino ad un importo massimo di Euro 39.470.897,00 nominali.

Cariche sociali

Il nuovo Consiglio di Amministrazione, riunitosi in data 9 maggio 2016 dopo la nomina di Paolo Peveraro a Presidente da parte dell'Assemblea degli Azionisti, ha proceduto alla nomina del Vice Presidente, Ettore Rocchi, e dell'Amministratore Delegato, Massimiliano Bianco, oltre che all'attribuzione delle deleghe e dei poteri, così come previsto dallo Statuto vigente.

Acquisizione quota di maggioranza in Atena S.p.A.

Il continuo impegno del Gruppo verso l'ottenimento degli obiettivi fissati nel piano industriale ha portato all'acquisizione della quota di maggioranza in Atena S.p.A.

Infatti IREN, tramite la sua controllata IRETI, ha incrementato la partecipazione nel capitale sociale di Atena S.p.A passando dal 22,7% (a valle della fusione per incorporazione di Atena Patrimonio) al 60,0% della compagine societaria.

Tale risultato, successivo all'accordo quadro stipulato tra IREN e il Comune di Vercelli il 21 dicembre del 2015 e posto alla base del progetto di sviluppo di Atena, è stato ottenuto tramite la sottoscrizione da parte di IRETI, in data 26 maggio 2016, di un aumento di capitale pari a 50 milioni di Euro, deliberato dall'Assemblea di Atena S.p.A. il 21 dicembre 2015 (contestualmente alle assemblee straordinarie di Atena S.p.A. e Atena Patrimonio che hanno deliberato la fusione tra le due entità), e l'acquisto in pari data dal Comune di Vercelli di un ulteriore 7,9% del capitale sociale della società post fusione, per un importo pari a 10,47 milioni di Euro.

L'operazione, come anzidetto, si fonda su uno dei principali pilastri strategici posti a base del piano industriale del Gruppo: il consolidamento territoriale all'interno delle proprie aree di riferimento.

Lo sviluppo sarà alla base della strategia gestionale di Atena S.p.A., con una previsione di investimenti significativa nei settori reti energetiche, idrico, ambiente e efficienza energetica.

Contesto regolatorio – tariffe rigassificazione

Nel corso del 2016 il Consiglio di Stato, con due sentenze depositate (n. 3356 del 26 luglio e n. 3552 del 9 agosto) ha definitivamente concluso i giudizi avverso le delibere AEEGSI di approvazione delle tariffe di rigassificazione e di regolazione del terminale di rigassificazione che OLT Offshore LNG ha impugnato. Entrambi i giudizi si sono conclusi favorevolmente per OLT.

Con la sentenza n. 3356 il Consiglio di Stato ha infatti respinto l'appello dell'AEEGSI avverso le sentenze del TAR Lombardia che avevano riconosciuto il fondamento dei principali motivi di illegittimità sollevati da OLT avverso le delibere tariffarie che non avevano riconosciuto del tutto o in modo adeguato taluni costi sostenuti dalla Società, in tal modo confermando il diritto di quest'ultima alla rideterminazione delle tariffe dal 2013 al 2015 con identici effetti anche sulla tariffa per il 2016.

Con la sentenza n. 3552 il Consiglio di Stato ha riconosciuto alla Società il pieno diritto a vedersi attribuito il fattore di copertura dei ricavi sul perimetro dei ricavi riconosciuti ivi inclusa la maggior remunerazione del 3% sui nuovi investimenti, il diritto di acquistare capacità di trasporto sulla rete di Snam Rete Gas in funzione della capacità di rigassificazione acquistata sul proprio terminale dagli shipper e non obbligatoriamente per 20 anni e per una capacità minima fissata dall'Autorità e la libertà di offrire o non offrire il servizio di rigassificazione senza incorrere, in tale ultimo caso, in una violazione di obblighi di servizio con conseguente restituzione degli importi conseguiti a titolo di fattore di garanzia previo rilascio di idonea garanzia.

Entrambe le sentenze sono state notificate all'AEEGSI e sono passate in giudicato.

Tuttavia l'Autorità ha adottato ad ottobre del 2016 la delibera 607/2016/R/GAS con cui avvia un procedimento per accertare l'efficacia della rinuncia all'esenzione da parte di OLT. Inoltre, in tale delibera l'AEEGSI esprime la propria posizione in merito al fatto che il terminale debba sostenere i costi di trasporto sull'intera capacità invece che sulla base all'effettiva erogazione del servizio. Nelle more della conclusione del procedimento dispone che si continuino ad applicare le tariffe 2016 e 2017 ad oggi vigenti.

Al fine di garantire che i diritti riconosciuti con le due sentenze definitive del Consiglio di Stato le siano prontamente e correttamente riconosciuti OLT ha avviato nuove iniziative giudiziarie di fronte al TAR e al Consiglio di Stato concernenti la richiesta di corretta ottemperanza da parte dell'AEEGSI, nonché la declaratoria di nullità della ricordata delibera 607/2016/R/gas.

Fornitura di energia elettrica alla Pubblica Amministrazione

Nel mese di settembre 2016 il Gruppo, attraverso la controllata IREN Mercato, si è confermato come aggiudicatario di 2 lotti della gara annuale indetta da Consip per la fornitura di energia elettrica alla Pubblica Amministrazione.

In continuità con l'attuale convenzione in essere IREN Mercato continuerà ad essere il fornitore di riferimento della Pubblica Amministrazione di Liguria, Lombardia, Emilia Romagna e Trentino.

L'aggiudicazione della gara comporta la stipula di una convenzione fra IREN Mercato e Consip di durata 12 mesi, nell'ambito dei quali è possibile l'accoglimento di ordinativi dalla Pubblica Amministrazione per un volume complessivo di energia elettrica pari a 1,4 TWh su circa 50.000 punti di fornitura ed un fatturato stimato pari a circa 250 milioni di euro.

Come per le convenzioni in essere IREN Mercato offrirà la possibilità, alle Pubbliche Amministrazioni che ne fanno richiesta, di certificare la fornitura di energia da fonti rinnovabili (certificazione Energia Verde), facendo leva sulla produzione rinnovabile del Gruppo, in particolare da fonte idroelettrica.

Con questo risultato IREN consolida il proprio percorso di crescita attraverso efficienza, innovazione, sostenibilità e collaborazione con le Comunità Locali ed il territorio, in linea con gli obiettivi e la vision del piano industriale di Gruppo.

Acquisto quote Re. Cos. S.p.A.

L'RTI costituito da Iren Ambiente e Ladurner S.r.l., si è aggiudicato la gara, bandita da ACAM S.p.A., per la cessione del 51% di Re. Cos. S.p.A.. L'acquisto del 51% del capitale sociale della società, equamente diviso tra IREN Ambiente e Ladurner S.r.l. in ragione del 25,5% ciascuno, è stato perfezionato con atto notarile in data 29 settembre 2016. La quota del 49% resterà in capo ad ACAM S.p.A..

Re. Cos. S.p.A. è titolare della concessione per il revamping e la gestione dell'impianto di selezione e trattamento di rifiuti di Saliceti e dell'impianto di trattamento della frazione "verde" derivante da sfalci e potature di Boscalino, a servizio principalmente della provincia di La Spezia e di parte del bacino del Tigullio.

L'operazione costituisce per il Gruppo IREN un ulteriore importante tassello nel percorso di consolidamento territoriale delineato nel piano industriale e consente di rafforzare il presidio in un'area frammentata come quella ligure. Rappresenta, inoltre, un'iniziativa importante sulla base della quale potranno essere eventualmente sviluppate ulteriori operazioni sul territorio.

Piano Industriale al 2021

Il 18 ottobre il Consiglio di Amministrazione ha approvato il Piano Industriale al 2021. Il piano industriale al 2021 si fonda sugli ottimi risultati ottenuti nel corso del recente passato riconfermando le linee guida strategiche delineate nel piano 2015-2020, aggiornate sulla base dei mutamenti di scenario intervenuti; efficienza, consolidamento, focus sul Cliente e sostenibilità restano pilastri imprescindibili a cui si aggiunge una rinnovata attenzione verso la soddisfazione degli Azionisti.

Le principali linee guida strategiche del piano industriale al 2021 sono:

• Ulteriore spinta verso l'efficientamento dei processi, per rendere l'azione del Gruppo sempre più veloce, incisiva ed efficace.

Il piano di profondo rinnovamento, lanciato nella seconda parte del 2015, ha già dato importanti risultati e costituirà la base della revisione e dell'ottimizzazione dei processi anche per il prossimo futuro. Il Gruppo ha inoltre completato la revisione del proprio modello di business e la conseguente razionalizzazione societaria, importanti fattori abilitanti per il raggiungimento dei target di sinergie.

• Il Cliente come asset fondamentale e perno sul quale costruire una nuova cultura aziendale costituita da affidabilità, inclusività e innovazione.

La strategia che ha l'obiettivo di trasformare il prodotto energetico da commodity a servizio ad alto valore aggiunto sarà alla base del nuovo paradigma commerciale del Gruppo che mira a creare per il Cliente una customer experience appagante, fatta di risparmio energetico, efficienza, innovazione. Tutto ciò permetterà di supportare gli importanti obiettivi di acquisition e loyalty inclusi nel piano industriale.

• IREN protagonista del processo di consolidamento nelle sue aree di riferimento.

Durante gli ultimi due anni sono state chiuse importanti operazioni (AMIAT, TRM, Atena) che hanno permesso di presidiare con maggior forza diverse aree comprese nei territori di elezione del Gruppo. Nei prossimi anni è previsto un ulteriore sforzo in questo senso che confermerà IREN come principale aggregatore e motore di sviluppo del Nord-Ovest d'Italia.

• Tutti gli obiettivi di piano saranno sviluppati in una cornice di sostenibilità ambientale, sociale e finanziaria.

La sensibilità ambientale che da sempre caratterizza le scelte del Gruppo è confermata anche in questo piano industriale che pone l'accento su attività a basso impatto ambientale come le reti teleriscaldamento, il consolidamento impiantistico legato al concetto del "Waste to material" oltre all'implementazione di smart-metering e smart-grid.

Il piano industriale al 2021 traccia nuovi e sfidanti obiettivi inserendosi nel percorso strategico a medio e lungo termine avviato nel 2015 e caratterizzato anzitutto da un particolare focus sulla ricerca della massima efficienza.

Anche per i prossimi anni efficienza e sostenibilità saranno le leve strategiche fondamentali per manovrare con successo i driver di crescita individuati nel nuovo piano industriale, legati soprattutto allo sviluppo dei business regolati e quasi regolati e ad una forte focalizzazione sui clienti energetici.

Sulla base di tali linee strategiche il Gruppo IREN si prefigge una crescita dell'EBITDA, un utile di Gruppo in costante aumento che permetta una politica dei dividendi chiara che pone l'accento sulla crescita del dividendo per azione, un miglioramento del rapporto indebitamento finanziario netto/EBITDA ed il suo sviluppo come ruolo di polo aggregatore e motore di sviluppo all'interno dei territori di riferimento.

I target operativi delineati nel Piano Industriale al 2021 consentiranno una robusta generazione di cassa tale da coprire agevolmente lo sfidante piano di investimenti, superiore a 2,2 miliardi di euro, e permetterà il raggiungimento di un rapporto di equilibrio tra debito netto ed EBITDA pari a 3x. Ciò garantirà per gli anni successivi una notevole flessibilità finanziaria che potrà essere utilizzata per cogliere interessanti opportunità di investimento e M&A o, in assenza di queste ultime, per remunerare ulteriormente gli azionisti.

Emissione obbligazionaria a valere sul programma EMTN e operazioni di liability management

In data 24 ottobre 2016 Iren S.p.A. ha concluso con pieno successo, per il secondo anno consecutivo, il collocamento di un'emissione obbligazionaria per un importo benchmark di 500 milioni di Euro a valere sul Programma Euro Medium Term Notes (EMTN) da 1,5 miliardi di Euro, come da ultimo rinnovato ed incrementato dal Consiglio di Amministrazione il 18 ottobre 2016. Le obbligazioni, rating Fitch BBB, sono state emesse a MS+80 bps con cedola pari a 0,875% e scadenza 4 novembre 2024 (durata 8 anni) e saranno quotate presso il mercato regolamentato della borsa irlandese, dove è stato depositato il prospetto informativo.

In connessione con l'emissione è stato contemporaneamente avviato un programma di ottimizzazione finanziaria e liability management con lancio sul mercato di una Tender Offer su tutti i titoli in essere della società in scadenza tra il 2019 ed il 2022. L'operazione si è chiusa positivamente il 31 ottobre 2016 raggiungendo il target di riacquisto pari all'ammontare di 150 milioni di euro.

Nel corso del mese di dicembre 2016, in linea con la strategia di liability management, precedentemente menzionata, deliberata dal Consiglio di Amministrazione di Iren S.p.A. tenutosi in data 18 ottobre 2016, gli amministratori del Gruppo hanno deciso di procedere al rimborso anticipato volontario dei due prestiti obbligazionari non convertibili (c.d. Puttable Bonds) dell'ammontare nominale di 150 milioni di euro, da effettuarsi a settembre 2017 in concomitanza con le scadenze delle relative rate interessi.

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

Razionalizzazione societaria - Salerno Energia Vendite S.p.A.

Il Gruppo IREN procede nel percorso di razionalizzazione societaria che porterà all'acquisizione di una ulteriore quota di Salerno Energia Vendite S.p.A.

Il Consiglio Comunale di Salerno nel corso della riunione del 25 ottobre 2016 ha deliberato l'approvazione dell'accordo quadro sottoscritto tra Salerno Energia Vendite e Iren Mercato. Con questa Delibera il Consiglio Comunale ha dato il via libera alle Parti di procedere col progetto di fusione per incorporazione di GEA Commerciale, interamente controllata da Iren Mercato, in Salerno Energia Vendite, attualmente partecipata per il 39,4% dalla stessa GEA Commerciale, per il 59,0% da Salerno Energia Holding e per l'1,6% da Gescom. Successivamente alla chiusura dell'operazione delineata dall'accordo quadro, che avverrà tramite la fusione anzidescritta, la struttura dell'azionariato di quest'ultima sarà la seguente: IREN Mercato 50%, Salerno Energia Holding 48,8%, Gescom 1,2%.

La società incorporata e quella incorporante sono entrambe attive nella vendita di gas naturale, in aree geografiche di interesse: GEA Commerciale è presente principalmente nelle province di Grosseto in Toscana e Frosinone nel Lazio, mentre Salerno Energia Vendite presidia quasi tutte le province campane, oltre che alcuni Comuni delle Regioni Basilicata e Calabria. Il portafoglio clienti cumulato delle due entità rafforzerà pertanto il presidio dell'area tirrenica.

L'operazione, oltre a contribuire al raggiungimento dei target di crescita della base clienti in esso indicati, avrà effetti positivi in termini di efficienza, competitività e qualità del servizio offerto, che oltre al gas consentirà di proporre contratti nel libero mercato dell'energia elettrica; verranno messe a fattor comune le esperienze delle due società e ciò, unitamente al know how di IREN Mercato nella gestione dei Clienti energetici, permetterà sia l'estrazione di importanti sinergie che la possibilità di offrire dei servizi ad alto valore aggiunto.

Una gestione unitaria del business faciliterà, inoltre, l'allargamento del bacino territoriale di riferimento attraverso campagne di marketing che mireranno all'acquisizione di nuovi clienti oltre che alla fidelizzazione di quelli attuali.

La partnership tra Iren e Salerno Energia Holding costituisce dunque un importante tassello per il progetto di sviluppo commerciale del Gruppo e completa la crescita della base Clienti per linee esterne indicata nel piano industriale recentemente presentato.

Aggiudicazione del 45% del capitale sociale di G.A.I.A. – Gestione Ambientale Integrata dell'Astigiano S.p.A.

Il 23 novembre 2016 IREN Ambiente si è aggiudicata la gara avente ad oggetto il 45% del capitale sociale di G.A.I.A. – Gestione Ambientale Integrata dell'Astigiano e il contestuale affidamento alla suddetta, per un periodo di 15 anni, del servizio di recupero, trattamento, smaltimento dei rifiuti urbani nell'ambito dei Comuni aderenti al Consorzio di Bacino dei Rifiuti dell'Astigiano. L'acquisizione del 45% avverrà tramite aumento del capitale sociale di circa 15 milioni di euro.

G.A.I.A. S.p.A., al cui capitale sociale partecipano 115 Comuni dell'area astigiana, è attiva in tale territorio attraverso 2 impianti per il trattamento del rifiuto urbano differenziato ed indifferenziato, un impianto per il compostaggio dei rifiuti organici, una discarica per rifiuti urbani e speciali a cui si aggiungono 9 ecostazioni.

Tale patrimonio impiantistico, sinergico e complementare rispetto agli asset del Gruppo, contribuirà ad aumentare la capacità di coprire l'intero di ciclo di gestione dei rifiuti, e si unirà all'esperienza di IREN nel settore e alla sua disponibilità sia finanziaria che di know-how, consentendo di implementare un importante piano di sviluppo con l'obiettivo di mantenere e incrementare i livelli di eccellenza dei servizi offerti.

L'ingresso di IREN nel capitale sociale di G.A.I.A. rappresenta un ulteriore atto concreto nell'ambito del progetto di aggregazione proseguendo l'importante programma di presidio territoriale che nel corso del 2016 ha subito una forte accelerazione.

Acquisizione del ramo idrico residuo di Acque Potabili S.p.A.

Il Consiglio di Amministrazione di IREN S.p.A. ha approvato in data 6 dicembre 2016 l'acquisto del ramo d'azienda costituito dalle concessioni del servizio idrico integrato, relative a 31 Comuni del Nord Ovest, di proprietà di Acque Potabili S.p.A., società di cui il Gruppo, tramite la controllata IRETI, detiene il 44,92% del capitale sociale.

Il contratto di acquisizione è stato stipulato il 30 dicembre 2016, con efficacia dal 1° gennaio 2017.

L'operazione completa il percorso di razionalizzazione del Gruppo Acque Potabili iniziato con il de-listing di Società Acque Potabili S.p.A., avvenuto il 1° febbraio 2015 e proseguito con il progressivo passaggio di parte delle concessioni del servizio idrico da essa detenute ai suoi due soci di maggioranza, SMAT S.p.A. e, indirettamente, IREN S.p.A. e la dismissione delle concessioni non strategiche a soggetti terzi.

L'operazione rappresenta un ulteriore atto concreto all'interno del progetto di razionalizzazione societaria e consente la valorizzazione delle concessioni nel territorio di riferimento del Gruppo, nonché una maggiore efficienza e l'estrazione di ulteriori sinergie.

L'operazione sopra delineata, avendo quale controparte Acque Potabili S.p.A., costituisce un'operazione con parte correlata di minore rilevanza ai sensi e per gli effetti del Regolamento adottato dalla CONSOB con delibera n. 17221 del 12 marzo 2010 e s.m.i., non rientrante in alcuna facoltà di esclusione prevista dal Regolamento Interno approvato dal Consiglio di Amministrazione di IREN. L'operazione è stata trattata ai sensi dell'art. 8 del Regolamento Interno OPC.

Risoluzione del contratto di acquisto di Ecoprogetto Tortona S.r.l.

In data 15 dicembre 2016 il Gruppo IREN, attraverso la controllata IREN Ambiente ha comunicato ai soci di Ecoprogetto Tortona, costituita nel 2014 e titolare di una concessione per la costruzione e gestione di un impianto di digestione anaerobica situato nel Comune di Tortona (AL), che il contratto di compravendita del 40% delle quote della società, sottoscritto in data 13 novembre 2015, deve intendersi risolto e privo di efficacia, non essendosi avverate le condizioni sospensive previste al secondo closing, finalizzato all'acquisto della partecipazione residua rappresentativa del 60% del capitale della società.

Ai sensi del contratto di compravendita, il Gruppo IREN ritrasferirà dunque la quota del 40% della società Ecoprogetto Tortona al Gruppo Ladurner, secondo i termini del contratto, al prezzo originariamente versato.

Conferma del rating "investment grade" di IREN a BBB- con outlook stabile e del rating BBB agli Eurobond emessi dal Gruppo a partire dal 2014

In data 19 dicembre 2016 l'agenzia di rating Fitch ha confermato per il Gruppo IREN il rating BBB- con outlook stabile.

Tale giudizio è legato principalmente alla conferma ed evoluzione dei pilastri strategici su cui poggia il piano industriale del Gruppo, al suo business portfolio costituito per circa il 70% da attività regolate e semi-regolate ed ai positivi risultati riportati negli ultimi periodi.

Le suddette motivazioni sono alla base anche della conferma del rating BBB sull'emissioni obbligazionarie emesse a partire dal 2014.

Adesione alle raccomandazioni del Codice di Autodisciplina delle Società Quotate (edizione luglio 2015) e istituzione del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità.

In data 20 dicembre 2016 il Consiglio di Amministrazione di IREN S.p.A. ha deliberato la formale adesione alle raccomandazioni del Codice di Autodisciplina delle società quotate (edizione del luglio 2015), il cui recepimento sostanziale era già stato avviato nel corso dell'esercizio.

Il Consiglio di Amministrazione ha altresì approvato un documento in cui viene data evidenza delle soluzioni di governance adottate dalla Società con riferimento alle previsioni del Codice di Autodisciplina e, in attuazione dell'invito di cui al Commento all'art. 4 dello stesso, ha attribuito funzioni istruttorie di presidio della responsabilità sociale d'impresa in materia di sostenibilità al già costituito Comitato Controllo e Rischi (che, in conseguenza della delibera, ha assunto la denominazione di "Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità").

Le funzioni saranno individuate con successiva delibera del Consiglio di Amministrazione.

Acquisizione del 100% di Ricupero Ecologici Industriali S.r.l.

In data 21 dicembre 2016 è stato sottoscritto il contratto avente ad oggetto l'acquisto da parte di Iren Ambiente del 100% del capitale sociale di Ricupero Ecologici Industriali S.r.l. detenuto da Derichebourg Environment S.A.S. La società è proprietaria e gestisce una discarica per rifiuti anche pericolosi stabili, ad esclusione di quelli urbani, situata nel Comune di Collegno (area metropolitana torinese).

L'iniziativa ha una forte valenza industriale e consentirà un ulteriore consolidamento del Gruppo all'interno dei propri territori di riferimento: l'impianto, autorizzato e non ancora oggetto di conferimenti, è situato infatti all'interno delle aree di riferimento nelle quali IREN opera e garantirà una maggiore integrazione e utilizzo degli asset di trattamento e smaltimento, nonché un bilanciamento fra l'attività di intermediazione di rifiuti, già fortemente sviluppata da IREN Ambiente, e l'attività di smaltimento.

SITUAZIONE ECONOMICA, PATRIMONIALE E FINANZIARIA DEL GRUPPO IREN

Situazione economica

CONTO ECONOMICO DEL GRUPPO IREN

			migliaia di euro
	Esercizio 2016	Esercizio 2015	Var. %
Ricavi
Ricavi per beni e servizi	3.042.735	2.849.677	6,8
Variazione dei lavori in corso	14.174	8.576	65,3
Altri proventi	226.106	235.859	(4,1)
Totale ricavi	3.283.015	3.094.112	6,1
Costi operativi
Costi materie prime sussidiarie di consumo e merci	(997.328)	(1.023.964)	(2,6)
Prestazioni di servizi e godimento beni di terzi	(1.043.889)	(946.466)	10,3
Oneri diversi di gestione	(89.999)	(111.067)	(19,0)
Costi per lavori interni capitalizzati	22.328	22.870	(2,4)
Costo del personale	(359.956)	(357.722)	0,6
Totale costi operativi	(2.468.844)	(2.416.349)	2,2
MARGINE OPERATIVO LORDO	814.171	677.763	20,1
Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni
Ammortamenti	(304.435)	(267.609)	13,8
Accantonamenti e svalutazioni	(82.910)	(63.334)	30,9
Totale ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni	(387.345)	(330.943)	17,0
RISULTATO OPERATIVO	426.826	346.820	23,1
Gestione finanziaria
Proventi finanziari	40.087	31.977	25,4
Oneri finanziari	(177.000)	(126.808)	39,6
Totale gestione finanziaria	(136.913)	(94.831)	44,4
Risultato di partecipazioni contabilizzate con il metodo del patrimonio	3.639	(6.254)	(*)
netto
Rettifica di valore di partecipazioni	9.857	-	-
Risultato prima delle imposte	303.409	245.735	23,5
Imposte sul reddito	(118.153)	(105.662)	11,8
Risultato netto delle attività in continuità	185.256	140.073	32,3
Risultato netto da attività operative cessate	-	-	-
Risultato netto del periodo	185.256	140.073	32,3
attribuibile a:
- Utile (perdita) di pertinenza del Gruppo	173.980	118.193	47,2
- Utile (perdita) di pertinenza di terzi	11.276	21.880	(48,5)

(*) Variazione superiore al 100%

Ricavi

Al 31 dicembre 2016 il Gruppo Iren ha conseguito ricavi per 3.283 milioni di euro in aumento del +6,1% rispetto ai 3.094 milioni di euro dell'esercizio 2015. L'incremento registrato è da ricondursi prevalentemente all'ampliamento del perimetro di consolidamento a TRM, società che gestisce l'impianto di termovalorizzazione di Torino e, a far data dal 1° maggio, anche al consolidamento del gruppo Atena operante come società multiservizi e di vendita nell'area di Vercelli e comuni limitrofi. Si evidenzia inoltre l'impatto positivo sui ricavi (circa 15 milioni di euro) degli effetti sulle dinamiche tariffarie conseguenti alle modifiche introdotte dalla delibera AEEGSI 654/2015 (cosiddetto "time lag regolatorio" distribuzione energia elettrica). Gli eventi accennati hanno consentito di assorbire gli effetti sui ricavi della riduzione dei prezzi delle commodity.

Margine Operativo Lordo

Il margine operativo lordo ammonta a 814 milioni di euro in aumento del +20,1% rispetto ai 678 milioni di euro dell'esercizio 2015. L'incremento è riferibile principalmente all'aumento della marginalità della filiera energetica (generazione e vendita), alle sinergie operative sui costi che hanno più che compensato la riduzione conseguente alla revisione della remunerazione del capitale investito delle reti, ad un maggior utilizzo dei propri impianti di smaltimento rifiuti e alle variazione del perimetro di consolidamento, con l'inclusione di TRM a partire da gennaio 2016 e del gruppo ATENA da maggio. Contribuisce positivamente sul margine operativo anche l'effetto sopracitato della delibera 654/2015 AEEGSI in materia di tariffe distribuzione energia elettrica.

Alla variazione positiva concorrono tutte le aree di business con la sola eccezione della produzione Idroelettrica, caratterizzata da una riduzione di marginalità dovuta alla diminuzione dei prezzi e alle minori quantità prodotte.

Risultato operativo

Il risultato operativo è pari a 427 milioni di euro in miglioramento del +23,1% rispetto ai 347 milioni di euro del 2015. La dinamica del margine operativo lordo è parzialmente assorbita dai maggiori ammortamenti per 37 milioni di euro, principalmente per il consolidamento di TRM, oltre a maggiori accantonamenti e svalutazioni per circa 20 milioni di euro di cui 9 milioni di euro di maggiori accantonamenti a fondi rischi (di cui 2 milioni di maggiori accantonamenti a fondo svalutazione crediti e 7 milioni altri fondi rischi), 7 milioni di euro di maggiori svalutazioni e 4 milioni di euro di minori rilascio fondi effettuati nel 2015 per il venir meno del relativo rischio.

Oneri e Proventi finanziari

Le componenti economiche di natura finanziaria esprimono un saldo di oneri finanziari netti di 137 milioni (95 milioni nel corrispondente periodo comparativo). In particolare gli oneri finanziari ammontano a 177 milioni (127 milioni nell'esercizio 2015). La variazione risente principalmente del consolidamento degli oneri finanziari di TRM (19 milioni di euro) e delle componenti one-off legate alle operazioni di liability management riguardanti il rimborso anticipato di parte dei titoli obbligazionari in portafoglio (44,8 milioni di euro), inclusive dell'effetto della valutazione del rimborso anticipato, da effettuarsi a settembre 2017, dei puttable bonds.

I proventi finanziari ammontano a 40 milioni di euro (32 milioni di euro nell'esercizio comparativo). La variazione consegue essenzialmente alla rilevazione del provento legato alla restituzione degli interessi, pagati in esercizi precedenti, in relazione alla sentenza favorevole sul recupero degli aiuti di stato ("moratoria fiscale").

Risultato di collegate contabilizzate con il metodo del patrimonio netto

Il risultato di società collegate contabilizzate con il metodo del patrimonio netto ammonta a +3,6 milioni di euro (-6,3 milioni nel 2015). La variazione positiva fra i periodi in analisi (+9,9 milioni) è principalmente imputabile al miglior risultato del periodo della partecipata OLT Offshore LNG Toscana, parzialmente compensato dalla variazione dei risultati di altre società collegate e joint venture. Nell'esercizio 2015 la voce comprendeva il risultato di TRM V. ed ATENA, oggi consolidate integralmente.

Rettifica di valore di partecipazioni

La voce ammonta a +9,9 milioni di euro (non presente nel periodo comparativo) e si riferisce sostanzialmente alla rideterminazione al fair value, alla data di acquisizione delle quote di controllo, dell'interessenza di minoranza detenuta al 31 dicembre 2015 in TRM V. (10,5 milioni di euro), parzialmente compensata da alcune svalutazioni di altre partecipazioni di minore entità.

Risultato prima delle imposte

Per effetto delle dinamiche sopra indicate il risultato consolidato prima delle imposte si attesta a 303,4 milioni di euro, in aumento rispetto ai 245,7 milioni di euro dell'esercizio 2015.

Imposte sul reddito

Le imposte sul reddito del periodo sono pari a 118 milioni di euro, con un aumento dell'11,7% rispetto al 2015. Il tax rate effettivo è del 38,9% (43% nel 2015).

La diminuzione del tax rate rispetto all'esercizio precedente è dovuta principalmente alla minore incidenza degli effetti della variazione di aliquota IRES dal 27,5% al 24% sulla rideterminazione delle imposte anticipate nette.

Analisi per settori di attività

Il Gruppo Iren opera nei seguenti settori di attività:

• Energia (Produzione Idroelettrica, Cogenerazione elettrica e calore, Reti di Teleriscaldamento, Produzione termoelettrica)
• Mercato (Vendita energia elettrica, gas, calore)
• Reti (Reti di distribuzione dell'energia elettrica, Reti distribuzione del gas, Servizio Idrico Integrato)
• Ambiente (Raccolta e Smaltimento rifiuti)
• Altri servizi ( Illuminazione Pubblica, Servizi global service ed altri minori).

Tali segmenti operativi sono presentati in accordo all'IFRS 8 che richiede di basare l'informativa di settore sugli elementi che il management utilizza nel prendere le proprie decisioni operative e strategiche. Ai fini di una corretta lettura dei conti economici relativi alle singole attività, esposti e commentati nel seguito, si precisa che i ricavi ed i costi riferiti alle attività comuni sono stati interamente allocati sui business, in base all'utilizzo effettivo dei servizi forniti oppure in base a driver tecnico-economici. L'informativa di settore che segue non contiene l'informativa secondaria di settore per area geografica data la sostanziale univocità territoriale in cui il Gruppo opera prevalentemente (area Nord-Ovest). Nel seguito sono presentate le principali grandezze economiche, con i relativi commenti suddivisi per settore di attività, raffrontate ai dati dell'esercizio 2015.

Nel 2016 le attività non regolate contribuiscono alla formazione del margine operativo lordo per il 29% (24% il valore 2015), le attività regolate pesano per il 45% (52% nel 2015), mentre le attività semi regolate crescono passando dal 24% del 2015 al 26% del 2016.

							milioni di euro
	Energia	Mercato	Reti	Ambiente	Altri servizi	Non allocabili	Totale
Capitale immobilizzato	1.876	67	2.141	959	21	156	5.220
Capitale circolante netto	25	(8)	114	8	31	-	171
Altre attività e passività non correnti	(90)	(2)	(387)	(151)	(16)	-	(646)
Capitale investito netto (CIN)	1.811	57	1.868	816	36	156	4.745
Patrimonio netto							2.288
Posizione Finanziaria netta							2.457
Mezzi propri ed indebitamento finanziario netto							4.745

Situazione patrimoniale riclassificata per settori di attività al 31 dicembre 2016

Situazione patrimoniale riclassificata per settori di attività al 31 dicembre 2015

							milioni di euro
	Energia	Mercato	Reti	Ambiente	Altri servizi	Non allocabili	Totale
Capitale immobilizzato	1.940	74	1.973	400	24	237	4.648
Capitale circolante netto	91	(62)	125	(17)	17	-	154
Altre attività e passività non correnti	(94)	28	(408)	(99)	1	-	(571)
Capitale investito netto (CIN)	1.937	40	1.690	285	42	237	4.231
Patrimonio netto							2.062
Posizione Finanziaria netta							2.169
Mezzi propri ed indebitamento finanziario netto							4.231

Conto Economico per settori di attività 2016

							milioni di euro
	Energia	Mercato	Reti	Ambiente	Altri servizi	Elisioni e rettifiche	Totale
Totali ricavi e proventi	908	2.187	854	503	62	(1.230)	3.284
Totale costi operativi	(675)	(2.052)	(535)	(383)	(55)	1.230	(2.470)
Margine Operativo Lordo (EBITDA)	234	135	319	120	7	-	814
Amm.ti, acc.ti netti e svalutazioni	(130)	(56)	(135)	(67)	0	-	(387)
Risultato operativo (EBIT)	104	79	183	53	8	-	427

Conto Economico per settori di attività 2015

							milioni di euro
	Energia	Mercato	Reti	Ambiente	Altri servizi	Elisioni e rettifiche	Totale
Totali ricavi e proventi	813	2.377	859	463	93	(1.511)	3.094
Totale costi operativi	(614)	(2.290)	(555)	(399)	(69)	1.511	(2.416)
Margine Operativo Lordo (EBITDA)	199	87	304	65	24	-	678
Amm.ti, acc.ti netti e svalutazioni	(125)	(46)	(107)	(54)	1	-	(331)
Risultato operativo (EBIT)	74	41	196	10	25	-	347

SBU Energia

Al 31 dicembre 2016 i ricavi di periodo ammontano a 908 milioni di euro in aumento del 11,7% rispetto agli 813 milioni di euro dell'esercizio 2015.

		Esercizio 2016	Esercizio 2015	∆ %
Ricavi	€/mil.	908	813	11,7%
Margine operativo lordo (Ebitda)	€/mil.	234	199	17,5%
Ebitda Margin		25,7%	24,4%
Risultato Operativo (Ebit)	€/mil.	104	74	39,4%
Investimenti	€/mil.	60	36	65,7%
Energia elettrica prodotta*	GWh	8.573	7.890	8,7%
da fonte idroelettrica	GWh	1.228	1.479	-17,0%
da fonte cogenerativa	GWh	5.360	4.746	12,9%
da fonte termoelettrica	GWh	1.986	1.665	19,3%
Calore prodotto	GWht	2.679	2.634	1,7%
da fonte cogenerativa	GWht	2.340	2.287	2,3%
da fonte non cogenerativa	GWht	339	347	-2,4%
Volumetrie teleriscaldate	Mmc	85	82	3,6%

Al 31 dicembre 2016 l'energia elettrica prodotta è stata pari a 8.573 GWh in aumento dell' 8,7%% rispetto ai 7.890 GWh dell'esercizio 2015, per effetto della maggiore produzione termoelettrica dell'impianto di Turbigo e degli impianti in cogenerazione.

In particolare la produzione termoelettrica è stata pari a 7.346 GWh, di cui 5.360 GWh da fonte cogenerativa, in aumento dello 12,9% rispetto ai 4.746 GWh del 2015 e di 1.986 GWh da fonte termoelettrica in senso stretto, connesso all'apporto dell'impianto di Turbigo in aumento del 19,3% rispetto ai 1.665 GWh del 2015.

La produzione idroelettrica è stata pari a 1.228 GWh in riduzione dell'-17,0% rispetto ai 1.479 GWh del 2015.

La produzione di calore del periodo è stata pari a 2.679 GWh^t in aumento del +1,7% rispetto ai 2.634 GWh^t del 2015, per effetto di una stagione termica che nel corso del quarto trimestre ha più che recuperato la stagione termica particolarmente mite del primo semestre 2016 oltre all'aumento delle volumetrie allacciate. Complessivamente le volumetrie teleriscaldate ammontano a circa 85 Mmc in aumento del +3,6% rispetto ai circa 82 Mmc del 2015.

Il margine operativo lordo (EBITDA) è stato pari a 234 milioni di euro, in aumento del +17,5% rispetto ai 199 milioni di euro dell'esercizio 2015.

Tale miglioramento è da ricondursi principalmente al recupero di marginalità nella produzione di energia elettrica degli impianti cogenerativi e termoelettrici, alle maggiori quantità prodotte, sia di energia elettrica che di calore, oltre ad una riduzione dei costi operativi.i. Questa dinamica, particolarmente positiva, ha consentito di assorbire completamente l'effetto del calo di produzione e di marginalità del settore idroelettrico.

Il risultato operativo del settore energia ammonta a 104 milioni di euro ed è in miglioramento del 39,4% rispetto ai 74 milioni di euro dell'esercizio 2015. La dinamica del margine operativo viene parzialmente assorbita da maggiori svalutazioni per circa 4 milioni di euro, da maggiori accantonamenti al fondo rischi per circa 4 milioni di euro in parte compensati da un maggiore rilascio fondi per circa 3 milioni di euro per il venir meno del relativo rischio.

Gli investimenti tecnici realizzati relativi al settore sono pari a 60 milioni di euro.

SBU Mercato

Al 31 dicembre 2016 i ricavi del settore ammontano a 2.187 milioni di euro in flessione del -8,0% rispetto ai 2.377 milioni di euro dell'esercizio 2015. A far data dal 1 maggio 2016 rientra nel perimetro di consolidamento della SBU Mercato, Atena Trading, società operante nella provincia di Vercelli.

Il margine operativo lordo (Ebitda) ammonta a 135 milioni di euroed è in aumento del 54,9% rispetto agli 87 milioni di euro dell'esercizio 2015.

		Esercizio 2016	Esercizio 2015	∆ %
Ricavi	€/mil.	2.187	2.377	-8,0%
Margine operativo lordo (Ebitda)	€/mil.	135	87	54,9%
Ebitda Margin		6,2%	3,7%
da Energia Elettrica	€/mil.	52	13	(*)
da Gas	€/mil.	83	71	16,2%
da Calore	€/mil.	0	3	-94,3%
Risultato Operativo (Ebit)	€/mil.	79	41	91,7%
Investimenti		16	14	14,2%
Energia Elettrica Venduta	GWh	9.539	12.393	-23,0%
Energia Elettrica Venduta al netto Compravendita in Borsa	GWh	9.152	11.628	-21,3%
Gas Acquistato	Mmc	2.752	2.568	7,2%
Gas commercializzato dal Gruppo	Mmc	998	1.004	-0,6%
Gas destinato ad usi interni	Mmc	1.547	1.358	13,9%
Gas in stoccaggio	Mmc	207	206	0,1%

(*) Variazione superiore al 100%

Commercializzazione Energia Elettrica

I volumi venduti di energia elettrica ammontano a 9.539 GWh (al netto di pompaggi, perdite di rete e ritiri dedicati) in diminuzione del -23,0% rispetto ai 12.393 GWh dell'esercizio 2015.

La flessione è dovuta esclusivamente alle vendite in borsa che a far data dal 1° di aprile 2016 sono effettuate direttamente dalla BU Energia, in seguito ad una riorganizzazione delle attività di energy management .

Al netto di questo evento riorganizzativo i volumi venduti sul mercato libero, comprendente i segmenti dei clienti business, retail e grossisti, ammontano complessivamente a 7.405 GWh in aumento del 53,5% rispetto ai 4.825 GWh del 2015, e ciò anche grazie alla variazione di perimetro correlato all'ingresso di Atena Trading. Tutti i segmenti del mercato libero presentano miglioramenti, in particolare il segmento dei grossisti presenta un incremento del +51,6% con quantitativi pari a 2.877 GWh rispetto ai 1.897 GWh del 2015; i clienti business registrano vendite per 3.147 GWh con un miglioramento del +81,4% rispetto ai 1.735 GWh del 2015 mentre i clienti i retail registrano vendite per 1.381 GWh con un miglioramento del +15,9% rispetto ai 1.192 GWh del 2015.

I volumi venduti sul mercato tutelato risultano pari a 571 GWh in diminuzione del -12,5% rispetto ai 653 GWh del 2015.

Il margine operativo lordo (Ebitda) della vendita di energia elettrica ammonta a 52 milioni di euro in forte miglioramento rispetto ai 13 milioni di euro dell'esercizio 2015. La dinamica del margine operativo lordo è stata caratterizzata da un primo margine in aumento sia per il mercato libero che per il mercato tutelato. Per quanto concerne il mercato libero il miglioramento è attribuibile prevalentemente alla revisione tariffaria sulla componente di commercializzazione, al miglioramento delle condizioni di approvvigionamento e ai maggiori volumi venduti. Relativamente al mercato della maggior tutela il miglioramento della marginalità è derivante dalla revisione tariffaria relativa all'incremento della quota relativa alla componente di commercializzazione sia per l'anno 2016 che per quelli pregressi.

Commercializzazione Gas Naturale

I volumi acquistati ammontano a 2.752 Mmc in aumento del +7,2% rispetto ai 2.568 Mmc dell'esercizio 2015. Il gas commercializzato dal gruppo ammonta a 998 Mmc in diminuzione del -0,6% rispetto ai 1.004 Mmc del 2015, mentre i consumi interni sono pari a 1.547 Mmc in aumento del +13,9% rispetto ai 1.358 Mmc dell'esercizio 2015.

Il margine operativo lordo (EBITDA) della vendita gas ammonta a 83 milioni di euro in aumento del 16,2% rispetto ai 71 milioni di euro dell'esercizio 2015. L'aumento è riconducibile al miglioramento sia delle condizioni di vendita che di approvvigionamento.

Vendita altri servizi

La vendita calore presenta un margine operativo in flessione rispetto ai 3 milioni di euro del 2015. La flessione è da ricondursi all'incidenza di maggiori costi operativi.

SBU Reti

Al 31 dicembre 2016 il settore di attività Reti, che comprende i business della Distribuzione Gas, Energia Elettrica e del Servizio Idrico Integrato, ha registrato ricavi per 854 milioni di euro, in lieve flessione del - 0,6% rispetto all'esercizio 2015 pari a 859 milioni di euro.

Il margine operativo lordo (Ebitda) è stato pari a 319 milioni di euro in aumento del + 5% rispetto ai 304 milioni di euro dell'esercizio 2015.

Il risultato operativo netto (Ebit) è stato pari a 183 milioni di euro in flessione del -6,7% rispetto ai 196 milioni di euro dell'esercizio 2015. La dinamica positiva del margine operativo lordo è stata più che compensata dai maggiori accantonamenti al fondo rischi, al fondo svalutazione crediti e dai minori rilasci di fondi per il venir meno del rischio che avevano caratterizzato l'esercizio 2015

Di seguito vengono esposte le principali dinamiche dei settori interessati.

		Esercizio 2016	Esercizio 2015	∆ %
Ricavi	€/mil.	854	859	-0,6%
Margine operativo lordo (Ebitda)	€/mil.	319	304	5,0%
Ebitda Margin		37,3%	35,3%
da Reti Elettriche	€/mil.	83	76	10,3%
da Reti Gas	€/mil.	73	72	1,0%
da Servizio Idrico Integrato	€/mil.	163	156	4,2%
Risultato Operativo (Ebit)	€/mil.	183	196	-6,7%
Investimenti	€/mil.	149	161	-7,7%
in Reti Elettriche	€/mil.	29	26	10,4%
in Reti Gas	€/mil.	35	37	-3,7%
in Servizio Idrico Integrato	€/mil.	85	98	-14,0%
Energia elettrica distribuita	GWh	4.148	3.995	3,8%
Gas immesso in rete	Mmc	1.250	1.209	3,4%
Acqua Venduta	Mmc	170	162	4,9%

SBU Reti - Energia elettrica

Il margine operativo lordo è stato pari a 83 milioni di euro, in aumento del 10,3% rispetto ai 76 milioni di euro dell'esercizio 2015.

L'incremento del margine è da ricondursi principalmente all'incremento dei ricavi in seguito all'applicazione della Del.654/2015/R/eel dell'AEEGSI che modifica per il quinto periodo regolatorio, iniziato il 1° gennaio 2016, il meccanismo attraverso il quale viene remunerato il capitale investito delle società di distribuzione elettrica eliminando il cosiddetto "regulatory lag": Ciò ha consentito di più che compensare la contrazione del vincolo dei ricavi di distribuzione derivante dalla riduzione della remunerazione del capitale investito ai fini tariffari definita da AEEGSI per il nuovo periodo regolatorio e il venir meno dell'effetto positivo sull'esercizio 2015 della sopravvenienze attive relative alla perequazione di anni pregressi.

Nel periodo sono stati effettuati investimenti per 29 milioni di euro, prevalentemente inerenti ai nuovi allacciamenti, alla costruzione di nuove cabine BT/MT e linee BT/MT.

SBU Reti - Distribuzione Gas

Il margine operativo lordo della distribuzione reti gas ammonta a 73 milioni di euro, in aumento del +1% rispetto ai 72 milioni di euro dell'esercizio 2015. La variazione in aumento del margine è da ricondursi principalmente ad una riduzione dei costi operativi che hanno più che compensato sia la contrazione del vincolo dei ricavi di distribuzione dovuta alla riduzione, stabilita da AEEGSI, della remunerazione del capitale investito che i maggiori oneri connessi all'obbligo sui certificati di efficienza energetica

Gli investimenti di periodo realizzati ammontano a 35 milioni di euro e riguardano quanto previsto dalle delibere dell'AEEGSI, in particolare l'adeguamento della rete alla protezione catodica, l'installazione di misuratori elettronici e la sostituzione delle tubazioni in ghisa grigia.

SBU Reti - Ciclo Idrico

Il margine operativo lordo di periodo ammonta a 163 milioni di euro in aumento del +4,2% rispetto ai 156 milioni di euro dell'esercizio del 2015. L'incremento del margine è da ricondursi principalmente alle sinergie operative, alla variazione del perimetro di consolidamento derivante dall'acquisizione del ramo d'azienda ligure di Società Acque Potabili (SAP) e di Atena spa nonché da rimborsi assicurativi che erano già emersi nel corso del 1° semestre 2016. Queste dinamiche positive hanno consentito di più che compensare il venir meno dell'effetto positivo dei conguagli tariffari pregressi registrati sull'esercizio 2015 e la revisione tariffaria relativa al nuovo periodo regolatorio caratterizzata da una riduzione della remunerazione del capitale con conseguente calo del vincolo dei ricavi .

Gli investimenti di periodo ammontano a 85 milioni di euro e sono relativi alla realizzazione, sviluppo e manutenzione di reti ed impianti della rete di distribuzione, della rete fognaria e in particolare dei sistemi di depurazione.

SBU Ambiente

Al 31 Dicembre 2016 il volume d'affari del settore ammonta a 502 milioni di euro in aumento dell' 8,4% rispetto ai 463 milioni di euro dello stesso periodo del 2015 principalmente per effetto dell'entrata nel perimetro di consolidamento di TRM spa dal 1° gennaio 2016, società che gestisce l'impianto di termovalorizzazione di Torino.

		Esercizio 2016	Esercizio 2015	∆ %
Ricavi	€/mil.	502	463	8,4%
Margine operativo lordo (Ebitda)	€/mil.	120	65	85,0%
Ebitda Margin		23,8%	14,0%
Risultato Operativo (Ebit)	€/mil.	53	10	(*)
Investimenti	€/mil.	23	21	7,8%
Energia Elettrica venduta	GWh	473	185	(*)
Energia termica prodotta	GWht	190	171	10,6%
Rifiuti raccolti	ton	1.216.923	1.171.623	3,9%
Rifiuti smaltiti	ton	1.102.568	764.702	44,2%
	Rifiuti indifferenziatiton	694.506	278.414	(*)
	Rifiuti specialiton	408.062	486.288	-16,1%
Raccolta differenziata area Emilia	%	68,7	66,0	4,1%
Raccolta differenziata area Torino (*) Variazione superiore al 100%	%	42,9	42,8	0,2%

Il margine operativo lordo del settore ammonta a 120 milioni di euro in aumento dell'85 % rispetto ai 65 milioni di euro dell'esercizio 2015. L'incremento è da ricondursi principalmente al consolidamento dell'impianto di termovalorizzazione TRM di Torino, tuttavia contribuiscono positivamente al risultato anche le altre attività di smaltimento rifiuti grazie ad un maggior utilizzo dei propri impianti di termovalorizzazione e le attività di raccolta e spazzamento grazie alla riduzione dei costi operativi.

Il risultato operativo ammonta a 53 milioni di euro in aumento rispetto ai 10 milioni di euro del 2015. La dinamica positiva del margine operativo lordo è stata più che assorbita dall'incremento degli ammortamenti di TRM per +33 milioni di euro e dalle maggiori svalutazioni, soltanto parzialmente compensati dai minori accantonamenti ai fondo rischi e al fondo svalutazione crediti nonché ad un incremento dei rilasci di fondi per il venir meno del relativo rischio.

Gli investimenti realizzati nell'esercizio ammontano a 23 milioni di euro e si riferiscono ad investimenti per manutenzione dei diversi impianti e ad investimenti in attrezzature e mezzi a supporto della raccolta rifiuti con la modalità porta-porta e differenziata.

Servizi e altro

		Esercizio 2016	Esercizio 2015	∆ %
Ricavi	€/mil.	62	93	-32,7%
Margine operativo lordo (Ebitda)	€/mil.	7	24	-68,9%
Ebitda Margin		11,8%	25,5%
Risultato Operativo (Ebit)	€/mil.	8	25	-68,3%
Investimenti	€/mil.	22	25	-12,6%
(*) Variazione superiore al 100%

Al 31 Dicembre 2016 i ricavi ammontano a 62 milioni di euro in diminuzione del -32,7% rispetto ai 93 milioni di euro dell'esercizio 2015.

Il margine operativo lordo ammonta a 7 milioni di euro in riduzione rispetto ai 24 milioni di euro del 2015. Ricavi e margine operativo lordo risentono principalmente della contabilizzazione sull'esercizio 2015 del conguaglio di stime relative ad oneri sul trasporto energia elettrica relativi agli anni pregressi del periodo 2004-2010.

Gli investimenti di periodo ammontano a 22 milioni di euro e sono relativi prevalentemente ai sistemi informativi e telecomunicazioni.

Situazione patrimoniale e finanziaria

STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO GRUPPO IREN (1)

			migliaia di euro
	31.12.2016	31.12.2015	Var. %
Attivo immobilizzato	5.220.438	4.648.465	12,3
Altre attività (Passività) non correnti	(148.513)	(161.911)	(8,3)
Capitale circolante netto	170.991	153.888	11,1
Attività (Passività) per imposte differite	61.412	110.972	(44,7)
Fondi rischi e Benefici ai dipendenti	(561.622)	(525.799)	6,8
Attività (Passività) destinate a essere cedute	2.498	5.420	(53,9)
Capitale investito netto	4.745.204	4.231.035	12,2
Patrimonio netto	2.288.097	2.061.666	11,0
Attività finanziarie a lungo termine	(49.950)	(53.012)	(5,8)
Indebitamento finanziario a medio e lungo termine	2.967.471	2.698.648	10,0
Indebitamento finanziario netto a medio lungo termine	2.917.521	2.645.636	10,3
Attività finanziarie a breve termine	(860.245)	(690.878)	24,5
Indebitamento finanziario a breve termine	399.831	214.611	86,3
Indebitamento finanziario netto a breve termine	(460.414)	(476.267)	(3,3)
Indebitamento finanziario netto	2.457.107	2.169.369	13,3
Mezzi propri ed indebitamento finanziario netto	4.745.204	4.231.035	12,2

(1) Per la riconciliazione del prospetto di stato patrimoniale riclassificato con quello di bilancio si rimanda all'apposito allegato al bilancio consolidato

Nel seguito sono commentate le principali dinamiche patrimoniali dell'esercizio 2016.

L'attivo immobilizzato al 31 dicembre 2016 ammonta a 5.220 milioni di euro con un incremento di 572 milioni di euro (+12,3%) rispetto al 31 dicembre 2015 (4.648 milioni di euro). La variazione, oltre agli investimenti in immobilizzazioni materiali, immateriali e finanziarie (275 milioni di euro), agli ammortamenti (304 milioni), al realizzo investimenti (11 milioni) ed alle svalutazioni (12 milioni) del periodo, consegue essenzialmente al consolidamento delle immobilizzazioni di TRM e del gruppo ATENA, al netto dell'elisione delle relative partecipazioni valutate ad equity sino all'acquisizione del controllo.

Per maggiori informazioni sul dettaglio degli investimenti, si rimanda al paragrafo "Analisi per settori di attività".

Le passività non correnti nette diminuiscono principalmente a seguito della rilevazione di crediti fiscali conseguenti al riconoscimento nel periodo del diritto alla restituzione degli interessi, pagati in esercizi precedenti, in relazione alla sentenza favorevole sul recupero degli aiuti di stato ("moratoria fiscale").

Il Capitale Circolante Netto al 31 dicembre 2016 è pari a 171 milioni di euro (154 milioni di euro al 31 dicembre 2015); la variazione è riconducibile alle componenti commerciali, anche dovute al consolidamento di TRM e del gruppo ATENA, e all'incremento delle rimanenze su lavori in corso bilanciato dai minori stoccaggi gas. Nel Capitale circolante netto sono compresi gli oneri futuri per compensazioni ambientali di TRM S.p.A.

Il Patrimonio Netto al 31 dicembre 2016 risulta di 2.288 milioni di euro, con un incremento dell'11% rispetto al 31 dicembre 2015 (2.062 milioni di euro); l'aumento consegue essenzialmente all'effetto dell'utile di periodo (185 milioni) e all'incremento delle riserve (principalmente di competenza dei terzi) derivante dal consolidamento integrale del gruppo ATENA e di TRM (prima dell'acquisizione del controllo valutate ad equity) per 102 milioni, parzialmente compensati dall'erogazione di dividendi (87 milioni).

L'indebitamento finanziario netto al 31 dicembre 2016 è pari a 2.457 milioni di euro (2.169 milioni al 31 dicembre 2015). La variazione afferisce sostanzialmente all'effetto delle acquisizioni di TRM, del gruppo ATENA e REI, mitigato dai flussi finanziari derivanti dall'operatività del periodo, complessivamente positivi. Infatti, non considerando l'effetto di tali operazioni straordinarie l'indebitamento finanziario netto registra una diminuzione di 147 milioni.

Il rendiconto finanziario, presentato di seguito, fornisce un dettaglio analitico delle ragioni della movimentazione delle poste finanziarie dell'esercizio 2016.

RENDICONTO FINANZIARIO DEL GRUPPO IREN

migliaia di euro Esercizio 2016 Esercizio ²⁰¹⁵Var. % A. Disponibilità liquide iniziali 139.576 51.601 (*) Flusso finanziario generato dall'attività operativa Risultato del periodo 185.256 140.073 32,3 Rettifiche per: Imposte del periodo 118.153 105.662 11,8 Quota del risultato di collegate e joint ventures (13.496) 6.254 (*) Oneri (proventi) finanziari netti 136.913 94.831 44,4 Ammortamenti attività materiali e immateriali 304.435 267.609 13,8 Svalutazioni (Rivalutazioni) nette di attività 11.633 5.088 (*) Accantonamenti netti a fondi 100.421 92.668 8,4 (Plusvalenze) Minusvalenze 2.704 (3.644) (*) Erogazioni benefici ai dipendenti (10.096) (13.336) (24,3) Utilizzo fondo rischi e altri oneri (25.011) (31.475) (20,5) Variazione altre attività/passività non correnti (17.240) 4.827 (*) Altre variazioni patrimoniali (17.235) (16.029) 7,5 Imposte pagate (100.694) (91.731) 9,8 B. Cash flow operativo prima delle variazioni di CCN 675.743 560.797 20,5 Variazione rimanenze 1.686 (16.408) (*) Variazione crediti commerciali (77.954) 80.040 (*) Variazione crediti tributari e altre attività correnti (26.465) 70.743 (*) Variazione debiti commerciali (4.115) (84.643) (95,1) Variazione debiti tributari e altre passività correnti 36.918 (34.496) (*) C. Flusso finanziario derivante da variazioni di CCN (69.930) 15.236 (*) D. Cash flow operativo (B+C) 605.813 576.033 5,2 Flusso finanziario da (per) attività di investimento Investimenti in attività materiali e immateriali (269.983) (267.562) 0,9 Investimenti in attività finanziarie (4.823) (7.650) (37,0) Realizzo investimenti e variazione attività destinate ad essere cedute 9.993 4.777 (*) Variazione area di consolidamento (454.957) (25.469) (*) Dividendi incassati 7.840 7.435 5,4 E. Totale flusso finanziario da attività di investimento (711.930) (288.469) (*) F. Free cash flow (D+E) (106.117) 287.564 (*) Flusso finanziario da attività di finanziamento Erogazione di dividendi (87.098) (81.417) 7,0 Nuovi finanziamenti a lungo termine 570.000 800.000 (28,8) Rimborsi di finanziamenti a lungo termine (519.647) (354.379) 46,6 Variazione debiti finanziari 408.292 (415.348) (*) Variazione crediti finanziari (29.955) (55.006) (45,5) Interessi pagati (137.074) (110.959) 23,5 Interessi incassati 15.707 17.520 (10,3) G. Totale flusso finanziario da attività di finanziamento 220.225 (199.589) (*) H. Flusso monetario del periodo (F+G) 114.108 87.975 29,7 I. Disponibilità liquide finali (A+H) 253.684 139.576 81,8

(*) Variazione superiore al 100%

Al fine di migliorare l'informativa del rendiconto finanziario si è provveduto alla sua redazione fornendo una maggiore analiticità dei flussi finanziari, in particolare di quelli generati dall'attività operativa e di finanziamento. Per coerenza rappresentativa il periodo di confronto è stato reso omogeneo con quello del periodo.

La tabella seguente evidenzia sinteticamente la variazione dell'indebitamento finanziario netto del Gruppo nei periodi considerati.

			migliaia di euro
	Esercizio 2016	Esercizio 2015	Var. %
Free cash flow	(106.117)	287.564	(*)
Erogazione di dividendi	(87.098)	(81.417)	7,0
Interessi pagati	(137.074)	(110.959)	23,5
Interessi incassati	15.707	17.520	(10,3)
Variazione fair value strumenti derivati di copertura	33.531	(1.298)	(*)
Altre variazioni	(6.687)	4.905	(*)
Variazione posizione finanziaria netta	(287.738)	116.315	(*)

(*) Variazione superiore al 100%

L'incremento dell'indebitamento finanziario netto è dovuto principalmente al free cash flow (-106 milioni di euro), all'erogazione di dividendi (-87 milioni di euro) e al pagamento degli oneri finanziari netti (-121 milioni di euro).

Il free cash flow del periodo è negativo a seguito essenzialmente dell'effetto straordinario dell'operazione di acquisizione di TRM (valore di acquisto e indebitamento finanziario netto oggetto di consolidamento) e, in misura minore, del gruppo ATENA e REI, che hanno assorbito i flussi monetari netti positivi del periodo. In particolare, il free cash flow deriva dall'effetto congiunto delle seguenti determinanti:

• cash flow operativo pari a 606 milioni di euro;
• flusso monetario da attività di investimento, negativo per 712 milioni di euro, generato principalmente dall'acquisizione del controllo e al consolidamento integrale di F2i Ambiente (ora TRM Holding), TRM V., TRM, ATENA, ATENA Trading e REI per 455 milioni di euro. Le altre componenti del flusso dell'attività di investimento sono relative all'effetto combinato degli investimenti del periodo per 275 milioni di euro, del realizzo di attività immobilizzate per 10 milioni di euro e dei dividendi incassati dalle società collegate (principalmente Plurigas) per complessivi 8 milioni.

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

Situazione economica

CONTO ECONOMICO DI IREN S.p.A.

			migliaia di euro
	Esercizio 2016	Esercizio 2015	Var. %
Ricavi
Ricavi per beni e servizi	139.122	71.486	94,6
Altri proventi	7.420	18.481	(59,9)
Totale ricavi	146.542	89.967	62,9
Costi operativi
Costi materie prime sussidiarie di consumo e merci	(9.002)	(976)	(*)
Prestazioni di servizi e godimento beni di terzi	(87.150)	(51.468)	69,3
Oneri diversi di gestione	(6.522)	(3.610)	80,7
Costi per lavori interni capitalizzati	9.563	2.893	(*)
Costo del personale	(71.042)	(44.620)	59,2
Totale costi operativi	(164.154)	(97.781)	67,9
Margine Operativo Lordo (EBITDA)	(17.612)	(7.814)	(*)
Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni
Ammortamenti	(8.473)	(3.159)	(*)
Accantonamenti e svalutazioni	(956)	(489)	95,5
Totale ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni	(9.429)	(3.648)	(*)
Risultato Operativo (EBIT)	(27.041)	(11.462)	(*)
Gestione finanziaria
Proventi finanziari	242.176	238.102	1,7
Oneri finanziari	(145.788)	(111.678)	30,5
Totale gestione finanziaria	96.388	126.424	(23,8)
Rettifica di valore di partecipazioni	-	-	-
- di cui non ricorrenti	-	-	-
Risultato prima delle imposte	69.347	114.962	(39,7)
Imposte sul reddito	18.910	9.540	98,2
Risultato netto delle attività in continuità	88.257	124.502	(29,1)
Risultato netto da attività operative cessate	-	-	-
Risultato netto del periodo	88.257	124.502	(29,1)

(*) Variazione superiore al 100%

Ricavi

Il totale dei ricavi di IREN S.p.A. è pari a 147 milioni di euro ed è principalmente riferito alle attività di servizio avviate nell'esercizio per prestazioni a favore delle società del Gruppo. L'incremento della voce risente sia del percorso di razionalizzazione della macrostruttura già avviato nello scorso esercizio, sia delle operazioni di cessione di ramo infragruppo, avvenute nel primo semestre 2016. Nello specifico si tratta dell'acquisizione da Iren Servizi e Innovazione S.p.A. del ramo "Servizi di gruppo", da Iren Energia S.p.A. del ramo "Magazzino" e da IRETI S.p.A. del ramo "Magazzino e Staff Corporate" rispettivamente con decorrenza 1° gennaio e 1° aprile 2016.

Costi operativi

I costi operativi sono pari a 164 milioni di euro e includono prestazioni di servizi e godimento beni di terzi (87 milioni di euro), oneri diversi di gestione (6 milioni di euro) e costo del personale (71 milioni di euro). L'aumento dei costi operativi rispetto all'esercizio precedente consegue essenzialmente alla gestione delle attività di staff a favore delle società del Gruppo, trasferita in Iren S.p.A. a seguito della razionalizzazione organizzativa di cui sopra.

Ammortamenti e accantonamenti

Gli ammortamenti e accantonamenti ammontano a circa 9 milioni di euro. L'incremento del valore è da ricondursi alle

operazioni di cessione di ramo infragruppo, avvenute nel primo semestre 2016.

Oneri e proventi finanziari

Il saldo oneri e proventi finanziari è positivo per 96 milioni di euro. I proventi finanziari, pari a 242 milioni di euro, includono tra l'altro dividendi da società controllate, collegate e da altre imprese (circa 154 milioni di euro), interessi attivi su finanziamenti a società controllate (73 milioni di euro) e interessi verso l'Agenzia delle Entrate conseguenti alla conclusione del contenzioso intrapreso dalla società per la corretta determinazione degli interessi sugli aiuti di Stato ("moratoria fiscale").

Gli oneri finanziari sono pari a 146 milioni di euro, e si riferiscono essenzialmente a interessi passivi su mutui e prestiti obbligazionari (130 milioni di euro), comprendenti gli oneri connessi alle operazioni di liability management anzidescritte (44 milioni di euro), e sugli strumenti derivati adottati a copertura del rischio di oscillazione dei tassi di interesse (11 milioni di euro).

Risultato prima delle imposte

Il risultato prima delle imposte è positivo per 69 milioni di euro.

Imposte sul reddito

Le imposte sul reddito sono positive per 19 milioni di euro in quanto sono prevalentemente costituite dai proventi da consolidamento fiscale. La Società, infatti, ha optato per il consolidato fiscale ai sensi dell'art. 118 del nuovo Tuir, e determina l'IRES su una base imponibile corrispondente alla somma algebrica degli imponibili positivi e negativi delle singole società che partecipano al consolidato.

Risultato netto

Il risultato, al netto delle imposte di periodo, è positivo per 88 milioni di euro.

Situazione patrimoniale e finanziaria

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

			migliaia di euro
	31.12.2016	31.12.2015	Var. %
Attivo immobilizzato	2.590.910	2.580.402	0,4
Altre attività (Passività) non correnti	14.928	2.026	(*)
Capitale circolante netto	14.452	34.121	(57,6)
Attività (Passività) per imposte differite	11.513	16.853	(31,7)
Fondi rischi e Benefici ai dipendenti	(49.454)	(40.652)	21,7
Attività destinate a essere cedute	240	240	-
Capitale investito netto	2.582.589	2.592.990	(0,4)
Patrimonio netto	1.604.935	1.582.719	1,4
Attività finanziarie a lungo termine	(1.546.441)	(1.887.041)	(18,0)
Indebitamento finanziario a medio e lungo termine	2.544.137	2.660.368	(4,4)
Indebitamento finanziario netto a medio lungo termine	997.696	773.327	29,0
Attività finanziarie a breve termine	(604.383)	(139.146)	(*)
Indebitamento finanziario a breve termine	584.341	376.090	55,4
Indebitamento (disponibilità) finanziario netto a breve termine	(20.042)	236.944	(*)
Indebitamento finanziario netto	977.654	1.010.271	(3,2)
Mezzi propri ed indebitamento finanziario netto	2.582.589	2.592.990	(0,4)

(*) Variazione superiore al 100%

(1) Per la riconciliazione del prospetto di stato patrimoniale riclassificato con quello di bilancio si rimanda all'apposito allegato al bilancio separato

Attivo immobilizzato

Le immobilizzazioni immateriali, materiali e finanziarie sono pari a 2.591 milioni di euro.

Capitale Circolante Netto

Il capitale circolante netto è positivo per 14 milioni di euro. Le attività per imposte anticipate ammontano a 12 milioni di euro, mentre i Fondi Rischi e Benefici a dipendenti sono pari a circa 49 milioni di euro.

Patrimonio netto

L'esercizio 2016 si è chiuso con un Patrimonio netto pari a 1.605 milioni di euro.

Indebitamento finanziario netto

L'indebitamento finanziario netto a fine 2016 ammonta a 978 milioni di euro. In particolare l'indebitamento a medio-lungo termine, pari a 998 milioni di euro, è composto da passività finanziarie a medio-lungo termine per 2.544 milioni di euro e da attività finanziarie a medio-lungo termine per 1.546 milioni di euro. Queste ultime sono rappresentate in gran parte da finanziamenti verso controllate. La posizione finanziaria netta a breve termine è pari a 20 milioni di euro e si compone di debiti a breve termine, prevalentemente verso istituti bancari, per 584 milioni di euro, crediti finanziari a breve termine, prevalentemente verso società del Gruppo, per 463 milioni di euro e disponibilità liquide per 141 milioni di euro.

RENDICONTO FINANZIARIO DI IREN S.p.A.

Esercizio 2016 Esercizio ²⁰¹⁵Var. % A. Disponibilità liquide e saldo gestione tesoreria accentrata iniziali 1.318.420 (37.265) (*) Flusso finanziario generato dall'attività operativa Risultato del periodo 88.257 124.501 (29,1) Rettifiche per: Imposte del periodo (18.910) (9.540) 98,2 Oneri (proventi) finanziari netti (96.387) (126.424) (23,8) Ammortamenti attività materiali e immateriali 8.473 3.159 (*) Svalutazioni (Rivalutazioni) nette di attività - - - Accantonamenti netti a fondi 8.489 8.999 (5,7) (Plusvalenze) Minusvalenze (10) - - Erogazioni benefici ai dipendenti (1.167) (1.046) 11,6 Utilizzo fondo rischi e altri oneri (1.370) (1.384) (1,0) Variazione altre attività/passività non correnti (197) (4.890) (96,0) Altre variazioni patrimoniali - - - Imposte incassate/pagate 10.974 13.759 (20,2) B. Cash flow operativo prima delle variazioni di CCN (1.848) 7.134 (*) Variazione crediti commerciali 49.075 (70.257) (*) Variazione crediti tributari e altre attività correnti (3.531) (20.520) (82,8) Variazione debiti commerciali (4.683) 41.051 (*) Variazione debiti tributari e altre passività correnti (11.710) 10.069 (*) C. Flusso finanziario derivante da variazioni di CCN 29.151 (39.657) (*) D. Cash flow operativo (B+C) 27.303 (32.523) (*) Flusso finanziario da (per) attività di investimento Investimenti in attività materiali e immateriali (20.379) (6.132) (*) Investimenti in attività finanziarie - - - Realizzo investimenti e variazione attività destinate ad essere cedute 1.511 186 (*) Dividendi incassati 153.673 164.846 (6,8) Acquisto rami aziendali 2.354 (3.010) (*) E. Totale flusso finanziario da attività di investimento 137.159 155.890 (12,0) F. Free cash flow (D+E) 164.462 123.367 33,3 Flusso finanziario da attività di finanziamento Erogazione di dividendi (70.193) (66.747) 5,2 Altre variazioni di Patrimonio netto - 479 (100,0) Nuovi mutui e finanziamenti a lungo termine 570.000 800.000 (28,8) Rimborsi di mutui e finanziamenti a lungo termine (494.397) (342.580) 44,3 Variazione crediti finanziari 73.248 1.092.971 (93,3) Variazione debiti finanziari (6.865) (142.464) (95,2) Interessi pagati (119.178) (110.346) 8,0 Interessi incassati 709 1.005 (29,5) G. Totale flusso finanziario da attività di finanziamento (46.676) 1.232.318 (*) H. Flusso monetario del periodo (F+G) 117.786 1.355.685 (91,3) I. Disponibilità liquide e saldo gestione tesoreria accentrata finali (A+H) 1.436.206 1.318.420 8,9 L. Saldo gestione tesoreria accentrata a breve verso società controllate (*) (1.294.888) (1.202.359) 7,7 M. Disponibilità liquide finali (I+L) 141.318 116.061 21,8

(*) Variazione superiore al 100%

migliaia di euro

La tabella seguente evidenzia sinteticamente la variazione dell'indebitamento finanziario netto della Capogruppo Iren S.p.A. nei periodi considerati.

			migliaia di euro
	Esercizio 2016	Esercizio 2015	Var. %
Free cash flow	164.462	123.367	33,3
Erogazione di dividendi	(70.193)	(66.747)	5,2
Interessi pagati	(119.178)	(110.346)	8,0
Interessi incassati	709	1.005	(29,5)
Variazione fair value strumenti derivati di copertura	5.874	9.947	(40,9)
Altre variazioni	50.943	71.398	(28,6)
Variazione posizione finanziaria netta	32.617	28.624	13,9

(*) Variazione superiore al 100%

Di seguito viene riportato il prospetto di raccordo tra il patrimonio netto e il risultato della Capogruppo Iren S.p.A. risultanti al 31 dicembre 2016 e al 31 dicembre 2015 e quelli risultanti dal bilancio consolidato.

		migliaia di euro
31/12/2016	Patrimonio Netto	Risultato del periodo
Patrimonio netto e utile del bilancio d'esercizio della Capogruppo	1.604.935	88.257
Differenza fra valore di carico e valore delle società collegate valutate con il metodo del patrimonio netto	2.555	-30
Maggior valore risultante dal consolidamento rispetto al valore di carico delle partecipazioni consolidate	413.124	227.930
Storno dividendi da società controllate/collegate	0	-153.663
Eliminazione Margini Infragruppo	-63.843	11.571
Altre	1.015	-85
Patrimonio netto e utile del Gruppo	1.957.786	173.980

Si sottolinea che la riga "eliminazione di margini infragruppo" si riferisce allo storno delle plusvalenze relative a cessione di rami d'azienda o di società all'interno del Gruppo. In particolare si evidenzia l'operazione relativa al servizio idrico integrato di Genova effettuata dall'ex-AMGA (effetto positivo per 11 milioni di euro sul conto economico e negativo per 42 milioni di euro sul Patrimonio Netto).

		migliaia di euro
31/12/2015	Patrimonio Netto	Risultato del periodo
Patrimonio netto e utile del bilancio d'esercizio della Capogruppo	1.582.719	124.501
Differenza fra valore di carico e valore delle società collegate valutate con il metodo del patrimonio netto	3.770	36.870
Maggior valore risultante dal consolidamento rispetto al valore di carico delle partecipazioni consolidate	310.950	116.923
Storno dividendi da società controllate/collegate	0	-164.846
Eliminazione Margini Infragruppo	-75.414	3.966
Altre	1.841	783
Patrimonio netto e utile del Gruppo	1.823.866	118.197

(*) si riferiscono a Patrimonio Netto e Utile del Gruppo esposti nei prospetti contabili consolidati

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

Informazioni finanziarie periodiche aggiuntive

Alla luce di quanto previsto dal Regolamento Emittenti, modificato da Consob con Delibera n. 19770 del 26 ottobre 2016, che ha introdotto l'articolo 82-ter con decorrenza dal 2 gennaio 2017, Iren ha reso pubblica in data 24 gennaio 2017 l'intenzione di continuare a comunicare, su base volontaria, le c.d. "informazioni finanziarie periodiche aggiuntive".

Le "informazioni finanziarie periodiche aggiuntive", a decorrere dall'esercizio 2017 e fino a diversa comunicazione, saranno oggetto di approvazione da parte del Consiglio di Amministrazione in riunioni da tenersi entro 45 giorni dalla chiusura del primo e del terzo trimestre di ogni anno e pubblicate, in coerenza con le modalità previste dal Regolamento Emittenti, mediante diffusione di un comunicato stampa e di una pubblicazione/presentazione sul sito WEB della Società.

I principali elementi informativi contenuti nelle "informazioni finanziarie periodiche aggiuntive" saranno i seguenti:

• Assetto societario e organi sociali;
• Sintesi dei risultati economici e della situazione patrimoniale e finanziaria;
• Analisi per settori di attività;
• Fatti di rilievo del periodo;
• Prospetti contabili inerenti alla situazione economica, patrimoniale e finanziaria.

La Società:

• garantisce la coerenza e la correttezza delle "informazioni finanziarie periodiche aggiuntive" diffuse al pubblico e la comparabilità dei relativi elementi informativi con i corrispondenti dati contenuti nelle relazioni finanziarie precedentemente diffuse al pubblico;
• assicura un accesso rapido, non discriminatorio e ragionevolmente idoneo a garantire l'effettiva diffusione delle informazioni in tutta l'Unione Europea.

Conversione di azioni di risparmio Iren S.p.A. in azioni ordinarie da parte di FCT Holding S.p.A. e successiva cessione

In data 2 marzo 2017 FCT Holding S.p.A. ha comunicato di avere concluso la cessione di 14.001.986 azioni ordinarie, pari all'1,18% del capitale sociale ordinario di Iren S.p.A.. Ad esito della cessione, FCT Holding S.p.A. detiene una partecipazione pari al 6,308% del capitale sociale di Iren.

Le azioni cedute conseguono dalla conversione da azioni di risparmio in ordinarie, entro la data di regolamento dell'Offerta, in ottemperanza con la procedura di conversione indicata all'art. 6.9 dello Statuto di Iren.

Ciò premesso, il capitale sociale di Iren S.p.A. risulta pertanto attualmente rappresentato da n. 1.195.727.663 azioni ordinarie con diritto di voto e da n. 80.498.014 azioni di risparmio prive del diritto di voto, tutte del valore nominale di 1,00 (uno) euro cadauna.

EVOLUZIONE PREVEDIBILE DELLA GESTIONE

Nel 2016 lo scenario macro-economico in Italia si è caratterizzo per i primi segnali di ripresa con un trend di crescita ancora debole: il PIL si è infatti incrementato dell'1,0% su base annua. Tale trend si è riflesso nella debolezza, in particolare nei primi nove mesi dell'anno, del prezzo delle commodity energetiche. Nell'ultimo trimestre del 2016 la crescita della domanda di energia elettrica, principalmente per fattori contingenti anche extra nazionali, ha invece sostenuto un incremento dei prezzi. In tale contesto il Gruppo ha saputo cogliere significative opzioni di crescita, riportando risultati in forte incremento guidati dalle ottime performance della filiera energetica.

I risultati così raggiunti, unitamente alle sinergie conseguite e alle opzioni di crescita esterna colte negli ultimi 24 mesi confermano gli obiettivi del Piano Industriale al 2021, presentato dal Gruppo ad ottobre del 2016. In particolare risulta confermata la crescita prevista dallo sviluppo delle proprie linee guida strategiche: l'efficientamento dei processi, il cliente come asset fondamentale, il ruolo del Gruppo come aggregatore e motore di sviluppo nell'area del Nord-Ovest.

QUADRO NORMATIVO

Nel seguito sono presentati i principali riferimenti normativi relativi ai settori di competenza del Gruppo.

Norme in materia di gestione dei servizi pubblici locali di interesse economico

La disciplina dei servizi pubblici locali risultante dal quadro normativo è contenuta nella Legge 17/12/2012 n. 221 e s.m.i. di conversione del Decreto Legge 18/10/2012 n. 179 recante ulteriori misure urgenti per la crescita del Paese, art. 34, e come modificata dal D.L. 30-12-2013 n. 150 - Proroga di termini previsti da disposizioni legislative, art. 13 Termini in materia di servizi pubblici locali, in vigore dal 1° marzo 2014.

Sulla base del quadro normativo indicato, gli affidamenti diretti assentiti alla data del 1° ottobre 2003 a società a partecipazione pubblica già quotate in Borsa a tale data, e a quelle da esse controllate, cessano alla scadenza prevista nel contratto di servizio; gli affidamenti che non prevedono una data di scadenza cessano, improrogabilmente, il 31 dicembre 2020.

Le funzioni di organizzazione dei servizi pubblici locali a rete di rilevanza economica, compresi quelli appartenenti al settore dei rifiuti urbani, di scelta della forma di gestione, di determinazione delle tariffe all'utenza per quanto di competenza, di affidamento della gestione e relativo controllo sono esercitate unicamente dagli enti di governo degli ambiti o bacini territoriali ottimali.

Con la legge di stabilità per il 2015 e s.m.i. (legge 23 dicembre 2014, n. 190), vennero introdotte misure al fine di promuovere processi di aggregazione e di rafforzare la gestione industriale dei servizi pubblici locali a rete di rilevanza economica. Al comma 611 dell'articolo 1 della suddetta legge è previsto che le Regioni e gli Enti locali, a partire dal 1° gennaio 2015, avviino un processo di razionalizzazione delle società e delle partecipazioni societarie direttamente o indirettamente possedute.

A tal fine, il successivo comma 612 della stessa Legge dispone, nell'ottica di una riorganizzazione e riduzione delle società partecipate, che i presidenti delle regioni e delle province autonome di Trento e di Bolzano, i Presidenti delle province, i Sindaci e gli altri organi di vertice delle amministrazioni di cui al comma 611, in relazione ai rispettivi ambiti di competenza, definiscano e approvino, entro il 31 marzo 2015, un piano operativo di razionalizzazione delle società e delle partecipazioni societarie direttamente o indirettamente possedute, le modalità e i tempi di attuazione, nonché l'esposizione in dettaglio dei risparmi da conseguire. Tale piano, corredato di un'apposita relazione tecnica, è previsto sia trasmesso alla competente sezione regionale di controllo della Corte dei conti e pubblicato nel sito internet istituzionale dell'amministrazione interessata. Entro il 31 marzo 2016, gli organi di cui al primo periodo predispongono una relazione sui risultati conseguiti, che è trasmessa alla competente sezione regionale di controllo della Corte dei conti e pubblicata nel sito internet istituzionale dell'amministrazione interessata. La pubblicazione del piano e della relazione costituisce obbligo di pubblicità. Con la sentenza 16 giugno 2016 n.144, la Corte Costituzionale ha respinto le questioni di legittimità costituzionale sollevate dalla Regione Veneto avverso le norme con cui la legge di stabilità 2015 ha inteso intervenire al fine di ridurre le partecipazioni societarie degli enti pubblici territoriali nonché i relativi costi, di cui ai commi 611 e 612 sopra citati. Il rigetto della questione, sollevata con riferimento alla legittimità dei criteri individuati, è motivato, oltre che con riferimento al generale obiettivo di risparmio per la finanza pubblica, con l'abbinamento di ciascun criterio con una materia di competenza statale.

In data 13 agosto 2015 sulla G.U. n. 187 è stata pubblicata la Legge 124/2015 recante "Deleghe al Governo in materia di riorganizzazione delle amministrazioni pubbliche", meglio conosciuta come Legge Madia di Riforma della PA.

Il provvedimento contiene 14 importanti deleghe legislative: dirigenza pubblica, riorganizzazione dell'amministrazione statale centrale e periferica, digitalizzazione della PA, semplificazione dei procedimenti amministrativi, razionalizzazione e controllo delle società partecipate, anticorruzione e trasparenza.

In attuazione dell'art. 7 della Legge Madia, è stato pubblicato in Gazzetta Ufficiale il D.Lgs. 25 maggio 2016, n. 97, entrato in vigore il 23 giugno 2016, "Revisione e semplificazione delle disposizioni in materia di prevenzione della corruzione, pubblicità e trasparenza, correttivo della legge 6 novembre 2012, n. 190 e del decreto legislativo 14 marzo 2013, n. 33, ai sensi dell'articolo 7 della legge 7 agosto 2015, n. 124", in materia di riorganizzazione delle amministrazioni pubbliche, contenente una revisione e semplificazione delle disposizioni in materia di prevenzione della corruzione, pubblicità e trasparenza, correttivo della legge 6 novembre 2012, n. 190 (anticorruzione) e del decreto legislativo 14 marzo 2013 n. 33 (trasparenza amministrativa). Le società quotate (come definite dall'art. 2 lett.p) del TU sulle partecipate) continuano ad essere escluse dalla disciplina del D.Lgs. 33/2013.

Con Delibera del 28 dicembre 2016, n. 1309, l'ANAC ha emanato le Linee guida recanti indicazioni operative ai fini della definizione delle esclusioni e dei limiti all'accesso civico di cui all'art. 5 c. 2 del D.Lgs. 33/2013 e, con la successiva delibera n. 1310 ha emanato le Prime linee guida recanti indicazioni sull'attuazione degli obblighi di pubblicità, trasparenza e diffusione di informazioni contenute nel D.Lgs. 33/2013 come modificato dal D.Lgs. 97/2016.

In attuazione dell'art. 2 della Legge Madia, è stato pubblicato in Gazzetta Ufficiale il D. Lgs. 30 giugno 2016, n. 127, contenente "Norme per il riordino della disciplina in materia di conferenza di servizi", il quale ha sostituito gli articoli 14, 14-bis, 14-ter, 14-quater e 14-quinquies della legge 7 agosto 1990, n. 241. Le principali novità sono:

• la conferenza "semplificata": non sono previste riunioni ma soltanto l'invio dei documenti per via telematica. Si decide al massimo in 45 giorni (90 giorni quanto sono coinvolte le amministrazioni preposte alla tutela ambientale, paesaggistico-territoriale, dei beni culturali o alla tutela della salute dei cittadini). È previsto il silenzio-assenso;

• la conferenza "simultanea" con la riunione: si terrà solo quanto strettamente necessaria, ossia nel caso di: a) decisioni di particolare complessità; b) quando nella conferenza semplificata si è verificato un dissenso o comunque sono state indicate condizioni (o richieste modifiche progettuali), che rendono necessaria una nuova valutazione da parte delle amministrazioni. Alla riunione della conferenza partecipa un solo rappresentante per le amministrazioni dello Stato, uno per ciascuna Regione e uno per ciascun Ente Locale. La conferenza si conclude in 45 giorni (90 giorni quanto sono coinvolte le amministrazioni preposte alla tutela ambientale, paesaggistico-territoriale, dei beni culturali o alla tutela della salute dei cittadini). Anche in questo caso è previsto il meccanismo del silenzio-assenso.

In attuazione dell'articolo 5 della legge Madia è stato pubblicato in Gazzetta Ufficiale il D.Lgs. 25 novembre 2016, n. 222, contenente "Individuazione di procedimenti oggetto di autorizzazione, segnalazione certificata di inizio di attività (SCIA), silenzio assenso e comunicazione e di definizione dei regimi amministrativi applicabili a determinate attività e procedimenti". Il Decreto indica per ogni attività il relativo regime amministrativo e, quindi, se risulta essere libera, se serve una comunicazione, una SCIA, una SCIA unica, condizionata, una autorizzazione, o una autorizzazione più la SCIA. Gli articoli 18 e 19 della Legge Madia contengono criteri direttivi per la definizione di decreti legislativi recanti testi unici relativi a servizi pubblici locali di interesse economico generale e in materia di società a partecipazione pubblica.

Con sentenza 251/2016 la Corte Costituzionale, a seguito di un ricorso della Regione Veneto, ha dichiarato la riforma Madia "parzialmente illegittima" dove "prevede che i decreti legislativi attuativi siano adottati previa acquisizione del parere reso in sede di Conferenza unificata, anziché previa intesa in sede di Conferenza Stato-Regioni". Quando "non è possibile individuare una materia di competenza dello Stato cui ricondurre, in via prevalente, la normativa impugnata, perché vi è, invece, una concorrenza di competenze, statali e regionali, relative a materie legate in un intreccio inestricabile, è necessario che il legislatore statale rispetti il principio di leale collaborazione e preveda adeguati strumenti di coinvolgimento delle Regioni (e degli enti locali), a difesa delle loro competenze".

• Si fa in particolare riferimento a 4 punti della legge delega:
• 1.Dirigenza pubblica
• 2.Riordino della disciplina delle partecipazioni societarie
• 1. Servizi pubblici locali di interesse economico generale
• 4.Pubblico impiego.

Al punto 9 della sentenza la Corte dichiara espressamente che le pronunce di illegittimità costituzionale sono circoscritte alle disposizioni della delegazione della Legge 124/2015, oggetto del ricorso, e non si estendono alle relative disposizioni attuative.

Mentre il Testo Unico servizi pubblici locali di interesse economico generale, il cui schema è stato approvato, risulta decaduto a seguito di sentenza della Corte Costituzionale n. 251/2016, il Testo Unico in materia di società a partecipazione pubblica è stato pubblicato in Gazzetta Ufficiale con D.Lgs.19 agosto 2016, n. 175, in vigore dal 23 settembre 2016. Il testo è tuttavia in attesa di correttivi a seguito della suddetta pronuncia della Consulta.

Codice dei contratti pubblici

In attuazione delle direttive dell'UE, con D.lgs. 18 aprile 2016, n. 50, è stato approvato dal Governo il nuovo Codice degli Appalti, rettificato con successivo provvedimento del 15 luglio 2016. Con successive Delibere dell'ANAC, l'Autorità ha approvato le seguenti Linee Guida:

• 1. Linee Guida n. 1, recanti "Indirizzi generali sull'affidamento dei servizi attinenti all'architettura e all'ingegneria";
• 1. Linee Guida n. 2, recanti "Offerta economicamente più vantaggiosa";
• 1. Linee guida n. 3, recanti "Nomina, ruolo e compiti del responsabile unico del procedimento per l'affidamento di appalti e concessioni";
• 1. Linee guida n. 4, recanti "Procedure per l'affidamento dei contratti pubblici di importo inferiore alle soglie di rilevanza comunitaria, indagini di mercato e formazione e gestione degli elenchi di operatori economici";
• 1. Linee guida n. 5, recanti "Criteri di scelta dei commissari di gara e di iscrizione degli esperti nell'Albo nazionale obbligatorio dei componenti delle commissioni giudicatrici";
• 1. Linee guida n. 6, recanti "Indicazione dei mezzi di prova adeguati e delle carenze nell'esecuzione di un precedente contratto di appalto che possano considerarsi significative per la dimostrazione delle circostanze di esclusione di cui all'art. 80, comma 5, lett. c) del Codice".

Legge di bilancio e di stabilità 2017

A seguito dell'entrata in vigore della Legge 4 agosto 2016, n. 163, i contenuti della legge di bilancio e della legge di stabilità sono ricompresi in un unico provvedimento, costituito dalla nuova legge di bilancio, riferita ad un periodo triennale, la quale si articola in due sezioni:

• la prima sezione svolge in sostanza le funzioni dell'ex disegno di legge di stabilità;
• la seconda sezione ricalca quelle del disegno di legge di bilancio.

Con la Legge di Stabilità per il 2016 è stato fissato a euro 2.999,99 il limite - previsto fino al dicembre 2015 in euro 999,99 – oltre il quale non è consentito il trasferimento di denaro contante o di libretti di deposito bancari o postali al portatore.

La Legge di stabilità 2017 è stata approvata con Legge 11 dicembre 2016, n. 232 e pubblicata nella Gazzetta Ufficiale n. 297 del 21 dicembre 2016.

Codice Antimafia

Con il Decreto legislativo 6 settembre 2011, n. 159 successivamente integrato e modificato dal D. Lgs. 153/2014 è stato approvato il Codice delle leggi antimafia e delle misure di prevenzione, che raggruppa in un unico testo le disposizioni in materia di lotta alla delinquenza mafiosa.

In particolare si evidenziano l'eliminazione delle c.d. "informative atipiche", la validità annuale delle informative antimafia, anziché semestrale, e l'ottenimento delle comunicazioni antimafia solo dalla Prefettura, non più dalla Camera di Commercio.

Il Decreto Legge 90/2014, convertito in legge 114/2014 all'art. 29 dispone, modificando l'art. 1 comma 52 della legge 190/2012, che diventa obbligatorio la consultazione delle c.d. "White list", istituite presso le Prefetture e che l'iscrizione negli elenchi tiene luogo delle comunicazioni ed informazioni antimafia richieste dal D. Lgs. 159/2011, anche per attività diverse da quelle per cui sono stati istituiti gli elenchi. Le attività definite a maggior rischio di infiltrazione sono elencate nel comma 53 dell'art. 1 della legge 190 /2012 (per es.: noli a caldo, trasporto e smaltimento rifiuti per conto terzi, autotrasportatori conto terzi, estrazione, fornitura e trasporto terra e materiali inerti, ecc.)

Con comunicato dell'ANAC. del 23 giugno 2015 viene prevista l'annotazione nel casellario informatico e nella Banca dati delle informazioni antimafia interdittive.

Dal 7 gennaio 2016 la Banca Dati Nazionale Unica per la Documentazione Antimafia (BDNA) per il rilascio delle comunicazioni e informazioni antimafia è pienamente operativa.

Così come previsto dagli artt. 87 e 90 del D. Lgs. 159/2011 e successive modifiche ed integrazioni la comunicazione e l'informazione antimafia sono conseguite mediante consultazione della BDNA da parte dei soggetti di cui all'art. 97, comma 1 del D. Lgs. 159/2011, debitamente autorizzati.

Distribuzione gas

La disciplina del servizio di Distribuzione gas è stata profondamente modificata dalle disposizioni del Decreto Letta, approvato con D.lgs. n. 164 del 2000, che ha introdotto la concorrenza nel mercato del gas naturale italiano attraverso la liberalizzazione delle importazioni, esportazioni, trasporto, dispacciamento e vendita di gas.

Con Decreto del 19 gennaio 2011 il Ministro dello sviluppo economico ha determinato gli ambiti territoriali nel settore della distribuzione del gas naturale e con il D.M. 12/11/2011, n. 226 c.d. Decreto Criteri (aggiornato da ultimo con il DM 20/05/2015 nr. 106) è stato adottato il Regolamento per i criteri di gara e per la valutazione delle offerte per l'affidamento del servizio di distribuzione gas.

I termini per l'indizione delle gare, inizialmente fissati in sei mesi dall'entrata in vigore del regolamento, sono stati più volte prorogati, da ultimo con la Legge 25 febbraio 2016, n. 21 (recante Conversione con modificazioni, del decreto-legge 30 dicembre 2015, n. 210, contenente la proroga di termini previsti da disposizioni legislative pubblicata nella GU Serie Generale n.47 del 26 febbraio 2016) che ha stabilito che i termini di cui all'art. 3, comma 1, del citato regolamento 226/2011 e s.m.i. relativi alla mancata pubblicazione del bando di gara di cui all'allegato 1 annesso allo stesso regolamento, sono prorogati rispettivamente di dodici mesi per gli ambiti del primo raggruppamento, di quattordici mesi per gli ambiti del secondo raggruppamento, di tredici mesi per gli ambiti del terzo, quarto e quinto raggruppamento, di nove mesi per gli ambiti del sesto e settimo raggruppamento e di cinque mesi per gli ambiti dell'ottavo raggruppamento, in aggiunta alle proroghe vigenti alla data di entrata in vigore della legge di conversione del presente decreto.

L'avvio delle gare per ATEM sono previste secondo il seguente calendario ad oggi, che tiene conto del termine di pubblicazione del bando di gara.Le scadenze già superate saranno ricalendarizzate:

• Reggio Emilia gara prorogata di due anni causa terremoto 11 novembre 2016
• Parma 11 luglio 2016
• Piacenza 1 Ovest 11 dicembre 2016
• Piacenza 2 Est 11 settembre 2017
• Genova 11 aprile 2017
• Vercelli 11 ottobre 2016

Con la delibera 382/2012/R/gas è stato pubblicato lo schema di contratto di servizio tipo per la distribuzione del gas naturale.

In data 22 maggio 2014 è stato emanato il Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico recante "Approvazione del documento "Linee Guida su criteri e modalità applicative per la valutazione del valore di rimborso degli impianti di distribuzione del gas naturale", pubblicato in Gazzetta Ufficiale del 6 giugno 2014, Serie Generale n. 129 e il documento, che allegato al predetto decreto ne forma parte integrante, recante "Linee Guida su criteri e modalità applicative per la valutazione del valore di rimborso degli impianti di distribuzione del gas naturale".

L'AEEGSI ha pubblicato in data 24 luglio 2014 la Deliberazione n. 367/2014 e Allegato A – concernente il Sistema di regolazione tariffaria dei servizi distribuzione del gas, avente a riferimento il periodo di regolazione 2014-2019 per le gestioni d'Ambito e altre disposizioni in materia tariffaria che è stata impugnata dall'Azienda, unitamente al DM 22 maggio 2014.

Il Tar Lombardia, Sezione Seconda, ha pronunciato - avverso i ricorsi promossi da Iren Emilia e Genova Reti Gas (società confluite in IRETI) contro la delibera AEEGSI n. 367/14 - rispettivamente le sentenze n. 2740/2015 e 2736/2015, depositate in data 22 dicembre 2015, con le quali ha rigettato entrambi i ricorsi a spese compensate.

E' stato proposto appello avverso le predette sentenze.

Quanto al D.M. 22 maggio 2014 e s.m.i. recante "Approvazione del documento Linee Guida sui criteri e modalità applicative per la valutazione del valore di rimborso degli impianti di distribuzione del gas naturale", si specifica che nell'ambito del medesimo giudizio pendente davanti al TAR Lazio avverso le Linee Guida, è stato impugnato con ricorso per motivi aggiunti anche il D.M. 106/2015, che va a modificare numerose previsioni del D.M. 226/2011 (c.d. Decreto criteri). Entrambi i ricorsi sono stati rigettati. Sono in corso valutazioni in termini di opportunità di procedere all'impugnazione.

L'AEEGSI in data 22 giugno 2015 ha emesso la Delibera 296/2015/R/com con la quale ha approvato le "Disposizioni dell'AEEGSI in merito agli obblighi di separazione (unbundling) funzionale per le imprese operanti nei settori dell'energie elettrica e del gas (TIUF)" con la quale si stabilisce, tra gli altri, l'obbligo di separazione della politica di comunicazione e del marchio tra le imprese di vendita e distribuzione.

L'art. 3 "Disposizioni in materia di servitù" della Legge 28 luglio 2016, n. 154, recante Deleghe al Governo e ulteriori disposizioni in materia di semplificazione, razionalizzazione e competitività dei settori agricolo e agroalimentare, nonché sanzioni in materia di pesca illegale, in vigore dal 25 agosto 2016, impone ai proprietari di strade private di consentire il passaggio di tubazioni per l'allacciamento alla rete del gas di utenze domestiche o aziendali, compresa l'installazione di contatori. Poiché la previsione indicata è un obbligo, il Sindaco del Comune competente, su richiesta degli interessati, autorizza l'esecuzione dei lavori, tenendo in debita considerazione la stagionalità delle colture cui sono destinati i terreni agricoli adiacenti le strade private oggetto dei lavori, al fine di impedire o limitare gli eventuali danneggiamenti alle coltivazioni.

Servizio default

Con la deliberazione ARG/gas 99/11, l'Autorità aveva introdotto disposizioni per il mercato della vendita al dettaglio del gas naturale, con particolare riferimento alle modalità di acquisto e perdita della responsabilità dei prelievi, alla disciplina dell'inadempimento del cliente finale alle proprie obbligazioni di pagamento (c.d. morosità) e al completamento dell'assetto previsto in materia di servizi di ultima istanza, disciplinando il servizio di default (SdD), finalizzato a garantire il bilanciamento della rete di distribuzione in relazione ai prelievi di gas effettuati direttamente dal cliente finale (privo di un fornitore) titolare del punto di riconsegna per il quale non ricorrano i presupposti per l'attivazione del fornitore di ultima istanza, o ne sia comunque impossibile l'attivazione.

Tale Delibera era stata inizialmente ritenuta illegittima e sospesa dal Tar Lombardia con la sentenza 29/12/2012 n. 3296, sentenza poi ribaltata dal Consiglio di Stato che ha accolto l'appello promosso dall'AEEG avverso tale pronuncia.

In estrema sintesi il Consiglio di Stato, aderendo alle difese dell'AEEGSI, ha ritenuto che il servizio di default sia riconducibile al servizio di bilanciamento e che lo stesso non possa essere qualificato come attività di vendita ma, piuttosto, come attività di regolazione ex post dei rapporti di indebito oggettivo sorti in seguito ai prelievi effettuati dal cliente rimasto allacciato alla rete di distribuzione.

Ciò, anche in considerazione del fatto che non sussiste il rischio tipico dell'attività di vendita, in quanto la morosità del cliente finale servito è pressoché integralmente socializzata e posta a carico della collettività.

La materia è stata oggetto di numerosi interventi, da ultimo la delibera dell'AEEGSI n.258/2015/R/com impugnata da Ireti S.p.A. con quarto ricorso per motivi aggiunti. Allo stato il ricorso pende nel merito e non risulta ancora fissata udienza pubblica per la trattazione dello stesso.

L'AEEGSI ha pubblicato la Del. 70/2016/R/gas e DCO 71/2016/R/gas, con il quale, sulla scorta di proprie rilevazioni, ha proposto la definizione di un iter per la presentazione e la valutazione delle istanze con cui i Distributori possono chiedere l'esonero, parziale o totale, dei versamenti economici previsti in caso di mancata disalimentazione dei Punti di Riconsegna. Sono in corso le repliche da parte dei Distributori.

In data 4 agosto 2016 AEEGSI ha pubblicato la delibera 465/2016/R/gas "Procedure ad evidenza pubblica per l'individuazione dei fornitori di ultima istanza e dei fornitori del servizio di default distribuzione, a partire dall'1 ottobre 2016". Il provvedimento recepisce alcune delle proposte espresse dagli Operatori nella consultazione sul DCO 71/2016/R/gas e, tra l'altro, interviene sui seguenti aspetti:

• Eliminazione dell'obbligo di procedere alle azioni giudiziarie nei casi di PDR con consumi "storici" inferiori a 500 Smc/a.
• La fatturazione degli oneri giudiziari "fatto salvo quanto diversamente disposto dal giudice in sede di decisione sulle spese di causa";
• L'istituzione di una Black list, con attivazione subordinata al pagamento di quanto dovuto quando lo stesso CF compare su un altro Punto di Riconsegna.

Distribuzione energia elettrica

Il Decreto legislativo n. 79 del 16 marzo 1999 (il "Decreto Bersani") ha istituito un quadro normativo generale per il mercato elettrico italiano che ha introdotto gradualmente la concorrenza nella produzione di energia elettrica e vendita a clienti idonei, a fronte del mantenimento di una struttura di monopolio regolamentato per la trasmissione e la distribuzione.

La Legge n. 290 del 27 ottobre 2003 ha stabilito la riunificazione di proprietà e gestione della rete di trasmissione.

Nel 2007 sono state adottate misure per assicurare la separazione funzionale ("unbundling").

Come già specificato nella sezione Distribuzione gas, con la Delibera del 296/2015/R/COM l'AEEGSI stabilisce obblighi di separazione funzionale anche per gli esercenti energia elettrica. In particolare si segnala l'obbligo di separazione della politica di comunicazione e del marchio tra le imprese di vendita e distribuzione e, in particolare nel settore elettrico, anche tra vendita nel mercato libero e servizio di maggior tutela. Viene specificato che l'interfaccia con i clienti finali venga svolta con l'utilizzo di canali informativi, di spazi fisici e di personale distinti.

Struttura tariffaria per trasmissione, distribuzione e misura

Con le Delibere n. 583/15/R/com, n. 653/15/R/eel, n. 654/15/R/eel e n. 658/15/R/eel, l'AEEGSI ha stabilito, per il periodo di regolazione 2016-2023, la regolazione tariffaria per l'erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione, misura e dispacciamento dell'energia elettrica e la regolazione della qualità del servizio di trasmissione.

Il quinto periodo o nuovo periodo regolatorio (NPR) ha una durata di otto anni ed è suddiviso in due semiperiodi individuati come NPR1 (2016-2019) ed NPR2 (2020-2023), ciascuno dei quali avente durata quadriennale.

A partire dal 1° gennaio 2016 e con ampia gradualità sarà data attuazione alla riforma delle tariffe elettriche dell'Autorità, prevista dal decreto legislativo 102/14. La riforma giunge al termine di un articolato percorso di consultazione, accompagnato da diverse segnalazioni a Governo e Parlamento. A regime, quindi dal 2018, secondo la riforma, per i servizi di rete viene definita una struttura tariffaria non progressiva, uguale per tutti i clienti domestici, impostata in base al criterio dell'aderenza ai costi dei diversi servizi: i costi di misura, commercializzazione e distribuzione verranno coperti in quota fissa procliente (€/anno) e in quota potenza (€/kW/anno), mentre i costi di trasmissione in quota energia (c€/kWh). Per la tariffa per gli oneri di sistema si mantiene invece una differenziazione tra clienti residenti (ai quali viene applicata tutta in quota energia come oggi, cioè in c€ per kWh prelevato) e non residenti (ai quali viene applicata sia in quota fissa, sia in quota energia).

Concessioni di grande derivazione ad uso idroelettrico

Con sentenza della Corte Costituzionale n. 205 del 4 luglio 2011 è stata dichiarata l'illegittimità delle disposizioni del Decreto Legge 31 maggio 2010, n. 78, convertito nella legge n. 122 del 30 luglio 2010, che prorogavano di cinque anni le concessioni di grande derivazione per la produzione di energia elettrica, con eventuale ulteriore proroga di sette anni in caso di costituzione di società miste da parte di alcune province.

In conseguenza della dichiarazione di illegittimità costituzionale, le concessioni con scadenza al 31 dicembre 2010 si trovano in regime di prosecuzione della gestione da parte del concessionario, fino alla data del subentro del nuovo concessionario che dovrà essere scelto mediante procedura ad evidenza pubblica.

La durata delle future concessioni, da rilasciare a seguito di procedura di gara, sarà variabile, secondo criteri da stabilire in un emanando decreto interministeriale d'intesa con la Conferenza Stato-Regioni, da venti a trent'anni, in rapporto agli investimenti ritenuti necessari. Nella scelta della migliore offerta per l'affidamento della concessione si avrà riguardo prevalentemente all'offerta economica per l'acquisizione della risorsa idrica e all'aumento dell'energia prodotta o della potenza installata. Per le concessioni già scadute e per quelle in scadenza entro il 2017, la gara sarà indetta entro due anni dalla data dell'entrata in vigore del decreto interministeriale che fisserà i criteri e la nuova concessione decorrerà dal quinto anno successivo alla scadenza originaria e comunque non oltre il 31 dicembre 2017. Al nuovo concessionario sarà trasferita dal concessionario uscente la titolarità del ramo di azienda relativo all'esercizio della concessione, comprensivo di tutti i rapporti giuridici afferenti alla concessione.

Nel settembre 2013 la Commissione Europea ha avviato un'inchiesta ricognitiva, concernente diversi Stati membri, sulle condizioni di assegnazione, proroga o rinnovo delle concessioni d'acqua per uso idroelettrico e ha inviato al Governo italiano una comunicazione di costituzione in mora che afferma la contrarietà a principi e norme del diritto comunitario (libertà di stabilimento; art. 12 della Direttiva "Bolkestein" 2006/123/CE) di talune previsioni recentemente introdotte dal legislatore italiano (con la Legge 134/2012, in sede di conversione del D.L. "Sviluppo" 83/2012), oltre che di alcune norme della legislazione delle Province autonome di Trento e Bolzano. E' in corso la predisposizione della risposta del Governo italiano ai rilievi della Commissione Europea. Nelle more è stato avviato dai principali competitors, tra cui Iren, un confronto con la Commissione europea al fine di sensibilizzarla sulla necessità di rendere omogenea la disciplina in ciascuno stato membro.

Con Decreto del Presidente della Giunta della Regione Piemonte n. 2/R del 9 marzo 2015 è stato approvato il nuovo regolamento regionale in tema di concessioni di derivazione di acqua pubblica che modifica la disciplina dei procedimenti per il rilascio delle concessioni di competenza della Provincia o della Città metropolitana ed introduce la possibilità di superare la c.d. "presunzione di incompatibilità per prossimità" producendo specifica documentazione.

Servizio idrico integrato

Il processo di riforma del Servizio Idrico Integrato (SII), avviato con la Legge 36/94 (Legge Galli), è stato rivisto con l'approvazione del D. Lgs. 3 aprile 2006, n. 152 (anche questo oggetto di periodiche importanti modifiche) e con l'emanazione dell'art. 23-bis del d.l. 25 giugno 2008, n. 112, convertito con modificazioni nella legge 6 agosto 2008, n. 133, relativo ai "servizi pubblici di rilevanza economica".

A seguito del Referendum indetto il 12 e 13 giugno 2011 con l'abrogazione dell'art. 23 bis, si è prodotta l'applicazione immediata della disciplina comunitaria relativa alle regole concorrenziali minime in tema di gara ad evidenza pubblica per l'affidamento della gestione di servizi pubblici di rilevanza economica. Con l'articolo 19 della legge 7 agosto 2015, n. 124 il Governo era stato delegato a redigere un testo unico in materia di servizi pubblici locali di interesse economico generale, ma tale provvedimento, il cui schema era già stato approvato dal Consiglio dei Ministri, risulta decaduto a seguito di sentenza della Corte Costituzionale n.251/2016.

Come anticipato, per definire l'organizzazione del servizio idrico, le disposizioni del T.U. devono essere coordinate con quanto previsto in materia dal d.lgs. 152/2006 Codice dell'Ambiente (modificato dalla legge 11 novembre 2014 n. 164, che ha convertito, con modificazioni, il decreto legge 11 settembre 2014 n. 133 cd. Sblocca Italia) e con le Delibere emesse dalla Autorità per l'Energia Elettrica e il Sistema Idrico (AEEGSI).

A quest'ultima, infatti, a seguito dell'introduzione del decreto legge 201/11c.d. 'Salva-Italia', sono state attribuite "le funzioni attinenti alla regolazione e al controllo dei servizi idrici" in precedenza affidate all'Agenzia nazionale per la regolazione e la vigilanza in materia di acqua. Queste funzioni, che l'Autorità esercita con gli stessi poteri attribuiti dalla sua legge istitutiva, la legge 481/1995, fanno riferimento a diversi aspetti del servizio idrico integrato: dalla definizione dei costi ammissibili e dei criteri per la determinazione delle tariffe a copertura di questi costi, alle competenze in tema di qualità del servizio, di verifica dei piani d'ambito e di predisposizione delle convenzioni tipo per l'affidamento del servizio.

L'Autorità per l'Energia Elettrica, il Gas e il Sistema Idrico ha approvato, tra le altre:

• la delibera 28 dicembre 2015, n. 664/2015/R/IDR, che disciplina il metodo tariffario idrico per il secondo periodo regolatorio 2016/2019;
• la Deliberazione del 23 dicembre 2015 n. 656/2015/R/IDR avente ad oggetto Convenzione tipo per la regolazione dei rapporti tra enti affidanti e gestori del Servizio Idrico Integrato - Disposizioni sui contenuti minimi essenziali. Tenuto conto delle osservazioni ricevute ai precedenti documenti per la consultazione 274/2015/R/idr e 542/2015/R/idr l'Autorità ha adottato la convenzione tipo per la regolazione dei rapporti tra enti affidanti e gestori del servizio idrico integrato, alla quale peraltro le convenzioni di gestione attualmente in vigore devono essere adeguate;
• la Delibera dell'AEEGSII n. 655/2015 inerente le regole della qualità contrattuale del Servizio Idrico integrato ovvero di ciascuno dei servizi che lo compongono al fine di garantire la diffusione, la fruibilità e la qualità del servizio all'utenza in modo omogeneo sull'intero territorio nazionale, in particolare:

• a) definire i livelli minimi e gli obiettivi di qualità del servizio idrico integrato ovvero di ciascuno dei singoli servizi che lo compongono;

• b) definire livelli specifici e generali di qualità dei servizi di distribuzione, misura e di vendita dei servizi idrici e, a tal fine, individuare indicatori di qualità dei servizi medesimi, determinando modalità di registrazione delle prestazioni fornite dagli esercenti su richiesta degli utenti;

• c) assicurare l'uniformità e la completezza delle modalità di misura dei tempi di esecuzione delle prestazioni richieste dagli utenti al fine di garantire una adeguata qualità del servizio e di introdurre indennizzi automatici da corrispondere agli utenti, in caso di mancato rispetto dei livelli specifici di qualità, che tengano conto della tempestività e della puntualità nell'esecuzione di dette prestazioni;
• d) determinare gli obblighi di indennizzo automatico in favore degli utenti in caso di mancato rispetto degli standard fissati.

La Provincia di Savona ha approvato il 30 settembre 2015 la delibera nr. 70/2015, con la quale ha disposto l'approvazione dei Piani dei 3 sub ambiti e la definizione dei soggetti di affidamento tramite in house (e quindi esclusione di Acquedotto di Savona, fusa in Ireti con efficacia 1° gennaio 2016). La delibera è stata impugnata dal Gruppo e ad oggi il procedimento è ancora pendente.

Con la sentenza n. 7210 del 13 aprile 2016 la Corte di Cassazione ha specificato che la debenza della tariffa di fognatura e depurazione quale componente del corrispettivo del Servizio Idrico Integrato non è automaticamente esclusa nel caso in cui i relativi impianti di fognatura e depurazione siano stati dall'ente locale predisposti e siano attivi e la mancata fruizione dei relativi servizi dipenda da comportamento volontario dell'utente che non intenda allacciarvisi, e che spetterà all'utente stesso dimostrare la compatibilità dei propri sistemi di collettamento e depurazione delle acque reflue provenienti da scarichi di insediamenti domestici con le preminenti finalità di tutela ambientale e della concorrenza.

Il servizio Idrico integrato è altresì disciplinato, per la regione Emilia Romagna, dalle Leggi Regionali n. 25 del 1999 e n. 10 del 2008.

Quanto alla disciplina in materia di ATO, la Regione Emilia Romagna con Legge Regionale 23-12-2011 n. 23 ha disciplinato le "Norme di organizzazione territoriale delle funzioni relative ai servizi pubblici locali dell'ambiente", che detta le norme relative alla regolazione dei servizi pubblici ambientali ed in particolare all'organizzazione territoriale del servizio idrico integrato e del servizio di gestione integrata dei rifiuti urbani in Emilia Romagna, e dispone che sulla base dei principi di sussidiarietà, differenziazione e adeguatezza, l'intero territorio regionale costituisca l'ambito territoriale ottimale in conformità agli articoli 147 e 200 del decreto legislativo n. 152 del 2006.

La Regione Liguria, con Legge n. 1 del 24 febbraio 2014, ha attribuito le funzioni in materia di organizzazione e gestione del Servizio Idrico Integrato e di Gestione Integrata dei Rifiuti.

• Per quanto riguarda il SII, la Legge ha individuato 5 ATO:
• ATO Ovest Provincia di Imperia;
• ATO Centro/Ovest 1 Provincia di Savona;
• ATO Centro/Ovest 2 Provincia di Savona;
• ATO Centro/Est Provincia di Genova;
• ATO Est Provincia di La Spezia.

Si precisa che l'articolo 10 comma 1 della citata legge è stato dichiarato illegittimo dalla Corte Costituzionale con sentenza n. 31 del 10 febbraio 2015.

Servizio gestione rifiuti

Per Gestione Integrata Rifiuti si intende l'insieme delle attività di trasporto, trattamento e smaltimento dei rifiuti, ivi compresa l'attività di spazzamento delle strade e il controllo di queste operazioni.

La normativa di carattere generale applicabile al settore dei Servizi di Gestione Integrata Rifiuti, è contenuta a livello nazionale nel Codice dell'Ambiente (D.lgs. 152/2006 modificato da ultimo dal DM 15 gennaio 2014), nella Legge 22 maggio 2015, n. 68 "Disposizioni in materia di delitti contro l'ambiente", nel D. lgs. 36/2003 (discariche), nel D. lgs. 133/2005 (incenerimento e coincenerimento), nel Decreto del Presidente della Repubblica 13 marzo 2013, n. 59 (Autorizzazione Unica Ambientale), ed a livello regionale dalle L. R. Emilia Romagna n. 31/96, L.R. 25/99, n. 10/2008, L.R. n. 23/2011 e L.R. 13/2015 (riforma del sistema di governo regionale e locale e disposizioni su Città Metropolitana di Bologna, Province, Comuni e loro unioni) e L.R. 16/2015 (sulla c.d. "economia circolare" modificativa della L.R. 31/96).

Posto che per le Autorità d'Ambito Territoriale sono cessate al 31 dicembre 2012, la Regione Emilia Romagna ha istituito l'Agenzia Territoriale dell'Emilia Romagna (ATERSIR), secondo la legge sopra citata, per i servizi idrici e rifiuti alla quale partecipano tutti i Comuni e le province ed alla quale spettano le funzioni di regolazione per l'intero territorio regionale, nonché la determinazione delle tariffe di smaltimento dei rifiuti urbani sulla base dei criteri regionali, dell'impiantistica privata e pubblica. Tale Agenzia è entrata in funzione nel corso dell'anno 2012.

La Regione Piemonte ha adottato il Piano Regionale di Gestione dei Rifiuti in data 30 settembre 2009, concludendo un percorso avviato nel 2007. Il Piano aveva orizzonte temporale 2009 – 2015.

Contestualmente all'adozione del Piano, era prevista la costituzione di 3 Ambiti Territoriali Ottimali, accorpando gli 8 ambiti precedenti suddivisi per Provincia.

La Legge Regionale 7/2012 ha ulteriormente modificato la struttura degli Ambiti, prevedendone una articolazione su 4. I 4 Ambiti attuali sono così composti:

• a) ambito 1: Novarese, Vercellese, Biellese e Verbano, Cusio, Ossola;
• b) ambito 2: Astigiano e Alessandrino;
• c) ambito 3: Cuneese;
• d) ambito 4: Torinese.

Gli ATO hanno ruolo di pianificazione delle attività e di applicazione di quanto previsto dal Piano Regionale di Gestione dei Rifiuti, nonché la pianificazione dei flussi e delle tariffe di smaltimento.

A loro volta gli ATO sono suddivisi in Consorzi di Bacino che hanno un ruolo rilevante a livello di gestione.

L'Assemblea legislativa della Regione Emilia-Romagna ha approvato la L.R. 16/2015 per la gestione dei rifiuti urbani, che promuove il riciclaggio e la prevenzione della produzione dei rifiuti. Fra gli obiettivi da raggiungere entro cinque anni, figurano: l'aumento della raccolta differenziata al 73%, la riduzione del 25% delle produzione di rifiuti pro-capite, il riciclaggio al 70%, il contenimento delle discariche e autosufficienza regionale. Tra le novità introdotte dalla nuova legge: la tariffazione puntuale, ovvero si paga in base a quanto si conferisce, gli incentivi rivolti ai Comuni più virtuosi e premi alle imprese che smaltiscono meglio. Sono incentivate le attività di informazione ed educazione, con la possibilità per i Comuni che programmano iniziative di informazione ed educazione di destinare a tali attività una quota degli introiti derivati dall'applicazione della tariffa.

La Regione Emilia Romagna ha approvato le seguenti delibere:

• delibera della Giunta Regionale 1° agosto 2016 n. 1238, recante "Sistema informativo regionale: contenuti, frequenze e modalità di compilazione delle banche dati relative alla gestione dei rifiuti urbani e speciali della regione Emilia Romagna";
• delibera della Giunta Regionale 1° agosto 2016, n. 1239 (Nuova direttiva per l'applicazione dell'articolo 2 della legge regionale 17 dicembre 2003, n. 26 e s.m.i. recante "Disposizioni in materia di pericoli di incidenti rilevanti connessi con determinate sostanze pericolose"), finalizzata a definire la modulistica, i tempi di presentazione, i criteri e il procedimento per la valutazione della Scheda Tecnica che dimostri l'avvenuta identificazione dei pericoli e la valutazione della loro probabilità e gravità (art. 6, co. 1, L.R. 26/2003), le procedure relative alle attività di ispezione (art. 15 L.R. 26/2003) nonché le modalità di raccordo tra i vari soggetti preposti ad esse;
• delibera della Giunta Regionale 1° agosto 2016, n. 1240 ("Linee guida per il funzionamento dei centri comunali per il riuso") che attua quanto disposto a livello europeo dalla Direttiva 2008/98/CE, la quale pone quale azione prioritaria della gerarchia dei rifiuti la prevenzione attraverso la riduzione della

produzione degli stessi, e quanto disposto a livello nazionale dall'art. 180 bis del D.Lgs. 152/2006, che chiama i Comuni a promuovere iniziative dirette a favorire il riutilizzo dei prodotti;

• delibera della Giunta Regionale 21 dicembre 2016, n. 2267 "Disposizioni relative ai flussi di rifiuti di cui al Piano regionale di gestione dei rifiuti approvato con deliberazione di Assemblea legislativa n. 67 del 3 maggio 2016";
• delibera della Giunta Regionale 21 dicembre 2016, n. 2260 "Istituzione dell'elenco regionale dei sottoprodotti";
• delibera della Giunta Regionale 21 dicembre 2016, N. 2264 L.R. 31/1996 Determinazione della base imponibile del tributo speciale con riferimento all'applicazione dell'imposta relativa "ai rifiuti decadenti dal trattamento dei rifiuti urbani".

Con Determinazione Dirigenziale n. 217 del 22 dicembre 2016 del Direttore di ATERSIR, Agenzia Territoriale dell'Emilia-Romagna per i Servizi Idrici e Rifiuti, sono stati approvati due bandi per la concessione di contributi ai Comuni della Regione Emilia-Romagna a valere sul Fondo d'Ambito per la prevenzione e riduzione dei rifiuti istituito presso l'Agenzia ai sensi della L.R. 16/2015.

La Regione Piemonte ha emanato i seguenti atti:

• Deliberazione C.R. 19 aprile 2016, n. 140-14161 "Piano regionale di gestione dei rifiuti urbani e dei fanghi di depurazione";

La Regione Liguria ha emanato i seguenti atti:

• L.R. 2 novembre 2016, n. 25 "Modifiche alla legge regionale 29 dicembre 2015, n. 27 (Legge di stabilità della Regione Liguria per l'anno finanziario 2016) e alla legge regionale 3 luglio 2007, n. 23 (Disciplina del tributo speciale per il deposito in discarica dei rifiuti solidi)";
• L.R. 29 luglio 2016, n. 16 "Modifiche alla legge regionale 3 luglio 2007, n. 23 (disciplina del tributo speciale per il deposito in discarica dei rifiuti solidi)";
• L.R. 1 marzo 2016, n. 4 "Modifica alla legge regionale 24 febbraio 2014, n. 1 (Norme in materia di individuazione degli ambiti ottimali per l'esercizio delle funzioni relative al servizio idrico integrato e alla gestione integrata dei rifiuti)".

Si evidenzia inoltre che il sistema SISTRI è entrato in vigore il 1° ottobre 2013 per i gestori di rifiuti speciali pericolosi e dal 3 marzo 2014 per i produttori iniziali di rifiuti speciali pericolosi. Le sanzioni SISTRI, esclusivamente relative alla mancanza di iscrizione o pagamento del contributo annuale, si applicano in misura ridotta del 50% a far data dal 1° aprile 2015 (a seguito della L. 11/2015 di conversione del "Decreto milleproroghe" D.L. 31 dicembre 2014, n. 192). Le sanzioni Sistri per tutte le altre violazioni si applicano dal 1° gennaio 2017. E' entrato in vigore l'8 giugno il D.M. 30 marzo 2016, n. 78, recante il "Regolamento recante disposizioni relative al funzionamento e ottimizzazione del sistema di tracciabilità dei rifiuti in attuazione dell'articolo 188-bis, comma 4-bis, del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152", che abroga il D.M. n. 52/2011.

Con D.M. 1 luglio 2016 (in GU n. 169 del 21 luglio 2016) è stato istituito il Tavolo tecnico di monitoraggio e di concertazione del SISTRI, ai sensi dell'art. 11, comma 13, D.L. n. 101/2013. Il D.M. in questione abroga anche i D.M. 17 settembre 2013 e 13 dicembre 2013.

Con il Decreto legge n.10 del 22 gennaio 2016 "Modifica e abrogazione di disposizioni di legge che prevedono l'adozione di provvedimenti non legislativi di attuazione, a norma dell'articolo 21 della legge 7 agosto 2015, n. 124", in particolare con l'articolo 1, comma 9, si prevede la soppressione del secondo periodo dell'articolo 11, comma 2, del decreto-legge 31 agosto 2013, n. 101, convertito, con modificazioni, dalla legge 30 ottobre 2013, n. 125. Con tale intervento viene pertanto soppressa la disposizione che prevedeva: "Con decreto del Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare, adottato entro sessanta giorni dalla data di entrata in vigore della legge di conversione del presente decreto, sentiti il Ministro dello sviluppo economico e il Ministro delle infrastrutture e dei trasporti, sono disciplinate le modalità di una fase di sperimentazione per l'applicazione del SISTRI, a decorrere dal 30 giugno 2014, agli enti o imprese che raccolgono o trasportano rifiuti urbani pericolosi a titolo professionale, compresi i vettori esteri che effettuano trasporti di rifiuti urbani pericolosi all'interno del territorio nazionale o trasporti transfrontalieri in partenza dal territorio, o che effettuano operazioni di trattamento, recupero, smaltimento, commercio e intermediazione di rifiuti urbani pericolosi, a partire dal momento in cui detti rifiuti sono conferiti in centri di raccolta o stazioni ecologiche comunali o altre aree di raggruppamento o stoccaggio".

Vigente dal 30 dicembre 2016, il Decreto Legge 30 dicembre 2016, n. 244 recante "Proroga e definizione di termini" (il c.d. Milleproroghe) proroga il Sistri dal 31 dicembre 2016 "alla data del subentro nella gestione del servizio da parte del concessionario individuato con le procedure di cui al comma 9-bis, e comunque non oltre il 31 dicembre 2017". Le proroga vale anche in relazione al dimezzamento delle sanzioni concernenti l'omissione dell'iscrizione al SISTRI e del pagamento del contributo per l'iscrizione stessa.

La Banca europea per gli investimenti ha pubblicato nel 2016 una guida (on line) agli strumenti finanziari a disposizione dei progetti verdi – alcuni insieme alla Commissione europea - dedicata al finanziamento di progetti in campo ambientale.

Il decreto "Sblocca Italia" convertito dalla legge 164/2014 prevede che entro novanta giorni dalla entrata in vigore della legge di conversione, il Presidente del Consiglio dei Ministri emani con proprio decreto attuativo.

Tale decreto attuativo è stato pubblicato in GU del 5 ottobre 2016 (Decreto del Presidente del consiglio dei Ministri del 10 agosto 2016), ed ha individuato:

• la capacità attuale di trattamento nazionale degli impianti di incenerimento dei rifiuti urbani e assimilati in esercizio (riferita al novembre 2015);
• la capacità potenziale di trattamento nazionale degli impianti di incenerimento dei rifiuti urbani e assimilati autorizzati e non in esercizio (riferita al novembre 2015);
• gli impianti di incenerimento con recupero energetico di rifiuti urbani e assimilati da realizzare o da potenziare per coprire il fabbisogno residuo nazionale di trattamento dei medesimi rifiuti, suddivisi per macroaree e per regioni. Gli impianti così determinati, riportati nelle tabelle allegate (A, B e C), sono considerati "infrastrutture e insediamenti strategici di preminente interesse nazionale e realizzano un sistema integrato e moderno di gestione di rifiuti urbani e assimilati, garantendo la sicurezza nazionale nell'autosufficienza del ciclo di gestione integrato dei rifiuti, così come richiesto dall'art. 16 della direttiva 2008/98/CE.

Sono stati individuati 8 nuovi impianti di incenerimento (nelle Marche, Umbria, Lazio, Campania, Abruzzo, Sardegna, Sicilia) ed il potenziamento di alcuni impianti esistenti. Saranno i successivi atti di pianificazione regionale a definire l'ubicazione puntuale dei nuovi impianti.

Tutti gli impianti di "recupero energetico" (non più "termotrattamento"), sia esistenti sia da realizzare, devono essere autorizzati a saturazione del carico termico, ma solo in caso di positiva valutazione di compatibilità ambientale dell'impianto in assetto operativo (incluso il rispetto del D. Lgs. 155/2010 sulla qualità dell'aria).

Gli impianti in questione devono dare priorità ai rifiuti urbani prodotti nel territorio regionale (e a quelli delle altre Regioni, solo per la disponibilità residua al fabbisogno regionale).

Nel caso in cui tali impianti ricevano rifiuti urbani da altre Regioni, i gestori degli impianti dovranno versare alla Regione un nuovo contributo (max 20 euro a tonnellata) destinato a finanziare un fondo destinato alla prevenzione dei rifiuti, all'incentivazione della Raccolta Differenziata e ad interventi di bonifica e di contenimento delle tariffe. La legge stabilisce che gli oneri di tale contributo "non possono essere traslati sulle tariffe, poste a carico dei cittadini".

Rimangono ammessi, "in via complementare" e nel rispetto del principio di prossimità, i soli rifiuti speciali pericolosi a solo rischio infettivo, a condizione che l'impianto sia dotato di un sistema di caricamento dedicato che "escluda anche ogni contatto tra il personale addetto e il rifiuto" (a tal fine occorre adeguare le Autorizzazioni Integrate Ambientali - AIA).

Il divieto di conferimento in discarica dei rifiuti con PCI (Potere Calorifico Inferiore) superiore a 13.000 Kj/kg divieto è stato definitivamente eliminato dal "collegato ambientale" (L. 221/2015).

Viene modificato l'articolo 182 del "Codice ambientale", prevedendo l'esclusione dal divieto di smaltimento extraregionale dei rifiuti urbani non pericolosi che il Presidente della Regione ritenga necessario avviare a smaltimento fuori dalla Regione "per fronteggiare situazioni di emergenza causate da calamità naturali per le quali è dichiarato lo stato di emergenza".

E' inoltre vigente dal primo gennaio la Legge n. 190 del 2014, che dispone che nei siti inquinati non ancora bonificati possano essere effettuati gli interventi richiesti dalla normativa sulla sicurezza nei luoghi di lavoro e attività di manutenzione ordinaria e straordinaria, purché non pregiudichino l'attività di bonifica e la salute dei lavoratori.

E' entrato in vigore il 1° Giugno 2015 il Regolamento (UE) n. 1357/2014 della Commissione Europea, che innova il sistema di classificazione dei rifiuti pericolosi.

Il 1° giugno 2015 è entrata in vigore la Decisione della Commissione Europea 2014/955/CE, che introduce un nuovo Elenco Europeo dei rifiuti che modifica la decisione 2000/532/CE, recepito a livello nazionale dall'allegato D della parte IV del D.Lgs. 152/06.

La Direttiva n. 2015/1127, che ha apportato a partire dal 31 luglio 2015 alcune modifiche all'Allegato II della Direttiva 2008/98/CE sui rifiuti (contenente un elenco non esaustivo delle operazioni di recupero), è stata rettificata con atto pubblicato in novembre 2015.

Dal 29 maggio 2015 è in vigore la Legge 68/2015 del 22 maggio 2015 "Disposizioni in materia di delitti contro l'ambiente" che introduce nel codice penale cinque nuovi delitti contro l'ambiente, ovvero l'inquinamento ambientale, il disastro ambientale, il traffico e abbandono di materiale ad alta radioattività, l'impedimento del controllo e l'omessa bonifica. Nella legge in esame sono altresì contenute modifiche al D. lgs n. 231/2001, in particolare all'art. 25-undecies, recante il presupposto di reati ambientali. L'Ufficio del Massimario della Cassazione del 29 maggio 2015 con propria relazione n. III/04/2015 ha precisato, con riferimento alla Legge 68/2015, che la situazione "abusiva" non è data solo dalle fattispecie poste in essere senza autorizzazione, ma anche dai casi in cui le autorizzazioni sono scadute.

Il Ministero dell'Ambiente ha pubblicato la Circolare 17 giugno 2015, n. 12422, recante "Ulteriori criteri sulle modalità applicative della disciplina in materia di prevenzione e riduzione integrate dell'inquinamento alla luce delle modifiche introdotte dal D. Lgs. 4 marzo 2014, n. 46".

Il Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 27 marzo 2015 stabilisce le note metodologiche e i fabbisogni standard per i Comuni delle Regioni a statuto ordinario nel campo della viabilità, dei trasporti, della gestione del territorio e dell'ambiente (rifiuti compresi).

A fine 2015 è stata pubblicata della Legge di stabilità 2016 (Legge 28 dicembre 2015, n. 208), in vigore dal 1° gennaio 2016. Diversi gli interventi nel settore dell'Ambiente.

A fine 2015 è stato pure approvato il D.D.L. c.d. "Green economy": "Disposizioni in materia ambientale per promuovere misure di green economy e per il contenimento dell'uso eccessivo di risorse naturali.

A fine settembre 2015 è entrato in vigore il DM 24 giugno 2015, "Modifica del DM 27 settembre 2010, relativo alla definizione dei criteri di ammissibilità dei rifiuti in discarica". Le rilevanti modifiche riguardano in particolare gli artt. 3, 5, 6, 7, 8 e l'intero Allegato 3, sul Campionamento e analisi dei rifiuti.

Dal 2 febbraio è in vigore la Legge 28 dicembre 2015, n. 221, ovvero il cd "Collegato ambientale" intervenendo sullo stesso testo unico ambientale (modificando gli articoli 183, 187, 188, 190, 193), e introducendo nuove ed importanti modifiche in tema di RAEE, Compost, Miscelazione, Discariche, ecc.

In data 18 maggio 2016 il Procuratore generale della Corte di appello di Bologna, il Direttore generale di Arpa e, i rappresentanti di tutte le Procure territoriali e i comandanti del NOE Carabinieri, Corpo forestale dello Stato e Capitaneria di porto di Ravenna hanno sottoscritto un Protocollo d'intesa finalizzato a garantire l'omogenea applicazione su tutto il territorio regionale dell'Emilia Romagna della normativa sugli ecoreati (L. n. 68/2015).

Il documento, in particolare, si propone come fine ultimo l'"omogenea applicazione nel territorio distrettuale della disciplina prevista per i reati in materia ambientale, con particolare riferimento al procedimento di estinzione delle contravvenzioni di cui alla Parte VI-bis del D.lgs. 3 aprile 2006, n. 152".

E' entrato in vigore il D.M. 24 febbraio 2016, n. 88, che contiene il "Regolamento concernente i requisiti del curatore dei rifiuti posti sotto sequestro nelle aree portuali e aeroportuali ai sensi dell'articolo 259 o dell'articolo 260 del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152".

E' entrato in vigore il Decreto del presidente del Consiglio dei Ministri 7 marzo 2016 recante "Misure per la realizzazione di un sistema adeguato e integrato di gestione della frazione organica dei rifiuti urbani, ricognizione dell'offerta esistente ed individuazione del fabbisogno residuo di impianti di recupero della frazione organica di rifiuti urbani raccolta in maniera differenziata, articolato per regioni". Riduzione dell'impatto negativo sull'ambiente causato dalla gestione di tali rifiuti, raggiungimento degli obbiettivi posti dall'Unione Europea in tema di riciclaggio e riduzione del conferimento in discarica dei rifiuti biodegradabili sono le finalità alle quali mira il provvedimento.

La Commissione Ambiente del Senato, in data 14 giugno 2016, ha approvato la risoluzione (Doc. XVIII, n.134) sugli Atti comunitari sottoposti a parere di sussidiarietà facenti parte del c.d. "Pacchetto economia circolare", presentato dalla Commissione europea nel mese di dicembre 2015 e contenente le proposte di revisione delle Direttive UE riguardanti rifiuti, discariche, veicoli fuori uso, pile e accumulatori, Rifiuti di Apparecchiature Elettriche e Elettroniche (RAEE).

Con un Comunicato pubblicato sulla GU n. 228 del 29 settembre 2016, il Ministero dell'ambiente ha reso noto che il Comitato di vigilanza e controllo sulla gestione dei RAEE e sulla gestione delle pile e batterie, ha determinato le quote di mercato per l'anno 2015, sulla base dei dati raccolti, relativamente ai prodotti immessi sul mercato, che i produttori hanno comunicato al Registro nazionale.

Il Ministero dell'Ambiente con Decreto 12 ottobre 2016, n. 275, ha approvato lo statuto del Centro di coordinamento RAEE.

E' in vigore dal 11 dicembre 2016 il D.Lgs. 25 novembre 2016, n. 222 (c.d. Decreto SCIA 2), che individua i procedimenti oggetto di segnalazione certificata di inizio attività o di silenzio assenso, nonché quelli per i quali è necessaria un'autorizzazione espressa o è sufficiente una comunicazione preventiva. Il decreto attua quanto disposto dall'art. 5 della L. 124/2015 di riforma della P.A. e dai principi vigenti in sede europea, intervenendo in particolar modo sulla materia edilizia –con attenzione anche agli impianti alimentati da fonti rinnovabili– e prevedendo diverse modifiche al relativo Testo unico (D.P.R. 380/2001) finalizzate alla semplificazione amministrativa.

E' in vigore dal 18 novembre il D.M. 29 settembre 2016, n. 200 che disciplina le forme di consultazione della popolazione in merito alla predisposizione, alla revisione e all'aggiornamento del piano di emergenza esterna finalizzato a limitare gli effetti dannosi derivanti da incidenti rilevanti, ai sensi dell'articolo 21, comma 10, del D.Lgs. 26 giugno 2015, n. 105.

Il D.P.R. 12 settembre 2016, n. 194 "Regolamento recante norme per la semplificazione e l'accelerazione dei procedimenti amministrativi, a norma dell'articolo 4 della legge 7 agosto 2015, n. 124", è stato pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale n. 252 del 27 ottobre 2016.

E' entrato in vigore il Decreto 25 febbraio 2016 del Ministero delle politiche agricole alimentari e forestali che individua i criteri e le norme tecniche generali per la disciplina regionale dell'utilizzazione agronomica degli effluenti di allevamento (Titolo II) e delle acque reflue (Titolo III), nonché per la produzione e l'utilizzazione agronomica del digestato (Titolo IV).

Il Centro di coordinamento RAEE, Assoraee, Assorecuperi e Assoformet hanno firmato in data 13 aprile 2016 il nuovo Accordo di programma sul trattamento dei RAEE, al fine di assicurare livelli adeguati ed omogenei di trattamento e la qualificazione delle aziende del settore.

E' stato pubblicato sulla GU del 24 giugno 2016 il D.M. 26 maggio 2016, recante specifiche "Linee guida per il calcolo della percentuale di raccolta differenziata dei rifiuti urbani", ai sensi dell'art. 205, comma 3 quater, D.lgs n. 152/2006.

Il Consiglio di Amministrazione CONAI, sentito il parere del Consorzio Coreve, ha deliberato la diminuzione del Contributo Ambientale per gli imballaggi in vetro. La riduzione sarà operativa a partire dal 1° luglio 2017.Tale variazione non avrà effetti sulle procedure forfettarie. Il contributo per il vetro passerà dagli attuali 17,30 Euro/ton a 16,30 Euro/ton.

E' stato approvato il D.L. 24 giugno 2016, n. 113 (recante "Misure finanziarie urgenti per gli enti territoriali e il territorio", in GU n. 146 del 24 giugno 2016 e in vigore dal 25 giugno), che ha previsto una specifica dotazione finanziaria per la realizzazione degli interventi attuativi della sentenza di condanna della Corte di giustizia UE del 2 dicembre 2014, relativa alla procedura di infrazione comunitaria n. 2003/2007.

E' vigente la L. 28 giugno 2016, n. 132, che istituisce il Sistema Nazionale a rete per la protezione dell'ambiente (SNPA) e che contiene la disciplina dell'Istituto superiore per la protezione e la ricerca ambientale (ISPRA).

È entrato in vigore il D.M. 19 maggio 2016, n. 134 recante "Regolamento concernente l'applicazione del fattore climatico (CFF) alla formula per l'efficienza del recupero energetico dei rifiuti negli impianti di incenerimento". Il provvedimento, in vigore dal 21 luglio 2016, interviene da un lato modificando la nota (4) dell'allegato C alla Parte IV del D. Lgs. 152/2006, dall'altro abrogando il D.M. 7 agosto 2013 recante "Applicazione della formula per il calcolo dell'efficienza energetica degli impianti di incenerimento in relazione alle condizioni climatiche" pubblicato sulla G.U. 193 del 19 agosto 2013. L'adeguamento della normativa italiana si è reso necessario a seguito dell'individuazione, da parte della Dir. 2015/1127, di un fattore climatico diverso da quello adottato dal D.M. 7 agosto 2013.

E' stata pubblicata la Legge 7 luglio 2016, n. 122 recante "Disposizioni per l'adempimento degli obblighi derivanti dall'appartenenza dell'Italia all'Unione europea" (Legge europea 2015-2016), che contiene abrogazioni e modifiche di norme statali al fine di adeguarle alle disposizioni europee.

E' vigente il D.M. 31 maggio 2016, n. 121 "Regolamento recante modalità semplificate per lo svolgimento delle attività di ritiro gratuito da parte dei distributori di rifiuti di apparecchiature elettriche ed elettroniche (RAEE) di piccolissime dimensioni, nonché requisiti tecnici per lo svolgimento del deposito preliminare alla raccolta presso i distributori e per il trasporto, ai sensi dell'articolo 11, commi 3 e 4, del decreto legislativo 14 marzo 2014, n. 49".

In tema di RAEE è vigente pure il D.M. 25 luglio 2016 recante "Misure volte a promuovere lo sviluppo di nuove tecnologie per il trattamento e il riciclaggio dei rifiuti di apparecchiature elettriche ed elettroniche", che prevede provvedimenti che attribuiscano contributi economici a soggetti pubblici e privati diretti a finanziare interventi di sviluppo di nuove tecnologie che, ad esempio, massimizzino la quantità di materia recuperabile o riciclabile o ottimizzino il consumo energetico dei processi di recupero, riciclaggio e trattamento dei RAEE.

E' vigente il Decreto Ministeriale 17 giugno 2016 recante "Tariffe per la copertura degli oneri derivanti dal sistema di gestione dei rifiuti delle apparecchiature elettriche ed elettroniche".

I produttori di RAEE, in base alle rispettive quote di mercato, sono tenuti al versamento di una quota fissa annua e di una quota variabile da corrispondere entro il 30 settembre di ogni anno.

Il 25 agosto 2016 è entrata in vigore la Legge 28 luglio 2016, n. 154 recante "Deleghe al Governo e ulteriori disposizioni in materia di semplificazione, razionalizzazione e competitività dei settori agricolo e agroalimentare, nonché sanzioni in materia di pesca illegale" (c.d. Collegato Agricoltura), pubblicato sulla G.U. n. 186 del 10 agosto 2016. Si segnala, in particolare, l'art. 10, riguardante il contributo al Consorzio nazionale di raccolta e trattamento degli oli e dei grassi vegetali e animali usati; l'art. 11, relativo all'iscrizione ai consorzi e ai sistemi per la raccolta dei rifiuti previsti dal D. Lgs. 152/2006; l'art. 12, in tema di esercizio dell'attività di manutenzione del verde; l'art. 22, inerente allo sviluppo dei prodotti provenienti da filiera corta, dell'agricoltura biologica o comunque a ridotto impatto ambientale; in ultimo l'art. 41, che apporta una modifica all'art. 185 del D. Lgs. 152/2006, in materia di esclusione dalla gestione dei rifiuti. Nello specifico viene sostituita la lettera f), con effetti sulla disciplina di sfalci e potature.

Per le installazioni soggette ad AIA: è entrato in vigore il Decreto n. 141 del 26 maggio 2016 che attua quanto disposto dall'art. 29-sexies, co. 9-septies, del D.Lgs. 152/2006. Il provvedimento, composto da otto articoli, stabilisce, infatti, i criteri che l'Autorità competente dovrà tenere in conto nel determinare l'importo delle garanzie finanziarie che i gestori di installazioni soggette ad AIA devono prestare per quanto riguarda il ripristino del sito una volta cessate le attività, ove queste possano comportare una contaminazione al suolo o alle acque.

E' vigente dal 16 settembre 2016 la Legge 12 agosto 2016, n. 170 recante "Delega al Governo per il recepimento delle direttive europee e l'attuazione di altri atti dell'Unione europea" (cd. Legge di delegazione europea 2015).

La legge delega il Governo ad adottare i decreti legislativi per l'attuazione delle direttive elencate negli allegati A e B annessi alla legge (art. 1), nonché disposizioni recanti sanzioni penali o amministrative per le violazioni di obblighi contenuti in direttive europee attuate in via regolamentare o amministrativa, per le quali non siano già previste sanzioni penali o amministrative (art. 2).

Con il D.M. 17 ottobre 2016, n. 228 (in GU n. 292 del 15 dicembre 2016) è stato approvato il "Regolamento recante la definizione dei contenuti minimi e dei formati dei verbali di accertamento, contestazione e notificazione relativi ai procedimenti di cui all'articolo 29-quattuordecies del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152".

Con Deliberazione n. 5 del 3 novembre 2016 (in vigore dal 1 febbraio 2017) il Comitato Nazionale dell'Albo Gestori Ambientali ha individuato criteri e requisiti per l'iscrizione, con procedura ordinaria, nelle

categorie 1 (raccolta e trasporto di rifiuti urbani), 4 (raccolta e trasporto di rifiuti speciali non pericolosi) e 5 (raccolta e trasporto di rifiuti speciali pericolosi).

Il Comitato Nazionale dell'Albo con la propria Circolare n. 1201 del 12 dicembre 2016, stabilisce che i Consorzi che svolgono attività imprenditoriale diretta possono iscriversi nelle categorie 9 (bonifica di siti) e 10 (bonifica di beni contenenti amianto) dell'Albo Gestori Ambientali dimostrando la disponibilità esclusiva delle attrezzature di proprietà dei consorziati.

Sulla GUUE 345 del 20 dicembre 2016 è stata pubblicata la Direttiva UE 2016/2309 della Commissione del 16 dicembre 2016, che modifica gli allegati della direttiva 2008/68/CE del Parlamento europeo e del Consiglio relativa al trasporto interno di merci pericolose

Il Reg. (CE) n. 1907/2006 (c.d. Regolamento REACH) è stato modificato da due Regolamenti europei:

• Reg. (UE) 2016/1005 della Commissione, del 22 giugno 2016, che modifica l'Allegato XVII, voce 6, colonna 2, paragrafo 1 del Regolamento REACH per quanto riguarda le fibre d'amianto (crisotilo);
• Reg. (UE) 2016/1017 della Commissione, del 23 giugno 2016 che modifica l'Allegato XVII del Regolamento REACH aggiungendo la voce dedicata ai sali di ammonio inorganici.

È stato pubblicato il Parere del Comitato economico e sociale europeo in merito alla "Comunicazione della Commissione al Parlamento europeo, al Consiglio, al Comitato economico e sociale europeo e al Comitato delle regioni – L'anello mancante – Piano d'azione dell'Unione europea per l'economia circolare", alla "Proposta di direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio che modifica la direttiva 94/62/CE sugli imballaggi e i rifiuti di imballaggio", alla "Proposta di direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio che modifica la direttiva 2008/98/CE sui rifiuti", alla "Proposta di direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio che modifica la direttiva 1999/31/CE relativa alle discariche di rifiuti" e alla "Proposta di direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio che modifica le direttive 2000/53/CE relativa ai veicoli fuori uso, 2006/66/CE relativa a pile e accumulatori e ai rifiuti di pile e accumulatori e 2012/19/UE sui rifiuti di apparecchiature elettriche ed elettroniche".

E' vigente il Regolamento (UE) 2016/1179 della Commissione del 19 luglio 2016, che modifica il Regolamento (CE) n. 1272/2008 (c.d. Regolamento CLP) relativo alla classificazione, all'etichettatura e all'imballaggio delle sostanze e delle miscele.

E' inoltre entrato in vigore dal 17 gennaio 2017 il D.M. 25 ottobre 2016, n. 245 contenente il regolamento che determina gli oneri economici a carico dei proponenti per la copertura dei costi sopportati dalla competente autorità statale per l'organizzazione e lo svolgimento delle attività istruttorie, di monitoraggio e controllo delle procedure di valutazione di impatto ambientale (VIA) e di valutazione ambientale strategica (VAS).

Il Ministero dell'Ambiente ha pubblicato sul proprio sito il provvedimento a firma della Direzione Generale per le Valutazioni e le Autorizzazioni Ambientali, contenente i criteri sulle modalità applicative della disciplina in materia di prevenzione e riduzione integrate dell'inquinamento alla luce delle modifiche introdotte dal D.Lgs. 46/2014 (Attuazione della direttiva 2010/75/UE relativa alle emissioni industriali).

Il Ministero dell'Ambiente con il Decreto 7 dicembre 2016 ha approvato lo schema tipo dello statuto del Consorzio nazionale per la gestione, raccolta e trattamento degli oli minerali usati.

Sulla GUUE n. 349 del 22 dicembre 2016 è pubblicata la Rettifica del regolamento (CE) n. 1272/2008 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 16 dicembre 2008, relativa alla classificazione, etichettatura e imballaggio delle sostanze e delle miscele che modifica e abroga le direttive 67/548/CEE e 1999/45/CE e che reca modifica al regolamento (CE) n. 1907/2006.

In materia di VAS, si segnala la sentenza n. C-144/15 della Corte di Giustizia UE che ha riconosciuto alle Autorità amministrative dei vari Stati membri un potere discrezionale di valutazione ambientale nell'ambito della VAS, nel caso in cui occorra analizzare piani o programmi che interessino "piccole zone a livello locale".

In GUEE C468/33 del 15 dicembre 2016 è stata pubblicata la Risoluzione del Parlamento europeo del 10 dicembre 2013 con la quale il medesimo si oppone alla adozione della proposta di regolamento del Consiglio relativo alla definizione dei criteri utili per determinare quando la carta recuperata cessa di essere considerata rifiuto ai sensi dell'articolo 6, paragrafo 1, della direttiva 2008/98/CE sui rifiuti.

E' In vigore dal 31 dicembre 2016 la Direttiva (UE) 2016/2284 del Parlamento europeo e del Consiglio del 14 dicembre 2016 concernente la riduzione delle emissioni nazionali di determinati inquinanti atmosferici, che modifica la Direttiva 2003/35/CE e abroga la Direttiva 2001/81/CE.

Sulla Gazzetta Ufficiale dell'Unione Europea del 1 novembre 2016, infine, è stata pubblicata la rettifica del Regolamento (CE) n. 1013/2006 del Parlamento europeo e del Consiglio del 14 giugno 2006 relativo alle spedizioni di rifiuti (riguardante l'Allegato IX, artt. 12 e 24).

Sistema tariffario relativo ai servizi ambientali

La Legge di stabilità 2014 ha istituito dal 1° gennaio 2014 la IUC (imposta unica comunale) che si compone di: imposta municipale propria di natura patrimoniale (IMU), una componente riferita ai servizi c.d. indivisibili (TASI), e la tassa sui rifiuti (TARI) destinata a finanziare il costo del servizio di raccolta e smaltimento dei rifiuti urbani.

Il presupposto della TARI è il possesso o la detenzione di immobili suscettibili di produrre rifiuti ed è commisurata alla superficie calpestabile dell'immobile. Le aliquote possono essere rimodulate dai Comuni in base agli standard qualitativi del servizio.

Viene riconfermata la possibilità per i Comuni di affidare l'accertamento e la riscossione, in deroga all'articolo 52 del Decreto legislativo 15 dicembre 1997 n. 446, ai soggetti che alla data del 30 dicembre 2013 "svolgevano il servizio di gestione dei rifiuti o di accertamento o riscossione della TARES".

In data 19 giugno 2015 è stato pubblicato in G. U. il Decreto legge 19 giugno 2015, n. 78, Disposizioni urgenti in materia di enti territoriali. In particolare, tra le disposizioni dettate dal D.L. si segnalano l'art. 7, commi 4 (sull'estensione anche alla TARES della facoltà di affidamento dei controlli al soggetto gestore del servizio rifiuti), 7 (proroga del termine sulla riscossione locale al 31 dicembre 2015), 8 (estensione ai consorzi dei benefici fiscali già previsti in caso di scioglimento di società comunali) e 9 il quale aggiunge alla legge 27 dicembre 2013, n. 147 (l. di stabilità 2014) il c. 654-bis, che prevede che tra le componenti di costo della TARI vadano considerati anche gli eventuali mancati ricavi da crediti risultanti inesigibili con riferimento alla tariffa di igiene ambientale, alla tariffa integrata ambientale, nonché al tributo comunale sui rifiuti e sui servizi (TARES).

Incentivo Post - Certificati Verdi, Incentivi FER, Titoli di efficienza energetica e ETS

Incentivo post - Certificati Verdi

Come stabilito dal DM 6 luglio 2012, a partire dal 2016 il meccanismo di incentivazione mediante Certificati Verdi è sostituito da una nuova forma di incentivo. I soggetti che hanno già maturato il diritto ai Certificati Verdi (titolari di impianti con qualifica IAFR – Impianto Alimentato da Fonti Rinnovabili) conservano il beneficio fino al termine del periodo dell'agevolazione, ma in forma diversa.

Il nuovo meccanismo, infatti, anziché basarsi sull'emissione di certificati negoziabili, garantisce sulla produzione di energia elettrica la corresponsione da parte del GSE di una tariffa in euro aggiuntiva rispetto ai ricavi derivanti dalla valorizzazione dell'energia.

Per il passaggio al nuovo meccanismo incentivante, i titolari degli impianti IAFR, che hanno maturato il diritto a fruire dei Certificati Verdi, devono sottoscrivere una Convenzione con il GSE per beneficiare della tariffa incentivante per il restante periodo di diritto.

Incentivi FER non FV

In data 30 giugno 2016, a seguito della pubblicazione il 29 giugno 2016 in Gazzetta Ufficiale, è entrato in vigore il DM 23 giugno 2016, che aggiorna la disciplina dei meccanismi d'incentivazione per gli impianti a fonti rinnovabili, diversi dal fotovoltaico, introdotti dal DM 6 luglio 2012.

Il provvedimento è rimasto in vigore fino al 31 dicembre 2016 – eccezion fatta per gli impianti che accedono direttamente ai meccanismi di incentivazione di cui al Decreto, per i quali il medesimo cesserà la sua efficacia in data 31 dicembre 2017 – e sostanzialmente ha ricalcato le modalità di incentivazione di cui al precedente Decreto Rinnovabili (accesso diretto, registri ed aste). Si è svolto un unico bando per i registri ed un'unica asta.

Titoli di efficienza energetica (TEE)

Il D.lgs. 79/99 e il D.lgs. n. 164/00 hanno introdotto l'obbligo rispettivamente per i distributori di energia elettrica e di gas (con almeno 100.000 clienti a fine 2001) di incrementare l'efficienza energetica degli usi finali di energia.

E' stato disposto il trasferimento alla Società Gestore dei Servizi Energetici S.p.A. delle attività di gestione valutazione e certificazione di risparmi correlati a progetti presentati nell'ambito del meccanismo dei titoli di efficienza energetica.

Il 30 luglio 2015 il Ministero dello Sviluppo Economico ha pubblicato il Documento di consultazione pubblica "Proposte per il potenziamento e la qualifica del meccanismo dei Certificati Bianchi", la cui scadenza per le osservazioni era il 30 settembre 2015.

L'Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico (AEEGSI) il 30/09/2015 ha pubblicato la memoria n.450/2015/I/efr, relativa all'"Affare sull'aggiornamento delle linee guida in materia di certificati bianchi" (Atto n. 611): tale memoria contiene considerazioni di carattere generale sull'attuale funzionamento dei titoli di efficienza energetica e sulla sua auspicabile evoluzione nei prossimi anni.

Si attende a breve, da parte del MISE, la pubblicazione decreto sulle nuove Linee Guida per l'ottenimento dei TEE.

Emission trading system

Il Protocollo di Kyoto impegna i Paesi industrializzati e con economie in transizione a ridurre globalmente le emissioni di gas ad effetto serra tra il 2008 e il 2012 del 5% rispetto ai livelli del 1990.

Gli obiettivi di riduzione, diversi per ogni Paese membro, sono pari all'8% per l'Unione Europea e al 6,5% per l'Italia.

Al fine di rispondere agli obblighi di riduzione previsti dal Protocollo di Kyoto, la direttiva 2003/87/CE ha istituito un sistema di scambio di quote di emissioni dei gas a effetto serra all'interno dell'Unione Europea, detto "Emission Trading System" (ETS). La normativa italiana di recepimento della direttiva 2003/87/CE è rappresentata dal Dlgs. 4 aprile 2006 n. 216.

L'Emission Trading System prevede la fissazione di un limite massimo alle emissioni realizzate dagli impianti industriali che producono gas ad effetto serra, allocando ad ognuno (tramite i Piani Nazionali di Assegnazione) un determinato numero di quote di emissioni, che danno diritto ad immettere un corrispondente quantitativo di tonnellate di biossido di carbonio equivalente in atmosfera nel corso dell'anno di riferimento delle quote.

Con il decreto D.lgs. 13 marzo 2013, n. 30, è stata recepita nell'ordinamento nazionale la direttiva 2009/29/CE che introduce nuove regole nel sistema comunitario ETS per lo scambio di quote di emissione di gas serra, nonché nuove attività soggette all'applicazione della normativa nel periodo 2013-2020.

Il nuovo decreto modifica il campo di applicazione definendolo in maniera più puntuale per quanto riguarda gli impianti di combustione ed estendendo il sistema ad altri gas diversi dalla CO2. Ha, inoltre, previsto la possibilità di escludere i piccoli impianti; ha introdotto la possibilità di stabilire regole semplificate per il monitoraggio, la rendicontazione e la verifica; ha modificato il metodo di assegnazione delle quote prevedendo che le quote vengano assegnate mediante asta. Più precisamente, per gli impianti termoelettrici e per gli impianti per la cattura e lo stoccaggio del carbonio, l'assegnazione sarà totalmente a titolo oneroso, ad eccezione degli impianti di cogenerazione che possono ricevere quote gratuite per l'energia termica destinata al teleriscaldamento.

Con DM 21 febbraio 2014, il Ministero dello Sviluppo Economico ha definito le modalità di rimborso dei crediti dovuti agli operatori per quote ETS spettanti agli impianti nuovi entranti per il periodo 2008-2012 ma non rilasciate per esaurimento della scorta.

Nell'ottobre 2015 è stata pubblicata in GU dell'Unione Europea la Decisione 2015/1814 del Parlamento europeo e del Consiglio, relativa all'istituzione e al funzionamento di una riserva stabilizzatrice del mercato nel sistema per lo scambio di quote di emissione dei gas a effetto serra – ETS, che entrerà in funzione nel 2018. Tale riserva mira a ridimensionare il surplus dei permessi di emissione destinati al mercato al fine di sostenerne il prezzo.

Teleriscaldamento

Con deliberazione 7 agosto 2014, 411/2014/R/com, l'Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico (AEEGSI) ha avviato il procedimento per l'adozione dei provvedimenti in materia di regolazione e controllo nel settore del teleriscaldamento e teleraffreddamento, ai fini dell'attuazione di quanto disposto del decreto legislativo 4 luglio 2014, n.102, di recepimento della direttiva 2012/27/UE sull'efficienza energetica, ovvero (art.10, comma 17):

In particolare, l'Autorità, con uno o più provvedimenti da adottare entro ventiquattro mesi dalla data di entrata in vigore del presente decreto e sulla base di indirizzi formulati dal Ministro dello sviluppo economico, al fine di promuovere lo sviluppo del teleriscaldamento e teleraffrescamento e della concorrenza:

• a)definisce gli standard di continuità, qualità e sicurezza del servizio di teleriscaldamento e teleraffreddamento, ivi inclusi gli impianti per la fornitura del calore e i relativi sistemi di contabilizzazione;
• b)stabilisce i criteri per la determinazione delle tariffe di allacciamento delle utenze alla rete del teleriscaldamento e le modalità per l'esercizio del diritto di scollegamento;
• c) fatto salvo quanto previsto alla lettera e), individua modalità con cui sono resi pubblici da parte dei gestori delle reti i prezzi per la fornitura del calore, l'allacciamento e la disconnessione, le attrezzature accessorie, ai fini delle analisi costi-benefici sulla diffusione del teleriscaldamento effettuate ai sensi del presente articolo;
• d)individua condizioni di riferimento per la connessione alle reti di teleriscaldamento e teleraffrescamento, al fine di favorire l'integrazione di nuove unità di generazione del calore e il recupero del calore utile disponibile in ambito locale, in coordinamento alle misure definite in attuazione del comma 5 per lo sfruttamento del potenziale economicamente sfruttabile;
• e)stabilisce le tariffe di cessione del calore, esclusivamente nei casi di nuove reti di teleriscaldamento qualora sussista l'obbligo di allacciamento alla rete di teleriscaldamento, imposto da Comuni o Regioni."

Sempre nella delibera 411, l'AEEGSI ha istituito un Gruppo di lavoro interdipartimentale con il compito di svolgere una prima ricognizione della situazione fattuale del settore di riferimento.

A seguito della ricognizione effettuata dal Gruppo di lavoro e tenuto conto delle osservazioni giunte dagli operatori del settore, con delibera n.19/2015/R/tlr, l'AEEGSI ha definito le priorità da tenere in considerazione al fine di regolare il nuovo settore del teleriscaldamento, coerentemente agli esiti dell'indagine conoscitiva del settore svolta.

Il 09 luglio 2015 l'AEEGSI ha pubblicato la Del. n. 339/2015/R/TLR che istituisce obblighi di natura informativa per i soggetti operanti nei settori del teleriscaldamento e del teleraffrescamento, con particolare riferimento all'obbligo di iscrizione all'Anagrafica Operatori e all'obbligo di fornire informazioni e dati sulle relative infrastrutture di teleriscaldamento e teleraffrescamento.

Con la Delibera 578/2015/R/tlr del 26 novembre 2015, l'Autorità per l'energia ha avviato una raccolta di dati e informazioni sulle modalità di determinazione e aggiornamento dei prezzi nel settore del teleriscaldamento e del teleraffrescamento.

Con il Documento di Consultazione n. 252/2016/R/tlr l'Autorità ha illustrato i propri orientamenti in materia di misura e di contabilizzazione individuale dei consumi per climatizzazione e acqua calda sanitaria (ACS) nei settori Teleriscaldamento e Teleraffreddamento.

Nel novembre 2016 l'AEEGSI ha proseguito l'attività ricognitiva sul settore del teleriscaldamento con la pubblicazione di indagini su costi per allacciamenti/disconnessioni, misura e qualità del servizio e ripartizione costi fatturazione.

Efficienza energetica

Con il D. Lgs. 102/2014 è stata recepita la Nuova Direttiva Europea sull'Efficienza Energetica 2012/27. Il decreto:

• stabilisce un quadro di misure per la promozione e il miglioramento dell'efficienza energetica che concorrono al conseguimento dell'obiettivo nazionale di risparmio energetico;
• detta norme finalizzate a rimuovere gli ostacoli sul mercato dell'energia e a superare le carenze del mercato che frenano l'efficienza nella fornitura e negli usi finali dell'energia.

Di particolare rilievo sono i seguenti articoli:

• Articolo 5. Miglioramento della prestazione energetica degli immobili della PA (a partire dall'anno 2014 e fino al 2020, saranno realizzati interventi di riqualificazione energetica sugli edifici di proprietà della PA centrale e da essa occupati per almeno il 3 per cento annuo della superficie coperta utile climatizzata, con 30 milioni di euro di finanziamenti dedicati nel periodo 2014-2020);
• Articolo 8. Diagnosi energetiche e sistemi di gestione dell'energia (Obbligo per le grandi imprese di eseguire una diagnosi energetica nei siti localizzati sul territorio nazionale entro il 5 dicembre 2015 e successivamente ogni 4 anni);
• Articolo 9. Misurazione e fatturazione dei consumi energetici (l'AEEGSI dovrà, tra le altre cose, definire i criteri concernenti la fattibilità tecnica ed economica della fornitura di contatori individuali per gli utenti Eel, Gas e TLR ed individuare le modalità con cui gli esercenti l'attività di misura forniscono ai clienti finali contatori individuali "intelligenti");
• Articolo 10. Promozione dell'efficienza per il riscaldamento e il raffreddamento;
• Articolo 11. Trasformazione, trasmissione e distribuzione dell'energia (finalizzato a massimizzare l'efficienza energetica della trasformazione, trasmissione e distribuzione dell'energia);
• Articolo 12. Disponibilità di regimi di qualificazione, accreditamento e certificazione (UNI-CEI, in collaborazione con CTI ed ENEA, elabora norme tecniche in materia di diagnosi energetiche rivolte ai settori residenziale, industriale, terziario e trasporti).

Il 15 Luglio 2015 sono stati pubblicati in Gazzetta Ufficiale tre decreti di attuazione di direttive europee in tema di efficienza energetica negli edifici. A partire dal 1° gennaio 2021 i nuovi edifici e quelli sottoposti a ristrutturazioni significative dovranno essere realizzati in modo tale da ridurre al minimo i consumi energetici coprendoli in buona parte con l'uso delle fonti rinnovabili. Per gli edifici pubblici tale scadenza è anticipata al 1° gennaio 2019.

Il D. Lgs. 18 luglio 2016 n. 141, integra e corregge il D. Lgs. 4 luglio 2014 n. 102 ed è entrato in vigore lo scorso 26 luglio. Il correttivo si è reso necessario per sanare la procedura di infrazione sull'efficienza energetica avviata dalla Commissione europea nei confronti dell'Italia a febbraio del 2015.

PIANO DI AZIONE PER L'EFFICIENZA ENERGETICA (PAEE) 2014

Nel giugno 2014 è stato approvato definitivamente dal Consiglio dei Ministri, dopo una consultazione pubblica, il PAEE (Piano d'Azione per l'Efficienza Energetica) 2014.

Il documento, elaborato dall'ENEA, riporta gli obiettivi di efficienza energetica fissati dall'Italia al 2020 e le misure di policy attivate per il loro raggiungimento. In particolare il Piano propone di rafforzare le misure e gli strumenti già esistenti e di introdurre nuovi meccanismi per superare le difficoltà incontrate, in particolare in alcuni settori.

Particolare attenzione è dedicata alla descrizione delle nuove misure introdotte con il decreto legislativo 102/2014 che ha recepito la direttiva 2012/27/UE.

Nel luglio 2015 ha fatto seguito alla pubblicazione del PAEE la pubblicazione, sempre da parte dell'ENEA, del RAEE, il 4° Rapporto Annuale Efficienza Energetica, che sintetizza i risultati prodotti dall'implementazione sui vari livelli delle politiche per l'efficienza.

Comunicazione della Commissione in materia di riscaldamento e raffrescamento

La Commissione, con la Strategia in materia di Heating and Cooling (H&C), fornisce un quadro per integrare l'efficienza di riscaldamento e raffreddamento nelle politiche energetiche dell'UE, tramite interventi volti a eliminare la dispersione energetica degli edifici, a massimizzare l'efficienza e la sostenibilità dei sistemi di H&C, a sostenere l'efficienza energetica nell'industria e a cogliere i benefici di un'integrazione del riscaldamento e del raffreddamento nel sistema dell'energia elettrica.

Per conseguire gli obiettivi di decarbonizzazione previsti dall'UE, è necessario decarbonizzare gli edifici e procedere nella stessa direzione nel settore dell'industria. In questo senso, la Strategia CE evidenzia:

• le diverse sfide per il futuro (i.e. ristrutturazione energetica degli edifici; finanziamenti; ecc.);
• le sinergie presenti nel sistema energetico;
• strumenti e soluzioni volti a rimuovere gli ostacoli e rendere il riscaldamento e il raffreddamento più efficienti e sostenibili.

Milleproroghe 2017

Entrato in vigore il 30 dicembre 2016, stabilisce, tra le altre, le proroghe:

• al 30 giugno 2017 per il termine per l'installazione dei sistemi di termoregolazione e contabilizzazione del calore da parte dei condomini;
• al 31 dicembre 2017 per il termine per il calcolo dell'accisa agevolata riservata alla cogenerazione: continuerà ad applicarsi la metodologia di calcolo stabilita dalla Delibera 16/98, con la riduzione del 12% dei parametri.

CONCESSIONI E AFFIDAMENTI

Il Gruppo IREN esercita servizi in concessione/affidamento nei seguenti settori:

• Distribuzione gas naturale
• Energia elettrica/Teleriscaldamento
• Servizio idrico integrato
• Gestione servizi ambientali
• Altri Servizi ai comuni

Distribuzione gas naturale

Area Genovese

Per quanto riguarda il settore del servizio di distribuzione del gas naturale nell'area del Comune di Genova e Comuni limitrofi, la stessa viene svolta da Ireti S.p.A. (società derivante, fra le altre, dalla fusione per incorporazione di Genova Reti Gas, precedente Gestore e della controllante di quest'ultima Iren Acqua Gas in Iren Emilia S.p.a.). Si segnala che le concessioni sono attualmente in regime di prorogatio in attesa della indizione delle gare ad evidenza pubblica il cui termine entro cui devono essere avviate è specificato nel precedente paragrafo "Distribuzione gas".

Area Emiliana

Il servizio di distribuzione del gas metano nelle Province emiliane è gestito da Ireti (già Iren Emilia S.p.A.). Si segnala che gli affidamenti in essere sono in regime di prorogatio in attesa della indizione delle gare ad evidenza pubblica.

Altre Aree territoriali

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

Si segnala che le concessioni sono attualmente in regime di prorogatio in attesa della indizione delle gare ad evidenza pubblica.

Di seguito se ne indicano le principali:

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

• Comune di Vercelli ATENA S.p.A. (controllata al 60% da Ireti): affidamento del 1999 scaduto al 31 dicembre 2010 ed in prorogatio;
• Provincia di Livorno ASA S.p.A. (partecipata al 40% da Ireti): Comuni di Livorno, Castagneto Carducci, Collesalvetti, Rosignano Marittimo e San Vincenzo – affidamento scaduto al 31 dicembre 2010 ed in prorogatio.

Vendita gas naturale

In ottemperanza a quanto previsto dal Decreto Letta in materia di unbundling, il Gruppo IREN svolge l'attività di vendita del gas naturale principalmente attraverso Iren Mercato - che svolge anche attività di vendita di energia elettrica.

Tale attività viene altresì svolta attraverso la partecipazione diretta o indiretta in società di vendita tra le quali:

• GEA Commerciale S.p.A. e Salerno Energia Vendite S.r.l. per l'area di Grosseto e per il centro sud Italia;
• ASTEA Energia S.r.l. per l'area Marchigiana;
• ATENA Trading S.r.l. per l'area Vercellese.

Energia elettrica

Ireti (tramite gli assets precedentemente facenti capo ad AEM Torino Distribuzione, incorporata dal 1° gennaio 2016) gestisce nella Città di Torino il servizio pubblico di distribuzione dell'energia elettrica in forza di concessione ministeriale. Detta concessione ha termine di scadenza al 31 dicembre 2030. Ireti distribuisce l'energia elettrica anche nel Comune di Parma, con analoga scadenza.

Il Gruppo IREN, attraverso società miste locali, è presente nel settore della distribuzione dell'Energia Elettrica nelle seguenti principali aree:

• area Vercellese, con ATENA S.p.A.
• area Marchigiana, con ASTEA S.p.A.

Teleriscaldamento

Il servizio di distribuzione del teleriscaldamento nei comuni di Torino e di Moncalieri, a far tempo dal 1° luglio 2014 è gestito da Iren Energia in seguito alla scissione del ramo della distribuzione del calore della Città di Torino di AES Torino.

Con convenzione del 29 dicembre 2008 la Città di Nichelino (TO) ha affidato, con durata di 30 anni, la concessione per l'occupazione del suolo e del sottosuolo pubblico finalizzata alla posa in opera delle reti, degli impianti e delle infrastrutture relative all'erogazione del servizio di teleriscaldamento all'Associazione Temporanea di Imprese fra Iren Energia S.p.A., Iren Mercato S.p.A. e AES Torino S.p.A., che hanno costituito fra loro Nichelino Energia S.r.l. La società, controllata del Gruppo al 100%, è stata oggetto di fusione per incorporazione in Iren Energia con efficacia 1° ottobre 2015.

Iren Energia, oltre all'esistente affidamento della distribuzione del teleriscaldamento nella città di Torino in forza della Convenzione Quadro stipulata con il Comune, e nella città di Nichelino a seguito di quanto anzi descritto, ha acquisito una partecipazione nella società Asti Energia Calore, costituita in data 18 maggio 2015, cui è stato affidato in sub-concessione il servizio del teleriscaldamento nella città di Asti. Nella seduta pubblica del 22 dicembre 2016, il Comune di Beinasco ha dichiarato Iren Energia aggiudicataria dell'affidamento della concessione dell'uso di suolo e sottosuolo comunale per lo sviluppo della rete del teleriscaldamento.

Servizio idrico integrato

Area Genovese

Ireti S.p.a. (società derivante dalla fusione per incorporazione, tra le altre, di Iren Acqua Gas in Iren Emilia) è titolare dell'affidamento della gestione del servizio idrico integrato nei 67 comuni della Provincia di Genova per un totale di 880.000 abitanti serviti. L'affidamento è stato attribuito con Decisione dell'Autorità dell'ATO Genovese il 13 giugno 2003 n. 8 e scadrà nel 2032.

La gestione del servizio idrico integrato nel territorio dei Comuni della provincia di Genova viene svolta da Ireti tramite i gestori operativi salvaguardati. Le società autorizzate e/o salvaguardate del Gruppo IREN che svolgono la funzione di gestore operativo sono Mediterranea delle Acque S.p.A. (controllata al 60% da Ireti), IdroTigullio S.p.A. (controllata al 66,55% da Mediterranea delle Acque S.p.A.) e AMTER S.p.A. (partecipata al 49% da Mediterranea delle Acque S.p.A.).

In data 23 aprile 2015 è stato ceduto, con efficacia dal 1° luglio 2015, da Acque Potabili S.p.A. a Iren Acqua Gas S.p.A., oggi IRETI S.p.A., il ramo di azienda costituito dal complesso degli elementi patrimoniali e relativi rapporti giuridici afferenti all'attività di distribuzione di acqua potabile nei Comuni di Camogli, Rapallo, Coreglia e Zoagli nell'ATO Genovese e del servizio idrico integrato nel Comune di Bolano in Provincia di La Spezia.

Parallelamente, con atto in data 19 giugno 2015 ed efficacia 1° luglio 2015 la società Acque Potabili S.p.A. ha ceduto a Iren Acqua Gas S.p.A. (oggi IRETI S.p.A.) la partecipazione detenuta nella società Acquedotto di Savona S.p.A. pari al 100% del capitale sociale della stessa. La società è stata oggetto di fusione per incorporazione in Ireti con efficacia 1° gennaio 2016.

Area Emiliana

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

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

La gestione dei Servizi Idrici Integrati negli ATO di Parma, Piacenza e Reggio Emilia è in capo alla società del Gruppo Ireti. La proprietà dei beni e delle reti relative al settore idrico è stata trasferita a società interamente possedute da Enti pubblici. Queste società hanno messo le reti e gli asset a disposizione del Gruppo Iren sulla base di un contratto di affitto ed a fronte del pagamento di un canone.

La tabella che segue riporta i dati relativi alle convenzioni in essere nel territorio in cui opera il Gruppo:

ATO REGIME		DATA DI STIPULA	DATA DI SCADENZA
	Convenzione	16 aprile 2004/	31 dicembre 2032
Area Genovese	ATO/gestore	5 ottobre 2009
	Convenzione	30 giugno 2003	31 dicembre 2011(*)
Reggio Emilia	ATO/gestore
Parma	Convenzione	27 dicembre 2004	30 giugno 2025
	ATO/gestore
	Convenzione	20 dicembre 2004	31 dicembre 2011(*)
Piacenza	ATO/gestore

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

In data 19 aprile 2016 ATERSIR Emilia Romagna ha pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale Europea il Bando di Gara a procedura ristretta per l'affidamento in concessione del SII per la Provincia di Piacenza, comprensivo della realizzazione dei lavori strumentali. In data 10 giugno 2016 è stata presentata da IRETI domanda di partecipazione.

In Provincia di Reggio Emilia ATERSIR con delibera CLRE/2015/7 del 17 dicembre 2015 ha deliberato "Proposta di affidamento a società a partecipazione pubblica e privata, con socio privato industriale operativo scelto mediante procedura competitiva ad evidenza pubblica".

Altre Aree territoriali

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

• ATO Toscana Costa ASA S.p.A. (partecipata al 40% da Ireti) Servizio idrico integrato in Comune di Livorno ed altri della Provincia;
• Ambito Territoriale Marche Centro, Macerata (ATO3) ASTEA S.p.A. (partecipata al 21,32% da Consorzio GPO a sua volta controllato al 62,35% da Ireti) limitatamente ai Comuni di Recanati – Loreto – Montecassiano – Osimo - Potenza Picena - Porto Recanati;

• Ambito territoriale Biellese Casalese Vercellese: ATENA S.p.A. (controllata da IRETI) per l'area Vercellese;

• Comune di Ventimiglia: AIGA S.p.A. (partecipata al 49% da IRETI);

• Comune di Imperia: AMAT S.p.A. (partecipata al 48% da IRETI);
• Ambito Territoriale Alessandrino: ACOS S.p.A. (partecipata al 25% da IRETI) per il Comune di Novi Ligure;
• ATO di Cuneo: Mondo Acqua S.p.A. (partecipata al 38,5% da IRETI) gestisce il Comune di Mondovì ed altri 7 Comune dell'area cuneese.

Gestione servizi ambientali

Il Gruppo IREN presta i servizi ambientali sulla base di specifico affidamento del servizio fatto dai rispettivi Enti Locali regolati dalle Convenzioni a suo tempo stipulate con le ATO provinciali.

La tabella che segue riporta i dati relativi alle convenzioni in essere nel territorio in cui opera il Gruppo:

ATO	REGIME	DATA DI STIPULA	DATA DI SCADENZA
Reggio Emilia	Convenzione ATO/gestore	10 giugno 2004	31 dicembre 2011(*)
Parma	Convenzione ATO/gestore	27 dicembre 2004	31 dicembre 2014(*)
Piacenza	Convenzione ATO/gestore	18 maggio 2004	31 dicembre 2011(*)
Torino	Convenzione ATO/gestore	21 dicembre 2012	30 aprile 2033(**)

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

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

Il Gruppo Iren – in raggruppamento temporaneo di imprese con F2i ed ACEA Pinerolese – è risultato aggiudicatario della gara bandita dal Comune di Torino nel 2012 per la cessione dell'80% del capitale sociale di TRM S.p.A. e del 49% di AMIAT S.p.A. (attualmente partecipata all'80% a seguito di un'ulteriore acquisizione del 31% dal Comune di Torino a fine 2014). Sono state costituite due società-veicolo per l'acquisto delle partecipazioni (TRM V ed AMIAT V). E' stata inoltre costituita la società TLR V. (oggetto di fusione per incorporazione in Iren Energia a decorrere dal 1° gennaio 2016), per la realizzazione del sistema infrastrutturale e commerciale del teleriscaldamento tra l'impianto di termovalorizzazione e i gestori del teleriscaldamento dei Comuni di Grugliasco e Beinasco. TRM è la società che ha realizzato il termovalorizzatore di Torino e che smaltisce i rifiuti della Città e dei Comuni della provincia di Torino. AMIAT è la società che provvede alla raccolta ed al trasporto dei rifiuti nella Città di Torino.

Servizi al Comune di Torino

Iren Servizi e Innovazione, dal 31 ottobre 2006, è subentrata ad AEM Torino S.p.A.:

• nella titolarità della Convenzione stipulata con il Comune di Torino avente ad oggetto l'affidamento, con scadenza 31 dicembre 2036, della gestione del servizio pubblico di illuminazione pubblica e semaforica nel comune di Torino;
• nella titolarità dell'affidamento, con scadenza il 31 dicembre 2014, del servizio di gestione degli impianti termici comunali;
• nella titolarità dell'affidamento, con scadenza il 31 dicembre 2014, del servizio di gestione degli impianti elettrici e speciali degli edifici comunali.

Con deliberazione del 3 novembre 2010 la Giunta Comunale di Torino ha deliberato di affidare a Iren Servizi e Innovazione i contratti di servizi inerenti alla gestione degli Impianti Elettrici e Speciali e degli Impianti Termici e di Condizionamento degli edifici comunali, fino al 31 dicembre 2017. Gli affidamenti sono stati prolungati fino al 31 dicembre 2020 con deliberazione della Giunta Comunale di Torino del 27 novembre 2012.

A seguito della fusione per incorporazione di Iren Servizi e Innovazione in Iren Energia, con atto del 27 dicembre 2016, a partire dal 1° gennaio 2017 Iren Energia è subentrata nella titolarità della suddetta Convenzione e dei suddetti contratti di servizi.

GESTIONE FINANZIARIA

Scenario di riferimento

Nel corso dell'anno 2016 il trend ribassista dei tassi di interesse è proseguito, portando i tassi di interesse sui livelli di minimo storico e con ulteriore discesa a seguito dell'evento "Brexit".

Nell'ultimo trimestre dell'anno si è però registrata un'inversione di tendenza, in particolare a medio lungo termine. La Banca Centrale Europea, dopo una fase di stasi durata tutto il 2015, è intervenuta con un nuovo taglio del tasso di riferimento che da marzo 2016 è sceso a 0%.

Esaminando l'andamento del tasso euribor a sei mesi si rileva che il parametro ha proseguito il trend di lenta ma progressiva discesa, in territorio di tassi negativi da novembre 2015 e attualmente pari a -0,24%. Le quotazioni dei tassi fissi, riflesse nei valori dell'IRS a 5 e 10 anni, dopo aver registrato nuovi livelli di minimo storico, sono pressoché ritornati ai livelli di inizio anno.

Attività svolta

Nel corso del 2016 è proseguita l'attività volta a consolidare la struttura finanziaria del Gruppo Iren. L'evoluzione dei fabbisogni finanziari viene monitorata attraverso una attenta pianificazione finanziaria, che consente di prevedere la necessità di nuove risorse finanziarie tenuto conto dei rimborsi dei finanziamenti in essere, dell'evoluzione dell'indebitamento, degli investimenti, dell'andamento del capitale circolante e dell'equilibrio delle fonti tra breve e lungo termine.

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

Passando più dettagliatamente alle operazioni di finanziamento compiute nel 2016, si evidenzia che è stato perfezionato ed utilizzato un finanziamento bancario a medio lungo termine di 20 milioni di euro.

Con riferimento ai finanziamenti con Banca Europea degli Investimenti (BEI) nel mese di dicembre è stata utilizzata una quota di 50 milioni di euro sul finanziamento BEI Idro di 150 milioni di euro sottoscritto a dicembre 2014 ed è stato inoltre perfezionato un incremento della linea stessa di 30 milioni di euro.

Il finanziamento BEI Idro di complessivi 180 milioni di euro alla data del 31 dicembre 2016 risulta pertanto disponibile per 80 milioni di euro che vanno a sommarsi ai 130 milioni di euro del finanziamento BEI Waste e TLR ancora non utilizzato.

Con BEI è proseguita l'attività di consolidamento dei finanziamenti a supporto del programma di investimenti: è stata infatti avviata nel mese di dicembre un'istruttoria tecnica per una nuova linea di 75 milioni a valere sugli investimenti della rete di distribuzione dell'energia elettrica; nel primo trimestre 2017 è prevista la stipula del contratto di finanziamento.

Con riferimento all'operatività del Gruppo sul mercato dei capitali è stato deliberato dal CdA del 18 ottobre 2016 il rinnovo, con incremento ad 1,5 miliardi di euro, del Programma EMTN per emissioni obbligazionarie. A novembre, a valere su tale Programma, è stato completato con successo il collocamento di una nuova emissione in formato Public Placement per 500 milioni di euro e durata 8 anni (rating Fitch BBB).

Tutti i nuovi finanziamenti sono stati concessi in particolare a supporto del programma di investimenti e consentono di mantenere un adeguato equilibrio tra esposizione finanziaria a breve e lungo termine del Gruppo.

Ai fini dell'ottimizzazione della struttura finanziaria del Gruppo, sono state effettuate attività di liability management volte a cogliere opportunità di mercato favorevoli. In particolare, contestualmente all'emissione del nuovo Bond è stata lanciata una Tender Offer su tutti i titoli in scadenza dal 2019 al 2022, che si è chiusa con il rimborso anticipato di complessivi 150 milioni di euro.

Tenuto conto della disponibilità di fondi per operazioni di rifinanziamento a prezzi convenienti, si è deciso altresì di procedere, alla scadenza della rata interessi di settembre 2017, al rimborso anticipato volontario dei Puttable Bond in portafoglio, con conseguente contabilizzazione a breve termine di un importo complessivo pari a 179 milioni di euro. Sono stati inoltre rimborsati anticipatamente finanziamenti bancari per 200 milioni di euro.

Nell'ambito del Gruppo sono entrate nel perimetro di consolidamento nuove posizioni di debito, principalmente a medio-lungo termine, a seguito dell'acquisizione del controllo di TRM S.p.A., avvenuta a gennaio 2016, per complessivi 325 milioni di euro (310 milioni al 31 dicembre 2016) con equivalente posizione di Interest Rate Swap, e ulteriori 4 milioni di euro per l'acquisizione del controllo del Gruppo ATENA.

L'indebitamento finanziario al termine del periodo è costituito al 54% da prestiti e al 46% da obbligazioni.

Per quanto concerne i rischi finanziari, il Gruppo Iren è esposto a diverse tipologie di rischi finanziari tra le quali, rischi di liquidità, rischi di variazione nei tassi di interesse, cambi. Nell'ambito dell'attività di Risk Management, al fine di limitare tali rischi, il Gruppo utilizza contratti di copertura, seguendo un'ottica non speculativa. Per maggiori dettagli si rinvia al capitolo "Gestione dei rischi finanziari del Gruppo" delle Note Illustrative.

Nell'anno 2016 sono stati perfezionati quattro nuovi contratti di Interest Rate Swap a copertura di complessivi 190 milioni di debito, con scadenza 2027/2028 ed effetti a partire da dicembre 2017/2018.

Inoltre, una parte delle nuove operazioni di finanziamento dell'anno sono state contrattualizzate a tasso fisso.

Al 31 dicembre 2016 la quota di debito a tasso variabile non coperta con strumenti di derivato tasso è pari all'11% dell'indebitamento finanziario lordo, in linea con l'obiettivo del Gruppo Iren di mantenere un equilibrato rapporto tra posizioni a tasso variabile e posizioni a tasso fisso o comunque protette da significativi rialzi del tasso di interesse.

Rating

A dicembre 2016 l'agenzia Fitch ha confermato per il Gruppo IREN il rating BBB-, con outlook stabile. Le ragioni del rating di tipo "Investment Grade" sono legate principalmente al mix equilibrato del suo portafoglio di business tra attività regolate e quasi regolate, al profilo di liquidità, alla solidità dell'azionariato ed alla strategia del Gruppo confermata nell'ultimo piano industriale orientata all'efficientamento, all'integrazione ed alla riduzione del debito, oltre che ai risultati positivi riportati negli ultimi 12-18 mesi. A sostegno degli indicatori del rischio di liquidità, in aggiunta alle linee disponibili per finanziamenti a medio/lungo termine sopra descritte, sono state negoziate linee di credito committed di durata triennale che al 31 dicembre 2016 ammontano ad euro 140 milioni.

RAPPORTI CON PARTI CORRELATE

Il Consiglio di Amministrazione di IREN, in data 13 marzo 2015 e con il parere favorevole del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate (interamente composto da Amministratori indipendenti), ha adottato una nuova versione del "Regolamento Interno in materia di operazioni con parti correlate", già approvato in data 30 novembre 2010 ed emendato in data 6 febbraio e 3 dicembre 2013, ("Regolamento interno OPC"), in attuazione:

• delle disposizioni in materia di operazioni con parti correlate di cui all'art. 2391-bis del Codice Civile;
• delle disposizioni di cui all'art. 114 del D. Lgs. 24 febbraio 1998, n. 58 (il "Testo Unico della Finanza" ovvero "TUF");
• del Regolamento recante disposizioni in materia di operazioni con parti correlate, adottato dalla Consob con delibera n. 17221 del 12 marzo 2010, successivamente modificato con delibera n. 17389 del 23 giugno 2010 ("Regolamento Consob").

In data 15 marzo 2016, previa istruttoria svolta dal Comitato per le Operazioni con Parti Correlate, il Consiglio di Amministrazione di IREN ha adottato una Procedura operativa per la gestione delle Operazioni con Parti Correlate, che integra e dettaglia le previsioni del predetto Regolamento Interno in materia di operazioni con parti correlate.

Iren e le Società dalla stessa controllate informano i rapporti con parti correlate a principi di trasparenza e correttezza. Buona parte di tali rapporti attengono a prestazioni fornite alla generalità della clientela (fornitura di gas, acqua, energia elettrica, calore ecc.) e sono regolati dai contratti normalmente applicati in tali situazioni.

Ove non si tratti di prestazioni di tipo corrente, i rapporti sono regolati da specifici contratti, le cui condizioni sono fissate sulla base delle normali condizioni praticate sul relativo mercato. Nel caso in cui tale riferimento non sia disponibile o significativo, si definiscono i diversi profili mediante ricorso ad esperti e/o professionisti indipendenti.

Le informazioni relative ai rapporti patrimoniali ed economici con le parti correlate sono riportate nelle Note Illustrative del Bilancio Consolidato al capitolo "VI. Informativa sui rapporti con parti correlate", e nel paragrafo "XII. Allegati al bilancio consolidato" quale parte integrante delle stesse.

RISCHI E INCERTEZZE

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

Per ciascuna delle seguenti tipologie di rischio:

• Rischi Finanziari (liquidità, tasso di interesse, tasso di cambio);
• Rischi di Credito;
• Rischi Energetici, riconducibili all'approvvigionamento del gas per la generazione termoelettrica ed alla commercializzazione di energia elettrica e gas, nonché ai mercati dei derivati di hedging;
• Rischi Operativi, riconducibili alla proprietà degli asset, all'esercizio dell'attività industriale, ai processi, alle procedure ed ai flussi informativi

sono state definite specifiche "policy", con l'obiettivo primario di esplicitare le linee guida strategiche, i principi organizzativo/gestionali, i macro processi e le tecniche necessarie alla gestione attiva dei relativi rischi. Il modello di Enterprise Risk Management del Gruppo disciplina, inoltre, il ruolo dei vari soggetti coinvolti nel processo di gestione dei rischi, che fa capo al Consiglio di Amministrazione, e prevede specifiche Commissioni per la gestione dei rischi finanziari, di credito ed energetici.

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

Nell'ambito della Holding è stata costituita la Direzione "Risk Management", posta alle dipendenze del Vice Presidente, a cui sono state formalmente demandate le seguenti attività:

• coordinamento del processo di gestione integrata dei rischi di Gruppo;
• valutazione delle esigenze assicurative del Gruppo, progettazione dei programmi, stipula e gestione delle polizze, con la collaborazione della funzione Legale.

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

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

1. RISCHI FINANZIARI

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

a) Rischio di liquidità

Il rischio di liquidità rappresenta il rischio che le risorse finanziarie disponibili all'azienda non siano sufficienti per far fronte alle obbligazioni finanziarie e commerciali nei termini e nelle scadenze prestabilite.

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

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

Viene costantemente monitorata la situazione finanziaria attuale, prospettica e la disponibilità di adeguati affidamenti bancari e non si evidenziano criticità per la copertura degli impegni finanziari di breve termine. Al termine del periodo gli affidamenti bancari a breve termine utilizzati dalla Capogruppo sono nulli.

Attraverso i rapporti che Iren intrattiene con i principali Istituti di Credito Italiani e Internazionali vengono ricercate le forme di finanziamento più adatte alle proprie esigenze e le migliori condizioni di mercato. Nel corso del periodo al Gruppo Iren sono stati erogati nuovi finanziamenti a medio-lungo termine per complessivi 570 milioni di euro, interamente a favore della Capogruppo.

L'indebitamento finanziario al termine del periodo è costituito al 54% da prestiti e al 46% da obbligazioni. Il dettaglio delle attività svolte in tale ambito e delle singole operazioni è riportato al capitolo Gestione Finanziaria.

b) Rischio di cambio

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

c) Rischio tassi di interesse

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

Con un'ottica non speculativa, i rischi connessi alla crescita dei tassi di interesse vengono monitorati e, se ritenuto opportuno, ridotti o eliminati stipulando con controparti finanziarie di elevato standing creditizio, appositi contratti (swap e collar) che perseguono esclusivamente finalità di copertura. Al termine del periodo tutti i contratti stipulati soddisfano il requisito di limitare l'esposizione al rischio di oscillazione del tasso di interesse e, salvo per alcune posizioni con impatti non significativi, soddisfano altresì i requisiti formali per l'applicazione dell'hedge accounting.

I contratti di copertura stipulati, congiuntamente con i finanziamenti a tasso fisso, permettono di coprire dal rischio di crescita dei tassi di interesse circa l'89% dell'indebitamento finanziario lordo, in linea con l'obiettivo del gruppo Iren di mantenere un equilibrato rapporto tra posizioni a tasso variabile e posizioni a tasso fisso o comunque protette da significativi rialzi del tasso di interesse.

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

2. RISCHIO DI CREDITO

Il rischio di credito del Gruppo è legato essenzialmente all'ammontare dei crediti commerciali derivanti dalla vendita di energia elettrica, teleriscaldamento, gas e all'erogazione dei servizi idrico ed ambientale. I crediti non presentano una particolare concentrazione, essendo suddivisi su un largo numero di controparti, appartenenti a categorie di clienti eterogenee (clientela retail, business, enti pubblici).

Il Gruppo, nello svolgimento della propria attività, è esposto al rischio che i crediti possano non essere onorati alla scadenza con conseguente aumento dell'anzianità e dell'insolvibilità sino all'aumento dei crediti sottoposti a procedure concorsuali o inesigibili. Tale rischio risente della non favorevole situazione economico-finanziaria congiunturale.

Per limitare l'esposizione al rischio di credito, sono stati introdotti e individuati strumenti tra le quali l'analisi di solvibilità dei Clienti in fase di acquisizione attraverso un'accurata valutazione del merito creditizio, l'affidamento dei crediti di Clienti cessati e/o attivi a società di recupero crediti esterne e l'introduzione di nuove modalità di recupero per la gestione del contenzioso legale.

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

Il rischio di credito è coperto, per alcune tipologie di Clienti business, con opportune forme di garanzie bancarie o assicurative a prima richiesta emesse da soggetti di primario standing creditizio.

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

Le condizioni di pagamento generalmente applicate alla clientela sono riconducibili alla normativa o ai regolamenti vigenti o in linea con gli standard del mercato libero; in caso di mancato pagamento, è prevista l'applicazione di interessi di mora nella misura indicata nei contratti o dalla normativa.

Gli accantonamenti ai fondi svalutazione crediti riflettono, in maniera accurata, i rischi di credito effettivi attraverso valutazioni basate sull'estrazione dalle banche dati dei singoli importi componenti il credito da esigere e la loro analisi, in relazione soprattutto all'anzianità, nonché al confronto con i dati storici delle perdite su crediti e alla determinazione del tasso medio di morosità.

A seguito del perdurare della situazione economica non favorevole, è stato migliorato il controllo sui rischi di credito attraverso il rafforzamento delle procedure di monitoraggio e reportistica, al fine di individuare in modo tempestivo possibili contromisure.

Inoltre, su base trimestrale, la Direzione Risk Management si occupa di raccogliere ed integrare i principali dati sui crediti commerciali delle società del Gruppo, in termini di clientela, filiera di business e fascia di ageing. Alcune delle suddette valutazioni sono effettuate a intervalli inferiori al trimestre o su specifica esigenza.

3. RISCHIO ENERGETICO

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

La politica del Gruppo è orientata a minimizzare la necessità di fare ricorso ai mercati finanziari per coperture, sia mediante l'allineamento delle indicizzazioni delle commodity in acquisto e in vendita sia attraverso lo sfruttamento verticale e orizzontale delle varie filiere di business.

A tal fine viene eseguita un'attività di pianificazione della produzione per gli impianti del Gruppo, degli acquisti e delle vendite di energia e di gas naturale, sia in relazione ai volumi che alle formule di prezzo. L'obiettivo è ottenere una sufficiente stabilità dei margini attraverso:

• per la filiera elettrica, l'opportuno bilanciamento dell'autoproduzione e dell'energia dal mercato a termine rispetto alla domanda proveniente dai clienti del Gruppo, con un ricorso al mercato spot adeguato;
• per la filiera del gas naturale la priorità di allineamento delle indicizzazioni della commodity in acquisto e in vendita.

4. RISCHI OPERATIVI

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

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

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

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

Lungo tutte le fasi di gestione, ciascun rischio è sottoposto su base continuativa a un processo di controllo e monitoraggio durante il quale si verifica la corretta ed efficace messa in atto delle attività di trattamento approvate e pianificate, nonché l'insorgenza di eventuali nuovi rischi operativi. Al processo di gestione dei rischi operativi è associato un sistema organico e strutturato di reportistica per la rappresentazione dei risultati dell'attività di misura e di gestione dei rischi.

Lo svolgimento di ciascuna delle fasi del processo avviene sulla base di standard e riferimenti definiti a livello di Gruppo.

Con periodicità almeno trimestrale, si aggiorna la situazione dei rischi del Gruppo, nella quale sono evidenziati la dimensione e il livello di controllo di tutti i rischi monitorati, compresi quelli finanziari, di credito ed energetici.

La reportistica sul rischio è trasmessa al top management e ai risk owner, che sono coinvolti nelle attività di gestione. L'analisi di rischio supporta altresì la redazione degli strumenti di pianificazione.

In particolare si evidenziano:

a. Rischi normativi e regolatori

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

b. Rischio impianti

In relazione alla consistenza degli asset di produzione del Gruppo il rischio impianti è gestito con l'approccio metodologico sopra descritto, al fine di allocare correttamente le risorse in termini di azioni di controllo e prevenzione (manutenzione preventiva/predittiva, sistemi di controllo e supervisione, piani di emergenza e continuità, ecc.).

Per gli impianti più rilevanti, il Risk Management svolge periodicamente delle survey, grazie alle quali può dettagliare accuratamente gli eventi a cui tali impianti potrebbero essere esposti, nonché le conseguenti azioni di prevenzione.

Il rischio è altresì presidiato mediante coperture assicurative progettate in considerazione delle singole realtà impiantistiche.

c . Rischi informatici

I rischi operativi di tipo informatico sono strettamente correlati all'attività del Gruppo Iren, che gestisce infrastrutture di rete ed impianti, anche tramite telecontrollo, sistemi di gestione operativa contabile e di fatturazione e le piattaforme di trading delle commodity energetiche. Il Gruppo Iren è infatti uno dei principali operatori italiani sulla borsa elettrica ed eventuali indisponibilità accidentali del sistema potrebbero portare conseguenze economiche rilevanti, legate alla mancata presentazione di offerte di vendita e di acquisto dell'energia. Allo stesso tempo, problematiche relative alla supervisione e acquisizione dati di sistemi fisici potrebbero causare fermi impianti e danni collaterali anche gravi.

Un blocco dei sistemi di fatturazione potrebbe inoltre determinare ritardi nell'emissione delle bollette e dei relativi incassi, nonché danni d'immagine.

A mitigazione di tali rischi sono state predisposte specifiche misure, quali ridondanze, sistemi in alta affidabilità e debite procedure di emergenza, che periodicamente sono sottoposte a simulazioni, al fine di garantirne l'efficacia.

Il Gruppo Iren è inoltre esposto al rischio di attacchi informatici volti sia all'acquisizione di dati sensibili sia a produrre il blocco dell'operatività, danni agli impianti e alle reti e a compromettere la continuità dei servizi. Sono in corso di predisposizione misure per migliorare il sistema di gestione della sicurezza (cyber security) attraverso il rinnovo delle tecnologia di sicurezza perimetrale, la costruzione di un processo di rilevazione e gestione di eventi e incidenti di sicurezza e la predisposizione di un sistema di gestione delle vulnerabilità.

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

5. RISCHI STRATEGICI

Il Gruppo Iren si è dotato di un Piano Industriale con un orizzonte temporale al 2021 che ne definisce gli orientamenti strategici. Esso è articolato secondo i seguenti macrodriver che ne determinano i valori obiettivo delle grandezze economiche, patrimoniali e finanziarie:

• efficientamento dell'organizzazione e dei processi del Gruppo;
• sviluppo;
• consolidamento dei settori regolati (rinnovo delle concessioni: idroelettriche, distribuzione gas, ciclo idrico integrato e settore ambiente);
• operazioni straordinarie.

Detto Piano è stato sottoposto, in applicazione delle policy di Gruppo, ad un risk assessment effettuato dalla Direzione Risk Management ed ai relativi stress test che ne hanno evidenziato la sostanziale tenuta anche a fronte di eventi avversi caratterizzati da specifiche sensitivity.

Infine, alla luce degli esiti del referendum sulla permanenza della Gran Bretagna nell'Unione Europea tenutosi il 23 giugno 2016, si ritiene opportuno segnalare che, per quanto sinora riscontrabile e analizzabile, l'evento "Brexit" non ha sostanzialmente variato il contesto di esposizione ai rischi di natura finanziaria, operativa e strategica a cui il Gruppo Iren è esposto; si ritiene inoltre di ipotizzare che gli effetti della Brexit, diretti ed indiretti, non muteranno significativamente, quantomeno nel breve periodo, l'andamento economico e finanziario e la struttura patrimoniale del Gruppo.

Tali considerazioni muovono, da un lato, dalla natura dei business in cui il Gruppo opera, in cui è rilevante la componente di servizi pubblici locali e di attività regolate o semi-regolate e, dall'altro, da un contesto macroeconomico che vede i tassi di interesse (in particolare a medio lungo termine) mantenersi a livelli di minimo ed i prezzi delle commodities energetiche, in particolare il gas, interessati negli ultimi periodi essenzialmente da dinamiche di domanda ed offerta svincolate dall'effetto Brexit.

ORGANIZZAZIONE E SISTEMI INFORMATIVI

Organizzazione

Dal 1° gennaio 2016, dopo le operazioni societarie avvenute nel corso del 2015, il Gruppo IREN risulta costituito da quattro Società sub holding, controllate al 100% dalla Capogruppo IREN SpA, che fanno capo alle corrispondenti Business Unit:

• 1. Business Unit AMBIENTE (sub holding: IREN Ambiente SpA): coordina e gestisce le attività di spazzamento, raccolta e gestione dei centri di raccolta, di gestione degli impianti di trattamento e smaltimento rifiuti e gli impianti di produzione di energia elettrica e calore connessi;
• 1. Business Unit ENERGIA (sub holding: IREN Energia SpA): coordina e gestisce gli impianti di produzione di energia elettrica/cogenerazione energia-calore, gli impianti e le reti di distribuzione del calore (c.d. teleriscaldamento) e le attività relative ai servizi tecnologici "indoor" (impianti elettrici e impianti termici, global service tecnologico);
• 1. Business Unit MERCATO (sub holding: IREN Mercato SpA): coordina e gestisce i servizi commerciali al Cliente (energia elettrica, calore e gas, ecc.), nonché le attività di marketing per lo sviluppo sui mercati di riferimento;
• 1. IRETI SpA Business Unit RETI (sub holding: IRETI SpA): coordina e gestisce i servizi idrici integrati e gli impianti e le reti di distribuzione del gas e dell'energia elettrica.

Nel corso del 2016, sono proseguiti gli interventi di riorganizzazione del Gruppo volti a rafforzare l'unitarietà di governo nonché ad accelerare il processo di integrazione, di efficientamento operativo e di focalizzazione sul business in coerenza di quanto previsto nelle linee guida strategiche del Piano Industriale 2015-2020, approvato da parte del Consiglio di Amministrazione di IREN S.p.A. in data 16 giugno 2015, e riprese nel Piano Industriale al 2021 approvato in data 19 ottobre 2016.

I numerosi progetti in corso per il perseguimento dei savings inseriti nel Piano Industriale sono sia di razionalizzazione societaria, che di business process reengineering e di performance improvement e coinvolgono sia le Direzioni di staff corporate sia le Business Unit.

Sistemi informativi

Durante il 2015 era stata completata la prima fase del progetto di revisione e integrazione dei sistemi a supporto dei processi dell'area amministrativo-contabile e del controllo di gestione, avviando il nuovo ambiente transazionale comune alle principali società del Gruppo, l'unico sistema gestionale di tesoreria abilitante il modello di tesoreria unica accentrata in capo a Iren S.p.A., e la nuova piattaforma di Enterprise Performance Management (EPM) per la gestione dei processi di Pianificazione, Budgeting, Forecast e Consolidamento Consuntivo.

Il programma complessivo, definito IrenOne, è proseguito con un secondo momento di "go–live" per il nuovo ambiente transazionale al 1° Gennaio 2016, e nel corso del primo trimestre 2016 si è completato con le attività di post avviamento; in questa seconda fase le attività si sono svolte armonizzando gli ambiti di intervento del Programma con le evoluzioni legate al Progetto di razionalizzazione societaria e organizzativa "complessiva" di Gruppo (c.d. Progetto "Operazioni 100%"). La seconda fase di Iren One ha compreso il roll-out del sistema di payroll di gruppo su AMIAT e il "porting" sulla piattaforma Iren One delle nuove società entrate a far parte del perimetro di consolidamento di Gruppo.

In particolare nel 2016 è stato avviato il progetto di integrazione di TRM e ATENA, con l'obiettivo per queste ultime di adottare i sistemi del Gruppo operativi in area Amministrazione, Finanza e Controllo, Acquisti e Logistica.

Per TRM il porting è stato completato a luglio 2016, per il gruppo ATENA nel corso dell'ultimo trimestre 2016 è stata completata l'integrazione sui sistemi di Gruppo.

Sempre nell'ultimo trimestre 2016 sono stati completati i progetti relativi alle operazioni straordinarie pianificate con effetto 31 dicembre 2016 (acquisizione REI) e 1° gennaio 2017 (fusioni Iren Gestioni Energetiche e Iren Servizi e Innovazione e acquisizione del ramo idrico residuo da Acque Potabili).

In area CORPORATE nel secondo semestre si è svolta la gara per l'affidamento dei Processi di Gestione Amministrativa del Personale, e si è avviato il processo di porting dell'attuale Payroll gestito internamente su una piattaforma esterna con un rilascio in produzione nei tempi utili per la produzione dei Cedolini di Gennaio 2017.

Nel corso del 2016 sono continuate le altre attività di sviluppo, quali il progetto di Razionalizzazione delle Anagrafiche Materiali, basato sull'utilizzo di una delle principali piattaforme di mercato e si è concluso il progetto di Adozione della Piattaforma di eProcurement, a supporto dei processi di qualifica e di gare elettroniche, e sono stati realizzati gli interventi necessari ad abilitare tempi di chiusura contabile più stringenti (progetto Fast Closing).

Sono stati inoltre avviati i due progetti strategici relativi alla Revisione dei Processi di Ciclo Passivo e alla Progettazione e Realizzazione del Sistema di Reporting direzionale di Gruppo. Il primo progetto ha l'obiettivo di armonizzare i processi amministrativi di gestione del ciclo passivo, gettando le basi del percorso di digitalizzazione dei processi in area amministrativa e lavori. Il progetto ha terminato le attività di analisi e di realizzazione degli interventi di prima fase, avviando le attività di formazione e test con la popolazione utente coinvolta.

Il progetto Reporting Integrato di Gruppo ha lo scopo di realizzare un sistema di reportistica in grado di monitorare le performance economiche, patrimoniali, finanziarie, industriali, operative e commerciali attraverso un sistema di KPI strutturato ad uso del vertice aziendale, delle Direzioni e delle strutture operative. Terminata la fase di progettazione, che ha portato all'identificazione di circa 1.500 indicatori complessivi per tutte le Business Unit e Direzioni Centrali del Gruppo, il progetto è entrato nella fase realizzativa, con il rilascio del sistema per la componente "Pilota" e il completamento della gara per l'assegnazione al system integrator della realizzazione della restante parte del progetto.

Relativamente alla BU ENERGIA, nell'ambito del progetto "Torino In Luce", si è concluso il progetto di realizzazione dell'App per la segnalazione da parte dei cittadini di eventuali disservizi dell'illuminazione pubblica e di gestione dei conseguenti interventi di manutenzione. Sono in corso le attività di progetto per la parte di gestione degli interventi manutentivi, compresa l'adozione (primo esempio di applicazione nel Gruppo) di una piattaforma di schedulazione automatica degli avvisi di manutenzione e degli ordini di lavoro. Tutte le funzionalità in ambito saranno fruibili in mobilità per garantire la massima efficienza operativa possibile.

Nell'ambito della filiera calore, si è provveduto a effettuare uno studio per valutare l'adozione di uno specifico sistema. La piattaforma in questione è il prodotto di riferimento sul mercato del teleriscaldamento e dei servizi di gestione calore, già adottato o in fase di valutazione da parte di tutti i principali gruppi italiani operanti nel settore. Disponendo di un parco licenze attive in Atena, si è deciso di effettuare un esperimento pilota durante la stagione termica 2016-17. Per un numero di circa 100-200 impianti, distribuiti fra Torino e Genova, si farà un uso sperimentale del sistema in produzione sia sui processi tecnici che commerciali, utilizzando la stessa installazione del gruppo Atena. In questo modo si coglieranno importanti sinergie, senza dover sostenere i costi di acquisto di server e licenze, arrivando a fine anno a decidere sull'eventuale adozione definitiva del sistema.

Si è inoltre chiuso il progetto WFM TLR e Portale Lavori TLR.

Sul fronte della BU AMBIENTE si è concluso il progetto di revisione del sistema di calcolo della tariffa puntuale per il comune di Reggio Emilia e la prima fase del progetto GEOSAI, relativo alla realizzazione del prototipo di datawarehouse per le analisi dei servizi di raccolta e spazzamento. Quest'ultimo ha consentito, nel suo primo periodo di utilizzo, di supportare le attività di analisi dati in preparazione della prossima gara di Parma per l'affidamento dei servizi di igiene urbana.

La seconda fase del progetto, avviata nel corso del mese di giugno e completata nell'ultimo trimestre dell'anno, si è posta l'obiettivo di completare il set di indicatori operativi utili a monitorare le performance dei servizi di raccolta e spazzamento e di automatizzare l'alimentazione del sistema con i dati raccolti dagli apparati installati a bordo dei mezzi.

Nell'ambito del progetto di Revisione del Ciclo Passivo merita un cenno il rilascio al test, per la BU Ambiente, degli interventi legati all'automazione delle consuntivazioni di questi servizi e delle relative registrazioni contabili, al fine di un importante efficientamento del processo amministrativo a supporto della gestione di tali servizi.

Per la BU MERCATO, archiviati i progetti del primo trimestre (Bolletta 2.0 e gestione dei pacchetti a rate per i led), si è portato in produzione l'importante progetto Switch, che ha consentito di automatizzare i processi di back-office commerciale legati al trattamento dei contratti elettrici fino al loro caricamento nei sistemi commerciali. Il progetto è caratterizzato da un elevato livello di automazione, grazie a integrazioni real-time (application to application) con i sistemi gestionali di Iren Mercato e il Sistema Informativo Integrato dell'Acquirente Unico.

Nel terzo trimestre dell'anno, oltre alla conclusione degli interventi di sistemazione post go-live del progetto Switch e del canone RAI, si sono avviate le fasi realizzative di ulteriori interventi normativi (RCU on condition e Volture gas).

Il progetto per il Calcolo del Rateo e l'Analisi dei Ricavi Gas, dopo una iniziale fase di sviluppo, è ormai in fase avanzata di test utente e si è conclusa la fase di analisi di dettaglio dell'analogo progetto per i ricavi elettrici.

Proseguono parimenti i progetti del programma di intervento sui Processi del Credito.

Nel corso dell'ultimo trimestre 2016 si è impostata la documentazione di gara per l'affidamento dei servizi di Realizzazione del Progetto relativo al nuovo CRM Strategico, nell'ambito del piano di Trasformazione Sistemi Iren Mercato, finalizzato all'identificazione e realizzazione della piattaforma IT target per la gestione di tutta la filiera di processi di Customer Operations.

Relativamente ai progetti della filiera BU RETI, procedono il progetto SITECO di unificazione del sistema tecnico-commerciale della filiera gas e il progetto di qualità commerciale del ciclo idrico integrato.

In ambito Sistemi Informativi Territoriali, conclusa la fase di progettazione della nuova architettura del sistema unico di gruppo, nel secondo trimestre si è avviato il progetto GEOIREN che porterà all'unificazione dei sistemi SIT sia per la parte di consultazione (prevista nel primo semestre 2017) che per la parte di aggiornamento (prevista nel 2018).

In ambito di Telecontrollo, si è avviato il progetto di Iren Energia di estensione del sistema di Telegestione del Teleriscaldamento nell'area emiliana. Il progetto si concluderà nel corso del 2018. In ambito Telelettura/Telegestione contatori si è concluso a luglio lo studio per la scelta della tecnologia in campo e si concluderà ai primi di gennaio l'installazione su 4 comuni campione.

Sul piano delle Infrastrutture proseguono le iniziative di consolidamento e razionalizzazione, in particolare:

• Progetto di consolidamento dei Data Center:
• o si è concluso il moving del DC di Torino;
• o si è conclusa la migrazione del sistema transazionale sulla piattaforma Linux;
• o si è avviata la progettazione del moving del DC di Parma che avverrà a marzo 2017.
• E' stata implementata la nuova rete dati Geografica costituita da un anello geografico Torino-Genova-Parma in alta affidabilità;
• In ambito Sicurezza a luglio è entrata in funzione la nuova tecnologia per il controllo della posta aziendale. E' stato individuato lo strumento di valutazione della vulnerabilità che sarà implementato entro il primo semestre 2017.
• A luglio si è avviato il sistema per il monitoraggio dei costi della telefonia mobile e fissa.
• In ambito Distribuito è in corso la stesura del capitolato per la scelta del nuovo strumento di Service Desk di Gruppo.

RICERCA E SVILUPPO

L'innovazione tecnologica nel Gruppo IREN è centrale nelle scelte strategiche e nella definizione dei prodotti e servizi offerti dal Gruppo.

Il Piano Industriale al 2021, approvato dal Consiglio di Amministrazione di IREN S.p.A. il 19 ottobre 2016, conferma la centralità dell'innovazione nella Vision del Gruppo IREN che si esplicherà nell'arco del piano nello sviluppo di tutti i settori in cui opera con l'obiettivo di rendere Iren un esempio di eccellenza e innovazione nel settore delle multi-utility.

Le principali linee di ricerca, sviluppo ed innovazione sulle quali il Gruppo IREN sta investendo riguardano:

• diffusione di strumenti di "customer empowering" e sensibilizzazione degli utenti sull'impatto dei consumi e sul risparmio energetico;
• efficienza energetica declinata su più livelli e asset (cliente, edifico, agglomerato urbano, asset energetici del Gruppo);
• studio di nuovi sistemi per il recupero dei cascami energetici e incremento dell'efficienza degli impianti;
• sistemi avanzati di telegestione, telelettura, smart metering e multi metering;
• sistemi di accumulo termico e elettrico;
• sistemi per il trattamento, purificazione e reimpiego di reflui da processi di trattamento fanghi, acque reflue e rifiuti;
• Internet of Things ("IoT") e domotica;
• strumenti ICT di "data intelligence";
• sviluppo di piattaforme per la creazione di un unico catasto urbano dei sottoservizi;
• gestione ottimizzata del ciclo idrico integrato (distrettualizzazione, individuazione e riduzione delle perdite di rete);
• mobilità elettrica.

IREN intende gestire i processi di innovazione attraverso un modello di open innovation e coerentemente con tale modello ha avviato proficue collaborazioni con Università, Centri di Ricerca, Poli d'innovazione e Start-up innovative. Inoltre partecipa attivamente a gruppi di lavoro ed associazioni su temi specifici di ricerca e sviluppo e promuove eventi quali convegni, workshop e hackathon.

Il 2016 è stato caratterizzato sia dal prosieguo delle attività tecniche relative ai diversi progetti cofinanziati del Gruppo sia allo sviluppo, anche in partnership con aziende e start-up innovative, di progetti tecnologici interni, ad esempio su tematiche di user engagement e user empowerment.

Nel corso del 2016 è proseguita inoltre l'attività di ricerca di startup innovative con l'attivazione di accordi di partnership e l'avvio di progetti sperimentali.

Si riportano nel seguito i principali progetti in corso.

PROGETTI DI RICERCA FINANZIATI IN CORSO

Servizi Idrici

BlueSCities (Horizon 2020)

IREN dal febbraio 2015 partecipa al progetto BlueSCities, finanziato in ambito H2020 che prevede la definizione di una "guida pratica" da applicare alla gestione efficiente del ciclo idrico integrato e dei rifiuti negli ambiti urbani. Il progetto intende sviluppare una metodologia di gestione dei comparti acqua e rifiuti, identificando le possibili sinergie e integrando l'utilizzo di nuclei tecnologici utilizzati nella gestione smart di altre aree prioritarie quali l'energia, i trasporti e l'ICT.

• Partner: IREN SpA, Fundacio CTM Centre Tecnologic, KWR Water B.V., Joint Research Centre, VTT teknologia Tutkimuskeskus, Redinn srl, De Montfort University, University of Istanbul, Strane Innovation, Easton Consult, TICASS, University of Athens.
• Stato: il progetto ha concluso il secondo anno di attività, durante il quale IREN ha svolto la propria attività di sviluppo della guida pratica fruibile da tutti i portatori di interesse coinvolti per l'implementazione di metodologie e best practices applicabili alla gestione integrata dei servizi idrici e ambientali. Nel mese di gennaio 2017 si terrà la riunione finale coi partner del progetto ed un incontro con un gruppo di studenti di ingegneria, per trattare la tematica degli indicatori prestazionali nel servizio idrico integrato a Genova.

Geosmartcity (FP7)

Il progetto GeoSmartCity ha come obiettivo lo sviluppo di una piattaforma per la gestione razionale di dati del sottosuolo da diversa provenienza, capace di integrare differenti protocolli operativi e standard vigenti, quali i servizi dell'Open Geospatial Consortium (OGC), le regole di implementazione della Direttiva INSPIRE (2007/2/EC) e le tecnologie linked data.

• Partner: IREN SpA, Gisig, Sinergis srl, Intergraph CS SRO, Asplan Viak Internet AS, Epsilon Italia, Trabajos Catasrales S.A., Comune di Genova, Ticass, Turun Ammattikorkeakoulu, Epsilon International, Vlaamse Milieumaatschappij, Geobid SP Zoo, Universitat de Girona, Comune di Reggio Emilia, Municipia Oeiras, Urban Data Management Society.
• Stato: il progetto, dopo aver superato positivamente nel mese di aprile 2016 il secondo Review meeting con la Commissione, si sta avviando alle fasi conclusive.

Gran parte delle funzionalità del sistema sono state sviluppate, ed è ora previsto il test del caso pilota di Genova nel quale il Comune affronterà il tema dell'interoperabilità del proprio catasto, mentre IREN affronterà il tema delle operazioni sul campo, effettuando rilievi con una stazione totale a correzione automatica dell'errore, restituendo il dato acquisito nel sistema informativo aziendale, con una procedura operativa per l'integrazione di tali dati. Nell'ultima fase del progetto (che terminerà nel 2017) verrà eseguito il test dei pilota e dell'intero sistema, l'analisi del catasto dei servizi con la finalità di renderli interoperabili con le altre banche dati di utilizzatori del sottosuolo, il rilievo degli aggiornamenti cartografici con la stazione totale Trimble che andranno ad integrare il GIS aziendale, oltre alle attività di disseminazione.

SmartWaterTech (MIUR)

Il progetto nasce dalla fusione tra le due idee progettuali WATERTECH e SMART WATER presentate in ambito bando MIUR Smart Cities nell'ottica di offrire una più robusta analisi del sistema idrico integrato, puntando sia alla gestione di problematiche relative alle reti di distribuzione idrica, sia all'applicazione di modelli e tecnologie innovative per il trattamento delle acque reflue.

• Partner: IRETI, Mediterranea delle Acque, ABC, Acquedotto Pugliese, ASTER, CAE, Digimat, Fast, Foxbit, Icampus, International University College, Università di Bologna, Università di Napoli Federico II, Università di Palermo, Università di Trento, Irea-CNR.
• Stato: Le attività sono cominciate con un'intensa attività di ricerca delle perdite idriche nel comprensorio di Rapallo, dove è stata applicata la distrettualizzazione, suddividendo la rete acquedottistica in dieci distretti in cui vengono gestite le pressioni monitorando le perdite idriche in tempo reale attraverso l'analisi del deflusso minimo notturno. Analoghe attività, che coinvolgono anche la rete di drenaggio e il monitoraggio delle acque parassite, sono iniziate in un distretto della città di Parma.

Le prossime fasi del progetto saranno la definizione di modelli applicativi per la gestione ottimizzata delle reti di distribuzione idrica, fognatura e impianti di depurazione, l'implementazione di sistemi esperti a supporto del decisore nell'asset management e la realizzazione e applicazione di nuclei tecnologici innovativi (smart objects) a Parma e in provincia di Genova.

Ambiente

Biometh-ER (Life+)

Il progetto è finalizzato alla creazione dei primi impianti per la produzione e distribuzione di biometano ad utenti finali in Italia. Gli impianti saranno progettati, gestiti e manutenuti in base alle tecnologie più recenti ed innovative; l'intero sistema sarà tenuto sotto controllo per tutta la durata del progetto e i risultati del funzionamento degli impianti pilota verranno successivamente esaminati e comunicati ai partner di progetto interessati. Questi impianti rappresenteranno il punto di partenza per la valutazione dell'estensibilità di questo esperimento in tutta la Regione Emilia Romagna e per la creazione della rete regionale di distribuzione di biometano.

Partner: IREN Rinnovabili, Centro Ricerche Produzioni Animali - C.R.P.A. S.p.A., Hera Ambiente S.p.A., SOL S.p.A..

Stato: IRETI e IREN S.p.A. sono stati introdotti come partner effettivi di progetto. E' stata finalizzata e consegnata la documentazione richiesta per l'installazione del sistema di purificazione di Roncocesi e a dicembre 2016 è iniziato il cantiere.

Le prossime attività riguarderanno la predisposizione ed installazione della pipeline di collegamento dell'impianto di depurazione alla rete di distribuzione gas, la predisposizione della domanda di allaccio a tale rete (verificando le condizione tecnico-normative) e l'accertamento in merito a problematiche legate al vettoriamento gas e la sottoscrizione di accordi per lo sfruttamento del biometano presso i distributori di combustibili.

ReQPro (Life+)

Il progetto è strettamente collegato alla realizzazione della sezione di trattamento terziario presso l'impianto di depurazione di Mancasale (RE): l'opera, già finanziata con contributo della Regione Emilia Romagna, prevede filtrazione con filtri a sabbia e disinfezione finale con raggi UV ed acqua ossigenata, al fine di rendere l'acqua in uscita dall'impianto conforme ai requisiti del D.M.185/2003 per il riutilizzo delle acque ai fini irrigui. Il progetto, coordinato da C.R.P.A., si pone l'obiettivo di valutare l'effetto dell'acqua trattata presso l'impianto di depurazione di Mancasale su alcune colture individuate in collaborazione con il Consorzio di Bonifica dell'Emilia Centrale e l'Autorità di Bacino del Fiume Po.

• Partner: Centro Ricerche Produzioni Animali C.R.P.A. S.p.A., IRETI, Consorzio di Bonifica dell'Emilia Centrale e l'Autorità di Bacino del Fiume Po
• Stato: L'impianto di trattamento è stato terminato nel primo trimestre del 2016 e si sta procedendo, congiuntamente con l'installatore, con la fase di taratura e messa a punto; in parallelo si stanno conducendo test di laboratorio dell'acqua da riutilizzare al fine di verificare l'idoneità ai sensi di legge. Il progetto terminerà a Marzo 2017.

Energia

CELSIUS (FP7)

Il progetto persegue l'efficientamento energetico in aree urbane ad alta densità mediante il recupero del calore prodotto da diverse fonti di emissione.

Ad ogni città partner del progetto è stato affidato il compito di produrre un impianto pilota per realizzare e verificare una particolare modalità di ottenimento dell'efficientamento energetico. Nello specifico il dimostratore a carico di IREN, tramite IRETI, mira a realizzare il recupero energetico sfruttando il salto di pressione della rete di distribuzione del gas metano per produrre energia elettrica e calore per una piccola rete di teleriscaldamento.

• Partner: 20 organizzazioni in 5 città partner europee (Londra, Gothenburg, Colonia, Rotterdam, Genova).
• Stato: il progetto ha una durata di 57 mesi e termina a dicembre 2017. Le attività di costruzione ed il commissioning sono conclusi. Le prossime attività riguarderanno l'esercizio e il monitoraggio del dimostratore con parallela definizione di un protocollo di misura e monitoraggio, la definizione di una lista di KPI e lo sviluppo e miglioramento in continuo del CELSIUS Toolbox.

DIMMER – District Information Modelling and Management for Energy Reduction (FP7)

Il progetto DIMMER consiste nello sviluppo di efficaci interfacce web che forniscano feedback in tempo reale sull'impatto energetico dei comportamenti degli utenti a livello di quartiere. In particolare il dimostratore italiano sarà ubicato in Torino (quartiere Politecnico) e sarà incentrato su sistemi software in grado di ottimizzare l'erogazione di calore per il teleriscaldamento e valutare in tempo reale l'efficienza degli scambiatori di calore.

• Partner: Iren S.p.A., Iren Energia, Iren Servizi ed Innovazione, Politecnico di Torino, CSI, Università di Torino, Università di Manchester, patrocinato dal Comune di Torino, PMI italiane ed europee.
• Stato: IREN ha condotto la sperimentazione volta ad ottimizzare la gestione della domanda termica per gli stabili afferenti ai quartieri indicati nel progetto, durante la seconda metà della stagione 2016: le analisi preliminari sui risultati sperimentali, in vista della review finale del progetto prodotto, hanno evidenziato tangibili benefici in termini di peak shaving e peak shifting. Il progetto si è concluso il 30 settembre 2016.

EMPOWERING (Intelligent Energy Europe program)

Il progetto ha inteso fornire strumenti efficaci e di facile consultazione all'utente finale per risparmiare energia; in particolare saranno proposte a 2.000 utenti di energia elettrica e 1.100 di teleriscaldamento (a Torino e Reggio Emilia) informazioni aggiuntive attraverso una "bolletta intelligente" e un tool online sui siti internet delle Utility partecipanti.

Partner: Iren S.p.A., IRETI, Iren Rinnovabili, Politecnico di Torino, Comune di Reggio Emilia, utilities danesi, francesi e spagnole, PMI italiane ed europee.

Stato: Il progetto è terminato il 31 Marzo 2016: IREN, insieme agli altri partner del progetto, ha presentato i risultati delle sperimentazioni durante un Forum internazionale a Bruxelles, alla presenza dell'Officer e di rappresentanti dell'UE.

FABRIC - FeAsiBility analysis and development of on-Road chargIng solutions for future electric vehicles (FP7)

Il progetto è relativo allo sviluppo di un sistema di ricarica per auto elettriche in movimento tramite bobine induttive annegate nel cemento stradale. Il progetto prevede 3 siti dimostratori, di cui uno in Provincia di Torino nell'area SITAF dell'autostrada Torino-Bardonecchia.

• Partner: Iren S.p.A, IRETI, Politecnico di Torino, Centro ricerche Fiat, Pininfarina, Energrid, Scania Nissan, altri partner industriali esteri, PMI italiane ed europee.
• Stato: il progetto è nella fase di implementazione tecnica dei sistemi di ricarica a induzione nei differenti siti pilota. IREN continuerà a supportare i partner incaricati dello sviluppo del dimostratore italiano per tutte le questioni legate alla validazione del sito ed all'impatto della soluzione sulla rete elettrica, oltre a valutare i risultati del progetto e a supportare nelle attività di disseminazione.

NEMO- Hyper-Network for electroMobility (Horizon 2020)

Il progetto NeMo prevede di sviluppare una piattaforma di e-roaming applicata a differenti sistemi di mobilità elettrica (infrastruttura di ricarica e autoveicoli). L'obiettivo principale è la creazione di un "Hyper network", ovvero una sovra-infrastruttura ICT in grado di omogeneizzare dati provenienti dai vari stakeholders e generare servizi e applicazioni innovativi sulle diverse verticalità.

Il ruolo di IREN consisterà nella definizione degli use cases, con particolare riferimento alle esigenze dei distributori e dei venditori elettrici, nell'apportare competenze tecniche e regolatorie per la definizione delle esigenze/vincoli di questi ultimi e nella valutazione dei risultati e delle evoluzioni del progetto.

• Partner: Iren S.p.A., IRETI, Centro Ricerche Fiat, TecnoSitaf, ICOOR, Renault, Verbund, TomTom altri partner industriali esteri, PMI italiane ed europee.
• Stato: Ad ottobre 2016 è avvenuto il KickOff ufficiale del progetto. Le prossime attività riguarderanno la definizione degli attori e degli use cases correlati alla infrastruttura di ricarica elettrica eroaming. Inoltre IREN darà supporto per la definizione dell'architettura del sistema e dei requisiti per Utilities e distributori, e nella definizione del flusso di dati con riferimento particolare all'impatto sulla rete elettrica.

FLEXMETER (Horizon 2020)

Il progetto si propone di analizzare la possibilità di un sistema di smart meters multiservizio (con focus su quelli elettrici) sottesi a una piattaforma di raccolta e trasmissione dati univoca (in analogia a quanto richiesto dall'AEEG nella delibera 393/2013). Il progetto analizzerà inoltre le possibilità offerte dalle metodologie NIALM sulle analisi dei consumi elettrici disaggregati.

• Partner: Iren S.p.A., Iren Energia, IRETI, Politecnico di Torino, E-On, Università di Grenoble, Siveco, Università di Bucarest, Telecom Italia, Università di Bologna, ST Microelectronics.
• Stato: Sono state svolte le attività di definizione tecnologica dei dispositivi da installare in campo ma soprattutto delle attività di progettazione delle interfacce-utente per la visualizzazione dei consumi in near real time, per la disaggregazione dei consumi, user engagement e gamification. Nei prossimi mesi verranno completate le attività di predisposizione dei siti di test e verrà completata la release dell'App ClickIRENpiù, con strumenti di energy empowerment per i clienti. Inoltre, si analizzeranno i risultati del progetto e IREN fornirà supporto alle attività di disseminazione.

Store&Go – (Horizon 2020)

Il progetto STORE&GO dimostrerà 3 innovativi sistemi di Power to Gas (PtG) localizzati in Germania, Svizzera e Italia, al fine di individuarne e superarne le barriere tecniche, economiche, sociali e legali. Il progetto ha l'ambizione di valutare la possibilità di integrazione del sistema di storage PtG in sistemi di produzione e distribuzione dell'energia all'avanguardia. Il ruolo di IREN verterà sullo studio delle possibilità tecnico/economiche di integrazione della tecnologia PtG in realtà di produzione termoelettrica.

• Partner: Iren S.p.A. e Iren Energia, Politecnico di Torino, HST, Atmostat, Climeworks; Studio BFP, DWGV, HSR, altri partner universitari e industriali.
• Stato: IREN, in collaborazione con il Politecnico di Torino, ha iniziato le verifiche tecniche e economiche relative al possibile utilizzo dei sistemi PtG a supporto della flessibilizzazione e dispacciamento dell'energia prodotta in grandi impianti di generazione elettrica. Nel prossimo esercizio verrà completato il modello teorico di applicazione PtG abbinato alla produzione termoelettrica.

HOLIDES - Holistic Human Factors and System Design of Adaptive Cooperative Human-Machine Systems (ARTEMIS)

Il progetto si è posto l'obiettivo di sviluppare una piattaforma tecnologica che permetta di tenere in considerazione i fattori umani, ovvero il modo in cui le persone interagiscono con tecnologie complesse, sin dalle prime fasi di progettazione e sviluppo di sistemi cooperativi adattivi a diversi livelli di automazione. La piattaforma verrà testata tramite lo sviluppo di applicativi in 4 diversi domini industriali (Avionico, Medico, control Room e Automobilistico), i quali si caratterizzano per un elevato livello di complessità dal punto di vista della sicurezza.

• Partner: 31 partner di progetto da 7 diversi Paesi europei, tra cui: IRETI, Centro Ricerche Fiat, Lufthansa Flight training – CST Gmb, HATOS, Philips, Honeywell International s.r.o., EADS Innovation Works France, University of Torino, Brno University of Technology, OFFIS e.V.
• Stato: E' stata sviluppata l'applicazione software, finalizzata a coadiuvare la control room IREN nella gestione delle chiamate di emergenza e sono stati effettuati i test finali. Il progetto si è concluso a settembre 2016.

PROBIS – Procurement of Building Innovative Solutions (Programma Quadro per la Competitività e l'Innovazione – CIP)

Il progetto PROBIS ha come oggetto la ridefinizione di tutte le fasi di un appalto di innovazione per edifici, dall'identificazione dei requisiti e dei bisogni (sulla base di quello che sarà il pilota che verrà realizzato), al dialogo con il mercato, alle specifiche delle performances funzionali, ai criteri di premialità, fino agli aspetti prettamente legali e normativi, nonché all'elaborazione della relativa documentazione e contrattualistica.

Partner: IREN Servizi e Innovazione, Environment Park Torino, Agencia Andalusa de l'Energia, Institut Andaluzo de Technologia, SP Technical Research Institute of Sweden, Regione Lombardia, The European House Ambrosetti Spl, Nemzeti Innovacios Hivital, Miskolk Holding Önkormányzati Vagyonkezelö Zártkörüen Müködö Részvénytársasá, Borlänge Kommun.

Stato: Sono stati completati i documenti che accompagnano la gara d'appalto, ed è stato proposto, in linea con l'intenzione di progetto, una schema di gara innovativo che prevede una prima fase di progettazione, mirata all'introduzione di soluzioni innovative di efficientamento energetico, ed una seconda fase per l'esecuzione dei lavori. Il progetto si è concluso nel mese di novembre 2016.

WATERSPY – High performance, compact, portable photonic device for pervasive water quality analysis (H2020)

Il progetto WATERSPY intende sviluppare e definire una metodologia per rilevare la presenza di batteri eterotrofi nelle matrici acquose quali eColi, pseudomonas aeruginosa e salmonella. Lo strumento, da sviluppare a livello prototipale per un utilizzo sul campo presso fonti di approvvigionamento del servizio idrico (laghi artificiali) e presso la rete di distribuzione, prevede una fase di pre-concentrazione che permette al bio-sensore di legare i batteri su una superficie che verrà poi analizzata con una tecnologia laser. La messa a punto di uno strumento che funziona nel range indicato potrebbe aprire tante possibilità nel monitoraggio pervasivo della qualità dell'acqua.

• Partner: IREN (con IRETI e Iren Laboratori), CyRIC Ltd, Consiglio Nazionale delle Ricerche, Alpes Lasers SA, National Technical University of Athens, ID Quantique SA, AUG Signals Hellas, Cyprus/Italy end-users.
• Stato: Il progetto, iniziato a novembre 2016, avrà come prossime attività lo sviluppo di un prototipo per rilevare la presenza di batteri eterotrofi mediante tecnologia laser. Inoltre inizieranno le fasi di validazione della tecnica di ATR – Attenuated Total Reflectance spectroscopy – utilizzata identificando batteri selezionati con sensibilità elevata e senza necessitare di una fase di preincubazione. Lo strumento verrà installato presso le sezioni di un sistema acquedottistico gestito di IRETI.

ALTRE ATTIVITA' DI INNOVAZIONE

Servizi Idrici

IREN, durante il 2016, ha continuato a partecipare al progetto Piattaforma Tecnologica sull'acqua WssTP (Water Supply and Sanitation Technology Platform), istituita dalla Commissione Europea al fine di presidiare la ricerca nel settore idrico, partecipando altresì al Consorzio TICASS, Tecnologie Innovative per il Controllo Ambientale e lo Sviluppo Sostenibile, polo di innovazione tecnologico della regione Liguria. In quest'ambito Iren partecipa ai gruppi di lavoro della WssTP sui temi Emeging Compounds, Water&ICT e Urban Water Pollution, nell'ambito dei quali sono in corso la preparazione roadmaps e documenti di programmazione e consultazione da presentare alla Commissione Europea. Sono state inoltre presentate molteplici proposte di progetto anche finalizzate a finanziare assegni di ricerca relativi alla tematica della qualità delle acque. Alcune proposte di progetto presentate hanno riguardato l'applicazione di metodologie di economia circolare nel settore del ciclo idrico integrato con tecniche di recupero dei derivati del fosforo (H2020) nonché la purificazione del biogas con tecnologie a membrana.

Più in dettaglio, i progetti di ricerca avviati e realizzati hanno riguardato:

Dimostratore idrico

Nel 2016 IREN ha avviato le attività di studio e realizzazione di un dimostratore idrico nell'ambito del quale verranno studiati e testati idrofoni "low cost" e sensori di pressione ad alta risoluzione da integrare nell'architettura ICT di Iren per il monitoraggio delle perdite idriche. In particolare nel corso dell'anno è stato realizzato un primo studio di fattibilità di un modulo sincronizzatore per applicazioni di ricerca perdite. Il sistema consente una precisione temporale di sincronizzazione inferiore al millisecondo e prevede l'utilizzo del segnale GPS come tecnica idonea a ottenere tale precisione di sincronismo. Ciò permetterà di avere disponibile un nucleo tecnologico innovativo da integrare nell'ambito di futuri siti pilota da sviluppare su scala più ampia eventualmente finanziati da bandi EU (i.e. IoT).

Iniziative in ambito TICASS, polo di innovazione per l'energia e l'ambiente della Regione Liguria

Il Gruppo Iren partecipa al Polo di innovazione TICASS dalla sua genesi nell'ambito di studi e progetti relativi alla gestione e salvaguardia delle risorse idriche, energetiche ed ambientali. In questo contesto IREN approfondisce gli argomenti di proprio interesse partecipando a specifici gruppi di lavoro dedicati allo studio di tematiche quali il monitoraggio ambientale, i processi di depurazione, le bonifiche e il recupero di siti contaminati, le analisi e la valutazione dei rischi ambientali, la prevenzione e riduzione dei rischi chimici, la gestione e valorizzazione dei rifiuti, il recupero, il riciclo e il riuso dei materiali, lo sviluppo di nuove tecnologie applicate a processi sostenibili, la produzione di energia da fonti rinnovabili, la valorizzazione delle risorse idriche declinatala gestione e produzione di acqua potabile di alta qualità, il trattamento delle acque reflue industriali e civili, il riciclo integrale delle acque, la produzione ed accumulo di energia.

Progetti inseriti nel programma di ricerca di Fondazione Amga

IREN sta portando avanti alcuni progetti inseriti nel programma delle attività di Fondazione AMGA dell'anno 2016; tali progetti si riferiscono a tematiche economico regolatorie e ad aspetti tecnicoscientifici connessi alla qualità delle risorse idriche. Tra di essi si ricordano la ricerca sulla "circolazione dei microorganismi patogeni virali nei liquidi fognari", il "costo standard del capitale nella regolazione delle public utilities", il "nuovo approccio regolatorio TOTEX TOTal EXpenditure". Ulteriori ricerche si riferiscono a tre macro temi che riguardano lo sviluppo del telecontrollo del terzo millennio, l'ottimizzazione dei processi depurativi e di potabilizzazione, le analisi specialistiche di laboratorio, i sistemi di misura online e la sensoristica innovativa.

Energia

Progetto Torino LED

È in corso di realizzazione il progetto per la sostituzione nella Città di Torino dei circa 54.000 punti luce dotati di lampade a scarica con nuove lampade a led. Il progetto è completamente finanziato da IREN in ottica ESCo; le lampade sostituite da inizio progetto al 31 Dicembre 2016 sono oltre 50.600. In termini energetici, a progetto concluso, il risparmio sarà di circa 19,6 GWh annui, con minori emissioni pari a circa 3.600 TEP.

Telecontrollo impianti di teleriscaldamento

Il progetto di telecontrollo degli impianti di teleriscaldamento ha l'obiettivo di fornire gli strumenti per una gestione efficace delle attività di controllo dei consumi, delle attività di impostazione dei parametri di funzionamento e delle attività di manutenzione tecnica e gestione degli allarmi delle sottostazioni di scambio termico, nell'ottica di migliorare i servizi alla clientela del Teleriscaldamento. A tal fine è stata progettata una piattaforma tecnologica in grado di acquisire i parametri di funzionamento dalle sottostazioni, di elaborare i dati, e di offrire gli strumenti di reportistica e di controllo necessari.

Installazione di sistemi di accumulo sulla rete di teleriscaldamento

IREN, nella città di Torino, sta proseguendo con le attività di costruzione di un sistema di accumulo di calore a servizio della rete di teleriscaldamento presso la Centrale di Integrazione del BIT, che, aggiunto agli attuali 15.000 m³ esistenti, aumenterà l'attuale capacità complessiva.

Parallelamente, sta procedendo l'attività di progettazione di tre ulteriori sistemi di accumulo, volti all'ottimizzazione della rete ed una massimizzazione del calore prodotto in cogenerazione riducendo l'utilizzo delle caldaie di integrazione e riserva.

Flessibilizzazione degli impianti a ciclo combinato

IREN sta procedendo con attività di flessibilizzazione dei propri impianti a ciclo combinato, per rispondere al meglio alle sempre maggiori esigenze del sistema elettrico e diventare sempre più competitiva nell'offrire servizi sul mercato dei servizi ausiliari. Tali attività prevedono improvements su turbine a gas, turbine a vapore, generatori di vapore a recupero e sistemi di controllo, con lo scopo di mantenere caldo l'impianto, ridurre i tempi di avviamento e spegnimento e aumentare le rampe di presa/riduzione di carico.

Contratto di ricerca sismica dighe

Durante il 2016 sono proseguite le attività di ricerca in merito alla verifica sismica delle dighe. Attività analoghe erano state svolte nel corso del 2015, sulla diga di Ceresole Reale, con un contratto di ricerca con il Dipartimento di Ingegneria Strutturale, Edile e Geotecnica del Politecnico di Torino, relativo alla messa a punto di metodologie per la verifica sismica degli sbarramenti e delle relative opere accessorie, nell'attuale scenario del mutevole contesto normativo sul tema.

Nel 2016 è stato perfezionato un secondo contratto di ricerca per sviluppare attività analoghe sulla diga in materiali sciolti di Contrada Sabetta, asservita all'impianto di Bussento (SA).

Monitoraggio del ghiacciaio Ciardoney

Nei primi mesi del 2016 sono proseguite le attività di ricerca sul comportamento dei ghiacciai della Valle Orco, attraverso il monitoraggio del ghiacciaio Ciardoney nel Parco Nazionale del Gran Paradiso. Si tratta di un'iniziativa avviata agli inizi degli anni '90 in collaborazione con la Società Meteorologica Italiana e proseguita regolarmente attraverso campagne annuali di verifica del bilancio di massa del ghiacciaio. La ricerca è orientata al monitoraggio della riduzione dei ghiacciai sulle Alpi supportando la programmazione della produzione degli impianti idroelettrici in Valle Orco. La campagna del giugno 2016 ha fatto rilevare un manto nevoso variabile da 425 a 230 cm, per un equivalente medio sull'intero ghiacciaio di circa 1300 mm, lievemente superiore alla media dell'intero periodo di osservazione 1992-2016.

#OpenIren 2016

Il 27 Maggio è stata ufficialmente lanciata la call "#OpenIren 2016 L'energia che innova", che si propone di trovare tre innovation scouter, talenti del digitale che supportino l'identificazione e la valutazione di progetti, prodotti o servizi innovativi utili al business del Gruppo Iren, promotore del progetto insieme a Talent Garden Torino.

I tre talenti selezionati, dopo una fase di training e brainstorming con IREN, avranno il compito di selezionare e analizzare da tre a sei soluzioni innovative nei settori della domotica & metering , dei big data, e del marketplace & customer service, tenendo in considerazione le possibili ricadute sul business del Gruppo.

I temi della call spaziano dai sistemi intelligenti di gestione, automazione e semplificazione delle operazioni di controllo dell'ambiente casalingo, passando per l'analisi strutturata dei dati di impianti, reti e sensoristica diffusa per abilitare nuove modalità di gestione operativa, fino alle soluzioni per la vendita di servizi/device e per l'innovazione nei processi di relazione con i clienti.

La call e le attività di ricerca dei talenti avranno una durata di 6 mesi.

Premio Nazionale per l'Innovazione (PNI)

L'1 e 2 Dicembre 2016 si è tenuta a Modena, con la collaborazione dell'Università degli Studi di Modena e Reggio Emilia, la XIV Edizione del Premio Nazionale per l'Innovazione (PNI). La manifestazione si compone di due fasi: la prima, a livello regionale, nella quale università, incubatori soci ed enti organizzano delle Business Plan Competition locali (Start Cup); la seconda, a livello nazionale, dove i progetti vincitori delle varie Start Cup regionali concorrono per il PNI.

Quattro sono le categorie di premiazione e due le menzioni speciali. Iren sponsorizza il premio Cleantech & Energy del PNI, per prodotti e/o servizi innovativi orientati al miglioramento della sostenibilità ambientale, con l'obiettivo di stimolare l'innovazione e nuove idee applicabili al proprio business.

Inoltre, Iren sponsorizza il premio al secondo classificato della Start Cup Emilia Romagna e premia l'idea più interessante a livello di proprio business della Smart Cup Liguria.

Accordo di collaborazione con RSE

Negli ultimi mesi del 2016, Iren S.p.A. e RSE S.p.A. hanno sottoscritto un accordo di collaborazione con l'obiettivo di studiare, analizzare e sperimentare processi e tecnologie efficienti nell'ambito dei sistemi energetici. Tra le tematiche principali che verranno affrontate si trovano:

• la distribuzione elettrica: benchmark in ambito smart grid, sperimentazione di soluzioni innovative, analisi di sistemi di protezione delle reti di distribuzione;
• l'efficientamento delle reti idriche: analisi di best practice, individuazione metodologie per la riduzione dei consumi energetici, definizione linee guida applicative per l'ottimizzazione energetica nella gestione delle reti;
• il teleriscaldamento: studio di sistemi di accumulo termico innovativi;
• il biogas: analisi delle tecnologie per la raffinazione del biogas ottenuto da sottoprodotti e rifiuti, per la produzione di biometano.

Inoltre, verrà avviato congiuntamente uno scouting di bandi di finanziamento di terzi, per sviluppare progetti di sviluppo, ricerca ed innovazione.

PERSONALE E FORMAZIONE

Personale

Al 31 dicembre 2016 risultano in forza al Gruppo Iren 6.226 dipendenti; rispetto al 31 dicembre 2015 si registra un aumento rispetto ai precedenti 6.132 dipendenti. Nella tabella seguente si riporta la consistenza degli addetti al 31 dicembre 2016, suddivisa per Holding e società di primo livello (con relative controllate), confrontata con il dato al 31 dicembre 2015.

Società	Organico al 31.12.2016	Organico al 31.12.2015
Iren S.p.A.	927	821
Ireti e controllate	1.921	-
Iren Acqua Gas e controllate	-	865
Iren Emilia e controllate	-	794
Iren Ambiente e controllate	2.276	2.257
Iren Energia e controllate	617	915
Iren Mercato e controllate	485	480
Totale	6.226	6.132

La variazione dell'organico rispetto al 31 dicembre 2015 è dovuta:

• al proseguimento del piano di riorganizzazione delle società controllate del Gruppo Iren, in attuazione del Piano Industriale adottato, che con decorrenza 1° gennaio 2016, oltre al trasferimento di alcuni rami aziendali, ha comportato l'incorporazione in IREN Emilia S.p.A. (la cui denominazione sociale è stata in pari data modificata in IRETI S.p.A.) delle seguenti Società attive nel settore della distribuzione dell'energia elettrica, del gas e del sistema idrico integrato: Genova Reti Gas, AEM Torino Distribuzione (sino ad allora controllata da Iren Energia), IREN Acqua Gas, Acquedotto di Savona, Enìatel ed AGA;
• all'ingresso nel Gruppo ad inizio anno della società TRM S.p.A. nell'ambito della Business Unit Ambiente (57 risorse) e, con decorrenza 1° maggio 2016, delle Società Atena S.p.A. e Atena Trading S.r.l. nell'ambito della Business Unit Reti (238 risorse);
• al proseguimento del processo di revisione delle Business Unit cui afferiscono i diversi settori di attività del Gruppo finalizzato alla semplificazione dello schema societario, principalmente attraverso il trasferimento dei seguenti rami d'azienda: in data 1° aprile 2016, da Iren Mercato S.p.A. ad Iren Energia S.p.A. (funzione "Borsa e Dispatching"), da Iren Mercato S.p.A. ad Iren Ambiente S.p.A. (funzione "Commerciale rifiuti"), da Ireti S.p.A. ad Iren S.p.A. (funzioni di "Staff Corporate e Magazzini") e da Iren Energia S.p.A. ad Iren S.p.A. (funzione "Magazzini");
• alla continuazione del percorso di incentivazione all'esodo, di cui all'art. 4 della legge 92/2012, che con l'obiettivo di realizzare un ricambio generazionale nell'ambito del Gruppo Iren terrà comunque conto dell'esigenza organizzativa di garantire il mantenimento della politica in materia di contenimento degli organici.

Formazione

Per il Gruppo Iren le risorse umane sono un fattore chiave di successo e di crescita e l'attenzione alle persone, allo sviluppo delle loro competenze e dei loro percorsi professionali e alla costruzione di un ambiente di lavoro collaborativo devono essere al centro dell'azione manageriale. Per far crescere e valorizzare le risorse umane in coerenza con le strategie e le esigenze di funzionamento e di sviluppo del Gruppo, la formazione costituisce uno strumento di primaria importanza, anche al fine di rispondere alle esigenze di innovazione e di cambiamento culturale che il mercato impone per essere competitivi.

Nel corso del 2016 ai dipendenti del Gruppo Iren sono state erogate complessivamente circa 97.500 ore di formazione con oltre 5.200 dipendenti –pari all'84% dell'organico- che hanno partecipato ad almeno una iniziativa formativa, con una media di 15,7 ore pro-capite. L'incidenza della formazione in materia di sicurezza, qualità e ambiente, rispetto al monte ore complessivo, è pari al 43,1%, con una media procapite invariata rispetto allo scorso anno, pari a 6,7 ore. E' inoltre confermato il trend degli anni precedenti dell'incidenza della formazione specialistica (compresa l'informatica specialistica) al 54%.

Negli anni è costantemente cresciuta la percentuale delle ore di formazione progettate e gestite dalla funzione Formazione, avvalendosi sia di formatori interni e sia di consulenti esterni (cosiddetta formazione interna); nel 2016 rappresenta il 90% del monte ore complessivo, mentre solo il 10% è acquistata a catalogo e svolta presso enti esterni (formazione esterna).

QUALITÀ, AMBIENTE E SICUREZZA

Come esplicitato nella propria missione aziendale, il Gruppo Iren fornisce servizi integrati mirando alla salvaguardia ambientale e alla sicurezza del personale. Poiché l'evoluzione continua delle aspettative e delle esigenze dei clienti, fortemente supportata dalla competitività del mercato, richiede modelli organizzativi flessibili e sistemi di gestione snelli, di cui occorre monitorare l'efficacia in termini di risultati attesi, il Gruppo ha sviluppato un Sistema Integrato (Qualità, Ambiente e Sicurezza) quale mezzo per il conseguimento degli obiettivi stabiliti. Il Sistema Integrato è strutturato in modo da prevedere un adeguato controllo di tutti i processi operativi che influiscono sulla qualità del servizio, in un'ottica di sempre maggior orientamento al cliente, alla sicurezza dei lavoratori ed alla tutela ambientale.

I principi fondamentali della politica del Sistema Integrato sono:

• la soddisfazione del cliente;
• l'attenzione agli aspetti sociali ed ambientali;
• la sicurezza per il personale;
• l'efficienza nella prestazione del servizio;
• la qualità delle forniture e degli appalti;
• il miglioramento continuo;
• il rispetto del Codice Etico.

La politica del Sistema Integrato è condivisa da tutto il personale operante all'interno del Gruppo e ha creato forti sinergie tra le strutture operative.

La Capogruppo, tutte le Società di primo livello, AMIAT e le principali Società partecipate hanno sistemi certificati secondo gli standard internazionali ISO 9001 (Qualità).

La Capogruppo, le Società di primo livello Iren Energia, Ireti e Iren Ambiente, AMIAT e le principali Società partecipate sono certificate secondo gli standard internazionali ISO 14001 (Ambiente).

La Capogruppo, Ireti, Iren Energia, Iren Mercato e le loro principali controllate ed AMIAT sono in possesso della certificazione ai sensi dello standard OHSAS 18001 (Sicurezza).

Nel corso del 2016 si è svolto l'audit di

Certificazione Qualità, Ambiente e Sicurezza di Ireti e si sono svolti regolarmente gli audit programmati di mantenimento/ricertificazione per Iren S.p.A. e le società del Gruppo, dando risultati positivi e confermando quindi le certificazioni in essere.

Si è svolto, inoltre, l'audit per l'acquisizione dell'Accreditamento Multisito da parte della società del Gruppo Iren Laboratori.

Sono stati attuati i progetti di revisione dei processi di Iren S.p.A., Ireti e Iren Mercato in relazione ai cambiamenti societari e organizzativi intervenuti, con l'obiettivo di utilizzare i sistemi certificati come effettivo strumento di miglioramento.

In tale logica, oltre a numerosi progetti per l'ampliamento delle certificazioni citate, sono state svolte le attività volte al mantenimento o all'acquisizione di:

• accreditamento ai sensi della UNI EN ISO/IEC 17025 e Accredia per i laboratori di analisi chimicobiologiche;
• certificazione secondo il Reg. CE n. 303/2008 FGAS per Iren Gestioni Energetiche, operante nel settore della gestione calore, per il servizio svolto su apparecchiature contenenti gas fluorurati ad effetto serra;
• certificazione del servizio di vendita di energia elettrica prodotta interamente da fonti rinnovabili in conformità al Documento Tecnico n. 66 di Certiquality da parte di Iren Mercato;
• certificazione UNI 11352 da parte di Iren Gestioni Energetiche e Iren Servizi e Innovazione.

IREN E LA SOSTENIBILITÀ

Il Gruppo Iren promuove politiche coerenti con i principi della sostenibilità ambientale, sociale ed economica: il rispetto e la tutela del territorio, la valorizzazione dei dipendenti, la soddisfazione dei clienti, il dialogo costante con le comunità e la Pubblica Amministrazione, l'attenta gestione della catena di fornitura, la comunicazione trasparente con gli azionisti e i finanziatori. Il Piano Industriale al 2021 definisce un percorso di sviluppo per il Gruppo che si poggia sull'innovazione continua, sulla razionalizzazione e l'efficientamento di processi interni, sulla selettività degli investimenti per profittabilità e sull'attenzione verso le nuove esigenze dei clienti, oltre a prevedere un nuovo orientamento strategico per la Corporate Social Responsibility.

In questo contesto, fra le principali iniziative del Gruppo in tema di sostenibilità svolte nel 2016 si segnalano:

Bilancio di Sostenibilità

Il Bilancio di Sostenibilità riporta la rendicontazione completa delle performance di sostenibilità economica, ambientale e sociale del Gruppo, rappresenta uno strumento di orientamento gestionale e costituisce un documento per il dialogo costante e partecipato con il territorio e tutti gli stakeholder.

Per quanto riguarda il Bilancio di Sostenibilità 2016 è stata inoltre condotta l'analisi di materialità coinvolgendo il management aziendale e gli stakeholder attraverso i Comitati Territoriali, al fine di individuare i temi rilevanti che rappresentano il focus per la redazione del Bilancio di Sostenibilità. E' stata inoltre eseguita l'analisi degli indicatori per l'adeguamento del perimetro al Bilancio Consolidato e alle nuove società acquisite dal Gruppo e sono state elaborate circa 470 "schede indicatore" per l'inserimento dei dati nel sistema di raccolta.

Il Bilancio di Sostenibilità 2016 è stato approvato il 16 marzo 2017 e sarà consultabile sul sito internet.

Presentazione delle performance di Sostenibilità

Al fine di accrescere il confronto con gli stakeholder sulle tematiche inerenti la sostenibilità, nel corso del 2016 il Gruppo Iren ha organizzato cinque eventi di presentazione e discussione delle proprie performance ambientali, economiche e sociali. Gli eventi, che hanno visto la partecipazione del Presidente e del Vice Presidente, sono stati occasione per contribuire alla diffusione di una maggiore consapevolezza dell'impegno del Gruppo per la tutela dell'ambiente e per le comunità. Inoltre è stato aggiornato il sito internet dedicato al Bilancio di Sostenibilità (http://irensostenibilita.it), disponibile in lingua italiana e inglese, e sono state prodotte specifiche brochure informative nelle due lingue.

Comitati Territoriali

Nel mese di gennaio 2016 si è insediato il Comitato Territoriale di Genova, che si aggiunge ai Comitati di Piacenza, Reggio Emilia, Parma e Torino nati precedentemente. I Comitati Territoriali nascono per garantire un più profondo radicamento nelle comunità di appartenenza, grazie alla progettazione partecipata e a momenti di consultazione su aspetti quali la sostenibilità ambientale e sociale, l'innovazione e la qualità dei servizi forniti. Al fine di garantire ed allargare il coinvolgimento capillare, i Comitati utilizzano la piattaforma online www.irencollabora.it, primo esempio a livello nazionale, dove i cittadini possono partecipare direttamente avanzando proposte e suggerimenti sui temi di competenza dei Comitati, con l'obiettivo di generare progetti concreti e tangibili.

All'interno dei singoli Comitati si sono costituiti specifici gruppi di lavoro finalizzati allo sviluppo di progetti presentati in seno ai Comitati o sulla piattaforma Irencollabora.it. Nel corso del 2016 si sono tenute 79 riunioni di Comitati e gruppi di lavoro e sono stati realizzati 9 progetti "incubati" in seno ai Comitati.

Al 31 dicembre 2016 sulla piattaforma risultano 718 profili registrati, 565 iscritti, 31 progetti e 23 proposte.

CDP (Carbon Disclosure Project)

Il Gruppo Iren ha partecipato per il quinto anno consecutivo al survey del Carbon Disclosure Project "CDP Climate Change 2016". Iren spicca a livello mondiale per le perfomance ambientali: è quanto emerge dal report del Carbon Disclosure Project (CDP), organizzazione no-profit indipendente che a livello globale raccoglie, analizza e diffonde dati sulle performance ambientali di imprese, città, stati e regioni.

Iren ha infatti ricevuto il più alto riconoscimento (livello A) per le azioni e le strategie messe in campo per ridurre le emissioni e mitigare i cambiamenti climatici.

Più di 5.500 organizzazioni partecipano alla rilevazione annuale delle proprie emissioni di gas effetto serra e analizzano i rischi e le opportunità legate al climate change, attraverso il CDP che, operando su richiesta di 827 investitori con un patrimonio di 100 miliardi di dollari, detiene il più grande database internazionale sulle politiche di gestione del climate change attuate dalle più importanti organizzazioni mondiali.

Sulla base dei punteggi assegnati dal CDP, Iren è risultata tra il 9% delle imprese che hanno ottenuto un livello A per la performance ambientale per mitigare i cambiamenti climatici.

Premio "Italian Resilience Award"

Al Gruppo Iren è stato assegnato il Premio "Italian Resilience Award" per il progetto "Domani splende il sole", nell'ambito di "Ecoincentriamoci", il green forum di approfondimento e dibattito sui temi legati alla sostenibilità ambientale. L'Italian Resilience Award è indetto dalla testata Econewsweb.it, in collaborazione con Kyoto Club e l'azienda green Primaprint, con il patrocinio del Ministero dell'Ambiente, ANCI, Coordinamento delle Agende 21 Locali e Borghi Autentici d'Italia. Il riconoscimento premia Comuni ed aziende che hanno dimostrato come la capacità di condivisione possa agevolare il raggiungimento di obiettivi progettuali e migliorare la qualità degli interventi, favorendo modelli di sviluppo ecocompatibili, che tengono conto dei cambiamenti climatici in atto.

Al progetto "Domani splende il sole", promosso da Iren Rinnovabili per la diffusione di energie pulite in provincia di Reggio Emilia attraverso l'installazione di 100 impianti fotovoltaici su 100 edifici pubblici, è stato riconosciuto il valore di un modello progettuale multistakeholder che ha unito Comuni, imprese del territorio e il Gruppo Iren. Il progetto ha coniugato le strategie industriali e produttive con la volontà di promuovere il risparmio energetico e l'uso di fonti alternative di energia e si propone come modello di riferimento replicabile su altri territori.

Sodalitas Social Award

Iren ha partecipato all'edizione 2016 del Sodalitas Social Award, premio sulla Sostenibilità d'impresa in Italia, candidando 8 progetti, e si è aggiudicato il Sodalitas Social Award 2016, il riconoscimento più autorevole sulla Sostenibilità d'Impresa in Italia, nella categoria Innovazione sostenibile e processi di produzione per il progetto "Domani splende il sole".

Top Utility Analysis

Il Premio Tecnologia & Innovazione è promosso da Top Utility, il think thank che premia le eccellenze italiane nei servizi di pubblica utilità: elettricità, gas, acqua e rifiuti. Tale riconoscimento premia la realtà che ha maggiormente investito in ricerca e sviluppo finalizzata all'innovazione. In tale ambito, il Gruppo Iren è stato premiato per il numero e l'importanza dei progetti innovativi avviati negli ultimi anni e per la capacità di cooperare con altri soggetti nelle attività di ricerca e sviluppo. Top Utility riconosce ad Iren la capacità di sviluppare progetti trasversali ai diversi business, anche attraverso un approccio di open innovation, gli sforzi e agli investimenti compiuti per portare innovazione nei processi e servizi offerti. L'innovazione è uno dei pilastri del piano industriale su cui il Gruppo ha fondato il proprio percorso di crescita.

Top Utility Analysis - MUtilities

L'Amministratore Delegato di Iren Massimiliano Bianco è stato insignito del premio "Manager Utility dell'anno 2016" dalla rivista "Management delle Utilities e delle infrastrutture", testata leader in Italia nel settore dei servizi di pubblica utilità. La motivazione della candidatura e del Premio derivano "dall'articolato progetto di rilancio di Iren in un'ottica di sviluppo sostenibile attento alle istanze dei territori". Il premio è stato assegnato dai componenti dei Comitati Scientifici e d'Onore della Rivista Management delle Utilities di cui fanno parte autorevolissimi docenti e esponenti del settore.

Edu.Iren

E' proseguito il progetto "Edu.Iren", il programma di offerte formative (lezioni per studenti e docenti, visite organizzate negli impianti, laboratori, giochi didattici e altre iniziative educative) messe a disposizione delle scuole gratuitamente, basato sull'esperienza pluriennale del Gruppo Iren in progetti di educazione alla sostenibilità. Il catalogo Edu.Iren (offerte didattiche 2016-2017) presenta significative novità rispetto alle edizioni precedenti, che nascono dai tanti rapporti allacciati tra Iren, docenti, associazioni, musei e istituzioni.

Profughi e rifugiati per la pulizia di Torino

Nel mese di aprile hanno preso servizio circa venti profughi e rifugiati, che hanno operato a titolo gratuito come operatori ecologici per la città di Torino. Grazie ad un protocollo di intesa stilato fra la Città di Torino e AMIAT, i profughi ospitati in città con lo status di titolari di protezione internazionale hanno avuto la possibilità di contraccambiare quanto ricevuto grazie ai progetti di accoglienza legati alla comunità cittadina.

Nuovo parco pubblico Le Vallette di Torino

E' stato inaugurato a maggio 2016 il nuovo parco situato nella zona delle Vallette a Torino, nato dalla riconversione dell'area industriale che ospitava l'omonima centrale di cogenerazione di Iren nata negli anni ottanta. I lavori di riconversione, avviati nell'estate 2014, si sono conclusi restituendo quasi 13 mila metri quadrati alla cittadinanza e creando un'area di svago per bambini e adulti del quartiere.

Bimbi e colleghi negli impianti

Con l'adesione all'iniziativa di carattere nazionale "Bimbi in ufficio con mamma e papà", Iren ha aperto le porte di alcuni impianti al personale del Gruppo e ai famigliari.

Lavori di arredo urbano a Parma

A fine 2016 ha preso avvio una serie di lavori, concordati con l'Amministrazione Comunale di Parma, di completamento delle opere accessorie legate all'estensione della rete del teleriscaldamento cittadino. Si tratta di importanti ed impegnativi interventi di miglioramento urbano, che termineranno nel 2017, e che Iren sta realizzando in segno di vicinanza al territorio, alla città ed ai suoi abitanti.

Sensibilizzazione alla raccolta differenziata e al recupero dei rifiuti

Nei vari territori di riferimento del Gruppo si sono svolte numerose iniziative per la sensibilizzazione alla raccolta differenziata, al riciclo e al recupero dei rifiuti di difficile riciclo (telefonini, piccoli elettrodomestici, medicinali, batterie, occhiali), con laboratori didattici, incontri con famiglie, comunità straniere, scuole e profughi e spettacoli teatrali.

Rebuild

Il progetto Rebuild, promosso da Iren Rinnovabili, Iren Energia e il Comune di Reggio Emilia, che interviene sulla riqualificazione energetica degli edifici civili privati, è stato illustrato il 23 giugno presso il Ministero dello Sviluppo Economico, in occasione della presentazione del 5° Rapporto Annuale sull'Efficienza Energetica di ENEA.

Si segnala inoltre la partecipazione a convegni, eventi e iniziative volte alla sensibilizzazione sulle tematiche CSR (UniToGo, CSR Manager Network, Climathon ecc.) ed a specifici tavoli e gruppi di lavoro:

• Salone della CSR di Milano;
• "Benchmarking della Sostenibilità" promosso da Utilitatis per la creazione di un sistema di benchmarking della Sostenibilità nelle principali Utilities italiane;
• tavoli di lavoro costituiti da Assonime e Utilitalia sui temi della sostenibilità e responsabilità sociale in relazione al recepimento della Direttiva UE 95/2014 in materia di comunicazione delle informazioni non finanziarie (cosiddetto integrated reporting).

Highlights 2016

ALTRE INFORMAZIONI

Codice in materia di protezione dei dati personali

In applicazione a quanto previsto dal D. Lgs. 196/03, denominato "Codice in materia di protezione dei dati personali", è stato avviato negli scorsi anni, in Iren S.p.A. e nelle principali Società del gruppo, un Progetto di Gestione del Sistema Privacy di Gruppo, che prevede un processo di aggiornamento ed implementazione della documentazione Privacy al fine di ottemperare a quanto richiesto dalla normativa in materia.

Per quanto riguarda IREN S.p.A. e le principali Società controllate, tale Progetto ha portato nel corso del 2016, alla predisposizione di un sistema di gestione del trattamento dei dati e della loro sicurezza coerente con la normativa ed allineato all'evoluzione organizzativa che ha interessato il Gruppo.

Il Sistema di Gestione è stato strutturato e sarà sviluppato nel corso del 2017 al fine di poter rispondere, entro il 28 maggio 2018, alle disposizioni del nuovo Regolamento Europeo in materia di Privacy, il cui testo è stato recentemente approvato in via definitiva.

Con riferimento alle altre Società del Gruppo sono state attuate attività utili a valutare il sistema di protezione delle informazioni assoggettate a tale normativa e si sta procedendo nell'implementazione del Sistema di Gestione Privacy di Gruppo.

Attestazioni ex art. 2.6.2 del Regolamento di Borsa Italiana

Con riferimento alle attestazioni di cui all'art. 2.6.2 comma 15 del Regolamento di Borsa Italiana relative all'adeguamento alle condizioni di cui all'art. 36 e ss del Regolamento Mercati di CONSOB, si segnala che la Società non controlla società costituite e regolate dalla legge di stati non appartenenti all'Unione Europea di significativa rilevanza secondo le disposizioni di cui al titolo VI, capo II del regolamento adottato dalla CONSOB con delibera n. 11971 del 1999 e successive modificazioni. Pertanto le disposizioni contenute nel comma 1 dell'art. 36 del Regolamento Mercati di CONSOB non risultano essere applicabili. Riguardo alle condizioni previste dall'art. 37 dello stesso Regolamento Mercati si evidenzia che la società non è sottoposta all'attività di direzione e coordinamento di altra società.

Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Societari e Relazione sulla Remunerazione

La Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Societari e la Relazione sulla Remunerazione, approvate dall'organo di amministrazione e pubblicate congiuntamente alla Relazione sulla gestione, comprendono le informazioni non richiamate nel successivo capitolo "Informazioni sulla Corporate Governance di Iren", così come previste dagli articoli 123-bis e 123-ter del Decreto legislativo 24 febbraio 1998 n. 58 e successive modificazioni ed integrazioni.

INFORMAZIONI SULLA CORPORATE GOVERNANCE DI IREN

PREMESSA

IREN S.p.A. (in seguito "IREN") rappresenta il risultato della fusione per incorporazione di Enìa S.p.A. in IRIDE S.p.A. che ha avuto efficacia il 1° luglio 2010.

La fusione fra IRIDE ed Enìa è stata promossa dai Soci di controllo delle medesime – rispettivamente FSU S.r.l. (controllata pariteticamente dai Comuni di Torino e di Genova) ed i Comuni di Reggio Emilia, Parma, Piacenza ed altri Comuni dell'area emiliana sottoscrittori di patti parasociali ad hoc – con l'obiettivo di dare vita ad una nuova entità in grado di sviluppare sinergie industriali e di rappresentare un polo per ulteriori aggregazioni sul mercato nazionale.

Alla data della presente relazione sono vigenti fra gli azionisti pubblici di IREN due Patti Parasociali, infra elencati:

• Patto FSU – c.d. Parti Emiliane, efficace dal 9 maggio 2016.

Tale patto – che ha definitivamente superato il precedente patto sottoscritto in data 28 aprile 2010, come modificato in data 23 maggio 2013 (in seguito anche "Primo Patto") – è riconducibile ad un sindacato di blocco e di voto avente la finalità di garantire lo sviluppo della Società, delle sue partecipate e della sua attività, nonché di assicurare alla medesima unità e stabilità di indirizzo, ed in particolare: (i) determinare modalità di consultazione ed assunzione congiunta di talune deliberazioni dell'Assemblea dei soci della Società; e (ii) disciplinare taluni limiti alla circolazione delle azioni conferite.

Il Patto FSU-Parti Emiliane è altresì finalizzato a ridefinire gli assetti e gli equilibri determinati tra i soci paciscenti in forza del Primo Patto alla luce delle previsioni contenute nello Statuto approvato dall'Assemblea dei Soci del 9 maggio 2016, con riferimento alla possibilità per i Soci di beneficiare della maggiorazione del voto ai sensi dell'art. 127-quinquies TUF e delle relative disposizioni di attuazione.

Il Patto FSU-Parti Emiliane avrà durata di 3 anni e si rinnoverà tacitamente, salva la facoltà di recesso con le modalità e nei termini di cui al Patto, per ulteriori due anni; successivamente, ogni eventuale ulteriore rinnovo dovrà essere preventivamente concordato per iscritto.

• Sub Patto Parti Emiliane, efficace dal 9 maggio 2016.

Tale patto – che ha definitivamente superato il precedente sub-patto sottoscritto in data 28 aprile 2010, come modificato in data 23 maggio 2013 (in seguito anche "Primo Sub Patto") – intende, tra l'altro, determinare i rispettivi diritti e obblighi, al fine di (i) assicurare un'unità di comportamento e una disciplina delle decisioni che dovranno essere assunte dai pattisti emiliani nell'ambito di quanto previsto dal Patto FSU-Parti Emiliane; (ii) attribuire un diritto di prelazione a favore degli aderenti nell'ipotesi di cessione delle azioni della Società diverse dalle azioni oggetto del Sindacato di Blocco ai sensi del Patto; nonché (iii) conferire al Comune di Reggio Emilia mandato irrevocabile ad esercitare per conto dei pattisti i diritti attribuiti a questi ultimi ai sensi del Patto.

Il Sub Patto Parti Emiliane avrà durata di 3 anni e si rinnoverà tacitamente, salva la facoltà di recesso con le modalità e nei termini di cui al medesimo Sub Patto, per ulteriori due anni; successivamente, ogni eventuale ulteriore rinnovo dovrà essere preventivamente concordato per iscritto.

Nel corso del periodo 9 maggio 2016 – 31 dicembre 2016 i Comuni di Baiso, Campegine, Poviglio e Scandiano hanno effettuato vendite, sul mercato, di azioni della Società apportate al Patto FSU-Parti Emiliane e al Sub Patto Parti Emiliane.

IREN si configura come una holding industriale operante nei settori di attività già propri delle Società fuse mediante un Gruppo articolato su Società di Primo Livello quali Capofiliera delle rispettive Business Units (Energia, Mercato, Reti e Ambiente), specializzate nella gestione delle singole linee di business, che operano direttamente, ed attraverso società dalle stesse partecipate, nei settori di specifica competenza. Tale assetto è volto a valorizzare la complementarietà dei due Gruppi di origine ed a rafforzarne sia il radicamento territoriale, sia l'integrazione delle diverse filiere di business.

Più nello specifico, in linea con gli obiettivi del Piano Industriale di Gruppo 2015-2020 (approvato dal Consiglio di Amministrazione della Capogruppo nel corso della seduta del 16 giugno 2015), quali ribaditi nel Piano Industriale di Gruppo 2016-2021 (approvato dal Consiglio di Amministrazione nel corso della seduta del 18 ottobre 2016), anche nel 2016 è proseguito il Piano di riorganizzazione delle società controllate di Gruppo, avviato nel 2015. Il Piano ha determinato la riduzione del numero delle società, attraverso l'integrazione e l'accorpamento delle attività aventi caratteristiche operative omogenee e l'ottimizzazione della struttura in quattro Business Unit (Business Unit Energia, Business Unit Reti, Business Unit Mercato e Business Unit Ambiente), coincidenti con quattro Società di Primo Livello (sub holding della Capogruppo) operanti nei rispettivi settori di mercato.

La riorganizzazione è stata finalizzata, oltre che ad una semplificazione quantitativa del numero di società, anche e soprattutto a meglio accorpare, all'interno di ciascuna delle individuate Business Unit, attività ed asset caratteristici di ciascuna linea di business.

La Società adotta un sistema di governo societario di tipo tradizionale, conforme ai principi contenuti nel Codice di Autodisciplina delle Società Quotate emanato da Borsa Italiana – edizione luglio 2015 (in seguito "Codice").

Il Consiglio di Amministrazione è investito dei più ampi poteri per l'amministrazione ordinaria e straordinaria della società e, in particolare, della facoltà di compiere tutti gli atti che ritenga opportuni per l'attuazione e il raggiungimento dell'oggetto sociale, anche organizzando la Società ed il Gruppo per aree di business, siano esse strutturate in società o divisioni operative, esclusi soltanto gli atti che la legge e lo statuto stesso riservano all'assemblea.

Ai sensi dello Statuto sociale (la cui vigente versione è stata approvata dall'Assemblea dei Soci – parte straordinaria tenutasi in data 9 maggio 2016), il Consiglio di Amministrazione delega proprie competenze ad uno o più dei suoi componenti e può inoltre attribuire al Presidente, al Vice Presidente e all'Amministratore Delegato deleghe, purché non confliggenti le une con le altre.

Con l'approvazione del bilancio al 31 dicembre 2015 è scaduto il mandato dell'organo amministrativo di IREN in carica negli esercizi 2013/2014/2015.

In data 9 maggio 2016 l'Assemblea dei Soci di IREN, riunitasi inter alia per l'approvazione del bilancio al 31 dicembre 2015, ha proceduto altresì alla nomina del Consiglio di Amministrazione della Società per il triennio 2016-2018, con scadenza alla data di approvazione del bilancio al 31 dicembre 2018.

Il Consiglio di Amministrazione di IREN, nella riunione tenutasi in pari data ha: (i) preso atto della nomina assembleare del Presidente del Consiglio di Amministrazione, dott. Paolo Peveraro, (ii) provveduto alla nomina del Vice Presidente, nella persona del prof. avv. Ettore Rocchi (già Vicepresidente nel precedente mandato, a far data dal 4 giugno 2015) e dell'Amministratore Delegato, nella persona del dott. Massimiliano Bianco (già Amministratore Delegato nel corso del precedente mandato, a far data dal 1° dicembre 2014) e (iii) conferito proprie attribuzioni al Presidente, al Vice Presidente, all'Amministratore Delegato in conformità allo Statuto sociale.

Con delibera del Consiglio di Amministrazione del 9 maggio 2016, al Presidente neo-nominato, Paolo Peveraro, sono stati attribuiti poteri, deleghe e responsabilità in materia di rapporti istituzionali, relazioni esterne, comunicazione, rapporti con Regioni ed Enti locali, rapporti con i Regolatori, operazioni di acquisizione e fusione (merger & acquisition).

Al Vice Presidente, Ettore Rocchi, sono stati attribuiti poteri, deleghe e responsabilità in materia di affari societari, corporate compliance, comitati (sia Comitati endo-consiliari costituiti in ottemperanza alle previsioni di cui al Codice, sia Comitati per il territorio), risk management, internal audit, corporate social responsibility.

All'Amministratore Delegato, Massimiliano Bianco, sono stati attribuiti poteri, deleghe e responsabilità in materia di amministrazione, finanza e controllo; personale, organizzazione e sistemi informativi; approvvigionamenti, logistica e servizi; affari legali; business units Energia, Mercato, Reti ed Energia, nonché ampie deleghe e poteri di rappresentanza.

Inoltre, in ossequio alle previsioni del Codice, con deliberazione assunta nella seduta del 12 maggio 2016, il Consiglio di Amministrazione ha nominato:

• un Comitato per la Remunerazione e le Nomine (in seguito anche "CRN");
• un Comitato Controllo e Rischi, al quale, nel corso della seduta del 20 dicembre 2016, ha altresì attribuito funzioni consultive e propositive nei confronti del Consiglio di Amministrazione in materia di sostenibilità. In relazione a tale incremento di funzioni, detto Comitato è stato denominato Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità (in seguito anche "CCRS").

In ossequio a quanto previsto dal Regolamento Consob e dallo specifico Regolamento Interno OPC, con deliberazione assunta nella seduta del 12 maggio 2016, il Consiglio di Amministrazione ha altresì nominato il Comitato di Amministratori Indipendenti per la trattazione delle Operazioni con Parti correlate, denominato Comitato per le Operazioni con Parti Correlate (in seguito anche "COPC").

In merito all'Organo di Controllo (Collegio Sindacale) e alla revisione legale, lo Statuto della Società ne stabilisce la composizione e le modalità di nomina. Compiti e funzionamento sono disciplinati dalla vigente normativa.

CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE

Con l'approvazione del bilancio al 31 dicembre 2015 è scaduto il mandato dell'organo amministrativo di IREN in carica negli esercizi 2013/2014/2015.

In data 9 maggio 2016, l'Assemblea degli Azionisti ha nominato l'attuale Consiglio di Amministrazione, composto da tredici consiglieri, in carica per gli esercizi 2016/2017/2018 (sino all'approvazione del bilancio della Società al 31 dicembre 2018).

Di seguito si riporta la composizione del Consiglio di Amministrazione in carica sino al 9 maggio 2016:

Carica	Nome e Cognome	Luogo di nascita	Data di nascita
Presidente del Consiglio di Amministrazione	Francesco Profumo(*)	Savona	3 maggio 1953
Vice Presidente Amministratore	Ettore Rocchi (**)	Reggio Emilia	20 novembre 1964
Delegato e Direttore Centrale Operations e Strategia	Massimiliano Bianco (***)	Gioia del Colle (BA)	30 agosto 1971
Amministratore	Lorenzo Bagnacani (*)	Reggio Emilia	17 novembre 1970
Amministratore	Roberto Bazzano (*)	Cairo Montenotte (SV)	1 febbraio 1944
Amministratore	Moris Ferretti (****)	Reggio Emilia	28 maggio 1972
Amministratore	Franco Amato (*)	Siracusa	19 aprile 1962
Amministratore	Tommaso Dealessandri (*)	Cercenasco (TO)	18 settembre 1949
Amministratore	Alessandro Ghibellini (*)	Genova	15 ottobre 1947
Amministratore	Augusto Buscaglia (*)	Torino	30 novembre 1948
Amministratore	Anna Ferrero (*)	Torino	10 agosto 1952
Amministratore	Fabiola Mascardi (*)	Genova	4 dicembre 1962
Amministratore	Barbara Zanardi (*)	Piacenza	3 marzo 1977

(*) Nominato per tre esercizi (2013/2014/2015) dall'Assemblea degli azionisti tenutasi il 27 giugno 2013.

(**) Nominato Vice Presidente dal Consiglio di Amministrazione nel corso della seduta del 4 giugno 2015, carica ricoperta sino al 30 aprile 2015 dal dott. Andrea Viero (dimissionario da tale data).

(***) Cooptato dal Consiglio di Amministrazione in data 1° dicembre 2014 in sostituzione del dimissionario ing. Nicola De Sanctis e nella stessa seduta nominato Amministratore Delegato con conferimento dei relativi poteri. In data 3 dicembre 2014 il Consiglio di Amministrazione ha deliberato di procedere all'assunzione con contratto di lavoro dirigenziale a tempo determinato in qualità di Direttore Centrale Operations e Strategia del dott. Bianco a decorrere dal 1° gennaio 2015 e con scadenza al 31 dicembre 2019. Confermato alla carica di Consigliere sino alla scadenza dell'organo amministrativo (e, più precisamente, sino all'approvazione del bilancio della Società al 31 dicembre 2015) dall'Assemblea degli azionisti tenutasi il 28 aprile 2015, nonché confermato alla carica di Amministratore Delegato della Società (con conferimento dei relativi poteri) dal Consiglio di Amministrazione della Società nel corso della seduta del 28 aprile 2015.

(****) Cooptato in Consiglio di Amministrazione nel corso della seduta del 4 giugno 2015 in sostituzione del dimissionario dott. Andrea Viero.

(*****) Nominato sino alla scadenza dell'organo amministrativo (e, più precisamente, sino all'approvazione del bilancio della Società al 31 dicembre 2015) dall'Assemblea degli azionisti tenutasi il 18 giugno 2014 in sostituzione del sig. Roberto Walter Firpo, cooptato dal Consiglio di Amministrazione nel corso della seduta del 17 settembre 2013.

Di seguito si riporta la composizione dell'attuale Consiglio di Amministrazione (*):

Carica	Nome e Cognome	Luogo di nascita	Data di nascita
Presidente del Consiglio di Amministrazione	Paolo Peveraro	Castel San Giovanni (PC)	5 luglio 1956
Vice Presidente	Ettore Rocchi	Reggio Emilia	20 novembre 1964
Amministratore Delegato e Direttore Centrale Operations e Strategia	Massimiliano Bianco	Gioia del Colle (BA)	30 agosto 1971
Amministratore	Moris Ferretti	Reggio Emilia	28 maggio 1972
Amministratore	Lorenza Franca Franzino	Torino	5 aprile 1955
Amministratore	Alessandro Ghibellini	Genova	15 ottobre 1947
Amministratore	Fabiola Mascardi	Genova	4 dicembre 1962
Amministratore	Marco Mezzalama	Torino	17 settembre 1948
Amministratore	Paolo Pietrogrande	Roma	19 giugno 1957
Amministratore	Marta Rocco	Genova	3 novembre 1969
Amministratore	Licia Soncini	Roma	24 aprile 1961
Amministratore	Isabella Tagliavini	Parma	20 ottobre 1958
Amministratore	Barbara Zanardi	Piacenza	3 marzo 1977

(*) Nominato per tre esercizi (2016/2017/2018) dall'Assemblea degli azionisti tenutasi il 9 maggio 2016.

Ai sensi dell'articolo 25 dello Statuto, le deliberazioni del Consiglio di Amministrazione di IREN sono assunte con il voto favorevole della maggioranza assoluta degli Amministratori in carica.

Per le materie indicate all'articolo 25.5 dello statuto (le "Materie Rilevanti") le deliberazioni del Consiglio di Amministrazione di IREN sono assunte con il voto favorevole di almeno 10 Consiglieri.

Gli articoli 18, 19 e 20 dello Statuto disciplinano la nomina, le modalità e i criteri di presentazione delle liste per l'elezione degli Amministratori, che avviene con il sistema del voto di lista.

Nel corso dell'esercizio 2016 il Consiglio di Amministrazione di IREN ha tenuto n. 19 riunioni, di cui 14 si sono tenute a far data dal 9 maggio 2016.

Nel Consiglio di Amministrazione, formato da 13 amministratori, otto di essi risultano in possesso di requisiti di indipendenza sia ai sensi del combinato disposto degli artt. 147-ter, comma 4, e 148, comma 3, Testo Unico della Finanza, sia ai sensi del Codice.

Il Consiglio di Amministrazione valuta l'indipendenza dei propri componenti avendo riguardo più alla sostanza che alla forma. L'indipendenza degli amministratori è valutata dal Consiglio di Amministrazione dopo la nomina e, successivamente, con cadenza annuale, ovvero al ricorrere di circostanze rilevanti ai fini dell'indipendenza. L'esito delle valutazioni del Consiglio è comunicato al mercato, con le modalità individuate nel Codice.

In data 20 dicembre 2016 si è tenuta la riunione annuale degli Amministratori Indipendenti, ai sensi del Criterio Applicativo 3.C.6. del vigente Codice.

La Società ha istituito un sistema premiante di breve periodo (MBO) per l'Amministratore Delegato della Capogruppo e i Dirigenti con Responsabilità Strategiche del Gruppo: gli obiettivi vengono fissati rispettivamente dal Consiglio di Amministrazione e dall'Amministratore Delegato della Società – su proposta del Comitato per la Remunerazione e le Nomine della Società – su base annuale e, ove raggiunti, nella misura stabilita in esito ad istruttoria condotta dal Comitato, danno diritto al percepimento del relativo premio (previa delibera del Consiglio di Amministrazione, per quanto attiene alla figura dell'Amministratore Delegato).

Nel corso della seduta del 22 dicembre 2015, il Consiglio di Amministrazione della Società, sulla base dell'istruttoria condotta dal Comitato per la Remunerazione e le Nomine, ha approvato il Piano di Incentivazione di Lungo Termine Monetario 2015-2018 per l'Amministratore Delegato della Società, i Dirigenti con Responsabilità Strategiche del Gruppo e altre risorse (c.d. "Risorse Chiave") che possono contribuire in modo rilevante al raggiungimento degli obiettivi del Piano Industriale (quale approvato dal Consiglio di Amministrazione nel giugno 2015).

Per maggiori informazioni sulla politica di remunerazione, si rinvia alla Relazione sulla Remunerazione per l'esercizio 2016, messa a disposizione degli azionisti, nel rispetto dei termini previsti dalla vigente normativa, prima dell'Assemblea convocata per l'approvazione del Bilancio al 31 dicembre 2016.

Come previsto dal Codice Civile, gli amministratori che hanno un interesse in una particolare operazione lo comunicano preventivamente. In particolare, in data 13 marzo 2015 è stato approvato dal C.d.A. l'attuale testo del "Regolamento interno in materia di operazioni con parti correlate".

COMITATO PER LA REMUNERAZIONE E LE NOMINE

Il Consiglio di Amministrazione ha costituito al proprio interno un Comitato per la Remunerazione e le Nomine, composto da Amministratori non esecutivi, la maggioranza dei quali indipendenti, tra i quali viene scelto il Presidente.

Il Comitato ha le funzioni di cui al Principio 6.P.4. e del Criterio Applicativo 6.C.5 del Codice – in materia di remunerazioni – nonché di cui ai Criteri Applicativi 5.C.1. e 5.C.2 – in materia di nomine, infra elencate:

• a) valutare periodicamente l'adeguatezza, la coerenza complessiva e la concreta applicazione della politica per la remunerazione degli amministratori e dei dirigenti con responsabilità strategiche, avvalendosi a tale ultimo riguardo delle informazioni fornite dagli amministratori delegati;
• b) formulare al Consiglio di Amministrazione proposte in materia;
• c) presentare proposte o esprimere pareri al Consiglio di Amministrazione sulla remunerazione degli amministratori esecutivi e degli altri amministratori che ricoprono particolari cariche nonché sulla fissazione degli obiettivi di performance correlati alla componente variabile di tale remunerazione;
• d) monitorare l'applicazione delle decisioni adottate dal Consiglio stesso verificando, in particolare, l'effettivo raggiungimento degli obiettivi di performance;
• e) curare l'istruttoria per la predisposizione della politica per la remunerazione degli amministratori esecutivi e dei dirigenti con responsabilità strategiche del Gruppo, funzionale all'adozione dei provvedimenti di competenza del Consiglio di Amministrazione della Società.
• f) formulare pareri al Consiglio di Amministrazione in merito alla dimensione e alla composizione dello stesso ed esprimere raccomandazioni in merito alle figure professionali la cui presenza all'interno del Consiglio sia ritenuta opportuna;
• g) esprimere raccomandazioni al Consiglio di Amministrazione in merito al numero massimo di incarichi di Amministratore o di sindaco in altre Società quotate in mercati regolamentati (anche esteri), in società finanziarie, bancarie, assicurative o di rilevanti dimensioni, compatibile con un efficace svolgimento dell'incarico di Amministratore di Iren, tenendo in considerazione la partecipazione dei Consiglieri ai Comitati costituiti all'interno del Consiglio, nonché in merito alle deroghe al divieto di concorrenza previsto dall'art. 2390 cod. civ.;
• h) proporre al Consiglio di Amministrazione candidati alla carica di Amministratore nei casi di cooptazione ex art. 2386, comma 1, cod. civ., ove occorra sostituire Amministratori indipendenti, assicurando il rispetto delle prescrizioni sul numero minimo di amministratori indipendenti e sulle quote riservate al genere meno rappresentato;
• i) effettuare l'istruttoria sulla predisposizione del piano per la successione degli Amministratori esecutivi, qualora il Consiglio di Amministrazione valuti di adottare tale piano.

Al Comitato per la Remunerazione e le Nomine è stato inoltre attribuito il compito di supportare il Consiglio di Amministrazione nell'attività di autovalutazione annuale del Consiglio e dei suoi Comitati ai sensi del Criterio Applicativo 1.C.1 lett. g) del Codice.

Al Comitato per la Remunerazione e le Nomine spetta altresì il compito di esaminare preliminarmente – rispetto alle decisioni di competenza del Consiglio di Amministrazione – la Relazione annuale sulla remunerazione ex art. 123-ter TUF, da mettere a disposizione del pubblico in vista dell'assemblea annuale di bilancio.

La trattazione e l'adozione delle delibere in materia di remunerazione degli Amministratori da parte del Comitato per la Remunerazione e le Nomine avviene in assenza dei diretti interessati.

Il Comitato svolge altresì le funzioni di Comitato di amministratori indipendenti, limitatamente ai casi in cui la sua composizione permette di soddisfare i requisiti minimi di indipendenza e non correlazione dei suoi membri richiesti dal Regolamento Consob, nel caso di operazioni aventi ad oggetto le remunerazioni degli Amministratori e dei Dirigenti con responsabilità strategiche della Società, ai sensi dell'art. 7.1-bis del vigente Regolamento Interno per le operazioni con parti correlate.

Sino al 9 maggio 2016, hanno fatto parte del Comitato per la Remunerazione e le Nomine i seguenti amministratori:

• Fabiola Mascardi, con funzione di Presidente;
• Augusto Buscaglia;
• Moris Ferretti.

In data 12 maggio 2016, il Consiglio di Amministrazione di IREN ha nominato quali membri del Comitato per la Remunerazione e le Nomine i seguenti amministratori:

• Moris Ferretti, ravvisando in capo al medesimo il possesso di una adeguata conoscenza ed esperienza in materia finanziaria o di politiche retributive;
• Marta Rocco;
• Isabella Tagliavini.

In data 24 maggio 2016 il Comitato ha nominato il suo Presidente nella persona dell'avv. Marta Rocco, in possesso dei requisiti di indipendenza ai sensi degli artt. 147-ter, comma 4, e 148, comma 3, TUF nonché ai sensi dell'art. 3 del Codice.

Nel corso dell'esercizio 2016 il Comitato per la Remunerazione e le Nomine si è riunito 14 volte (di cui n. 8 a far data dal 12 maggio 2016), elaborando proposte che sono riportate nei verbali delle riunioni del Comitato medesimo.

Come da indicazioni del Codice, a tutte le riunioni del Comitato hanno partecipato il Presidente del Collegio Sindacale e/o altro/i sindaco/i da lui designato/i.

Per maggiori informazioni di dettaglio si rinvia alla Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari disponibile sul sito www.gruppoiren.it.

COMITATO CONTROLLO E RISCHI (COMITATO CONTROLLO, RISCHI E SOSTENIBILITÁ, DAL 20 DICEMBRE 2016)

In ossequio a quanto stabilito dal Codice, il Consiglio di Amministrazione ha costituito un Comitato Controllo e Rischi.

Il Comitato è composto da tre Amministratori non esecutivi, la maggioranza dei quali indipendenti, tra cui viene scelto il Presidente.

Il Comitato Controllo e Rischi assolve al generale compito di supportare, con un'adeguata attività istruttoria, le valutazioni e le decisioni del Consiglio di Amministrazione relative al sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, nonché quelle relative all'approvazione delle relazioni finanziarie periodiche.

Al medesimo sono attribuite le funzioni di cui al Criterio Applicativo 7.C.1 del Codice (trattasi dell'espressione di pareri preliminari rispetto alle deliberazioni del Consiglio di Amministrazione su una serie di materie, fra le quali sono annoverate la nomina / revoca e la remunerazione del Responsabile della funzione di Internal Audit) nonché quelle di cui al Criterio Applicativo 7.C.2., infra elencate:

• valutare, unitamente al Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari e sentiti il revisore legale e il collegio sindacale, il corretto utilizzo dei principi contabili e, nel caso di gruppi, la loro omogeneità ai fini della redazione del Bilancio consolidato;
• esprimere pareri su specifici aspetti inerenti alla identificazione dei principali rischi aziendali (in particolare, su specifici aspetti inerenti le Risk Policies, l'identificazione dei principali rischi aziendali e il Piano di Audit, nonché in merito alle linee di indirizzo del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi);

• esaminare le relazioni periodiche, aventi per oggetto la valutazione del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, e quelle di particolare rilevanza predisposte dalla funzione Internal Audit;

• monitorare l'autonomia, l'adeguatezza, l'efficacia e l'efficienza della funzione di Internal Audit;

• chiedere alla funzione di Internal Audit lo svolgimento di verifiche su specifiche aree operative, dandone contestuale comunicazione al Presidente del Collegio Sindacale;
• riferire al Consiglio, almeno semestralmente, in occasione dell'approvazione della relazione finanziaria annuale e semestrale, sull'attività svolta nonché sull'adeguatezza del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi;
• supportare, con un'adeguata attività istruttoria, le valutazioni e le decisioni del Consiglio di Amministrazione relative alla gestione di rischi derivanti da fatti pregiudizievoli di cui il Consiglio di Amministrazione sia venuto a conoscenza.

Nello svolgimento delle proprie funzioni, il Comitato ha la facoltà di accedere alle informazioni e alle funzioni aziendali necessarie per lo svolgimento dei propri compiti, nonché di avvalersi di consulenti esterni, nei termini stabiliti dal Consiglio di Amministrazione.

Sino al 9 maggio 2016 hanno fatto parte dell'allora Comitato Controllo e Rischi i seguenti amministratori:

• Franco Amato, con funzione di Presidente;
• Alessandro Ghibellini;
• Barbara Zanardi

In data 12 maggio 2016, il Consiglio di Amministrazione di IREN ha nominato quali membri dell'allora Comitato Controllo e Rischi i seguenti amministratori:

• Alessandro Ghibellini;
• Marco Mezzalama;
• Paolo Pietrogrande;

ritenendo che, sulla base dei rispettivi curricula professionali, ogni componente possedesse, con proprie competenze specifiche, un'adeguata esperienza in materia di gestione dei rischi.

In data 18 maggio 2016 il Comitato ha nominato il suo Presidente nella persona dell'ing. Paolo Pietrogrande, in possesso dei requisiti di indipendenza ai sensi degli artt. 147-ter, comma 4, e 148, comma 3, TUF nonché ai sensi dell'art. 3 del Codice.

Con deliberazione assunta in data 20 dicembre 2016 il Consiglio di Amministrazione di IREN ha attribuito funzioni consultive e propositive nei confronti dell'organo amministrativo in materia di sostenibilità al Comitato Controllo e Rischi, il quale, a partire da tale data, ha assunto la denominazione di Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità.

In data 14 febbraio 2017, il Consiglio di Amministrazione della Società ha dettagliato tali funzioni, stabilendo che il Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità, nell'assistere l'organo amministrativo:

• vigila sulle politiche di "sostenibilità" e sul rispetto dei principi di comportamento eventualmente adottati in materia dalla Società e dalle sue controllate;
• esamina le linee guida del piano di sostenibilità e vigila sulle modalità di attuazione;
• valuta, unitamente alla Funzione di Gruppo competente e sentito il revisore legale, il corretto utilizzo degli standard adottati ai fini della redazione delle informative non finanziarie previste dalle vigenti normative;
• vigila sul sistema di valutazione e di miglioramento degli impatti ambientali, economici e sociali derivanti dalle attività di impresa nei territori;
• esamina le relazioni periodiche sull'attuazione delle modalità strutturate di confronto con gli stakeholder dei territori nei quali opera il Gruppo, in particolare attraverso i Comitati Territoriali, e quelle sulla coerenza alle tematiche CSR delle attività culturali e di promozione dell'immagine del Gruppo.

Nel corso dell'esercizio 2016 il Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità di IREN ha tenuto 8 riunioni (di cui n. 6 a far data dal 12 maggio 2016).

Come da indicazioni del Codice, a tutte le riunioni del Comitato hanno partecipato il Presidente del Collegio Sindacale e/o altro/i sindaco/i da lui designato/i.

Per maggiori informazioni di dettaglio si rinvia alla Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari disponibile sul sito www.gruppoiren.it.

COMITATO PER LE OPERAZIONI CON PARTI CORRELATE

In data 3 dicembre 2013, il Consiglio di Amministrazione, a seguito dell'approvazione del nuovo Regolamento interno sulle operazioni con parti correlate ed in conformità al medesimo, ha costituito un apposito Comitato per le Operazioni con Parti Correlate.

Il Comitato è composto da tre Amministratori in possesso dei requisiti di indipendenza previsti dagli artt. 147-ter, comma 4, e 148, comma 3, TUF e degli ulteriori requisiti previsti dall'art. 3 del vigente Codice. Al fine di garantire il doppio requisito dell'indipendenza e della non correlazione nella singola operazione da esaminare, è previsto che il COPC venga integrato con altri amministratori indipendenti e "non correlati nella singola operazione da esaminare" presenti nel Consiglio di Amministrazione della Società, attribuendo al Presidente del COPC il compito di individuare un sotto comitato (i c.d. Membri Designati) composto di tre amministratori indipendenti e non correlati in relazione alla singola operazione con parte correlata da esaminare.

Con riferimento alle operazioni di minor rilevanza, ai sensi del Regolamento, qualora non vi sia neppure un membro del COPC indipendente e non correlato e nel Consiglio di Amministrazione non vi siano altri amministratori dotati dei requisiti necessari ad integrare la composizione del COPC, il parere motivato non vincolante sarà fornito da un esperto indipendente nominato dal Presidente del Comitato, sentito il Presidente del Collegio Sindacale.

Con riferimento alle operazioni di maggior rilevanza, individuate come tali ai sensi del Regolamento, qualora non vi siano almeno tre amministratori indipendenti non correlati, il Presidente del Comitato provvederà a designare uno o, se possibile, due amministratori indipendenti e non correlati; qualora non vi siano amministratori indipendenti e non correlati, tali attività saranno svolte dal Collegio Sindacale o da un esperto indipendente nominato dal Presidente del Comitato sentito il Presidente del Collegio Sindacale.

Il COPC esprime il proprio parere in relazione all'effettuazione delle operazioni di minore e maggiore rilevanza con Parti Correlate e, in generale, svolge anche tutte le altre funzioni assegnate in materia di operazioni con Parti Correlate, ai sensi del Regolamento Consob in tema di operazioni con parti correlate.

Sino al 9 maggio 2016 hanno fatto parte del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate i seguenti amministratori:

• Barbara Zanardi, con funzione di Presidente;
• Franco Amato;
• Fabiola Mascardi.

In data 12 maggio 2016, il Consiglio di Amministrazione di IREN ha nominato quali membri del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate i seguenti amministratori:

• Lorenza Franca Franzino;
• Licia Soncini;
• Barbara Zanardi;

tutti in possesso dei requisiti di indipendenza sia ai sensi delle disposizioni del TUF, sia ai sensi dell'art. 3 del Codice.

In data 24 maggio 2016 il Comitato ha nominato il suo Presidente nella persona di Barbara Zanardi.

Nel corso dell'esercizio 2016 il COPC si è riunito 21 volte (di cui 16 a far data dal 12 maggio 2016), elaborando fra l'altro pareri che sono riportati nei verbali delle riunioni del Comitato medesimo.

Per maggiori informazioni di dettaglio si rinvia alla Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari disponibile sul sito www.gruppoiren.it.

COMPOSIZIONE DEI COMITATI

Comitato per la Remunerazione e le Nomine sino al 9 maggio 2016	Comitato Controllo e Rischi sino al 9 maggio 2016	Comitato per le Operazioni con Parti Correlate sino al 9 maggio 2016
Fabiola Mascardi (Presidente)	Franco Amato (Presidente)	Barbara Zanardi (Presidente)
Augusto Buscaglia (*)	Alessandro Ghibellini	Fabiola Mascardi
Moris Ferretti (**)	Barbara Zanardi	Franco Amato

(*) E' stato nominato membro del Comitato per la Remunerazione e le nomine in data 4 luglio 2014, in sostituzione del sig. Firpo. (**) E' stato nominato membro del Comitato per la Remunerazione e le Nomine in data 4 giugno 2015, in sostituzione del prof. Rocchi.

Comitato per la Remunerazione e le Nomine a partire dal 9 maggio 2016	Comitato Controllo e Rischi(***) a partire dal 9 maggio 2016	Comitato per le Operazioni con Parti Correlate a partire dal 9 maggio 2016
Marta Rocco (Presidente)	Paolo Pietrogrande (Presidente)	Barbara Zanardi (Presidente)
Moris Ferretti	Alessandro Ghibellini	Lorenza Franca Franzino
Isabella Tagliavini	Marco Mezzalama	Licia Soncini

(***) Dal 20 dicembre 2016, a seguito dell'integrazione delle sue funzioni in materia di sostenibilità, come da deliberazione del Consiglio di Amministrazione di IREN, il Comitato Controllo e Rischi ha assunto la denominazione di Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità.

COLLEGIO SINDACALE

Il Collegio Sindacale si compone di tre sindaci effettivi e due sindaci supplenti che durano in carica per tre esercizi, con scadenza alla data dell'assemblea convocata per l'approvazione del bilancio relativo all'ultimo esercizio della loro carica e sono rieleggibili.

L'Assemblea degli Azionisti in data 28 aprile 2015 ha provveduto a nominare i membri dell'organo di controllo, che rimarrà in carica per gli esercizi 2015/2016/2017 (sino all'approvazione del bilancio della Società afferente all'esercizio 2017).

Di seguito si riporta la composizione del Collegio Sindacale nominato dall'Assemblea dei Soci del 28 aprile 2015 per la durata di 3 esercizi:

Carica	Nome e Cognome	Luogo di nascita	Data di nascita
Presidente	Michele Rutigliano	Milano	6 ottobre 1953
Sindaco Effettivo	Anna Maria Fellegara	Borgonovo Val Tidone (PC)	18 gennaio 1958
Sindaco Effettivo	Emilio Gatto	Genova	1 ottobre 1969
Sindaco Supplente	Giordano Mingori	Brescello (RE)	9 novembre 1947
Sindaco Supplente	Giorgio Mosci	Genova	17 maggio 1958

Gli artt. 27 e segg. dello Statuto, cui espressamente si rimanda, stabiliscono le modalità di nomina del Collegio Sindacale attraverso il voto di lista.

I membri del Collegio Sindacale assistono alle Assemblee ed alle riunioni del Consiglio di Amministrazione. La presenza di almeno un membro del Collegio Sindacale alle sedute del Consiglio di Amministrazione assicura l'informativa al Collegio Sindacale sull'attività svolta dalla società e sulle operazioni di maggior rilievo economico, finanziario e patrimoniale effettuate dalla stessa e dalle sue controllate ed in particolare sulle operazioni nelle quali gli amministratori abbiano un interesse.

Il Collegio Sindacale ha vigilato sull'indipendenza della società di revisione e, nello svolgimento della propria attività si è coordinato con la funzione Internal Audit e con il Comitato Controllo e Rischi, partecipando alle relative riunioni.

Nel corso del 2016 si sono tenute 13 riunioni del Collegio Sindacale.

Per maggiori informazioni di dettaglio si rinvia alla Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari disponibile sul sito www.gruppoiren.it.

Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili e societari

Dott. Massimo Levrino (Direttore Amministrazione, Finanza e Controllo)

Società di Revisione

Pricewaterhouse Coopers S.p.A. - Incarico conferito dall'assemblea degli Azionisti in data 14 maggio 2012 per il novennio 2012-2020.

Dichiarazione circa l'osservanza delle norme in materia di governo societario

Il sistema di corporate governance di IREN è in linea con le previsioni del Testo Unico della Finanza e del Codice di Autodisciplina delle Società Quotate.

In data 20 dicembre 2016 il Consiglio di Amministrazione di IREN ha formalmente deliberato l'adesione alle raccomandazioni del Codice di Autodisciplina delle Società Quotate (edizione del luglio 2015), il cui recepimento sostanziale era già stato avviato nel corso del 2016, come precisato nell'ambito della Relazione annuale sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari riferita all'esercizio 2015.

Il Consiglio di Amministrazione ha altresì approvato un documento in cui viene data evidenza delle soluzioni di governance adottate dalla Società con riferimento alle previsioni del Codice, documento che sarà pubblicato sul sito web del Gruppo IREN, nella Sezione "Investor Relations – Corporate Governance – Altri documenti societari".

Lo Statuto Sociale è coerente con le disposizioni del Testo Unico e le altre previsioni di legge o regolamento applicabili alle società quotate.

In particolare lo Statuto prevede, fra l'altro, che:

• gli amministratori debbano essere in possesso dei requisiti previsti dalla legge e dalle norme regolamentari in materia (art. 147-quinquies del Testo Unico della Finanza);
• almeno due componenti del Consiglio di Amministrazione debbano possedere i requisiti di indipendenza stabiliti dalla normativa applicabile (art. 147–ter, comma 4, e art. 148, comma 3, TUF);
• la nomina dei componenti dell'intero Consiglio di Amministrazione avvenga sulla base di liste (art. 147–ter, primo comma, TUF);
• agli azionisti di minoranza spetti la nomina di almeno due dei Consiglieri di Amministrazione (art. 147– ter, comma 3, TUF);
• sia rispettato l'equilibrata rappresentanza tra i generi nella composizione degli organi sociali (Legge 12 luglio 2011 n. 120 sulla parità di accesso agli organi di amministrazione e controllo delle società quotate);
• un componente effettivo e un componente supplente del Collegio Sindacale siano eletti dalla lista presentata dalla minoranza (art. 148, comma 2, TUF);
• il Presidente del Collegio Sindacale ed un sindaco supplente siano nominati sulla base della lista presentata dalla minoranza (art. 148, comma 2-bis, TUF);
• sia nominato un soggetto preposto alla redazione dei documenti contabili societari, fissandone i requisiti di professionalità ed i poteri e i compiti attribuiti allo stesso (art. 154–bis del Testo Unico).

Cumulo massimo di incarichi ricoperti in altre società

Secondo il Codice di Autodisciplina delle Società Quotate – al quale IREN ha aderito – gli amministratori accettano la carica quando ritengono di poter dedicare allo svolgimento diligente dei loro compiti il tempo necessario, anche tenendo conto dell'impegno connesso alle proprie attività lavorative e professionali, del numero di cariche di amministratore o sindaco da essi ricoperte in altre società quotate in mercati regolamentati (anche esteri), in società finanziarie, bancarie, assicurative o di rilevanti dimensioni.

Il Consiglio di Amministrazione, inoltre, sulla base dell'impegno richiesto agli amministratori per lo svolgimento dell'incarico in IREN, può esprimere il proprio orientamento in merito al numero massimo di incarichi di amministratore o sindaco nelle società di cui al precedente paragrafo che possa essere considerato compatibile con l'assolvimento di tale impegno, tenendo conto della partecipazione dei Consiglieri ai Comitati costituiti all'interno del Consiglio. A tal fine può proporre ai Soci l'introduzione nello statuto sociale di particolari disposizioni finalizzate a regolare coerentemente la nomina degli amministratori.

Nell'attuale contesto, il Comitato per la Remunerazione e le Nomine e il Consiglio di Amministrazione della Società non hanno ritenuto di dar corso alla previsione, valutando che il numero di incarichi attualmente ricoperto dai membri del board in altre società sia compatibile con l'assolvimento dell'impegno di Consigliere di Amministrazione di IREN S.p.A.

Amministratore incaricato del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi

Ai sensi del Principio 7.P.3. del Codice, il Consiglio di Amministrazione ha individuato al suo interno un Amministratore incaricato del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi (in seguito "Amministratore incaricato SCIGR").

A far data dal 4 giugno 2015, in relazione alla sua nomina quale Vicepresidente di IREN (nomina confermata a valle del rinnovo dell'organo amministrativo, avvenuto da parte dell'Assemblea dei Soci del 9 maggio 2016), il Consiglio di Amministrazione ha individuato il prof. Ettore Rocchi quale Amministratore incaricato SCIGR, anche avuto riguardo alle deleghe al medesimo attribuite.

Oltre alla formulazione di proposte al Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità e al Consiglio di Amministrazione in determinate materie (per esempio, in tema di nomina / revoca e remunerazione del Responsabile della funzione di Internal Audit), l'Amministratore incaricato del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi è investito delle funzioni infra indicate, in ottemperanza al Criterio Applicativo 7.C.4 del Codice:

• curare l'identificazione dei principali rischi aziendali, tenendo conto delle caratteristiche delle attività svolte da Iren S.p.A. e dalle sue controllate e verificare affinché i medesimi vengano sottoposti periodicamente all'esame del Consiglio di Amministrazione; nel sistema di governance di IREN, l'Amministratore incaricato SCIGR sottopone altresì all'esame del Consiglio di Amministrazione le Risk Policies ed il Piano di Audit;
• dare esecuzione alle linee di indirizzo definite dal Consiglio di Amministrazione, curando la progettazione, la realizzazione e la gestione del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi e verificandone costantemente l'adeguatezza e l'efficacia;
• occuparsi dell'adattamento di tale sistema alla dinamica delle condizioni operative e del panorama legislativo e regolamentare;
• chiedere alla funzione Internal Audit lo svolgimento di verifiche su specifiche aree operative e sul rispetto delle regole e procedure interne nell'esecuzione di operazioni aziendali, dandone contestuale comunicazione al Presidente del Consiglio di Amministrazione, al Presidente del Comitato Controllo e Rischi e al Presidente del Collegio Sindacale;
• riferire tempestivamente al Comitato Controllo e Rischi (o al Consiglio di Amministrazione) in merito a problematiche e criticità emerse nello svolgimento della propria attività o di cui abbia avuto comunque notizia, affinché il Comitato (o il Consiglio) possa prendere le opportune iniziative.

Requisiti degli amministratori

Tutti i membri del Consiglio di Amministrazione della Società sono muniti dei requisiti di onorabilità di cui all'articolo 147-quinquies TUF.

I Consiglieri di Amministrazione Moris Ferretti, Lorenza Franca Franzino, Fabiola Mascardi, Marco Mezzalama, Paolo Pietrogrande, Marta Rocco, Licia Soncini e Barbara Zanardi sono inoltre in possesso dei requisiti di indipendenza previsti sia dalle disposizioni del TUF (cfr. artt. 147-ter, comma 4, e 148, comma 3, TUF) sia dall'art. 3 del vigente Codice di Autodisciplina delle Società Quotate.

Modello organizzativo ai sensi del D. Lgs. 231/2001

IREN e le principali società del Gruppo hanno adottato modelli di organizzazione, gestione e controllo ai sensi del D. Lgs. n. 231/2001 con l'obiettivo di configurare un sistema strutturato ed organico di procedure e di attività di controllo volte a prevenire, per quanto possibile, condotte che possano integrare la commissione dei reati contemplati dal D. Lgs. 231/2001.

Accanto al Modello di Organizzazione Gestione e Controllo, Iren S.p.A. ha adottato, con delibera del Consiglio di Amministrazione del 10 dicembre 2010, anche il Codice Etico. Tale documento è stato aggiornato ed approvato con delibera del Consiglio di Amministrazione in data 17 settembre 2013.

Nel corso dell'anno 2016 la Holding e le principali Società del Gruppo hanno realizzato un Progetto di sostanziale revisione ed aggiornamento dei propri Modelli di Organizzazione, gestione e controllo al fine di garantire la costante coerenza dei Modelli 231 con le variazioni organizzative intervenute e con l'introduzione da parte del legislatore di nuove fattispecie penali, in modo che essi mantengano nel tempo l'effettiva capacità di prevenire la commissione dei reati 231.

I Modelli 231 aggiornati sono stati poi sottoposti agli Organismi di Vigilanza, presentati ai Consigli di Amministrazione delle singole Società per la loro approvazione e pubblicati in versione integrale sui siti intranet delle Società.

IREN e le principali società del Gruppo hanno istituito, con delibera del Consiglio di Amministrazione, un Organismo di Vigilanza ai sensi dell'art.6 del D.Lgs.231/2001, con il compito di vigilare sul funzionamento e l'osservanza del modello e di curarne l'aggiornamento.

Il Consiglio di Amministrazione di Iren S.p.A. nel 2016 ha confermato la composizione collegiale del proprio Organismo di Vigilanza nominando tre professionisti esterni con competenze legali, di corporate governance, organizzative ed economico-finanziarie, con l'obiettivo di soddisfare i requisiti di autonomia, indipendenza e professionalità richiesti dalla norma.

Il Consiglio di Amministrazione ha nominato altresì un Referente interno dell'OdV al fine di assicurare il coordinamento e la continuità d'azione dell'Organismo stesso e la costante individuazione di un riferimento nella Società.

L'Organismo di Vigilanza di IREN S.p.A. svolge, avvalendosi delle competenti funzioni aziendali, verifiche sugli ambiti di attività risultati a rischio ai sensi del D. Lgs. 231/2001 e riferisce semestralmente al Consiglio di Amministrazione circa le attività svolte e le risultanze emerse. Ove ritenuto necessario, l'Organismo di Vigilanza esprime suggerimenti volti a migliorare il sistema di controllo delle attività e ne monitora l'attuazione.

Sia la parte generale del Modello sia il Codice Etico sono disponibili sul sito internet della Società www.gruppoiren.it nella sezione investor relations/corporate governance/altri documenti societari.

Operazioni con parti correlate

Il Consiglio di Amministrazione di IREN, in data 13 marzo 2015 e con il parere favorevole del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate, ha adottato una nuova versione del Regolamento interno OPC (già approvato in data 30 novembre 2010 ed emendato in data 6 febbraio e 3 dicembre 2013), in attuazione:

• delle disposizioni in materia di operazioni con parti correlate di cui all'art. 2391-bis del Codice Civile;
• delle disposizioni di cui all'art. 114 TUF;
• del Regolamento Consob.

Il vigente Regolamento interno OPC è pubblicato sul sito IREN (www.gruppoiren.it) e, in sintesi, prevede:

• a) l'individuazione del perimetro delle parti correlate;
• b) definizione di operazione con parte correlata;
• c) l'individuazione delle operazioni c.d. di importo esiguo;
• d) operazioni di minore rilevanza e relativa procedura;
• e) operazioni di maggiore rilevanza e relativa procedura;
• f) l'individuazione dei casi di esclusione;
• g) costituzione del Comitato per le operazioni con parti correlate;
• h) operazioni di competenza assembleare;
• i) modifiche allo statuto da sottoporre all'assemblea straordinaria dei soci di Iren;
• j) forme di pubblicità.

Il Regolamento è stato definito in coordinamento con quanto previsto dalle procedure amministrative e contabili di cui all'art. 154-bis TUF.

Il Regolamento è stato emanato in applicazione della normativa vigente in materia di operazioni con parti correlate ed ha per scopo, in particolare,

• (i) disciplinare l'effettuazione delle operazioni con parti correlate da parte di IREN, direttamente o per il tramite di società controllate, individuando procedure e regole interne idonee ad assicurare la trasparenza e la correttezza sostanziale e procedurale di tali operazioni, nonché
• (ii) stabilire le modalità di adempimento dei relativi obblighi informativi, ivi compresi quelli previsti dalle disposizioni di legge e regolamentari vigenti e applicabili.

La Società e le Società dalla stessa controllate informano i rapporti con parti correlate a principi di trasparenza e correttezza, resi noti nella Relazione sulla Gestione (a norma dell'art. 2391-bis del Codice Civile). Buona parte di tali rapporti attengono a prestazioni fornite alla generalità della clientela (fornitura di gas, acqua, energia elettrica, calore ecc.) e sono regolati dai contratti normalmente applicati in tali situazioni.

Ove non si tratti di prestazioni di tipo corrente, i rapporti sono regolati da specifici contratti, le cui condizioni sono fissate sulla base delle normali condizioni praticate sul relativo mercato. Nel caso in cui tale riferimento non sia disponibile o significativo, si definiscono i diversi profili mediante ricorso ad esperti e/o professionisti indipendenti.

Nel corso delle riunioni tenutesi nel corso del 2016, il Comitato per le Operazioni con Parti Correlate è stato investito dell'esame di operazioni, qualificate quali operazioni con parti correlate, intercorse tra IREN o società dalla medesima controllate, in via diretta o indiretta, e soggetti parti correlate. In particolare:

• nei mesi di gennaio, maggio e luglio 2016, a seguito di istruttoria, il COPC ha espresso parere positivo in merito alle operazioni, qualificate quali "di minor rilevanza" in virtù degli indici di rilevanza calcolati con riferimento a ciascuna di esse, aventi ad oggetto la partecipazione, da parte di IREN Servizi e Innovazione, a procedure per l'affidamento di progetti di efficientamento energetico nei Comuni di Torino (riqualificazione delle centrali termiche di edifici del Comune), Parma (affidamento in appalto di un contratto di rendimento energetico per impianti di illuminazione pubblica della Città), Genova (Progetti di efficientamento energetico degli impianti di Pubblica Illuminazione del Comune e degli edifici appartenenti al c.d. Polo Tursino della Città) e Reggio Emilia (Progetto di efficientamento energetico degli impianti di pubblica illuminazione del Comune);
• nel luglio 2016, previa istruttoria in merito, il COPC ha espresso parere positivo in merito alle operazioni, qualificate quali "di minor rilevanza", aventi ad oggetto la formalizzazione di contratti di servizio infragruppo fra IREN e IREN Ambiente, da un lato, e TRM (società del Gruppo IREN controllata in via indiretta da IREN Ambiente, per una quota pari al 80% del capitale sociale, e partecipata in via minoritaria, per una quota pari al 18,36% del capitale sociale, dal Comune di Torino); in particolare, in relazione alle predette operazioni, non ha trovato applicazione l'esclusione di cui all'art. 6 Regolamento interno OPC, pur trattandosi di operazioni compiute "con (…) società controllate" essendo stati rilevati interessi c.d. significativi della parte correlata Comune di Torino, così come definiti dal par. 21 della Comunicazione Consob n. DEM/10078683 del 24 settembre 2010 (in seguito "Comunicazione Consob");
• nel novembre 2016, previa istruttoria in merito, il COPC ha espresso parere positivo in merito all'operazione, qualificata quale "di minor rilevanza", in virtù dei rispettivi indici di rilevanza, avente ad oggetto l'acquisizione, da parte di IRETI (interamente controllata da IREN) del ramo d'azienda costituito dalle concessioni del servizio idrico integrato insistenti principalmente nel Nord Ovest, di proprietà di Acque Potabili S.p.A., società di cui il Gruppo IREN, tramite IRETI, detiene il 44,92% del capitale sociale.

Ad integrazione di quanto sopra, nei mesi di ottobre e novembre 2016, il COPC è stato investito dell'esame dell'operazione, qualificata quale "di maggior rilevanza" in relazione al relativo indice di rilevanza, avente ad oggetto la fornitura dei mezzi finanziari, da parte di IREN a TRM, finalizzata al rimborso anticipato del Project Financing in essere fra quest'ultima società e un pool di banche originariamente di massimi euro 413 milioni e con debito residuo al 31 dicembre 2016 pari a euro 309,5 milioni, nonché la partecipazione, da parte di TRM, al sistema di tesoreria accentrata della Capogruppo.

L'operazione sopra delineata costituiva un'operazione con parte correlata di maggiore rilevanza ai sensi e per gli effetti dell'articolo 5 Regolamento Consob, non rientrante nell'esenzione prevista dall'articolo 6 Regolamento Interno OPC, interessando TRM, società nella quale il Comune di Torino (parte correlata di IREN S.p.A.) ha un interesse significativo così come definito dalla Comunicazione Consob.

Il rimborso anticipato volontario del suddetto Project Financing era sottoposto alla condizione sospensiva legata alla ricezione, entro il 15 dicembre 2016, di una dichiarazione da parte della banca controparte nello strumento derivato in essere, di rinunciare ad esercitare qualsiasi diritto e/o facoltà di recesso o di risoluzione del medesimo derivato o a domandare, sul presupposto del rimborso anticipato volontario del finanziamento, il pagamento di qualsiasi somma. La stipula del contratto definitivo del finanziamento infragruppo tra IREN e TRM era condizionata alla medesima circostanza.

Come da comunicato stampa messo a disposizione sul pubblico del sito della Società, si precisa che, non essendosi verificato tale evento nel termine previsto nella condizione stessa, la domanda di rimborso anticipato del project financing sopra menzionato alle banche concedenti non ha mai acquisito efficacia alcuna né mai la potrà acquisire essendo decorso il termine nel quale la predetta condizione avrebbe dovuto verificarsi. Sulla base di quanto sopra, pertanto, la summenzionata richiesta di rimborso anticipato del project financing è da intendersi, in altre parole, come se non fosse mai stata presentata.

Ai sensi dell'art. 5, commi 8 e 9, Regolamento Consob, si rinvia alle informazioni contenute nel Documento informativo predisposto e messo a disposizione del pubblico ai sensi e per gli effetti del medesimo Regolamento (disponibile sul sito www.gruppoiren.it, sezione "Corporate Governance - Operazioni con Parti Correlate").

In ottemperanza a quanto previsto dal testo del vigente Regolamento interno OPC, nel corso del 2016 al COPC è stato fornito un aggiornamento, da parte del management delle società di volta in volta coinvolte, in merito all'esecuzione di alcune fra le operazioni esaminate nel corso del precedente esercizio, previa ricezione di copia della documentazione rilevante.

Nel corso dell'esercizio 2016, sono state sottoposte all'esame del Comitato per la Remunerazione e le Nomine di IREN 2 operazioni aventi ad oggetto le remunerazioni degli Amministratori e dei Dirigenti con responsabilità strategiche del Gruppo, entrambe non soggette all'applicazione del Regolamento Interno OPC in quanto beneficiarie di cause di esclusione di cui all'art. 5 del medesimo.

PROPOSTE DEL CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE ALL'ASSEMBLEA DEGLI AZIONISTI

PROPOSTE RELATIVE AL PUNTO ALL'ORDINE DEL GIORNO "Bilancio di esercizio al 31 dicembre 2016 e Relazione sulla gestione: deliberazioni inerenti e conseguenti."

Signori Azionisti,

in relazione a quanto precedentemente esposto, Vi proponiamo:

• di approvare il bilancio dell'esercizio al 31 dicembre 2016 che chiude con un utile di Euro 88.256.759,48.
• di approvare la seguente proposta di distribuzione dell'utile:

Utile dell'esercizio di Iren S.p.A. Euro 88.256.759,48

Alla riserva legale il 5% dell'utile d'esercizio Euro 4.412.837,97

Agli Azionisti un dividendo unitario pari a Euro 0,0625 da assegnare alle 1.195.727.663 azioni ordinarie e alle 80.498.014 azioni di risparmio del valore nominale di 1 euro, in pagamento a partire dal giorno 21 giugno 2017, contro stacco cedola il 19 giugno 2017 e record date il 20 giugno 2017, per un totale di Euro 79.764.104,81.

Alla Riserva straordinaria Euro 4.079.816,70

Reggio Emilia, lì 16 marzo 2017

Per il Consiglio di Amministrazione Il Presidente

Dott. Paolo Peveraro

Iren S.p.A.

Via Nubi di Magellano, 30 - 42123 Reggio Emilia - Italy Capitale Sociale i.v. Euro 1.276.225.677,00 Registro Imprese di Reggio Emilia n. 07129470014 Codice Fiscale e Partita IVA n. 07129470014

Bilancio Consolidato e Note illustrative al 31 dicembre 2016

PROSPETTO DELLA SITUAZIONE PATRIMONIALE - FINANZIARIA

	migliaia di euro
	Note	31.12.2016	di cui parti correlate	31.12.2015	di cui parti correlate
ATTIVITA'
Attività materiali	(1)	3.470.706		2.907.076
Investimenti immobiliari	(2)	13.483		14.148
Attività immateriali a vita definita	(3)	1.448.826		1.363.451
Avviamento	(4)	131.779		126.723
Partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto	(5)	148.473		219.246
Altre partecipazioni	(6)	7.171		17.821
Crediti commerciali non correnti	(7)	76.302		73.788
Attività finanziarie non correnti	(8)	49.950	32.940	53.012	51.377
Altre attività non correnti	(9)	54.954	11.434	43.298	9.217
Attività per imposte anticipate	(10)	265.065		252.812
Totale attività non correnti		5.666.709	44.374	5.071.375	60.594
Rimanenze	(11)	94.952		96.337
Crediti commerciali	(12)	935.805	147.247	841.022	154.045
Crediti per imposte correnti	(13)	21.242		19.991
Crediti vari e altre attività correnti	(14)	215.155	15	163.366	4.285
Attività finanziarie correnti	(15)	606.561	552.530	551.302	549.104
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	(16)	253.684		139.576	3.487
Totale attività correnti		2.127.399	699.792	1.811.594	710.921
Attività destinate ad essere cedute	(17)	2.498		5.420
TOTALE ATTIVITA' 7.796.606 744.166 6.888.389 771.515

	migliaia di euro
	Note	31.12.2016	di cui parti correlate	31.12.2015	di cui parti correlate
PATRIMONIO NETTO
Patrimonio netto attribuibile ai soci della
Capogruppo
Capitale sociale		1.276.226		1.276.226
Riserve e Utili (Perdite) a nuovo		507.580		429.444
Risultato netto del periodo		173.980		118.193
Totale patrimonio netto di pertinenza della
Capogruppo		1.957.786		1.823.863
Patrimonio netto di pertinenza dei Terzi		330.311		237.803
TOTALE PATRIMONIO NETTO	(18)	2.288.097		2.061.666
PASSIVITA'
Passività finanziarie non correnti	(19)	2.967.471		2.698.648	78.152
Benefici ai dipendenti	(20)	132.927		135.092
Fondi per rischi ed oneri	(21)	313.040		292.302
Passività per imposte differite	(22)	203.653		141.840
Debiti vari e altre passività non correnti	(23)	203.467		205.209
Totale passività non correnti		3.820.558	-	3.473.091	78.152
Passività finanziarie correnti	(24)	399.831	881	214.611	40.416
Debiti commerciali	(25)	849.520	37.149	798.696	63.137
Debiti vari e altre passività correnti	(26)	270.900	955	220.233	315
Debiti per imposte correnti	(27)	32.695		21.687
Fondi per rischi ed oneri quota corrente	(28)	135.005		98.405
Totale passività correnti		1.687.951	38.985	1.353.632	103.868
Passività correlate ad attività destinate ad essere
cedute	(29)	-		-
TOTALE PASSIVITA'		5.508.509	38.985	4.826.723	182.020
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA'		7.796.606	38.985	6.888.389	182.020

PROSPETTO DI CONTO ECONOMICO

migliaia di euro

	Note	Esercizio 2016	di cui parti correlate	Esercizio 2015	di cui parti correlate
Ricavi
Ricavi per beni e servizi	(30)	3.042.735	313.977	2.849.677	363.109
Variazione dei lavori in corso	(31)	14.174		8.576	8.648
Altri proventi	(32)	226.106	5.064	235.859	16.164
Totale ricavi		3.283.015	319.041	3.094.112	387.921
Costi operativi
Costi materie prime sussidiarie di consumo e
merci	(33)	(997.328)	(55.341)	(1.023.964)	(103.138)
Prestazioni di servizi e godimento beni di terzi	(34)	(1.043.889)	(28.428)	(946.466)	(62.640)
Oneri diversi di gestione	(35)	(89.999)	(7.075)	(111.067)	(6.060)
Costi per lavori interni capitalizzati	(36)	22.328		22.870
Costo del personale	(37)	(359.956)		(357.722)
Totale costi operativi		(2.468.844)	(90.844)	(2.416.349)	(171.838)
MARGINE OPERATIVO LORDO		814.171	228.197	677.763	216.083
Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni
Ammortamenti	(38)	(304.435)		(267.609)
Accantonamenti e svalutazioni	(39)	(82.910)		(63.334)
Totale ammortamenti, accantonamenti e
svalutazioni		(387.345)		(330.943)
RISULTATO OPERATIVO		426.826	228.197	346.820	216.083
Gestione finanziaria	(40)
Proventi finanziari		40.087	20.531	31.977	20.831
Oneri finanziari		(177.000)	(24)	(126.808)	(4.230)
Totale gestione finanziaria		(136.913)	20.507	(94.831)	16.601
Risultato di partecipazioni contabilizzate con il
metodo del patrimonio netto	(41)	3.639		(6.254)
Rettifica di valore di partecipazioni	(42)	9.857		-
Risultato prima delle imposte		303.409	248.704	245.735	232.684
Imposte sul reddito	(43)	(118.153)		(105.662)
Risultato netto delle attività in continuità		185.256		140.073
Risultato netto da attività operative cessate	(44)	-		-
Risultato netto del periodo		185.256		140.073
attribuibile a:
- Utile (perdita) di pertinenza del Gruppo		173.980		118.193
- Utile (perdita) di pertinenza di terzi	(45)	11.276		21.880
Utile per azione ordinarie e di risparmio	(46)
- base (euro)		0,14		0,09
- diluito (euro)		0,14		0,09

PROSPETTO DELLE ALTRE COMPONENTI DI CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO

		migliaia di euro
	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Utile/(perdita) del periodo - Gruppo e Terzi (A)	185.256	140.073
Altre componenti di conto economico complessivo che saranno successivamente riclassificate a Conto Economico
- quota efficace delle variazioni di fair value della copertura di flussi finanziari	33.531	(1.298)
- variazioni di fair value delle attività finanziarie disponibili per la vendita	-	-
- quota degli altri utili/(perdite) delle imprese valutate con il metodo del patrimonio netto	4.715	3.471
Effetto fiscale delle altre componenti di conto economico complessivo	(9.835)	868
Totale altre componenti di conto economico complessivo che saranno successivamente riclassificate a Conto Economico, al netto dell'effetto fiscale (B1)	28.411	3.041
Altre componenti di conto economico complessivo che non saranno successivamente riclassificate a Conto Economico
- utili (perdite) attuariali piani per dipendenti a benefici definiti (IAS19)	(1.210)	9.017
- quota degli altri utili/(perdite) delle imprese valutate con il metodo del patrimonio netto relativi ai piani per dipendenti a benefici definiti (IAS 19)	(276)	(37)
Effetto fiscale delle altre componenti di conto economico complessivo	337	(2.292)
Totale altre componenti di conto economico complessivo che non saranno successivamente riclassificate a Conto Economico, al netto dell'effetto fiscale (B2)	(1.149)	6.688
Totale Utile/(perdita) complessiva (A)+(B1)+(B2)	212.518	149.802
attribuibile a:
- Utile (perdita) di pertinenza del Gruppo	201.049	127.686
- Utile (perdita) di pertinenza di terzi	11.469	22.116

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DELLE VOCI DI PATRIMONIO NETTO

	Capitale sociale	Riserva sovrap prezzo Emissione azioni	Riserva legale
31/12/2014	1.276.226	105.102	36.855
Riserva legale			2.505
Dividendi agli azionisti
Utili portati a nuovo
Cambio interessenze
Altri movimenti
Utile complessivo rilevato nel periodo
di cui:
- Utile netto del periodo
- Altre componenti di Conto Economico complessivo
31/12/2015	1.276.226	105.102	39.360
Riserva legale			6.225
Dividendi agli azionisti
Utili portati a nuovo
Variazione area di consolidamento
Cambio interessenze
Altri movimenti
Utile complessivo rilevato nel periodo
di cui:
- Utile netto del periodo
- Altre componenti di Conto Economico complessivo
31/12/2016	1.276.226	105.102	45.585

migliaia di euro

Riserva copertura flussi finanziari	Altre riserve e Utile (perdite) accumulate	Totale riserve e Utili (perdite) accumulate	Risultato del periodo	Patrimonio netto del Gruppo	Patrimonio netto di Terzi	Patrimonio netto del Gruppo e di Terzi
(39.695)	298.936	401.198	85.795	1.763.219	230.330	1.993.549
		2.505	(2.505)	-		-
			(66.747)	(66.747)	(14.670)	(81.417)
	16.543	16.543	(16.543)	-		-
	511	511		511		511
	(806)	(806)		(806)	27	(779)
3.041	6.452	9.493	118.193	127.686	22.116	149.802
			118.193	118.193	21.880	140.073
3.041	6.452	9.493		9.493	236	9.729
(36.654)	321.636	429.444	118.193	1.823.863	237.803	2.061.666
		6.225	(6.225)	-		-
		-	(70.192)	(70.192)	(16.906)	(87.098)
	41.776	41.776	(41.776)	-		-
	3.760	3.760		3.760	97.945	101.705
	(354)	(354)		(354)		(354)
	(341)	(341)		(341)	1	(340)
28.233	(1.163)	27.070	173.980	201.050	11.468	212.518
			173.980	173.980	11.276	185.256
28.233	(1.163)	27.070		27.070	192	27.262
(8.421)	365.314	507.580	173.980	1.957.786	330.311	2.288.097

RENDICONTO FINANZIARIO

migliaia di euro

	Esercizio 2016	Esercizio 2015
A. Disponibilità liquide iniziali	139.576	51.601
Flusso finanziario generato dall'attività operativa
Risultato del periodo	185.256	140.073
Rettifiche per:
Imposte del periodo	118.153	105.662
Quota del risultato di collegate e joint ventures	(13.496)	6.254
Oneri (proventi) finanziari netti	136.913	94.831
Ammortamenti attività materiali e immateriali	304.435	267.609
Svalutazioni (Rivalutazioni) nette di attività	11.633	5.088
Accantonamenti netti a fondi	100.421	92.668
(Plusvalenze) Minusvalenze	2.704	(3.644)
Erogazioni benefici ai dipendenti	(10.096)	(13.336)
Utilizzo fondo rischi e altri oneri	(25.011)	(31.475)
Variazione altre attività/passività non correnti	(17.240)	4.827
Altre variazioni patrimoniali	(17.235)	(16.029)
Imposte pagate	(100.694)	(91.731)
B. Cash flow operativo prima delle variazioni di CCN	675.743	560.797
Variazione rimanenze	1.686	(16.408)
Variazione crediti commerciali	(77.954)	80.040
Variazione crediti tributari e altre attività correnti	(26.465)	70.743
Variazione debiti commerciali	(4.115)	(84.643)
Variazione debiti tributari e altre passività correnti	36.918	(34.496)
C. Flusso finanziario derivante da variazioni di CCN	(69.930)	15.236
D. Cash flow operativo (B+C)	605.813	576.033
Flusso finanziario da (per) attività di investimento
Investimenti in attività materiali e immateriali	(269.983)	(267.562)
Investimenti in attività finanziarie	(4.823)	(7.650)
Realizzo investimenti e variazione attività destinate ad essere cedute	9.993	4.777
Variazione area di consolidamento	(454.957)	(25.469)
Dividendi incassati	7.840	7.435
E. Totale flusso finanziario da attività di investimento	(711.930)	(288.469)
F. Free cash flow (D+E)	(106.117)	287.564
Flusso finanziario da attività di finanziamento
Erogazione di dividendi	(87.098)	(81.417)
Nuovi finanziamenti a lungo termine	570.000	800.000
Rimborsi di finanziamenti a lungo termine	(519.647)	(354.379)
Variazione debiti finanziari	408.447	(415.348)
Variazione crediti finanziari	(30.110)	(55.006)
Interessi pagati	(137.074)	(110.959)
Interessi incassati	15.707	17.520
G. Totale flusso finanziario da attività di finanziamento	220.225	(199.589)
H. Flusso monetario del periodo (F+G)	114.108	87.975
I. Disponibilità liquide finali (A+H)	253.684	139.576

NOTE ILLUSTRATIVE

PREMESSA

Iren S.p.A., è una società di diritto italiano, multiutility quotata alla Borsa Italiana, nata il 1° luglio 2010 dall'unione tra IRIDE ed ENÌA.

Il Gruppo è strutturato secondo un modello che prevede una holding industriale, con sede legale a Reggio Emilia, e quattro società responsabili delle singole linee di business operanti nelle principali sedi operative a Genova, Parma, Piacenza, Reggio Emilia e Torino.

I settori di attività nei quali il Gruppo opera sono:

• Energia (Produzione Idroelettrica, Cogenerazione elettrica e calore, Reti di Teleriscaldamento, Produzione termoelettrica)
• Mercato (Vendita energia elettrica, gas, calore)
• Reti (Reti di distribuzione dell'energia elettrica, Reti distribuzione del gas, Servizio Idrico Integrato)
• Ambiente (Raccolta e Smaltimento rifiuti)
• Altri servizi (Illuminazione Pubblica, Servizi global service ed altri minori).

Nell'apposito paragrafo XI, Informativa per settori di attività, sono presentate le informazioni richieste dall'IFRS 8.

Il bilancio consolidato della società, per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2016, comprende i bilanci della Società e delle sue controllate (unitamente, il "Gruppo" e, singolarmente, le "entità del Gruppo") e la quota di partecipazione del Gruppo in società a controllo congiunto e in società collegate.

I. CONTENUTO E FORMA DEL BILANCIO CONSOLIDATO

Il Bilancio consolidato al 31 dicembre 2016 del Gruppo Iren è stato redatto nel rispetto dei Principi Contabili Internazionali (IFRS) emessi dall'International Accounting Standards Board e omologati dall'Unione Europea, nonché dei provvedimenti emanati in attuazione dell'art. 9 del D. Lgs. n. 38/2005. Per IFRS si intendono anche tutti i principi contabili internazionali rivisti (IAS/IFRS), tutte le interpretazioni dell'International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC), precedentemente denominato Standing Interpretations Committee (SIC).

Nella predisposizione del presente bilancio consolidato, sono stati applicati gli stessi principi contabili adottati nella redazione del Bilancio dell'esercizio precedente, fatte salve alcune modifiche agli IFRS, riportate nel paragrafo "Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni applicati dal 1° gennaio 2016", che peraltro non hanno comportato impatti significativi sul bilancio del Gruppo Iren.

Si specifica che per la situazione patrimoniale-finanziaria la classificazione delle attività e passività è effettuata secondo il criterio "corrente/non corrente", con specifica separazione delle attività e passività cessate o destinate ad essere cedute. Le attività correnti, che includono disponibilità liquide e mezzi equivalenti, sono quelle destinate a essere realizzate, cedute o consumate nel normale ciclo operativo del Gruppo o nei dodici mesi successivi alla chiusura dell'esercizio; le passività correnti sono quelle per le quali è prevista l'estinzione nel normale ciclo operativo del Gruppo o nei dodici mesi successivi alla chiusura dell'esercizio.

Il Conto Economico è classificato in base alla natura dei costi. In aggiunta al Risultato Operativo, il prospetto di Conto Economico evidenzia il Margine Operativo Lordo ottenuto sottraendo al totale ricavi il totale dei costi operativi.

Il rendiconto finanziario è presentato utilizzando il metodo indiretto. La configurazione di liquidità analizzata nel rendiconto finanziario include le disponibilità di cassa e di conto corrente bancario. Al fine di migliorare l'informativa del rendiconto finanziario si è provveduto alla sua redazione fornendo una maggiore analiticità dei flussi finanziari, in particolare di quelli generati dall'attività operativa e di finanziamento. Per coerenza rappresentativa il periodo di confronto è stato reso omogeneo con quello dell'esercizio 2016.

Il bilancio è redatto sulla base del principio del costo storico, fatta eccezione per alcuni strumenti finanziari valutati al fair value.

Le stime e le relative assunzioni si basano sulle esperienze pregresse e su altri fattori considerati ragionevoli nella fattispecie e sono state adottate per definire il valore contabile delle attività e delle passività a cui si riferiscono. Le stime sono state utilizzate per valutare le attività materiali e immateriali sottoposte ad impairment, oltre che per rilevare accantonamenti per rischi su crediti, per obsolescenza di magazzino, per gli ammortamenti e per le svalutazioni di attività, benefici ai dipendenti, per la determinazione del fair value degli strumenti derivati e delle attività finanziarie disponibili per la vendita, imposte e altri accantonamenti ai fondi rischi. Tali stime e ipotesi sono riviste regolarmente. Le eventuali variazioni derivanti dalla revisione delle stime contabili sono rilevate nel periodo in cui la revisione viene effettuata qualora la stessa interessi solo quel periodo. Nel caso in cui la revisione interessi periodi sia correnti sia futuri, la variazione è rilevata nel periodo in cui la revisione viene effettuata e nei relativi periodi futuri.

II. PRINCIPI DI CONSOLIDAMENTO

Nell'area di consolidamento rientrano le società controllate, le società a controllo congiunto e le società collegate.

Società controllate

Sono considerate controllate le imprese in cui il Gruppo esercita il controllo, così come definito dall' IFRS 10– Bilancio consolidato

Il controllo esiste quando la Capogruppo ha contemporaneamente:

• il potere decisionale sulla partecipata, ossia la capacità di dirigere le attività rilevanti della partecipata, cioè quelle attività che hanno un'influenza significativa sui risultati della partecipata stessa;
• il diritto a risultati (positivi o negativi) variabili rivenienti dalla sua partecipazione nell'entità;
• la capacità di utilizzare il proprio potere decisionale per determinare l'ammontare dei risultati rivenienti dalla sua partecipazione nell'entità.

I bilanci delle imprese controllate sono inclusi nel bilancio consolidato a partire dalla data in cui si assume il controllo fino al momento in cui tale controllo cessa di esistere.

Le quote di patrimonio netto e del risultato attribuibili ai soci di minoranza sono indicate separatamente rispettivamente nello stato patrimoniale e nel conto economico consolidati.

Le società controllate sono consolidate con il metodo integrale, che prevede l'eliminazione delle operazioni infragruppo e di eventuali utili e perdite non realizzati. Si evidenzia inoltre che: a) tutte le modifiche nella quota di interessenza che non costituiscono una perdita di controllo sono trattate come equity transactions e quindi hanno contropartita a patrimonio netto; b) quando una società controllante cede il controllo in una propria partecipata, ma continua comunque a detenere un'interessenza nella società, valuta la partecipazione mantenuta in bilancio al fair value ed imputa eventuali utili o perdite derivanti dalla perdita del controllo a conto economico.

Società a controllo congiunto

Sono società sulla cui attività il Gruppo ha un controllo congiunto, in virtù di accordi contrattuali. Il controllo congiunto, così come definito dall'IFRS 11 – Accordi a controllo congiunto, è la "condivisione su base contrattuale, del controllo di un accordo che esiste unicamente quando per le decisioni riguardanti le attività rilevanti è richiesto il consenso unanime di tutte le parti".

In presenza di società miste pubblico-privato, data l'oggettiva possibilità da parte del socio pubblico di esercitare la propria influenza sulla società, oltre che attraverso gli accordi di governance, anche in virtù della propria natura di ente pubblico, la sussistenza del controllo congiunto viene valutata, oltre che con riferimento alla lettera degli accordi contrattuali, valutando l'effettiva possibilità da parte del socio privato di controllare congiuntamente le decisioni strategiche relative alla società partecipata.

Gli accordi a controllo congiunto si distinguono in 2 tipologie:

• − una Joint venture (JV) è un accordo nel quale le parti vantano diritti sulle attività nette dell'accordo. Le joint ventures sono valutate con il metodo del patrimonio netto;
• − una Joint Operation (JO) è un accordo in base al quale i soci non si limitano esclusivamente a partecipare al risultato netto della società, ma esercitano diritti sulle sue attività e hanno obbligazioni per le sue passività. In questo caso si procede al consolidamento integrale delle attività/ricavi su cui il socio esercita tali diritti e delle passività/costi di cui il socio si assume gli obblighi.

Società collegate (contabilizzate con il metodo del patrimonio netto)

Sono considerate collegate le società nelle quali il Gruppo esercita un'influenza notevole, ma non il controllo o il controllo congiunto, sulle politiche finanziarie ed operative. Il bilancio consolidato include la quota di pertinenza del Gruppo dei risultati delle collegate, contabilizzate con il metodo del patrimonio netto, a partire dalla data in cui inizia l'influenza notevole fino al momento in cui tale influenza notevole cessa di esistere. Qualora l'eventuale quota di pertinenza del Gruppo delle perdite della collegata ecceda il valore contabile della partecipazione in bilancio, si procede ad azzerare il valore della partecipazione e la quota delle ulteriori perdite non è rilevata, ad eccezione e nella misura in cui il Gruppo abbia l'obbligo di risponderne.

Transazioni eliminate nel processo di consolidamento

Nella predisposizione del bilancio consolidato sono eliminati tutti i saldi e le operazioni significative tra le società del Gruppo, così come gli utili e le perdite non realizzate su operazioni infragruppo. Gli utili e le perdite non realizzati generati su operazioni con imprese a controllo congiunto sono eliminati in funzione del valore della quota di partecipazione del Gruppo in tali imprese. Su tutte le rettifiche di consolidamento è valutato il relativo effetto fiscale.

III. AREA DI CONSOLIDAMENTO

L'area di consolidamento comprende le società nelle quali la Capogruppo esercita, direttamente o indirettamente, il controllo, le società a controllo congiunto e le società collegate.

Il 1° gennaio 2016 hanno avuto efficacia un insieme di operazioni di aggregazione societarie fra le controllate della Capogruppo Iren S.p.A., avvenute nell'ambito del Progetto di razionalizzazione societaria e organizzativa "complessiva" di Gruppo (c.d. Progetto "Operazioni 100%"), volto alla semplificazione dell'assetto delle partecipazioni ed alla riduzione del numero delle Società di business detenute integralmente, direttamente o indirettamente, dalla Capogruppo nonché all'integrazione/ottimizzazione dei processi/attività di business aventi caratteristiche operative omogenee.

Tali operazioni non hanno comportato variazioni dell'area di consolidamento, ma hanno comunque avuto effetti sulla struttura del Gruppo.

Nello specifico, le operazioni interessate sono state le seguenti:

• Fusione per incorporazione in Iren Emilia (che ha contestualmente assunto la denominazione di IRETI) delle società AGA, Enìatel, Iren Acqua Gas, Acquedotto di Savona, Genova Reti Gas e AEM Torino Distribuzione;
• Fusione per incorporazione in Iren Ambiente delle società Iren Ambiente Holding e Tecnoborgo;
• Fusione per incorporazione in Iren Energia di TLR V.;
• Fusione per incorporazione in Iren Gestioni Energetiche di O.C. Clim.

Società Capogruppo:

Iren S.p.A.

Società consolidate con il metodo integrale

Sono consolidate integralmente le quattro società responsabili delle singole linee di business e le loro controllate dirette e indirette

• 1) Iren Ambiente e le società da questa controllate:
• AMIAT V e la controllata:
  • AMIAT
• Bonifica Autocisterne
• Montequerce
• Ricupero Ecologici Industriali
• TRM Holding
• TRM V
• TRM
• 2) Iren Energia e la società da questa controllata:
• Iren Servizi e Innovazione
• 3) Iren Mercato e le Società da questa controllate:
• Iren Gestioni Energetiche

• GEA Commerciale

• 4) IRETI e le Società da questa controllate:

• Atena e la controllata:
  • Atena Trading
• Consorzio GPO
• Iren Laboratori
• Mediterranea delle Acque e le controllate:
  • Idrotigullio
  • Immobiliare delle Fabbriche

In tali società la Capogruppo detiene, direttamente o tramite sue controllate dirette e indirette, la maggioranza dei voti in assemblea ordinaria.

Per il dettaglio delle società controllate, delle società a controllo congiunto e delle società collegate si rinvia agli elenchi inclusi tra gli Allegati.

VARIAZIONE AREA DI CONSOLIDAMENTO INTEGRALE

L'area di consolidamento è variata nel corso dell'esercizio 2016 a seguito:

• dell'acquisizione, avvenuta in gennaio, da parte di IREN Ambiente S.p.A. del 100% della società F2i Ambiente S.p.A. (ora TRM Holding S.p.A.), che detiene quale unica partecipazione il 51% di TRM V S.p.A.

TRM V S.p.A., già partecipata dal Gruppo Iren per il 49% del capitale sociale, risulta pertanto anche partecipata per il 51% da TRM Holding S.p.A..

TRM V S.p.A. detiene l'80% del capitale sociale di TRM S.p.A., società detentrice dell'impianto di termovalorizzazione dei rifiuti urbani e assimilati al servizio della provincia di Torino.

Per effetto dell'operazione anzi descritta, TRM Holding S.p.A., TRM V S.p.A., valutata ad equity sino al 31 dicembre 2015, e TRM S.p.A. entrano nel perimetro di consolidamento integrale.

Ai sensi dell'IFRS 3 – Aggregazioni aziendali il costo dell'aggregazione aziendale è stato allocato, alla data di acquisizione, alle attività, passività e passività potenziali delle entità acquisite.

L'acquisizione del controllo di TRM Holding S.p.A., TRM V S.p.A e TRM S.p.A. è stata realizzata in quattro fasi:

• − a dicembre 2012 è stata costituita la società TRM V, veicolo partecipato al 25% dal Gruppo Iren ed al 75% da F2i Ambiente;
• − sempre a dicembre 2012 TRM V acquisisce l'80% del capitale sociale di TRM S.p.A.;
• − a maggio 2014 il Gruppo Iren esercita l'opzione di acquisto del 24% del capitale sociale di TRM V, vendendo così a detenere una quota pari al 49% di TRM V.;
• − a gennaio 2016 il Gruppo Iren acquisisce il 100% di F2i Ambiente (ora TRM Holding S.p.A.).

Il fair value del corrispettivo trasferito nell'aggregazione aziendale, pari a 176.193 migliaia di euro, comprende il fair value, alla data di acquisizione, delle interessenze nelle società acquisite precedentemente possedute dal Gruppo Iren.

Il fair value, alla data di acquisizione, delle attività identificabili acquisite e delle passività assunte identificabili è risultato sostanzialmente allineato al fair value del corrispettivo trasferito e, pertanto, nella contabilizzazione dell'aggregazione aziendale non è stato rilevato alcun avviamento o utile derivante da un acquisto a prezzi favorevoli.

La differenza positiva tra il corrispettivo trasferito, come sopra definito, e la corrispondente quota di patrimonio netto acquisito, pari a 160.449 migliaia di euro, è stata allocata, anche in base ad un apposito studio condotto da un consulente esterno indipendente, in aumento del valore dell'impianto di termovalorizzazione detenuto da TRM S.p.A. per 279.332 migliaia di euro, al lordo delle corrispondenti imposte differite pari a 78.771 migliaia di euro e della quota di pertinenza degli azionisti terzi pari a 40.112 migliaia di euro.

• dell'acquisizione, avvenuta in maggio, del controllo di Atena S.p.A. tramite la sottoscrizione da parte di IRETI di un aumento di capitale pari a 50 milioni di Euro, deliberato dall'Assemblea di Atena S.p.A. il 21 dicembre 2015 (contestualmente alle assemblee straordinarie di Atena S.p.A. e Atena Patrimonio che hanno deliberato la fusione tra le due entità) e l'acquisto da parte di IRETI, dal Comune di Vercelli, di 1.918.265 azioni di Atena S.p.A. corrispondenti al 7,9% del capitale sociale della società post fusione. Atena S.p.A. detiene il 100% del capitale di Atena Trading.

Per effetto dell'operazione anzi descritta, Atena S.p.A., valutata ad equity sino al 30 aprile 2016, e Atena Trading S.r.l. entrano nel perimetro di consolidamento integrale.

Nelle more della valutazione da svolgersi ai sensi dell'IFRS 3 – Aggregazioni aziendali, il differenziale negativo, determinato in via provvisoria, fra il costo di acquisizione ed Il fair value provvisorio, alla data di acquisizione, delle attività identificabili acquisite e delle passività assunte identificabili è stato iscritto a conto economico.

• dell'acquisizione, avvenuta in dicembre, da parte di IREN Ambiente S.p.A. del 100% del capitale sociale di Ricupero Ecologici Industriali. La società è proprietaria e gestisce una discarica per rifiuti anche pericolosi stabili, ad esclusione di quelli urbani, nel Comune di Collegno (TO), con un estensione pari a circa 59.000mq.

Nelle more della valutazione da svolgersi ai sensi dell'IFRS 3 – Aggregazioni aziendali, il differenziale positivo fra il prezzo di acquisto ed il valore di carico delle attività nette acquisite in continuità di valori è stato provvisoriamente allocato ad avviamento.

IV. PRINCIPI CONTABILI E CRITERI DI VALUTAZIONE

Di seguito sono indicati i criteri adottati nella redazione del bilancio consolidato al 31 dicembre 2016 del Gruppo Iren; i principi contabili descritti di seguito sono stati applicati coerentemente da tutte le entità del Gruppo e non sono cambiati rispetto a quelli adottati al 31 dicembre 2015, ad eccezione di quanto evidenziato nel paragrafo "Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni applicati dal 1° gennaio 2016".

Attività materiali

- Immobili, impianti e macchinari di proprietà

Gli immobili, impianti e macchinari di proprietà sono iscritti al costo di conferimento o di acquisto o di costruzione interna. Nel costo sono compresi tutti i costi direttamente imputabili necessari a rendere l'attività disponibile per l'uso (comprensivo, quando rilevante ed in presenza di obbligazioni attuali, del valore attuale dei costi stimati per lo smantellamento, per la rimozione dell'attività e per la bonifica del luogo), al netto di sconti commerciali e abbuoni.

Gli oneri finanziari relativi all'acquisto o alla costruzione interna di un'immobilizzazione vengono capitalizzati per la quota imputabile ai beni fino al momento della loro entrata in esercizio.

Qualora parti significative di tali attività materiali abbiano differenti vite utili, tali componenti sono contabilizzate separatamente.

In particolare, secondo tale principio, il valore del terreno e quello dei fabbricati che insistono su di esso vengono separati e solo il fabbricato viene assoggettato ad ammortamento, mentre i valori riferiti ai terreni sono sottoposti ad impairment, come descritto nel successivo paragrafo "Perdita di valore di attività".

I costi di manutenzione aventi natura ordinaria sono addebitati integralmente a conto economico. Gli altri costi aventi natura incrementativa sono attribuiti alle immobilizzazioni cui si riferiscono, secondo quanto previsto dallo IAS 16, ed ammortizzati in relazione alle residue possibilità di utilizzo dei beni a cui si riferiscono. Hanno natura incrementativa le spese che comportino ragionevolmente un aumento dei benefici economici futuri, quali l'aumento della vita utile, l'incremento della capacità produttiva, il miglioramento delle qualità del prodotto, l'adozione di processi di produzione che comportino una sostanziale riduzione dei costi di produzione.

Le immobilizzazioni materiali in corso di costruzione comprendono i costi relativi alla costruzione di impianti sostenuti fino alla data di riferimento. Tali investimenti sono ammortizzati a partire dalla data di entrata in funzione nel ciclo di produzione.

Le immobilizzazioni sono sistematicamente ammortizzate in ogni esercizio a quote costanti sulla base di aliquote economico-tecniche determinate in relazione alle residue possibilità di utilizzo dei beni. Le discariche sono ammortizzate sulla base della percentuale di riempimento.

I beni devolvibili sono ammortizzati in base alla scadenza dei rispettivi decreti di concessione. In continuità con quanto fatto nel 2015, anche nel 2016 sono stati sospesi gli ammortamenti delle opere devolvibili degli impianti idroelettrici della Valle Orco (ad esclusione di San Lorenzo) e di San Mauro in virtù dell'entrata in vigore della Legge 7 agosto 2012, n. 134, e del relativo Decreto attuativo del 28 marzo 2013. Queste ultime modificano le normative vigenti in merito alle concessioni di grandi derivazioni d'acqua per uso idroelettrico ("concessioni idroelettriche"). Le nuove normative stabiliscono che al concessionario uscente spetta un corrispettivo per le "opere bagnate" (opere di raccolta, di regolazione, di condotte forzate, e canali di scarico compresi nel ramo d'azienda del concessionario uscente, le cosiddette "opere devolvibili"), calcolato sulla base del costo storico rivalutato, al netto dei contributi pubblici in conto capitale, anch'essi rivalutati, ricevuti dal concessionario per la realizzazione di tali opere, diminuito nella misura dell'ordinario degrado. In seguito a tali disposizioni, a partire dall'esercizio 2012, per i beni devolvibili relativi alle concessioni idroelettriche scadute il cui valore contabile residuo è inferiore al presumibile valore spettante al concessionario uscente (determinato in base alle disposizioni di cui sopra) è stato sospeso il relativo ammortamento.

Le aliquote applicate sono riportate nella tabella seguente:

	Aliquota	Aliquota
	Minima	Massima
Fabbricati	1,25%	10,61%
Costruzioni leggere	2,00%	10,00%
Automezzi	10,00%	25,00%
Attrezzature varie	6,67%	25,00%
Mobili e macchine ufficio	6,00%	20,00%
Hardware	10,00%	50,00%
Impianti	1,25%	50,00%

Le variazioni di aliquote rispetto all'esercizio 2015, sono dovute alle nuove società entrate nel perimetro di consolidamento integrale, all'aggiornamento delle vite utili economico-tecniche dei singoli beni, all'esito delle verifiche effettuate sugli stessi dai tecnici responsabili degli impianti e in seguito ai programmi di rinnovo in corso di effettuazione.

I contributi pubblici in conto capitale che si riferiscono ad immobilizzazioni materiali sono registrati come ricavi differiti e accreditati al conto economico lungo il periodo di ammortamento dei relativi beni.

- Beni in locazione finanziaria

I beni detenuti per effetto di contratti di leasing finanziario sono inclusi tra le attività materiali contrapponendo nel passivo un debito di pari importo, secondo la metodologia finanziaria, prevista dallo IAS 17 che, riflettendo la sostanza economica delle operazioni, assimila le stesse a contratti di acquisto e di finanziamento. Secondo tale metodologia le immobilizzazioni materiali vengono iscritte in bilancio per il valore capitale al momento della sottoscrizione del contratto di leasing finanziario, rilevando contestualmente il debito verso il locatore, che è rappresentato in bilancio tra i debiti finanziari. Il debito viene progressivamente ridotto sulla base del piano di rimborso delle quote capitale. Nel conto economico vengono rilevati gli interessi sul debito sulla base del piano di ammortamento oltre agli ammortamenti del bene sulla base della prevista vita utile.

Per contro secondo la metodologia finanziaria i beni ceduti in leasing finanziario sono esclusi dalle immobilizzazioni materiali. Nell'attivo della situazione patrimoniale-finanziaria è iscritto il relativo credito finanziario il cui valore si riduce periodicamente al momento dell'incasso delle rispettive quote capitale. Nel conto economico vengono rilevati gli interessi attivi sul credito sulla base del piano di ammortamento.

Investimenti immobiliari

Gli investimenti immobiliari sono valutati inizialmente al costo d'acquisto o di costruzione. Il costo comprende il prezzo di acquisto e tutte le spese direttamente attribuibili. I costi accessori all'operazione sono contabilizzati tra i costi dell'immobile quando ne viene contabilizzato l'acquisto. Nella valutazione successiva gli investimenti immobiliari sono valutati al costo.

Le spese sostenute successivamente all'acquisto o all'ultimazione di un immobile destinato ad investimento immobiliare sono imputate al costo iniziale del bene se è probabile che, grazie a tali spese, l'impresa otterrà futuri benefici economici superiori a quelli stimati in precedenza. In caso contrario questi costi sono imputati a conto economico.

Gli investimenti immobiliari sono sistematicamente ammortizzati in ogni esercizio a quote costanti sulla base di aliquote ritenute rappresentative della residua possibilità di utilizzazione dell'immobilizzazione stessa.

Attività immateriali

Le attività immateriali sono iscritte nell'attivo della situazione patrimoniale-finanziaria quando è probabile che l'uso dell'attività genererà benefici economici futuri e quando il costo dell'attività può essere determinato in modo attendibile. Esse sono iscritte al valore di conferimento, al costo di acquisizione o di produzione inclusivo degli eventuali oneri accessori.

Le attività immateriali a durata definita sono ammortizzate sistematicamente in funzione della loro prevista utilità futura, in modo che il valore netto alla chiusura del periodo corrisponda alla loro residua utilità o all'importo recuperabile secondo i piani aziendali di svolgimento dell'attività produttiva. L'ammortamento inizia quando l'attività è disponibile per l'uso.

I costi di sviluppo sono oggetto di capitalizzazione solo se sia dimostrabile:

• la possibilità tecnica di completare l'attività immateriale in modo da essere disponibile per l'uso o per la vendita;
• l'intenzione di completare l'attività immateriale per usarla o venderla;
• la capacità ad usare o vendere l'attività immateriale;
• la capacità di valutare attendibilmente il costo attribuibile all'attività immateriale durante il suo sviluppo;
• la disponibilità di risorse tecniche, finanziarie e di altro tipo adeguate per completare lo sviluppo e per l'utilizzo o la vendita dell'attività immateriale;
• in quale modo l'attività immateriale genererà probabili benefici economici futuri.

In mancanza di uno soltanto dei requisiti indicati i costi in questione sono interamente imputati al periodo del loro sostenimento.

L'ammortamento delle attività immateriali è calcolato a quote costanti, sulla base delle seguenti vite utili:

		Anni
	da	a
Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione opere dell'ingegno	1	7
Concessioni, licenze, marchi e diritti simili	1	99
Software	1	7
Altre attività immateriali a vita utile definita	1	45

L'ammortamento inizia quando l'attività è disponibile all'utilizzo, ossia quando è nella posizione e nella condizione necessaria affinché sia in grado di operare nella maniera prevista dalla direzione aziendale. L'ammortamento cessa alla data più remota tra quella in cui l'attività è classificata come posseduta per la vendita (o inclusa in un gruppo in dismissione classificato come posseduto per la vendita), in conformità all'IFRS 5, e quella in cui l'attività viene eliminata contabilmente.

Le immobilizzazioni in corso ed acconti sono relative a costi, interni e esterni, connessi a immobilizzazioni immateriali per i quali non è stata ancora acquisita la titolarità del diritto e non risulta avviato il processo di utilizzazione economica. Tali investimenti vengono ammortizzati a partire dalla data di entrata in funzione nel ciclo di produzione.

Le immobilizzazioni in corso, in base allo IAS 36, ad ogni data di bilancio oppure ogniqualvolta vi siano indicazioni che l'attività immateriale ha subito una perdita di valore, vengono sottoposte ad impairment test al fine di verificare la corrispondenza tra valore contabile e valore recuperabile.

Avviamento

L'avviamento è inizialmente iscritto al costo e rappresenta l'eccedenza del costo d'acquisto e del valore delle eventuali quote di minoranza possedute rispetto al fair value netto riferito ai valori identificabili delle attività e delle passività attuali e potenziali afferenti al complesso acquisito. Se dopo tale rideterminazione, i valori correnti delle attività e passività attuali e potenziali eccedono il costo dell'acquisizione, l'eccedenza viene iscritta immediatamente a conto economico.

L'eventuale avviamento derivante dall'acquisizione di una società collegata o joint venture è incluso nel valore contabile della partecipazione.

In sede di prima adozione degli IFRS, il Gruppo ha scelto di non applicare l'IFRS 3 – Aggregazioni di imprese in modo retroattivo alle acquisizioni di aziende avvenute antecedentemente il 1° gennaio 2004; di conseguenza, l'avviamento generato su acquisizioni antecedenti la data di transizione agli IFRS è stato mantenuto al precedente valore determinato secondo i principi contabili italiani, previa verifica e rilevazione di eventuali perdite di valore.

L'avviamento viene allocato ad una o più unità generatrici di flussi finanziari (cash generating unit) e non viene ammortizzato, ma annualmente, o più frequentemente se specifici eventi o modificate circostanze indicano la possibilità che abbia subito una perdita di valore, viene sottoposto a impairment test, come evidenziato nel paragrafo "Perdita di valore di attività".

Attività non correnti possedute per la vendita – Attività operative cessate

Un'attività non corrente (o un gruppo in dismissione composto da attività e passività) viene classificata come posseduta per la vendita se il suo valore contabile sarà recuperato principalmente con un'operazione di vendita anziché tramite il suo utilizzo continuato. Immediatamente prima della classificazione iniziale dell'attività (o gruppo in dismissione) come posseduta per la vendita, i valori contabili dell'attività sono valutati in conformità ai principi contabili del Gruppo. Successivamente, l'attività (o gruppo in dismissione) viene valutata al minore tra il suo valore contabile e il fair value al netto dei costi di vendita. La perdita di valore di un gruppo in dismissione viene allocata in primo luogo all'avviamento, quindi alle restanti attività e passività in misura proporzionale, ad eccezione di rimanenze, attività finanziarie, attività per imposte differite, benefici per dipendenti, investimenti immobiliari e attività biologiche, che continuano ad essere valutate in conformità ai principi contabili del Gruppo. Le perdite di valore per la classificazione iniziale di un'attività come posseduta per la vendita e le differenze di valutazione successive sono rilevate a conto economico. Le variazioni di valore positive sono rilevate solo fino a concorrenza di eventuali perdite di valore accumulate.

Le attività operative cessate (discontinued operations) rappresentano una parte del gruppo che è stata dismessa o classificata per la vendita, e:

• a. rappresenta un importante ramo di attività o area geografica di attività
• b. fa parte di un unico programma coordinato di dismissione di un importante ramo autonomo di attività o un'area geografica di attività; o
• c. è una controllata acquisita esclusivamente in funzione di una rivendita.

Se si tratta di una singola attività non corrente (es. un immobile o una partecipazione in una società collegata), la rilevazione dell'utile o perdita derivante dalla cessione o dalla valutazione segue la natura dell'attività stessa.

Se si tratta di un attività operativa cessata ed è significativa nella voce "Risultato netto da attività operative cessate" viene esposto un unico importo rappresentato dal totale:

• i) degli utili o delle perdite dell'attività operativa cessata al netto degli effetti fiscali; e
• ii) dalla plusvalenza o minusvalenza, al netto degli effetti fiscali, rilevata a seguito della valutazione al fair value al netto dei costi di vendita o dell'avvenuta dismissione dell'attività.

Il conto economico del periodo comparativo è rideterminato in modo da garantire un confronto omogeneo.

Se l'attività non è significativa, ricavi e costi dell'attività operativa cessata rimangono imputati riga per riga alle relative voci di conto economico, mentre il Risultato da attività discontinue accoglierà la sola plusvalenza o minusvalenza di cui al precedente punto ii).

Accordi per servizi in concessione

A decorrere dal 1° gennaio 2010 il Gruppo IREN applica l'IFRIC 12, omologato dall'Unione Europea il 25 marzo 2009. L'interpretazione definisce i criteri di rilevazione e valutazione da adottare per gli accordi tra settore pubblico e privato relativi allo sviluppo, finanziamento, gestione e manutenzione di infrastrutture in regime di concessione. In particolare nei casi in cui il soggetto concedente controlli l'infrastruttura, regolando e controllando le caratteristiche dei servizi forniti, i prezzi applicabili e mantenendo un interesse residuo sull'attività, il concessionario rileva o il diritto all'utilizzo della stessa infrastruttura o un'attività finanziaria o entrambi, in funzione delle caratteristiche degli accordi. Pertanto i concessionari che rientrano nelle fattispecie sopra descritte, non possono rilevare i beni patrimoniali dedicati all'erogazione del servizio quale immobilizzazione materiale nell'attivo dello stato patrimoniale, a prescindere dal riconoscimento del titolo di proprietà a favore degli stessi concessionari nei contratti di concessione.

In particolare il concessionario rileva un'attività finanziaria nella misura in cui ha un diritto contrattuale incondizionato a ricevere disponibilità liquide o un'altra attività finanziaria dal, o su istruzioni del, concedente per i servizi di costruzione. All'attività finanziaria rilevata sono applicate le disposizioni dello IAS 32, dello IAS 39 e dell'IFRS 7.

Il concessionario rileva un'attività immateriale nella misura in cui ottiene il diritto (licenza) di far pagare gli utenti del servizio pubblico. Il diritto di far pagare gli utenti del servizio pubblico non è un diritto incondizionato a ricevere disponibilità liquide in quanto gli importi dipendono dalla misura in cui il pubblico utilizza il servizio. All'attività immateriale rilevata sono applicate le disposizioni dello IAS 38.

Se il concessionario è pagato per i servizi di costruzione in parte con un'attività finanziaria e in parte con un'attività immateriale, contabilizza separatamente ciascuna componente del corrispettivo del concessionario. Il corrispettivo ricevuto o da ricevere per entrambe le componenti viene rilevato inizialmente al fair value (valore equo) del corrispettivo ricevuto o da ricevere ed esposto nell'apposito conto di ricavo.

Con riferimento ai contributi ottenuti sulle immobilizzazioni rientranti nell'applicazione dell'IFRIC 12 si evidenzia che gli stessi sono classificati nelle Altre passività, con la distinzione tra la quota corrente e non corrente, mentre il relativo rilascio confluisce tra gli Altri ricavi.

Perdita di valore di attività

Gli IAS/IFRS richiedono di valutare l'esistenza di perdite di valore delle attività in presenza di indicatori specifici che facciano ritenere che tale problematica possa sussistere. Viene effettuata una verifica di perdita di valore (impairment test), che consiste nella stima del valore recuperabile dell'attività e nel confronto con il relativo valore netto contabile.

Il valore recuperabile è definito come il maggiore tra il prezzo netto di vendita (qualora esista un mercato attivo) e il valore d'uso del bene. Quest'ultimo è definito sulla base dell'attualizzazione dei flussi di cassa attesi dall'utilizzo del bene o da un'aggregazione di beni (le cosiddette Cash Generating Unit), al lordo delle imposte, applicando un tasso di sconto, ante imposte, che riflette le valutazioni correnti di mercato del valore temporale del denaro e dei rischi specifici dell'attività. Se il valore recuperabile è inferiore al valore contabile viene iscritta una perdita di valore. Se in esercizi successivi la perdita viene meno o si riduce, il valore contabile dell'attività o dell'unità generatrice di flussi finanziari è incrementato sino alla stima del nuovo valore recuperabile. Quest'ultimo non può eccedere il valore che sarebbe stato determinato se non fosse stata rilevata in precedenza alcuna perdita per riduzione di valore. Il ripristino di una perdita di valore è iscritto immediatamente a conto economico.

Il valore d'uso è definito generalmente mediante attualizzazione dei flussi di cassa attesi dall'utilizzo del bene o di Cash Generating Units nonché dal valore che ci si attende dalla sua dismissione al termine della sua vita utile.

Le Cash Generating Unit sono state individuate coerentemente alla struttura organizzativa e di business del Gruppo, come attività che generano flussi di cassa in entrata indipendenti derivanti dall'utilizzo continuativo delle stesse.

Per attività non soggette ad ammortamento (avviamento, altre attività immateriali a vita utile indefinita) e per le immobilizzazioni immateriali non ancora disponibili per l'utilizzo, l'impairment test è effettuato con frequenza annuale indipendentemente dalla presenza di specifici indicatori.

Strumenti finanziari

Tutti gli strumenti finanziari, inclusi i derivati, vengono rilevati nella situazione patrimoniale-finanziaria nel momento in cui l'impresa diviene parte del contratto e di conseguenza assume un diritto a ricevere o un'obbligazione a pagare.

Gli strumenti finanziari si suddividono nelle seguenti categorie:

• strumenti valutati a fair value con imputazione a conto economico (FVTPL). Si tratta di:
• attività/passività finanziarie possedute per la negoziazione, ossìa acquisite o contratte sostanzialmente con lo scopo di essere vendute o riacquistate nel breve termine;
• derivati non designati come strumenti di copertura;
• strumenti finanziari che alla rilevazione iniziale l'impresa stessa ha designato come FVTPL.
• finanziamenti e crediti (L&R). Si tratta di attività/passività finanziarie (diverse dagli strumenti derivati) caratterizzate da pagamenti fissi o determinabili che non sono quotate in mercati attivi.
• investimenti posseduti sino a scadenza (HTM). Si tratta di attività/passività finanziarie diverse dai derivati, con pagamenti fissi o determinabili con scadenza fissa che un'impresa ha l'intenzione e la capacità di mantenere sino a scadenza (es. obbligazioni).
• attività finanziarie disponibili per la vendita (AFS). Si tratta di una categoria residuale, in quanto non rientrante nelle categorie precedentemente descritte (es. partecipazioni inferiori al 20% nelle quali il Gruppo non esercita un'influenza notevole).

- Partecipazioni valutate al Patrimonio Netto

Si tratta di partecipazioni in società collegate o joint venture, valutate con il metodo del patrimonio netto, vale a dire per un importo pari alla corrispondente frazione del patrimonio netto risultante dall'ultimo bilancio disponibile, rettificato per tenere conto delle differenze tra prezzo pagato e patrimonio alla data di acquisto e per eventuali operazioni infragruppo, se significative.

Le quote di risultato d'esercizio derivanti dall'applicazione del metodo del patrimonio netto sono iscritte in conto economico nella linea "Risultato di collegate e joint ventures contabilizzate con il metodo del patrimonio netto", mentre la quota delle altre componenti di conto economico complessivo è iscritta nel prospetto delle altre componenti di conto economico complessivo.

L'eccedenza del costo di acquisto rispetto alla percentuale spettante al Gruppo del valore corrente delle attività, passività attuali e potenziali identificabili della società collegata o della joint venture alla data di acquisizione è riconosciuto come avviamento, incluso nel valore della partecipazione e assoggettato a impairment test con le stesse modalità descritte nel paragrafo precedente.

Il rischio derivante da eventuali perdite eccedenti il patrimonio netto è rilevato in apposito fondo nella misura in cui la partecipante è impegnata ad adempiere ad obbligazioni legali o implicite nei confronti dell'impresa partecipata o comunque a coprire le sue perdite.

- Altre partecipazioni

Le partecipazioni in altre imprese, classificate come disponibili per la vendita (AFS), sono valutate al fair value. Gli utili e le perdite derivanti dalle variazioni nel fair value sono imputati direttamente nelle altre componenti di conto economico complessivo fino al momento in cui esse sono cedute o abbiano subito una perdita di valore; in tal caso, la perdita complessiva viene stornata dalle altre componenti di conto economico complessivo e rilevata nel conto economico per un importo pari alla differenza tra il costo di acquisizione ed il fair value corrente. Quando il fair value non può essere attendibilmente determinato, le partecipazioni sono valutate al costo, rettificato per perdite durevoli di valore, il cui effetto è rilevato nel conto economico.

Il rischio derivante da eventuali perdite eccedenti il valore di carico della partecipazione è rilevato in un apposito fondo nella misura in cui la partecipante è impegnata ad adempiere a obbligazioni legali o implicite nei confronti dell'impresa partecipata o comunque a coprire le sue perdite.

- Attività finanziarie possedute per la negoziazione

Le attività finanziarie possedute per la negoziazione, quando sono rilevate contabilmente per la prima volta, sono valutate al costo di acquisto, in pratica al fair value del corrispettivo dato in cambio: i costi della transazione, in quanto costi accessori, sono inclusi nel costo di acquisto.

Dopo la rilevazione iniziale, sono valutate al fair value, senza deduzione di eventuali costi di transazione che potranno verificarsi al momento della vendita o dell'eliminazione. Le variazioni di fair value sono iscritte direttamente a conto economico.

Se il fair value non può essere determinato in modo attendibile tali attività sono valutate al costo.

- Attività finanziarie disponibili per la vendita

Le attività finanziarie disponibili per la vendita, quando sono rilevate contabilmente per la prima volta, sono valutate al fair value del corrispettivo pagato (costo di acquisto comprensivo dei costi accessori).

Dopo la rilevazione iniziale, sono valutate al fair value, senza deduzione di eventuali costi di transazione che potranno verificarsi al momento della vendita o dell'eliminazione. Le variazioni di fair value sono iscritte nelle altre componenti di conto economico complessivo e vengono riversate a conto economico solo quando queste attività disponibili per la vendita sono eliminate dal bilancio o abbiano subito una perdita durevole di valore.

Se il fair value degli investimenti in strumenti rappresentativi di capitale non può essere determinato in modo attendibile tali attività sono valutate al costo.

- Strumenti finanziari di copertura

Il Gruppo detiene strumenti di copertura adottati in ottica non speculativa esclusivamente con lo scopo di coprire la propria esposizione ai rischi tasso, cambio e commodity.

Coerentemente con quanto stabilito dallo IAS 39, gli strumenti finanziari di copertura sono contabilizzati secondo le modalità stabilite per l'hedge accounting se vengono soddisfatte tutte le seguenti condizioni:

• − all'inizio della copertura, o alla cosiddetta "first time adoption" per gli strumenti in essere al 1° gennaio 2005, vi è una documentazione formale della relazione di copertura e degli obiettivi aziendali di gestione del rischio e della strategia per effettuare la copertura;
• − si suppone che la copertura sia altamente efficace nell'ottenere la compensazione dei cambiamenti nel fair value (fair value hedge) o nei flussi finanziari (cash flow hedge) attribuibili al rischio coperto;
• − per le coperture di flussi finanziari, un'operazione prevista, che è oggetto di copertura, deve essere altamente probabile e deve presentare un'esposizione alle variazioni di flussi finanziari che potrebbe infine incidere sul risultato economico dell'esercizio;
• − l'efficacia della copertura può essere attendibilmente valutata, ossia il fair value o i flussi finanziari dell'elemento coperto ed il fair value dello strumento di copertura possono essere attendibilmente valutati;
• − la copertura è stata valutata sulla base di un criterio ricorrente ed è considerata altamente efficace per tutta la vita del derivato.

Gli strumenti finanziari di copertura vengono iscritti al fair value, determinato coerentemente con quanto previsto dall'IFRS 13. Il fair value viene determinato con modelli di valutazione adeguati per ciascuna tipologia di strumento finanziario utilizzando, ove disponibili, le curve forward di mercato sia regolamentato, sia non regolamentato (intrinsic value); per le opzioni il fair value è integrato dalla componente time value, che è funzione della vita residua dell'opzione e della volatilità del sottostante.

Tenuto conto di quanto precisato nell'IFRS 7, esteso dall'IFRS 13, in merito alla c.d. gerarchia del fair value, si evidenzia che per ogni categoria di strumento finanziario contabilizzato al fair value viene indicata la gerarchia di determinazione del fair value suddivisa tra:

• Livello 1: prezzi quotati (non rettificati) su mercati attivi per attività o passività identiche;
• Livello 2: dati di input diversi dai prezzi quotati di cui al Livello 1 che sono osservabili per l'attività o la passività, sia direttamente (come nel caso dei prezzi), sia indirettamente (ovvero derivati dai prezzi);
• Livello 3: dati di input relativi all'attività o alla passività che non sono basati su dati di mercato osservabili (dati non osservabili).

Gli strumenti finanziari di copertura, ad ogni chiusura di bilancio, vengono sottoposti al test di efficacia al fine di verificare se la copertura abbia o meno i requisiti per essere qualificata come copertura efficace ed essere contabilizzata secondo i principi dell'hedge accounting.

Se i requisiti previsti per l'applicazione dell'hedge accounting sono soddisfatti e:

• si è in presenza di copertura di flussi finanziari (cash flow hedge), le variazioni del fair value dello strumento di copertura sono inserite nelle altre componenti di conto economico complessivo per la quota efficace della copertura (intrinsic value) e sono rilevate a conto economico per la parte time value e per l'eventuale quota inefficace (overhedging);
• si è in presenza di copertura di fair value (fair value hedge), le variazioni del fair value, sia dello strumento di copertura sia dello strumento coperto, sono rilevate a conto economico.

Se i requisiti previsti per l'applicazione dell'hedge accounting non sono soddisfatti gli utili o le perdite derivanti dalla valutazione al fair value del solo strumento finanziario di copertura, sono iscritti interamente a conto economico.

- Altre attività e passività finanziarie

Finanziamenti e crediti sono iscritti inizialmente al fair value rettificato degli eventuali costi di transazione direttamente attribuibili, mentre le valutazioni successive vengono effettuate utilizzando il criterio del costo ammortizzato.

I titoli detenuti per essere mantenuti sino alla scadenza sono iscritti in sede di prima rilevazione al costo, incrementato dei costi di transazione sostenuti per l'acquisizione dell'attività finanziaria. Successivamente alla prima rilevazione sono valutati al costo ammortizzato con il metodo dell'interesse effettivo al netto delle perdite di valore.

Ad ogni chiusura di bilancio, oppure allorquando sono evidenziati indicatori di impairment, tutte le attività finanziarie, ad eccezione di quelle FVTPL, sono sottoposte ad impairment test per determinare se vi siano oggettive evidenze (quali violazione degli accordi contrattuali, probabilità di fallimento del debitore, difficoltà finanziarie del debitore,…) che possono far ritenere non interamente recuperabile il valore dell'attività.

- Crediti e Debiti commerciali

I crediti e i debiti commerciali, la cui scadenza rientra nei normali termini commerciali, non sono attualizzati, poiché la componente temporale ha scarsa rilevanza nella loro valorizzazione, e sono iscritti al fair value (identificato dal loro valore nominale). Dopo la valutazione iniziale sono iscritti al costo ammortizzato. I crediti commerciali sono esposti al netto del fondo svalutazione crediti che riflette la stima delle perdite su crediti.

- Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti sono costituiti dai valori in cassa, dai depositi a vista e da investimenti finanziari a breve termine (scadenza a tre mesi o meno dalla data di acquisto) e ad alta liquidità che sono prontamente convertibili in valori di cassa noti e che sono soggetti ad un rischio irrilevante di variazione del loro valore.

I depositi e i mezzi equivalenti, dopo la valutazione iniziale al costo inclusi gli oneri accessori, sono valutati al fair value.

Il denaro e i valori bollati in cassa sono valutati al valore nominale.

Rimanenze

Le giacenze di magazzino, composte prevalentemente da materiali e apparecchi di scorta per la manutenzione e la costruzione di impianti, materie prime, quali l'olio combustibile e il gasolio, e gas in relazione all'attività di trading sono valutati al minore tra il costo (costituito dal costo d'acquisto, dai costi di trasformazione e gli altri costi sostenuti per portare le rimanenze nel luogo e nelle condizioni attuali) e il presunto valore netto di realizzo o di sostituzione.

Il costo delle rimanenze viene determinato adottando il criterio del costo medio ponderato.

Se il costo delle rimanenze non può essere recuperato poiché esse sono danneggiate, sono diventate in tutto o in parte obsolete o i loro prezzi di vendita sono diminuiti, sono svalutate fino al valore netto di realizzo. Se le circostanze che avevano precedentemente causato una svalutazione non sussistono più l'ammontare della svalutazione viene stornato.

Le rimanenze di lavori in corso su ordinazione sono valutati in base alla percentuale di completamento, al netto degli acconti fatturati ai clienti. Le commesse per le quali è prevista una perdita a finire a livello di costi diretti sono oggetto di una svalutazione specifica che viene imputata a conto economico nel periodo in cui essa è divenuta nota.

Patrimonio netto

Il capitale sociale, inclusivo delle diverse categorie di azioni, viene esposto al suo valore nominale ridotto dei crediti verso soci per decimi da versare.

Il costo di acquisto delle azioni proprie viene portato a riduzione del patrimonio netto.

I costi direttamente attribuibili ad operazioni sul capitale della capogruppo, per nuove sottoscrizioni, sono contabilizzati a riduzione del patrimonio netto.

I dividendi sono iscritti tra le passività al momento in cui vengono approvati dall'assemblea degli azionisti.

Benefici ai dipendenti

In data 6 giugno 2012 è stata omologata la modifica del principio contabile internazionale IAS 19 "Benefici a dipendenti". Tale modifica è applicabile a partire dal 1° gennaio 2013, tuttavia ne è consentita l'applicazione su base volontaria per le relazioni finanziarie annuali al 31 dicembre 2012. A decorrere dal 1° gennaio 2012 è stata applicata, in via anticipata, la modifica al principio contabile internazionale IAS 19 "Benefici a dipendenti" omologato in data 6 giugno 2012. Le modifiche prese in considerazione nell'emendamento in oggetto possono classificarsi in tre grandi categorie: rilevazione ed esposizione in bilancio, informazioni integrative (disclosures) ed ulteriori modifiche.

La prima categoria di modifiche interessa i piani a benefici definiti. In particolare viene abbandonato il metodo del corridoio nella rilevazione degli utili e delle perdite attuariali (già non applicato presso il Gruppo IREN) e viene introdotto l'obbligo di rilevare le componenti connesse alle "rivalutazioni" (ad es. gli utili e le perdite attuariali) immediatamente nel Prospetto delle altre componenti di Conto Economico complessivo.

Per quanto riguarda la presentazione in bilancio, le variazioni della passività relativa all'obbligazione che sorge in relazione a un piano a benefici definiti sono disaggregate in tre componenti:

• 1) operativa (service cost), costi del personale;
• 2) finanziaria (finance cost), interessi attivi/passivi netti;
• 3) valutativa (remeasurement cost), utili/perdite attuariali.

In merito all'informativa integrativa, viene proposta l'informativa relativa alle caratteristiche dei piani e dei relativi importi iscritti in bilancio, al rischio derivante dai piani e comprendente una analisi di sensitività delle fluttuazioni nel rischio demografico.

I benefici successivi al rapporto di lavoro sono definiti sulla base di programmi che in funzione delle loro caratteristiche sono distinti in programmi "a contributi definiti" e programmi "a benefici definiti".

Nei programmi a "contributi definiti" l'obbligazione dell'impresa, limitata al versamento dei contributi allo Stato ovvero ad un patrimonio o ad un'entità giuridicamente distinta (cd. fondo), è determinata sulla base dei contributi dovuti. Per il Gruppo rientrano in questa categoria il Trattamento di Fine Rapporto maturato a partire dal 1° gennaio 2007 che viene versato al fondo INPS e la parte versata alla previdenza integrativa.

La passività relativa ai programmi a "benefici definiti", al netto delle eventuali attività al servizio del piano, è determinata sulla base di ipotesi attuariali. Per il Gruppo rientrano in questa categoria il Trattamento di fine rapporto maturato fino al 31 dicembre 2006 (o alla data di scelta da parte del dipendente nel caso di destinazione a fondi complementari), le agevolazioni tariffarie fornite al personale dipendente ed exdipendente, le mensilità aggiuntive (art. 47 CCNL) il premio fedeltà erogato al personale dipendente ed i contributi erogati al fondo Premungas.

Per ciascun dipendente viene calcolato il valore attuale della passività con il metodo di proiezione unitaria del credito. L'ammontare della passività viene calcolato stimando l'ammontare da pagare al momento della risoluzione del rapporto di lavoro, prendendo in considerazione ipotesi economiche, finanziarie e demografiche; tale valore viene imputato pro-rata temporis sulla base del periodo di lavoro già maturato.

Per il trattamento di fine rapporto maturato al 31 dicembre 2006 (o alla data di scelta da parte del dipendente nel caso di destinazione a fondi complementari), non viene invece applicato il pro-rata temporis, poiché alla data del bilancio i benefici possono essere considerati maturati interamente.

Le variabili demografiche, economiche e finanziarie assunte sono annualmente validate da un attuario indipendente.

Gli utili e le perdite derivanti dall'effettuazione del calcolo attuariale per quanto concerne i benefici successivi al rapporto di lavoro sono immediatamente rilevati nel Conto economico complessivo, cioè nell'other comprehensive income, con l'eccezione del premio fedeltà per cui sono rilevati interamente a Conto economico.

Fondi per rischi e oneri

I fondi per rischi e oneri sono accantonati per coprire passività di ammontare o scadenza incerti che devono essere rilevati in bilancio quando ricorrono le seguenti contestuali condizioni:

− l'impresa ha un'obbligazione attuale (legale o implicita), ossia in corso alla data di riferimento del bilancio, quale risultato di un evento passato;

• − è probabile che per adempiere all'obbligazione si renderà necessario un impiego di risorse economiche;
• − può essere effettuata una stima attendibile dell'importo necessario all'adempimento dell'obbligazione.

I rischi per i quali il manifestarsi di una passività è soltanto potenziale sono indicati nelle note al bilancio senza procedere allo stanziamento di un fondo.

In caso di eventi solamente remoti e cioè di eventi che hanno scarsissime possibilità di verificarsi non viene contabilizzato alcun fondo, né vengono fornite informazioni aggiuntive od integrative.

Gli accantonamenti sono iscritti al valore rappresentativo della migliore stima dell'ammontare che l'impresa pagherebbe per estinguere l'obbligazione, ovvero per trasferirla a terzi alla data di chiusura dell'esercizio. Se l'effetto di attualizzazione del valore del denaro è significativo, gli accantonamenti sono determinati attualizzando i flussi finanziari futuri attesi ad un tasso di sconto ante imposte che riflette la valutazione corrente del mercato del costo del denaro in relazione al tempo.

Quando viene effettuata l'attualizzazione, l'incremento dell'accantonamento dovuto al trascorrere del tempo è rilevato come onere finanziario.

I fondi post mortem sono attualizzati sulla base dei flussi di cassa indicati nella perizia redatta da un esperto indipendente.

Il fondo ripristino opere devolvibili è istituito allo scopo di non far gravare esclusivamente sugli esercizi in cui sono sostenuti i costi per manutenzioni, rinnovi e simili di natura non incrementativa, ma di distribuirli sui vari esercizi di utilizzo di tali beni.

Ricavi

I ricavi sono valutati al fair value del corrispettivo ricevuto o spettante, tenendo conto di eventuali sconti commerciali e riduzioni legate alla quantità.

I ricavi dalla vendita di beni sono rilevati quando:

• l'impresa ha trasferito all'acquirente i rischi significativi e i benefici connessi alla proprietà del bene;
• l'impresa perde i diritti di proprietà nonché l'effettivo controllo sulla merce venduta da parte del venditore;
• il valore dei ricavi può essere determinato in modo attendibile;
• è probabile che l'impresa venditrice potrà fruire dei benefici economici derivanti dall'operazione;
• il valore dei costi connessi all'operazione può essere determinato in modo attendibile.

I ricavi dalla prestazione di servizi sono rilevati quando:

• l'ammontare dei ricavi può essere determinato in modo attendibile;
• è probabile che l'impresa venditrice potrà fruire dei benefici economici derivanti dall'operazione;
• lo stadio di completamento dell'operazione alla data di chiusura del bilancio d'esercizio può essere determinato attendibilmente;
• il valore dei costi connessi all'operazione può essere determinato in modo attendibile.

Quando sussiste un'incertezza sulla possibilità di incassare i crediti derivanti da un ricavo già contabilizzato, il valore non recuperabile viene rilevato come costo anziché come rettifica del ricavo già imputato.

Contributi conto impianti e contributi in conto esercizio

I contributi in conto impianti, vengono iscritti, quando gli stessi divengono esigibili, come ricavo differito e imputato come provento al conto economico sistematicamente durante la vita utile del bene a cui si riferiscono. Il ricavo differito relativo ai contributi stessi trova riscontro nello Stato Patrimoniale tra le altre passività, con opportuna separazione tra la parte corrente e quella non corrente.

I contributi in conto esercizio sono imputati a conto economico nel momento in cui sono soddisfatte le condizioni di iscrizione, ovvero quando si ha la certezza del riconoscimento degli stessi in contropartita dei costi a fronte dei quali i contributi sono erogati.

Altri proventi

Gli altri proventi includono tutte le fattispecie di ricavi non inclusi nelle tipologie precedenti e non aventi natura finanziaria e sono rilevati secondo le modalità sopra indicate per i ricavi delle vendite di beni e prestazione di servizi.

Costi per l'acquisizione di beni e servizi

I costi sono valutati al fair value dell'ammontare pagato o da pagare. I costi per l'acquisizione di beni e servizi sono iscritti quando il loro ammontare può essere determinato in maniera attendibile. I costi per acquisto di beni sono riconosciuti al momento della consegna, che in base ai contratti in essere identifica il momento del passaggio dei rischi e benefici connessi. I costi per servizi sono iscritti per competenza in base al momento di ricevimento degli stessi.

Proventi ed oneri finanziari

I proventi che derivano dall'utilizzo, da parte di terzi, di beni dell'impresa che generano interessi, e dividendi sono rilevati quando:

• è probabile che l'impresa venditrice potrà fruire dei benefici economici derivanti dall'operazione;
• l'ammontare dei ricavi può essere determinato in modo attendibile.

I proventi devono essere rilevati applicando i seguenti criteri:

• gli interessi devono essere rilevati con un criterio temporale che consideri il rendimento effettivo del bene;
• i ricavi per dividendi da partecipazioni sono contabilizzati nel momento in cui sorge il diritto all'incasso, che normalmente corrisponde alla delibera assembleare di distribuzione dei dividendi.

Quando sussiste un'incertezza sulla possibilità di incassare i crediti derivanti da un ricavo già contabilizzato, il valore non recuperabile deve essere rilevato come costo anziché come rettifica del ricavo già imputato.

Gli oneri finanziari sono rilevati come costo nell'esercizio nel quale essi sono sostenuti; quelli che sono direttamente imputabili all'acquisizione, costruzione, produzione di un impianto sono capitalizzati dal momento che:

• è probabile che comporteranno dei benefici economici futuri per l'impresa
• sono attendibilmente determinati.

Imposte sul reddito

Le imposte sul reddito includono tutte le imposte calcolate sul reddito imponibile del Gruppo.

Le imposte correnti e differite vengono rilevate come proventi o come oneri e sono incluse nell'utile o nella perdita dell'esercizio, a meno che le imposte derivino da un'operazione o un fatto rilevato, nello stesso esercizio o in un altro, direttamente nel patrimonio netto.

Le imposte correnti del periodo sono determinate sulla base di una realistica previsione dell'onere d'imposta di pertinenza del periodo determinato in applicazione della vigente normativa fiscale o sostanzialmente approvata. Le imposte differite sono calcolate in base alle differenze temporanee che emergono tra la base imponibile di una attività o passività e il valore contabile nel bilancio consolidato.

Un'attività per imposte anticipate viene contabilizzata quando il suo recupero è probabile. Le imposte differite sono state calcolate considerando l'aliquota fiscale prevista per l'esercizio in cui le differenze si riverseranno.

Il Gruppo ha esercitato l'opzione, ai sensi dell'art. 118 del nuovo Tuir, per il Consolidato fiscale di Gruppo che comporta il trasferimento da parte delle società consolidate delle proprie posizioni debitorie/creditorie IRES verso la Consolidante IREN S.p.A.. Quest'ultima determina l'IRES su una base imponibile corrispondente alla somma algebrica degli imponibili positivi e negativi delle singole società che partecipano al consolidato.

A fronte del reddito imponibile conseguito e trasferito alla società consolidante, la consolidata si obbliga a riconoscere alla società consolidante "conguagli per imposte" pari alle imposte dovute sul reddito trasferito al netto dei crediti per IRES trasferiti.

Criteri di conversione delle poste in valuta estera

La valuta funzionale e di presentazione adottata dal Gruppo è l'Euro. In presenza di transazioni in valuta estera, le stesse sono inizialmente rilevate al tasso di cambio in essere alla data dell'operazione. Le attività e le passività in valuta, ad eccezione delle immobilizzazioni, sono iscritte al cambio di riferimento alla data di chiusura del periodo e i relativi utili e perdite su cambi sono imputati a conto economico. L'eventuale utile netto che dovesse emergere viene accantonato in un'apposita riserva non distribuibile fino alla data di realizzo.

Emission Trading Scheme

L'Emission Trading Scheme è entrato in vigore nell'Unione Europea dal 1° gennaio 2005 e fa parte dei cosiddetti 'meccanismi flessibili' ammessi dal Protocollo di Kyoto per il raggiungimento degli obiettivi di emissione dei gas ad effetto serra. Per l'Italia l'obiettivo consisteva nella riduzione delle emissioni di CO2 entro il 2012 del 6,5% rispetto al livello del 1990.

Con il decreto D. Lgs. 13 marzo 2013, n. 30, è stata recepita nell'ordinamento nazionale la direttiva 2009/29/CE che ha introdotto nuove regole per lo scambio di quote di emissione di gas serra, nonché nuove attività soggette all'applicazione della normativa nel periodo 2013-2020.

Il Gruppo partecipa attivamente al sistema di scambi di permessi di emissione finalizzato alla riduzione delle emissioni di gas ad effetto serra contribuendo al raggiungimento degli obiettivi fissati per il Gruppo dal piano di riduzione nazionale.

Le quote di emissione detenute nell'ambito delle attività legate al conseguimento di tali obiettivi, siano esse acquisite o ricevute a titolo gratuito, sono contabilizzate come immobilizzazioni immateriali. Le quote sono valutate inizialmente al fair value, rappresentato dal valore di mercato nel periodo di assegnazione o dall'effettivo prezzo d'acquisto. I due importi peraltro risultano sostanzialmente omogenei. Le quote di emissione non vengono ammortizzate, ma eventualmente svalutate attraverso il processo di impairment se il loro fair value dovesse scendere al di sotto di quello di iscrizione. Per le emissioni effettuate nel periodo (valorizzate al fair value, rappresentato dal prezzo di mercato) viene effettuato un accantonamento a fondo oneri, utilizzato, al momento dell'annullamento dei diritti.

In caso di vendita delle quote di emissione, unitamente alla diminuzione delle immobilizzazioni immateriali viene rilevata l'eventuale plus/minusvalenza derivante dal prezzo di cessione.

Le quote di emissione eventualmente detenute con finalità di trading che alla fine dell'esercizio risultano invendute sono iscritte nello stato patrimoniale alla voce Rimanenze. Tali quote vengono valorizzate al minore tra costo e valore di mercato.

Altri titoli energetici

In stretta relazione con le attività svolte, al Gruppo sono stati assegnati alcuni titoli energetici strettamente connessi all'effettuazione di specifiche attività volte al risparmio energetico ed all'emissione nel sistema elettrico di energia prodotta da fonti rinnovabili. In particolare al Gruppo sono stati assegnati:

• dal Gestore dei Servizi Energetici (GSE), titoli commerciabili che attestano la produzione, su base annua e fino al 2015 incluso, di energia elettrica da fonti rinnovabili (cosiddetti "certificati verdi"). Il Gruppo risulta titolare di tali certificati a seguito della produzione di energia elettrica tramite impianti idroelettrici, impianti di termovalorizzazione e impianti di biogas;
• dal GSE tariffa incentivante ex-certificati verdi, come stabilito dal DM 6 luglio 2012, a valere dalle produzioni 2016 per gli impianti che già beneficiavano di certificati verdi;
• dal GSE, titoli commerciabili che attestano l'effettuazione di interventi di risparmio energetico (Titoli di Efficienza Energetica – "TEE"- , i cosiddetti "certificati bianchi").

Contabilmente tali titoli energetici sono trattati nel seguente modo:

• la tariffa incentivante (ex-certificati verdi) derivante dalla produzione annua di energia da fonti rinnovabili, è rilevata in accordo al principio della competenza economica alla maturazione del diritto;
• per quanto riguarda i certificati bianchi, il trattamento contabile si differenzia leggermente a seconda che la società sia tenuta o meno all'obbligo di restituzione dei TEE. I soggetti tenuti all'obbligo di restituzione dei TEE rilevano il contributo relativo all'obbligo dell'anno ed il costo dei TEE acquistati per soddisfare tale obbligo nell'esercizio di competenza. Se i titoli acquistati eccedono l'obbligo, il costo dei titoli acquistati in eccesso viene riscontato; se al contrario i titoli acquistati risultano insufficienti a soddisfare l'obbligo, viene stanziato il costo dei titoli ancora da acquistare per soddisfare l'obbligo dell'anno.
• I soggetti che non sono tenuti all'obbligo di restituzione dei TEE:
• qualora operanti nell'attività di trading, rilevano ricavi e costi dei titoli compravenduti e sospendono tra le rimanenze gli eventuali titoli invenduti, valorizzati al costo medio ponderato.
• qualora maturino certificati bianchi nell'ambito di attività di efficienza energetica e risparmio energetico, i relativi ricavi vengono rilevati in ragione della competenza economica.

Utile per azione

- Utile base per azione

L'impresa calcola l'utile base per azione sulla base dell'utile o della perdita attribuibile agli azionisti possessori di azioni ordinarie della capogruppo. L'utile base per azione è calcolato dividendo l'utile o la perdita d'esercizio attribuibile agli azionisti possessori di azioni ordinarie per la media ponderata delle azioni ordinarie in circolazione nell'esercizio.

- Utile diluito per azione

L'impresa calcola l'utile diluito per azione sulla base dell'utile o della perdita attribuibile agli azionisti possessori di azioni della capogruppo.

Ai fini del calcolo dell'utile diluito per azione, il numero delle azioni ordinarie è la media ponderata delle azioni ordinarie più la media ponderata delle azioni ordinarie che potrebbero essere emesse al momento della conversione in azioni di tutte le potenziali azioni ordinarie con effetti di diluizione. Tale conversione deve avvenire all'inizio dell'esercizio oppure alla data di emissione delle potenziali azioni ordinarie.

PRINCIPI CONTABILI, EMENDAMENTI ED INTERPRETAZIONI APPLICATI DAL 1° GENNAIO 2016

A partire dal 1° gennaio 2016 risulteranno applicabili obbligatoriamente i seguenti principi contabili e modifiche di principi contabili, emanati dallo IASB e recepiti dall'Unione Europea:

• Modifiche allo IAS 19 Benefici a dipendenti: Piani a benefici definiti contributi dei dipendenti (Regolamento 29/2015). L'obiettivo delle modifiche è quello di semplificare la contabilizzazione dei contributi che sono indipendenti dal numero di anni di servizio dei dipendenti, quali ad esempio i contributi dei dipendenti che vengono calcolati in base a una percentuale fissa dello stipendio.
• Modifiche all'IFRS 11 Accordi congiunti: acquisto di una joint operation (Regolamento 2173/2015). Modifiche emesse dallo IASB in data 6 maggio 2014 e applicabili a partire dagli esercizi che iniziano il 1° gennaio 2016, con applicazione anticipata consentita. Il documento stabilisce che i principi contenuti nell'IFRS 3 – Aggregazioni aziendali relativi alla rilevazione degli effetti di una business combination debbano essere applicati per rilevare l'acquisizione di una joint operation la cui attività è rappresentata da un business.
• Modifiche a IAS 16 e IAS 38 Chiarimenti sui metodi accettabili di svalutazione e ammortamento (Regolamento 2231/2015). Modifiche emesse dallo IASB in data 12 maggio 2014 e applicabili a partire dagli esercizi che iniziano il 1° gennaio 2016. Il documento precisa che l'utilizzo del metodo del ricavo quale parametro per il calcolo dell'ammortamento delle attività materiali ed immateriali non è appropriato, in quanto i ricavi generati da un'attività che comporta l'utilizzo di assets materiali o immateriali riflettono generalmente fattori diversi dal deterioramento dei rendimenti economici insiti negli assets stessi.
• Modifiche allo IAS 27 Bilancio separato (Regolamento 2441/2015). Documento emesso dallo IASB in data 12 agosto 2014. Le modifiche, applicabili a partire dagli esercizi che iniziano il 1° gennaio 2016,

consentono di utilizzare il metodo del patrimonio netto per la contabilizzazione delle partecipazioni in controllate, collegate e joint venture nel bilancio separato. L'obiettivo è quello di ridurre la complessità di gestione ed i relativi costi per le società che operano in ordinamenti giuridici dove i principi IFRS sono applicabili anche ai bilanci separati.

In data 25 settembre 2014 l'International Accounting Standards Board (IASB) ha pubblicato il documento "Miglioramenti agli International Financial Reporting Standard (2012-2014 Cycle)", successivamente adottato dall'Unione Europea con il Regolamento 2343/2015. Tali miglioramenti, applicabili dagli esercizi che hanno inizio dal 1° gennaio 2016 o data successiva, comprendono modifiche ai seguenti principi contabili internazionali esistenti:

• Improvement IFRS 5 Attività non correnti possedute per la vendita e attività operative cessate: variazioni dei programmi di dismissione. La modifica stabilisce delle linee guida da seguire nel caso in cui un'entità riclassifichi un asset (o un gruppo in dismissione) dalla categoria held for sale alla categoria held for distribution (o viceversa), o quando vengano meno i requisiti di classificazione di un'attività come held for distribution.
• Improvement IFRS 7 Strumenti finanziari: informazioni integrative. Il documento disciplina l'introduzione di ulteriori linee guida per chiarire se un c.d. servicing contract costituisce un coinvolgimento residuo in un'attività trasferita ai fini dell'informativa richiesta. Inoltre, relativamente alla compensazione tra attività e passività finanziarie, il documento chiarisce che l'informativa non è esplicitamente richiesta per tutti i bilanci intermedi.

Tuttavia, tale informativa potrebbe essere necessaria per rispettare i requisiti previsti dallo IAS 34, nel caso si tratti di un'informazione significativa.

• Improvement IAS 19 Benefici per i dipendenti: problematiche relative al tasso di sconto. Il documento introduce delle modifiche allo IAS 19 al fine di chiarire che gli high quality corporate bonds utilizzati per determinare il tasso di sconto dei benefici successivi dovrebbero essere emessi nella stessa valuta utilizzata per il pagamento dei benefici. Le modifiche precisano che l'ampiezza del mercato dei high quality corporate bonds da considerare sia quella a livello di valuta.
• Improvement IAS 34 Bilanci intermedi: collocazione delle informazioni integrative. Il documento introduce delle modifiche al fine di chiarire i requisiti nel caso in cui l'informativa richiesta è presentata nel report infrannuale, ma al di fuori delle sezioni del bilancio. La modifica precisa che tale informativa venga inclusa attraverso dei riferimenti incrociati tra i due documenti, purché entrambi siano disponibili ai lettori del bilancio nella stessa modalità e con gli stessi tempi.

Modifiche allo IAS 1 – Presentazione del bilancio (Regolamento 2406/2015). Documento emesso dallo IASB in data 18 dicembre 2014. Le modifiche, applicabili a partire dagli esercizi che iniziano il 1° gennaio 2016, hanno l'obiettivo di rendere più chiara ed intellegibile la redazione del bilancio. Le modifiche introdotte riguardano:

• materialità e aggregazione viene chiarito che non devono essere oscurate informazioni mediante l'aggregazione o la disaggregazione e che il concetto di materialità si applica agli schemi di bilancio, alle note illustrative e agli specifici requisiti di informativa previsti dai singoli IFRS. Viene chiarito che l'informativa richiesta specificatamente dagli IFRS è da fornire solo se l'informazione è materiale;
• prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria e prospetto di conto economico complessivo si chiarisce che l'elenco di voci specificate dallo IAS 1 per tali prospetti può essere disaggregato e aggregato a seconda dei casi. Vengono inoltre fornite linee guida sull'uso di subtotali all'interno dei prospetti;
• presentazione delle altre componenti del conto economico complessivo (OCI: Other Comprehensive Income) - viene chiarito che la quota di OCI di società collegate e joint venture consolidate con il metodo del patrimonio netto deve essere presentata in aggregato in una singola voce, distinguendo in base al fatto che si tratti di componenti suscettibili di future riclassifiche a conto economico o meno;
• note illustrative si chiarisce che le entità godono di flessibilità nel definire la struttura delle note illustrative e vengono fornite linee guida su come impostare un ordine sistematico delle note stesse.

Non si sono rilevati effetti significativi sul bilancio del Gruppo a seguito dell'applicazione delle modifiche introdotte.

PRINCIPI CONTABILI, EMENDAMENTI ED INTERPRETAZIONI OMOLOGATI NON ANCORA APPLICABILI E NON ADOTTATI IN VIA ANTICIPATA DAL GRUPPO

A partire dal 1° gennaio 2018 risulteranno applicabili obbligatoriamente i seguenti principi contabili e modifiche di principi contabili, avendo anch'essi già concluso il processo di endorsement comunitario.

IFRS 9 – Strumenti finanziari. Nel mese di luglio 2014 lo IASB ha pubblicato il principio IFRS 9 "Strumenti finanziari", recepito quindi nel regolamento UE 2067/2016 del 22 novembre 2016. Il principio è il risultato di un processo iniziato nel 2008 a seguito della crisi economico-finanziaria, avente come obiettivo quello di riscrivere interamente le regole contabili di rilevazione e valutazione degli strumenti finanziari previste dallo IAS 39. In sintesi le disposizioni dell'IFRS 9 riguardano:

• i criteri per la classificazione e valutazione delle attività e passività finanziarie. In particolare, per le attività finanziarie il nuovo principio utilizza un unico approccio basato sulle modalità di gestione degli strumenti finanziari e sulle caratteristiche dei flussi di cassa contrattuali delle attività finanziarie stesse al fine di determinarne il criterio di valutazione, sostituendo le diverse regole previste dallo IAS 39. Per le passività finanziarie, invece, la principale modifica avvenuta riguarda il trattamento contabile delle variazioni di fair value di una passività finanziaria designata come valutata al fair value attraverso il conto economico, nel caso in cui queste siano dovute alla variazione del merito creditizio della passività stessa. Secondo il nuovo principio, tali variazioni devono essere rilevate negli Altri utili/(perdite) complessivi e non transiteranno più nel conto economico;
• l'impairment delle attività finanziarie. Il principio stabilisce che l'entità deve rilevare le perdite attese sulle proprie attività finanziarie, dove per "perdita" si intende il valore attuale di tutti i futuri mancati incassi, e fornire adeguate informazioni in merito ai criteri di stima utilizzati;
• operazioni di copertura (hedge accounting). L'IFRS 9 introduce alcuni significativi cambiamenti che riguardano principalmente il test di efficacia, in quanto viene abolita la soglia dell'80-125% e sostituita da un test oggettivo che verifica la relazione economica tra strumento coperto e strumento di copertura, la contabilizzazione del costo della copertura, l'ampliamento degli elementi coperti e dell'informativa richiesta.

IFRS 15 – Ricavi da contratti con clienti. Il principio è stato pubblicato dallo IASB in data 28 maggio 2014 e recepito dall'Unione Europea in data 22 settembre 2016 nel regolamento 1905/2016, sostituisce lo IAS 18 – Ricavi, lo IAS 11 – Lavori su ordinazione, le interpretazioni SIC 31, IFRIC 13 e IFRIC 15. Il nuovo standard si applica a tutti i contratti con clienti, eccezion fatta per i contratti che rientrano nell'ambito di applicazione dello IAS 17 – Leasing, per i contratti assicurativi e per gli strumenti finanziari. Scopo del nuovo principio è stabilire i criteri da adottare al fine di fornire agli utilizzatori del bilancio informazioni riguardanti la natura, l'ammontare e le incertezze legate a ricavi e flussi di cassa derivanti da contratti in essere con i clienti. Il principio in oggetto trova applicazione qualora ricorrano contemporaneamente le seguenti condizioni:

• i. le parti hanno approvato il contratto e si sono impegnate ad eseguire le rispettive obbligazioni;
• ii. i diritti di ciascuna delle parti riguardanti i beni e i servizi da trasferire nonché i termini di pagamento sono stati identificati;
• iii. il contratto stipulato ha sostanza commerciale (i rischi, la tempistica o l'ammontare dei flussi di cassa futuri dell'entità possono modificarsi quale risultato del contratto);
• iv. sussiste la probabilità di incassare e pagare gli importi legati alla esecuzione del contratto.

Il nuovo principio, sarà applicabile a decorrere dal 1° gennaio 2018.

Il principio in oggetto è stato ulteriormente modificato in data 12 aprile 2016: la modifica, non ancora omologata e applicabile anch'essa a decorrere dal 1° gennaio 2018, ha la finalità di chiarire le linee guida per l'identificazione di una obbligazione a vendere un bene o a prestare uno o più servizi, nonché di fornire indicazioni in merito alla contabilizzazione di licenze relative a proprietà intellettuali.

Relativamente ai nuovi principi applicabili a partire da esercizi successivi sono in corso le valutazioni per la loro corretta applicazione e le analisi sugli impatti presumibili sui prossimi bilanci.

In particolare con riferimento all'IFRS 15 sono state avviate le attività di identificazione delle società del Gruppo in scope e sono state pianificate le attività di assessment riferite ai contratti con i clienti, ai processi di business e ai sistemi applicativi interessati. Una stima attendibile degli effetti quantitativi dell'applicazione dell'IFRS 15 sarà pertanto possibile solo quando saranno completate tali attività.

PRINCIPI CONTABILI, EMENDAMENTI ED INTERPRETAZIONI NON ANCORA OMOLOGATI DALL'UNIONE EUROPEA

Sono in corso di recepimento da parte dei competenti organi dell'Unione Europea i seguenti principi, aggiornamenti ed emendamenti dei principi IFRS (già approvati dallo IASB), nonché le seguenti interpretazioni (già approvate dall'IFRIC).

Modifiche a IFRS 10, IFRS 11 e IAS 28 – Entità d'investimento: applicazione della deroga al consolidamento. Il documento, pubblicato dallo IASB in data 18 dicembre 2014, introduce le seguenti modifiche:

• l'esenzione dalla redazione del bilancio consolidato per una sub-holding è concessa anche a una holding che è una controllata di una investment entity;
• la richiesta, per una investment entity, di consolidare una controllata che fornisce servizi collegati alle sue attività di investimento si applica solo per le controllate che non siano anche esse stesse delle investment entities;
• nell'applicare il metodo del patrimonio netto a una collegata o joint venture che è una investment entity, è possibile mantenere le valutazioni a fair value che la collegata o la joint venture hanno utilizzato, in relazione alle proprie controllate;
• una investment entity che valuta tutte le proprie controllate al fair value deve fornire l'informativa richiesta dall'IFRS 12.

IFRS 16 – Leases. Principio pubblicato dallo IASB in data 13 gennaio 2016, destinato a sostituire il principio IAS 17 "Leasing", nonché le interpretazioni IFRIC 4 "Determinare se un accordo contiene un leasing", SIC 15 "Leasing operativo - Incentivi" e SIC 27 "La valutazione della sostanza delle operazioni nella forma legale del leasing". Il nuovo principio fornisce una nuova definizione di lease e introduce un criterio basato sul controllo (right of use) di un bene per distinguere i contratti di leasing dai contratti per servizi, individuando quali discriminanti: l'identificazione del bene, il diritto di sostituzione dello stesso, il diritto ad ottenere sostanzialmente tutti i benefici economici rivenienti dall'uso del bene e il diritto di dirigere l'uso del bene sottostante il contratto. La sua applicazione è prevista a partire dal 1° gennaio 2019. È consentita un'applicazione anticipata per le entità che applicheranno l'IFRS 15.

Nei prossimi mesi verranno avviate analisi dettagliate al fine di valutare gli effetti che deriveranno per il Gruppo dall'introduzione dell'IFRS 16.

Modifiche allo IAS 12 – Iscrizione attività fiscali differite per perdite non realizzate. Documento emesso dallo IASB in data 19 gennaio 2016. Le modifiche, applicabili a partire dagli esercizi che iniziano il 1° gennaio 2017, chiariscono come contabilizzare un'attività fiscale differita relative a una passività finanziaria valutata al fair value. L'applicazione anticipata è consentita.

Modifiche allo IAS 7 – Informativa. Documento emesso dallo IASB in data 29 gennaio 2016. Le modifiche, applicabili a partire dagli esercizi che iniziano il 1° gennaio 2017, richiedono alle entità di fornire informazioni sulle variazioni delle proprie passività finanziarie, al fine di consentire agli utilizzatori di meglio valutare le ragioni sottostanti la variazioni dell'indebitamento dell'entità.

Modifiche all'IFRS 2 "Pagamenti basati su azioni". Documento emesso dallo IASB in data 20 giugno 2016. Le modifiche, applicabili a partire dagli esercizi che iniziano il 1° gennaio 2018 con possibilità di applicazione anticipata, chiariscono la contabilizzazione di determinate tipologie di operazioni con pagamento basato su azioni. In particolare gli emendamenti forniscono indicazioni in merito a:

• − impatto delle condizioni di maturazione e non maturazione sulla valutazione delle operazioni con pagamento basato su azioni regolate per cassa;
• − contabilizzazione di operazioni con pagamento basato su azioni che prevedono l'applicazione della ritenuta d'acconto;
• − riclassificazione dell'operazione da cash-settled a equity-settled per effetto di variazioni nei termini e nelle condizioni dell'operazione.

In data 8 dicembre 2016 lo IASB ha pubblicato il documento Annual Improvements to IFRS Standards 2014-2016 Cycle, che modifica l'IFRS 1 (entrata in vigore 1° gennaio 2018), l'IFRS 12 (entrata in vigore 1° gennaio 2017) e lo IAS 28 (entrata in vigore 1° gennaio 2018).

IFRIC 22 Foreign Currency Transactions and Advance Consideration, documento emesso dallo IASB in data 8 dicembre 2016 e che entra in vigore dal 1° gennaio 2018. L'interpretazione fornisce chiarimenti circa quali tassi di cambio utilizzare nei bilanci in valuta estera quando il pagamento è fatto o ricevuto in anticipo.

Modifica allo IAS 40 Investimenti immobiliari che entra il vigore il 1° gennaio 2018. La modifica comporta un chiarimento sull'applicazione del paragrafo 57 dello IAS 40 fornendo linee guida sui cambiamenti che portano a qualificare un bene che non era un investimento immobiliare come tale o viceversa. La modifica chiarisce che un cambiamento nelle intenzioni del management per l'uso di un bene non è sufficiente a fornire la prova di un cambiamento d'uso.

Relativamente ai nuovi principi applicabili a partire dall'esercizio 2017 o successivi sono in corso le valutazioni per la loro corretta applicazione e le analisi sugli impatti presumibili sui prossimi bilanci.

V. GESTIONE DEI RISCHI FINANZIARI DEL GRUPPO

La gestione dei rischi aziendali rappresenta una componente essenziale del Sistema di Controllo Interno della corporate governance di una Società quotata e il Codice di Autodisciplina di Borsa Italiana attribuisce su tale aspetto specifiche responsabilità.

Di seguito si riporta una sintesi della modalità di gestione e controllo dei rischi derivanti da strumenti finanziari (rischio di liquidità, rischio di cambio, rischio tassi di interesse, rischio di credito) e del rischio prezzo commodity, legato alla volatilità dei prezzi delle commodity energetiche.

1.RISCHI FINANZIARI

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

a) Rischio di liquidità

Il rischio di liquidità rappresenta il rischio che le risorse finanziarie disponibili all'azienda non siano sufficienti per far fronte alle obbligazioni finanziarie e commerciali nei termini e nelle scadenze prestabilite. L'attività di approvvigionamento delle risorse finanziarie è centralizzata allo scopo di ottimizzarne l'utilizzo. In particolare, la gestione centralizzata dei flussi finanziari in Iren consente di allocare i fondi disponibili a livello di Gruppo secondo le necessità che di volta in volta si manifestano tra le singole Società. I movimenti di liquidità sono registrati su conti infragruppo sui quali vengono contabilizzati anche le spese e gli interessi attivi e passivi infragruppo. Alcune società partecipate hanno una gestione finanziaria autonoma, nel rispetto delle linee guida fornite dalla Capogruppo.

Viene costantemente monitorata la situazione finanziaria attuale, prospettica e la disponibilità di adeguati affidamenti bancari e non si evidenziano criticità per la copertura degli impegni finanziari di breve termine. Al termine del periodo gli affidamenti bancari a breve termine utilizzati dalla Capogruppo sono nulli.

La tabella sottostante fornisce l'indicazione dei flussi di cassa nominali previsti per l'estinzione delle Passività finanziarie:

					migliaia di euro
	Valore contabile	Flussi finanziari contrattuali	entro i 12 mesi	1-5 anni	Oltre 5 anni
Debiti per mutui e bond (*)	3.213.362	(3.588.635)	(446.563)	(1.460.079)	(1.681.993)
Coperture rischio tasso(**)	116.188	(116.188)	(25.111)	(66.716)	(24.361)

(*) Il valore contabile dei "Debiti per mutui e bond" comprende sia la quota corrente che la quota non corrente.

(**) Il valore contabile delle "Coperture rischio tasso" comprende il fair value positivo e negativo dei contratti di copertura.

I flussi finanziari previsti per l'estinzione delle altre passività finanziarie, diverse da quelle verso finanziatori, non si discostano significativamente dal valore contabile riportato in bilancio.

Attraverso i rapporti che Iren intrattiene con i principali Istituti di Credito Italiani e Internazionali vengono ricercate le forme di finanziamento più adatte alle proprie esigenze e le migliori condizioni di mercato. Nel corso del periodo al Gruppo Iren sono stati erogati nuovi finanziamenti a medio-lungo termine per complessivi 570 milioni di euro, interamente a favore della Capogruppo. Il dettaglio delle attività svolte in tale ambito e delle singole operazioni è riportato al capitolo Gestione Finanziaria della Relazione sulla Gestione.

Si evidenzia che al 31 dicembre 2016 il debito residuo per mutui risulta contrattualizzato per il 69% a tasso fisso e per il 31% a tasso variabile.

In merito al rischio di liquidità che potenzialmente deriva dalle clausole contrattuali che legittimano le controparti a ritirare il finanziamento al verificarsi di determinati eventi (rischio default e covenants), si segnala che le clausole inserite nei contratti di finanziamento che fanno capo a Iren sono rispettate; in particolare per alcuni contratti di finanziamento a medio lungo termine di Iren è previsto l'impegno a rispettare indici finanziari (covenants finanziari quali Debito/EBITDA, EBITDA/Oneri finanziari), con verifica annuale. Sono inoltre previsti altri impegni quali la clausola di Change of Control, che prevede il mantenimento del controllo del Gruppo Iren da parte degli Enti Locali in modo diretto o indiretto, clausole di Negative Pledges, per effetto delle quali la società si impegna a non costituire garanzie reali oltre un limite specificato, e la clausola Pari Passu che riserva alle banche finanziatrici un trattamento paritario rispetto a quello spettante agli altri creditori non garantiti. Anche alcuni contratti di finanziamento a medio lungo termine di società che contribuiscono alla Posizione Finanziaria Netta del Gruppo, in particolare il contratto di Project Finance in capo a TRM, consolidata integralmente da gennaio 2016, prevedono il rispetto di indici finanziari che risultano soddisfatti.

b) Rischio di cambio

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

c) Rischio tassi di interesse

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

Con un'ottica non speculativa, i rischi connessi alla crescita dei tassi di interesse vengono monitorati e, se ritenuto opportuno, ridotti o eliminati stipulando con controparti finanziarie di elevato standing creditizio, appositi contratti (swap e collar) che perseguono esclusivamente finalità di copertura. Al termine del periodo tutti i contratti stipulati soddisfano il requisito di limitare l'esposizione al rischio di oscillazione del tasso di interesse e, salvo per alcune posizioni con impatti non significativi, soddisfano altresì i requisiti formali per l'applicazione dell'hedge accounting.

Il fair value complessivo dei suddetti contratti di copertura su tassi di interesse al 31 dicembre 2016 è negativo per 116.188 migliaia di euro.

I contratti di copertura stipulati, congiuntamente con i finanziamenti a tasso fisso, permettono di coprire dal rischio di crescita dei tassi di interesse circa l'89% dell'indebitamento finanziario lordo, in linea con l'obiettivo del Gruppo Iren di mantenere un equilibrato rapporto tra posizioni a tasso variabile e posizioni a tasso fisso o comunque protette da significativi rialzi del tasso di interesse.

Al fine di consentire una completa comprensione dei rischi di variazione dei tassi di interesse a cui è soggetto il Gruppo è stata condotta un'analisi di sensitività degli oneri finanziari netti e delle componenti valutative dei contratti finanziari derivati al variare dei tassi di interesse.

Relativamente agli oneri finanziari tale analisi è stata effettuata, sulla base di presupposti di ragionevolezza, secondo le seguenti modalità:

• una variazione teorica in aumento ed in diminuzione di 100 basis points dei tassi di interesse euribor rilevati nel corso dell'esercizio è stata applicata all'indebitamento finanziario netto;
• in caso sia esistente una relazione di copertura lo shock sui tassi è stato applicato congiuntamente alla posizione debitoria ed al relativo strumento derivato di copertura con un effetto netto a conto economico sostanzialmente contenuto;

• la variazione dei tassi è stata altresì applicata alla quota di interessi passivi che sono stati capitalizzati nell'esercizio;

Con riferimento ai contratti derivati di copertura esistenti alla data di chiusura dell'esercizio è stata applicata una traslazione teorica in aumento ed in diminuzione di 100 basis points delle curve forward dei tassi di interesse impiegate per la determinazione dei fair value dei contratti stessi.

Nella seguente tabella sono riportati i risultati dell'analisi di sensitività anzi illustrata svolta con riferimento alla data del 31 dicembre 2016.

		migliaia di euro
	aumento di	diminuzione di
	100 bps	100 bps
Incremento (diminuzione) degli oneri finanziari netti	2.025	(2.103)
Incremento (diminuzione) degli oneri da fair value contratti derivati	4.110	(4.320)
Incremento (diminuzione) della riserva copertura flussi finanziari	44.501	(49.303)

2. RISCHIO DI CREDITO

Il rischio di credito del Gruppo è legato essenzialmente all'ammontare dei crediti commerciali derivanti dalla vendita di energia elettrica, teleriscaldamento, gas e all'erogazione dei servizi idrico ed ambientale. I crediti non presentano una particolare concentrazione, essendo suddivisi su un largo numero di controparti, appartenenti a categorie di clienti eterogenee (clientela retail, business, enti pubblici).

Il Gruppo, nello svolgimento della propria attività, è esposto al rischio che i crediti possano non essere onorati alla scadenza con conseguente aumento dell'anzianità e dell'insolvibilità sino all'aumento dei crediti sottoposti a procedure concorsuali o inesigibili. Tale rischio risente della non favorevole situazione economico-finanziaria congiunturale.

Per limitare l'esposizione al rischio di credito, sono stati introdotti e individuati strumenti tra le quali l'analisi di solvibilità dei Clienti in fase di acquisizione attraverso un'accurata valutazione del merito creditizio, l'affidamento dei crediti di Clienti cessati e/o attivi a società di recupero crediti esterne e l'introduzione di nuove modalità di recupero per la gestione del contenzioso legale.

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

Il rischio di credito è coperto, per alcune tipologie di Clienti business, con opportune forme di garanzie bancarie o assicurative a prima richiesta emesse da soggetti di primario standing creditizio.

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

Le condizioni di pagamento generalmente applicate alla clientela sono riconducibili alla normativa o ai regolamenti vigenti o in linea con gli standard del mercato libero; in caso di mancato pagamento, è prevista l'applicazione di interessi di mora nella misura indicata nei contratti o dalla normativa.

Gli accantonamenti ai fondi svalutazione crediti riflettono, in maniera accurata, i rischi di credito effettivi attraverso valutazioni basate sull'estrazione dalle banche dati dei singoli importi componenti il credito da esigere e la loro analisi, in relazione soprattutto all'anzianità, nonché al confronto con i dati storici delle perdite su crediti e alla determinazione del tasso medio di morosità.

A seguito del perdurare della situazione economica non favorevole, è stato migliorato il controllo sui rischi di credito attraverso il rafforzamento delle procedure di monitoraggio e reportistica, al fine di individuare in modo tempestivo possibili contromisure.

Inoltre, su base trimestrale, la Direzione Risk Management si occupa di raccogliere ed integrare i principali dati sui crediti commerciali delle società del Gruppo, in termini di clientela, filiera di business e fascia di ageing. Alcune delle suddette valutazioni sono effettuate a intervalli inferiori al trimestre o su specifica esigenza.

In relazione alla concentrazione del credito si segnalano i rapporti tra le controllate Iren Servizi e Innovazione e AMIAT ed il Comune di Torino. Per maggiori dettagli si rimanda in particolare alla nota di commento 8_Attività finanziarie non correnti del bilancio consolidato.

3. RISCHIO ENERGETICO

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

La politica del Gruppo è orientata a minimizzare la necessità di fare ricorso ai mercati finanziari per coperture, sia mediante l'allineamento delle indicizzazione delle commodity in acquisto e in vendita sia attraverso lo sfruttamento verticale e orizzontale delle varie filiere di business.

A tal fine viene eseguita un'attività di pianificazione della produzione per gli impianti del Gruppo, degli acquisti e delle vendite di energia e di gas naturale, sia in relazione ai volumi che alle formule di prezzo. L'obiettivo è ottenere una sufficiente stabilità dei margini attraverso:

• per la filiera elettrica, l'opportuno bilanciamento dell'autoproduzione e dell'energia dal mercato a termine rispetto alla domanda proveniente dai clienti del Gruppo, con un ricorso al mercato spot adeguato;
• per la filiera del gas naturale la priorità di allineamento delle indicizzazioni della commodity in acquisto e in vendita.

Nei mesi da settembre a dicembre 2015, a copertura del portafoglio energetico del 2016, sono state stipulate operazioni di derivato su commodity (Commodity swap su indici TTF, PSV e Pfor) per un nozionale complessivo di 5,1 TWh. Nel 2016, sono state stipulate ulteriori operazioni di derivato su commodity (Commodity swap su indici TTF e PSV) per 1,7 TWh sempre a copertura del portafoglio energetico del 2016 e 7 TWh a copertura del portafoglio 2017.

Il Fair Value dei contratti in essere al 31 dicembre 2016 è complessivamente positivo e pari a 11.934 migliaia di euro.

Nell'ambito della società Iren Mercato esiste un'attività di Trading che prevede negoziazioni di contratti fisici e finanziari sul mercato elettrico e gas e di contratti finanziari direttamente sulle commodities sottostanti. I contratti possono essere riferiti a diversi indici (PUN, ITEC, indici gas, ecc) e a negoziazioni su Piattaforme. Al 31 dicembre 2016 non sono peraltro presenti contratti finanziari che originano da tale attività e classificati nell'apposito Portafoglio di Trading.

CONTABILIZZAZIONE STRUMENTI DERIVATI

Gli strumenti finanziari derivati sono valutati al fair value, determinato sulla base dei valori di mercato o, qualora non disponibili, secondo una tecnica di valutazione interna.

Il Gruppo pone in essere operazioni su strumenti derivati aventi finalità di copertura di specifici rischi di tasso o prezzo.

Ai fini della contabilizzazione degli strumenti derivati, all'interno di tali operazioni è necessario distinguere tra operazioni che rispettano tutti i requisiti richiesti dallo IAS 39 per essere contabilizzate in accordo con le regole dell'hedge accounting e operazioni che non rispettano tutti i suddetti requisiti.

Operazioni contabilizzate in accordo con le regole dell'hedge accounting

Tali operazioni possono includere:

• operazioni di fair value hedge: il derivato e lo strumento coperto sono iscritti nello stato patrimoniale al fair value e la variazione dei rispettivi fair value è contabilizzata direttamente a conto economico;
• operazioni di cash flow hedge: il derivato è iscritto in bilancio al fair value con contropartita una specifica riserva di patrimonio netto per la componente efficace della copertura e il conto economico per la componente inefficace; al momento della manifestazione dello strumento coperto l'importo sospeso a patrimonio netto viene riversato a conto economico.

La classificazione a conto economico del riversamento dell'importo sospeso a patrimonio netto e della componente inefficace avviene in accordo con la natura dello strumento sottostante; nel caso di strumenti derivati su commodity tale importo viene contabilizzato nel margine operativo lordo, mentre nel caso di copertura del rischio di tasso nei proventi ed oneri finanziari.

Operazioni non contabilizzate in accordo con le regole dell'hedge accounting

Il derivato è iscritto nello stato patrimoniale al fair value.

La variazione del fair value del derivato è iscritta a conto economico e la sua classificazione avviene in accordo con la natura dello strumento sottostante:

• nel caso di strumenti derivati su commodity, nel margine operativo lordo; in particolare la componente realizzata è contabilizzata a rettifica della componente di costo o ricavo cui si riferisce e quella derivante dalla valutazione del derivato a fine periodo tra gli altri oneri o tra gli altri proventi;
• nel caso di copertura del rischio di tasso, nei proventi ed oneri finanziari.

In merito alla valutazione del derivato tra le partite patrimoniali finanziarie si segnala che il fair value del derivato è iscritto tra i debiti / crediti finanziari a lungo termine se il relativo sottostante è una posta di medio / lungo termine, viceversa è iscritto tra i debiti / crediti finanziari a breve termine se il sottostante si estingue entro il periodo di riferimento.

FAIR VALUE

Per ogni classe di attività e passività indicate a bilancio occorre riportare, oltre al valore contabile ed il relativo fair value anche i metodi e le principali assunzioni utilizzate per la sua determinazione.

Il fair value viene determinato in misura pari alla sommatoria dei flussi finanziari futuri attesi connessi all'attività o passività comprensivi della relativa componente di onere o provento finanziario attualizzati con riferimento alla data di chiusura del bilancio. Il valore attuale dei flussi futuri è stato determinato applicando la curva dei tassi forward alla data di chiusura dell'esercizio.

Al fine di fornire un'informativa quanto più possibile esaustiva è stato esposto anche il valore comparativo relativo al precedente esercizio.

				migliaia di euro
	31.12.2016		31.12.2015
	Valore contabile	Fair Value	Valore contabile	Fair Value
Attività per contratti derivati di copertura	1.439	1.439	-	-
Obbligazioni esigibili oltre 12 mesi	(1.377.398)	(1.454.755)	(1.186.552)	(1.299.492)
Obbligazioni esigibili entro 12 mesi (*)	(178.554)	(186.021)
Mutui quota non corrente	(1.458.486)	(1.563.351)	(1.477.052)	(1.592.369)
Mutui quota corrente	(198.924)	(231.554)	(152.865)	(191.569)
Passività per contratti derivati di copertura	(117.627)	(117.627)	(32.369)	(32.369)
Totale	(3.329.550)	(3.551.869)	(2.848.838)	(3.115.799)

(*) Il fair value negativo del Put Bond al 31 dicembre 2016 è pari a 186.021 migliaia di euro (189.926 migliaia di euro al 31 dicembre 2015)

I valori relativi ad attività e passività per contratti derivati di copertura in tabella si riferiscono esclusivamente a derivati a copertura del rischio tasso

Per le classi di attività e passività finanziarie non riportate nella tabella precedente il valore contabile coincide con il fair value.

SCALA GERARCHICA DEL FAIR VALUE

La tabella seguente illustra gli strumenti finanziari contabilizzati al fair value in base alla tecnica di valutazione utilizzata. I diversi livelli sono stati definiti come illustrato di seguito:

• Livello 1: prezzi quotati (non rettificati) su mercati attivi per attività o passività identiche
• Livello 2: dati di input diversi dai prezzi quotati di cui al Livello 1 che sono osservabili per l'attività o la passività, sia direttamente (come nel caso dei prezzi), sia indirettamente (ovvero derivati dai prezzi)
• Livello 3: dati di input relativi all'attività o alla passività che non sono basati su dati di mercato osservabili (dati non osservabili).

				migliaia di euro
31.12.2016	Livello 1	Livello 2	Livello 3	Totale
Attività finanziarie disponibili per la vendita Attività finanziarie designate al fair value rilevato a conto economico Investimenti finanziari detenuti per finalità di trading	88			88 - -
Attività finanziarie derivate		13.374		13.374
Totale attività	88	13.374	-	13.462
Passività finanziarie derivate		(117.627)		(117.627)
Totale complessivo	88	(104.253)	-	(104.165)

				migliaia di euro
31.12.2015	Livello 1	Livello 2	Livello 3	Totale
Attività finanziarie disponibili per la vendita	388			388
Attività finanziarie designate al fair value rilevato a conto economico				-
Investimenti finanziari detenuti per finalità di trading				-
Attività finanziarie derivate				-
Totale attività	388	-	-	388
Passività finanziarie derivate		(45.372)		(45.372)
Totale complessivo	388	(45.372)	-	(44.984)

Tutti gli strumenti finanziari di copertura del Gruppo hanno fair value classificabile di livello 2, cioè misurato sulla base di tecniche di valutazione che prendono a riferimento parametri osservabili sul mercato (es. tassi di interesse, prezzi commodities), diversi dalle quotazioni dello strumento finanziario, o comunque che non richiedono un significativo aggiustamento basato su dati non osservabili sul mercato. Si segnala inoltre che non ci sono stati trasferimenti tra i diversi Livelli della scala gerarchica del fair value.

GESTIONE DEL CAPITALE

Le politiche di gestione del capitale del Consiglio di Amministrazione prevedono il mantenimento di un livello elevato di capitale proprio al fine di mantenere un rapporto di fiducia con gli investitori, i creditori ed il mercato, consentendo altresì lo sviluppo futuro dell'attività.

Il Consiglio di Amministrazione monitora il rendimento del capitale ed il livello di dividendi da distribuire ai detentori di azioni e ha l'obiettivo di mantenere un equilibrio tra l'ottenimento di maggiori rendimenti tramite il ricorso ad indebitamento e i vantaggi e la sicurezza offerti da una solida situazione patrimoniale.

VI. INFORMATIVA SUI RAPPORTI CON PARTI CORRELATE

Come indicato nella Relazione sulla Gestione si forniscono di seguito le informazioni relative ai rapporti patrimoniali ed economici con le parti correlate.

Rapporti con i Comuni soci-parti correlate

Iren S.p.A. fornisce una serie di servizi corporate a favore di Finanziaria Sviluppo Utilities S.r.l., veicolo societario attraverso il quale i Comuni di Genova e Torino detengono la partecipazione in Iren S.p.A., sulla base di specifici contratti che prevedono una remunerazione delle prestazioni.

Si evidenziano, inoltre, i rapporti con gli Enti Locali nel cui territorio Iren opera anche attraverso le Società controllate.

Il Gruppo Iren, attraverso Iren Servizi e Innovazione S.p.A. (incorporata in Iren Energia S.p.A. a far data dal 1° gennaio 2017), gestisce servizi affidati dal Comune di Torino quali i servizi di illuminazione pubblica e semaforici, di gestione degli impianti termici ed elettrici degli edifici di proprietà comunale o adibiti a servizi alla collettività.

Le prestazioni svolte dall'allora Iren Servizi e Innovazione S.p.A. sono regolate da specifici contratti pluriennali.

Si ricorda che è in essere un accordo, siglato nel corso del 2012, con il Comune di Torino che prevede la progressiva riduzione dello stock del credito vantato dal Gruppo Iren nei confronti del Comune di Torino e la modifica di alcune clausole delle vigenti convenzioni di servizio tra l'allora Iren Servizi e Innovazione S.p.A. e il Comune di Torino. Con Addenda sottoscritti nel 2013, nel 2014 e nel 2015 (l'ultimo dei quali non ha ancora avuto completa esecuzione) sono stati delineati aspetti esecutivi del citato Accordo.

Sino al 31 dicembre 2016 Iren Gestioni Energetiche S.p.A. (incorporata in Iren Mercato S.p.A. dal 1° gennaio 2017), ha assicurato al Comune di Genova, mediante contratti di durata pluriennale, prestazioni relative alla conduzione di impianti di climatizzazione presso edifici pubblici e alla gestione degli impianti tecnologici presso strutture sportive e di servizio pubblico. A far data dal 1° gennaio 2017 (data di efficacia della fusione per incorporazione di Iren Gestioni Energetiche in Iren Mercato), i servizi testè citati sono stati trasferiti in capo a Iren Energia, in forza dell'operazione di acquisizione di ramo d'azienda da Iren Mercato, la cui efficacia era subordinata alla predetta operazione di fusione.

Il Gruppo Iren, attraverso Iren Mercato, assicura ai Comuni di Genova, Reggio Emilia, Parma e Piacenza forniture di energia elettrica e di gas a quelli di Genova, Reggio Emilia e Parma, a condizioni normalmente praticate alla generalità della clientela restante.

Mediterranea delle Acque S.p.A. (controllata da IRETI), assicura agli uffici e alle strutture del Comune di Genova ed in proprio al Comune di Reggio Emilia ed al Comune di Parma la fornitura dell'acqua potabile ed il servizio di fognatura, mediante contratti di somministrazione analoghi a quelli in essere con la generalità della clientela.

Il Gruppo, per il tramite di AMIAT, assicura al Comune di Torino i servizi di igiene ambientale, di sgombero neve e di gestione post operativa della discarica di "Basse di Stura" in accordo al Contratto di servizio in essere dal 1° gennaio 2013, affidato con gara ad evidenza pubblica, che prevede condizioni sostanzialmente analoghe a quelle praticate alla generalità della clientela. Al riguardo si evidenzia che, con decorrenza dal 1° gennaio 2015, trova applicazione un contratto di conto corrente tra la Città di Torino e AMIAT S.p.A. per la gestione dei crediti scaduti relativi alle attività di cui sopra.

IRETI e Iren Ambiente assicurano:

• al Comune di Reggio Emilia, al Comune di Parma ed al Comune di Piacenza la fornitura del servizio di raccolta e smaltimento rifiuti urbani alle condizioni normalmente praticate alla generalità della clientela restante;
• al Comune di Piacenza la fornitura dell'acqua potabile ed il servizio di fognatura, mediante contratti di somministrazione analoghi a quelli in essere con la generalità della clientela;
• al Comune di Parma i servizi di gestione illuminazione pubblica;
• al Comune di Reggio Emilia i servizi di gestione del verde pubblico e dello sgombero neve;
• al Comune di Piacenza i servizi cimiteriali, di gestione del verde pubblico e dello sgombero neve.

Si ricorda che fra IRETI e il Comune di Parma è vigente un accordo transattivo per la definizione della situazione debitoria/creditoria con alcune società del Gruppo Iren.

Al capitolo "Informazioni sulla corporate governance di Iren" della Relazione sulla Gestione sono riportate le operazioni aventi quali controparti i predetti soggetti che sono state sottoposte all'attenzione del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate di IREN nel corso del 2016.

Rapporti con società joint ventures e collegate

Fra i rapporti intrattenuti dal Gruppo Iren con le joint ventures e con le società ad esso collegate, occorre segnalare:

• il finanziamento concesso ad OLT Offshore LNG Toscana relativo all'impianto di rigassificazione di Livorno;
• i rapporti finanziari verso il Gruppo Iren Rinnovabili, attinenti in gran parte a finanziamenti a Iren Rinnovabili ed Enìa Solaris a sostegno degli investimenti relativi alla realizzazione di impianti di energia rinnovabile e delle iniziative di sviluppo in ambito energetico delle due società;
• le forniture commerciali di energia elettrica, gas metano e teleriscaldamento alla società Global Service Parma;
• la vendita acqua e le prestazioni inerenti al servizio idrico integrato a favore di Amter;
• l'approvvigionamento di gas metano da Sinergie Italiane;
• i servizi tra i quali back office, call center, lettura, stampa e postalizzazione spedizione forniti da So.Sel a favore del Gruppo.

Rapporti con altre parti correlate

In base al Regolamento Interno in materia di operazioni con parti correlate, sono state qualificate come parti correlate le società controllate, direttamente o indirettamente, da uno dei seguenti Comuni Capoluogo di Provincia: Comuni di Parma, Piacenza e Reggio Emilia, in quanto Comuni sottoscrittori del vigente Contratto di Sindacato di voto e di Blocco stipulato tra FSU (partecipata in via paritaria dal Comune di Torino e dal Comune di Genova) e le c.d. "Parti Emiliane", nonché Comuni di Torino e Genova. I rapporti con tali parti sono prevalentemente di natura commerciale ed attinenti a servizi forniti alla generalità della clientela.

In particolare si segnala che al fine di erogare il servizio idrico integrato nelle province di Parma, Piacenza e Reggio Emilia la società IRETI, a fronte della corresponsione di un canone annuo, utilizza gli asset di proprietà delle società Parma Infrastrutture, Piacenza Infrastrutture e AGAC Infrastrutture controllate dai Comuni di riferimento.

Le informazioni relative ai rapporti patrimoniali ed economici con le parti correlate sono riportate nel paragrafo "XII. Allegati al bilancio consolidato" che si considera parte integrante delle presenti note.

Da ultimo e per ciò che concerne gli amministratori si segnala che non risultano rapporti, oltre alle cariche ricoperte nelle società del Gruppo.

Qualora sussistano le relative condizioni, sono soggette alle previsioni di cui al Regolamento Interno in materia di operazioni con parti correlate anche le operazioni che si sostanziano nell'assegnazione di remunerazioni e benefici economici, sotto qualsiasi forma, ai componenti degli organi di amministrazione e controllo e ai dirigenti con responsabilità strategiche.

VII. ALTRE INFORMAZIONI

COMUNICAZIONE CONSOB N. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

Eventi e operazioni significative non ricorrenti

Nel corso dell'esercizio 2016 il Gruppo non ha posto in essere eventi e/o operazioni significative non ricorrenti, così come definite dalla Comunicazione, vale a dire eventi od operazioni il cui accadimento risulta non ricorrente oppure operazioni o fatti che non si ripetono frequentemente nel normale svolgimento dell'attività.

Posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali

Si precisa che nel corso dell'esercizio 2016 il Gruppo non ha posto in essere operazioni atipiche e/o inusuali, così come definite dalla Comunicazione. Le operazioni atipiche e/o inusuali sono quelle operazioni che per significatività/rilevanza, natura delle controparti, oggetto della transazione, modalità di determinazione del prezzo di trasferimento e tempistica dell'accadimento (prossimità alla chiusura dell'esercizio) possono dare luogo a dubbi in ordine alla correttezza/completezza delle informazioni in bilancio, al conflitto di interessi e alla salvaguardia del patrimonio aziendale o alla tutela degli azionisti di minoranza.

Pubblicazione del Bilancio

Il Bilancio è stato autorizzato alla pubblicazione dal Consiglio di Amministrazione di Iren S.p.A. nella riunione del 16 marzo 2017. Il Consiglio di Amministrazione ha autorizzato il Presidente e l'Amministrazione Delegato ad apportare al bilancio quelle modifiche che risultassero necessarie od opportune per il perfezionamento della forma nel periodo di tempo intercorrente fino alla data di approvazione da parte dell'Assemblea degli Azionisti.

L'assemblea degli azionisti che sarà convocata per l'approvazione del bilancio separato della Capogruppo ha la facoltà di richiedere modifiche al suddetto bilancio consolidato.

VIII. INFORMAZIONI SULLA SITUAZIONE PATRIMONIALE - FINANZIARIA

Le tabelle che seguono, ove non diversamente indicato, riportano i dati in migliaia di euro.

ATTIVO

ATTIVITA' NON CORRENTI

NOTA 1_ATTIVITA' MATERIALI

La composizione della voce attività materiali, distinta tra costo storico, fondo ammortamento e valore netto, viene riportata nella tabella seguente:

						migliaia di euro
	Costo al 31/12/2016	F.do amm.to al 31/12/2016	Valore netto al 31/12/2016	Costo al 31/12/2015	F.do amm.to al 31/12/2015	Valore netto al 31/12/2015
Terreni	101.298	(1.551)	99.747	93.731	(1.551)	92.180
Fabbricati	526.138	(165.780)	360.358	424.815	(134.197)	290.618
Impianti e macchinari	4.922.147	(2.020.829)	2.901.318	4.203.496	(1.777.653)	2.425.843
Attrezzature ind.li e comm.li	106.188	(81.455)	24.733	103.566	(77.738)	25.828
Altri beni	152.836	(116.492)	36.344	159.709	(127.685)	32.024
Attività materiali in corso ed acconti	48.206	-	48.206	40.583	-	40.583
Totale	5.856.813	(2.386.107)	3.470.706	5.025.900	(2.118.824)	2.907.076

La movimentazione del costo storico delle attività materiali è esposta nella tabella seguente:

	migliaia di euro
	Saldo iniziale	Incrementi	Decrementi	Variazione area di consolida mento	Riclassifiche	Svalutazione del periodo	Saldo finale
Terreni	93.731	173	(462)	7.856	-	-	101.298
Fabbricati	424.815	2.053	(1.764)	100.052	982	-	526.138
Impianti e macchinari	4.203.496	94.228	(46.931)	660.426	15.715	(4.787)	4.922.147
Attrezzature industriali e commerciali	103.566	4.951	(4.262)	1.084	849	-	106.188
Altri beni	159.709	10.726	(17.484)	2.648	(2.763)	-	152.836
Attività materiali in corso ed acconti	40.583	22.870	(1.397)	3.179	(14.783)	(2.246)	48.206
Totale	5.025.900	135.001	(72.300)	775.245	-	(7.033)	5.856.813

La movimentazione del fondo ammortamento delle attività materiali è esposta nella tabella seguente:

migliaia di euro
	Saldo iniziale	Ammortamento del periodo	Decrementi	Variazione area di consolida mento	Riclassifiche	Saldo finale
F.do amm.to terreni	(1.551)	-	-	-	-	(1.551)
F.do amm.to fabbricati	(134.197)	(18.834)	270	(11.721)	(1.298)	(165.780)
F.do amm.to impianti e macchinari	(1.777.653)	(180.025)	27.267	(85.293)	(5.125)	(2.020.829)
F.do amm.to attrezz. ind.li e comm.li	(77.738)	(6.283)	4.024	(812)	(646)	(81.455)
F.do amm.to altri beni	(127.685)	(8.312)	14.062	(1.626)	7.069	(116.492)
Totale	(2.118.824)	(213.454)	45.623	(99.452)	-	(2.386.107)

La colonna variazione area di consolidamento si riferisce ai saldi acquisti nel corso dell'esercizio relativi alle società TRM S.p.A., Atena S.p.A. e Ricupero Ecologici Industriali S.r.l..

Terreni e fabbricati

Tale voce include principalmente i fabbricati industriali connessi agli impianti del gruppo e i connessi terreni.

Impianti e macchinari

Sono inclusi in questa voce i costi relativi agli impianti di produzione di energia elettrica, agli impianti di produzione calore, alle reti di distribuzione dell'energia elettrica, alle reti di distribuzione gas, alle reti di distribuzione calore e agli impianti riferibili ai servizi ambientali non in regime di concessione secondo quanto previsto dall'IFRIC 12. Tra i beni relativi agli impianti di produzione di energia elettrica sono comprese le opere gratuitamente devolvibili.

La voce in oggetto include, come già accennato nella sezione "Variazione area di consolidamento integrale", un importo pari a 279.332 migliaia di euro relativo al plusvalore emerso dall'operazione di acquisizione del controllo di TRM S.p.A. allocato in aumento del valore dell'impianto di termovalorizzazione detenuto dalla società.

Attrezzature industriali e commerciali

Sono inclusi in questa voce i costi relativi all'acquisto di beni complementari o ausiliari agli impianti e macchinari, di cassoni, cassonetti, attrezzature di laboratorio e attrezzatura varia.

Altri beni

Sono inclusi in questa voce i costi relativi all'acquisto di mobili e macchine d'ufficio, di automezzi e di autovetture.

Immobilizzazioni in corso e acconti

La voce immobilizzazioni in corso comprende il complesso degli oneri sostenuti per gli investimenti in fase di realizzazione e non ancora in funzione.

Incrementi

Gli incrementi del periodo, pari a 135.001 migliaia di euro, si riferiscono principalmente a:

• sviluppo della rete di teleriscaldamento e nuovi allacciamenti alla rete, comprensiva delle sottostazioni di scambio termico, dei misuratori e delle apparecchiature di telelettura, per 30.763 migliaia di euro;
• investimenti sulle reti di distribuzione energia elettrica per 27.436 migliaia di euro;
• investimenti sulle reti gas non in regime di concessione secondo quanto previsto dall'IFRIC 12 per 13.459 migliaia di euro;
• investimenti sulle centrali termoelettriche e idroelettriche per 27.904 migliaia di euro;
• investimenti per acquisto di veicoli per 8.795 migliaia di euro.

Ammortamenti

Gli ammortamenti ordinari dell'esercizio 2016, pari a complessivi 213.454 migliaia di euro sono stati calcolati sulla base delle aliquote indicate nel paragrafo "IV Principi contabili e criteri di valutazione" e ritenute rappresentative della residua possibilità di utilizzo delle immobilizzazioni.

Si segnala che in base alla normativa vigente, in merito alle concessioni di grandi derivazioni d'acqua per uso idroelettrico ("concessioni idroelettriche"), al concessionario uscente spetta un corrispettivo così determinato:

• per le "opere bagnate" (opere di raccolta, di regolazione, di condotte forzate, e canali di scarico compresi nel ramo d'azienda del concessionario uscente, le cosiddette "opere devolvibili"), sulla base del costo storico rivalutato, calcolato al netto dei contributi pubblici in conto capitale, anch'essi rivalutati, ricevuti dal concessionario per la realizzazione di tali opere, diminuito nella misura dell'ordinario degrado;
• per le "opere asciutte" (beni materiali compresi nel ramo d'azienda del concessionario uscente e non ricadenti nella categoria delle "opere bagnate", le cosiddette opere non devolvibili), sulla base del valore di ricostruzione a nuovo diminuito nella misura dell'ordinario degrado.

In seguito a tale normativa, a partire dall'esercizio 2012, per i beni devolvibili relativi alle concessioni idroelettriche scadute il cui valore contabile residuo è inferiore al presumibile valore spettante al concessionario uscente (determinato in base alle disposizioni di cui sopra) è stato sospeso il relativo ammortamento.

Si segnala, infine, che non vi sono attività materiali concesse a garanzia di passività.

NOTA 2_INVESTIMENTI IMMOBILIARI

La tabella che segue evidenzia la composizione della voce in questione:

	migliaia di euro
	Costo al 31/12/2016	F.do amm.to al 31/12/2016	Valore netto al 31/12/2016	Costo al 31/12/2015	F.do amm.to al 31/12/2015	Valore netto al 31/12/2015
Terreni	2.859	-	2.859	2.568	-	2.568
Fabbricati	13.103	(2.479)	10.624	13.955	(2.375)	11.580
Totale	15.962	(2.479)	13.483	16.523	(2.375)	14.148

La voce è costituita principalmente da immobili acquisiti dalla società Sportingenova a fronte dell'estinzione di parte del credito vantato nei confronti della stessa.

Il fair value degli investimenti immobiliari non è inferiore al valore contabile.

NOTA 3_ATTIVITA' IMMATERIALI A VITA DEFINITA

La composizione della voce attività immateriali, distinta tra costo storico, fondo ammortamento, viene riportata nella tabella seguente:

	migliaia di euro
	Costo al 31/12/2016	F.do amm.to al 31/12/2016	Valore netto al 31/12/2016	Costo al 31/12/2015	F.do amm.to al 31/12/2015	Valore netto al 31/12/2015
Costi di sviluppo	677	(671)	6	751	(745)	6
Diritti brevetto industriale e utilizzo opere dell'ingegno	61.636	(19.520)	42.116	35.052	(10.486)	24.566
Concessioni, licenze, marchi e diritti simili	1.979.264	(770.374)	1.208.890	1.821.712	(681.900)	1.139.812
Altre immobilizzazioni immateriali	124.524	(64.324)	60.200	101.162	(48.413)	52.749
Immobilizzazioni in corso e acconti	137.614	-	137.614	146.318	-	146.318
Totale	2.303.715	(854.889)	1.448.826	2.104.995	(741.544)	1.363.451

La movimentazione del costo storico delle attività immateriali è esposta nella tabella seguente:

							migliaia di euro
	Saldo iniziale	Incrementi	Decrementi	Variazione area di consolida mento	Riclassifiche	Svalutazione del periodo	Saldo finale
Costi di sviluppo	751	-	(149)	75	-	-	677
Diritti brevetto industriale e utilizzo opere dell'ingegno	35.052	11.967	(1.363)	589	15.391	-	61.636
Concessioni, licenze, marchi e diritti simili	1.821.712	57.706	(4.263)	59.093	45.017	-	1.979.265
Altre immobilizzazioni immateriali	101.162	31.372	(10.294)	6.373	510	(4.599)	124.524
Immobilizzazioni in corso e acconti	146.318	52.165	(495)	544	(60.918)	-	137.614
Totale	2.104.995	153.210	(16.564)	66.674	-	(4.599)	2.303.716

La movimentazione del fondo ammortamento delle attività immateriali è esposta nella tabella seguente:

	Saldo iniziale	Ammortamento del periodo	Decrementi	Variazione area di consolidamento	Saldo finale
F.amm.to costi di sviluppo	(745)	(66)	149	(9)	(671)
F.amm.to dir. brevetto ind.le e utilizzo opere dell'ingegno	(10.486)	(10.084)	1.123	(73)	(19.520)
F.amm.to concessioni, licenze, marchi e diritti simili	(681.900)	(68.162)	4.242	(24.554)	(770.374)
F. amm.to altre immobilizzazioni immateriali	(48.413)	(12.323)	1.032	(4.620)	(64.324)
Totale	(741.544)	(90.635)	6.546	(29.256)	(854.889)

La colonna variazione area di consolidamento si riferisce ai saldi acquisti nel corso dell'esercizio relativi alle società TRM S.p.A., TRM Holding, TRM V, Atena S.p.A. e Atena Trading. La composizione delle voci costituenti le immobilizzazioni immateriali è di seguito esposta.

Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell'ingegno

La voce si riferisce principalmente al complesso dei costi sostenuti per l'acquisto e la produzione interna di software aziendali e gestionali e per l'acquisizione di diritti per l'utilizzo in esclusiva di studi tecnici relativi all'andamento statistico delle perdite di rete, ammortizzati in cinque anni.

Concessioni, licenze, marchi e diritti simili

La voce è costituita principalmente:

• dalle attività rilevate a fronte dell'applicazione dell'IFRIC 12 relative al settore di attività di distribuzione del gas naturale, del Servizio Idrico Integrato e, marginalmente, del teleriscaldamento;
• dal diritto d'uso delle reti acquedottistiche in forza delle concessioni assentite dal Comune di Genova e da altri Comuni limitrofi;
• dalle concessioni per l'utilizzo della rete telematica di operatori terzi;

Altre immobilizzazioni immateriali

La voce è costituita principalmente:

• dagli oneri di acquisizione del servizio di manutenzione ordinaria degli impianti elettrici e degli impianti speciali del Comune di Torino, capitalizzati ed ammortizzati in quindici anni in base alla durata della convenzione;
• le quote di emissione (emission trading) detenute a fronte del proprio fabbisogno;
• costi per lo sviluppo commerciale della clientela.

Immobilizzazioni in corso ed acconti

La voce è costituita prevalentemente dagli investimenti in corso dei servizi in concessione disciplinati dall'IFRIC 12, oltre che da licenze d'uso software, dai relativi costi sostenuti per le implementazioni.

NOTA 4_AVVIAMENTO

L'avviamento, pari a 131.779 migliaia di euro (126.723 migliaia di euro al 31 dicembre 2015), nel corso dell'esercizio 2016 presenta una variazione in aumento per 5.465 migliaia di euro a seguito dell'acquisizione del controllo di Ricupero Ecologici Industriali (REI), ed una diminuzione di 409 migliaia di euro per effetto della contabilizzazione definitiva dell'aggregazione aziendale relativa all'acquisizione del controllo della società Acquedotto di Savona avvenuta nel corso dell'esercizio 2015.

L'avviamento viene considerato un'attività immateriale a vita utile indefinita e pertanto non risulta ammortizzato, ma sottoposto almeno annualmente ad impairment test al fine di verificare la recuperabilità del valore iscritto a bilancio. Dal momento che l'avviamento non genera flussi di cassa indipendenti e non può essere ceduto autonomamente, l'impairment test sugli avviamenti iscritti in bilancio è svolto facendo riferimento all'unità generatrice di flussi di cassa (Cash Generating Unit) cui gli stessi sono allocabili. Le Unità generatrici di flussi di cassa sono identificate con le singole Business Unit e corrispondono ai settori di attività rappresentati nella premessa delle presenti note e si basano sulla struttura direzionale e sul sistema di reporting interno del Gruppo.

Tale metodologia consente la verifica più efficace degli avviamenti e dei piani di investimento futuri e fornisce un'analisi omogenea alle informazioni comunicate al mercato.

La tabella che segue evidenzia l'allocazione della voce avviamento alle unità generatrici di flussi di cassa (Cash Generating Unit).

	migliaia di euro
	31/12/2016
Ambiente	5.471
Energia	-
Mercato	33.251
Reti	93.057
Totale	131.779

La procedura dell'impairment test al 31 dicembre 2016 è stata posta in essere in continuità metodologica con quella adottata al 31 dicembre 2015.

L'impairment test consiste nel verificare che il valore contabile di un'attività iscritto in bilancio non sia superiore alla stima del valore recuperabile dell'attività stessa.

Il valore recuperabile di un'attività è il maggiore tra il fair value, dedotti i costi di vendita, e il valore d'uso.

Il fair value è definito come l'ammontare al quale un'attività può essere scambiata in una transazione ordinata tra partecipanti di mercato, dedotti i costi della vendita.

Il valore d'uso è il valore attuale della stima dei flussi finanziari futuri in entrata e in uscita che deriveranno dall'uso continuativo dell'attività e dalla sua dismissione finale. Per la valutazione del valore in uso sono stati utilizzati i flussi di cassa operativi pre-tax, che derivano dalle proiezioni economiche e finanziarie basate sul Piano industriale di medio termine approvato dal Consiglio di Amministrazione di Iren in data 18 ottobre 2016 con un orizzonte esplicito fino al 2021 ed il terminal value pre-tax calcolato con la metodologia della rendita perpetua, se applicabile, seguendo una logica industriale di continuità su tutti i business. Si evidenzia che gli investimenti contenuti nei flussi economici di piano includono investimenti di mantenimento degli impianti e delle infrastrutture, coerenti con l'ipotesi di continuità operativa. Come metodo di controllo si è utilizzata la media tra rendita perpetua e capitale investito netto. Tale assunto si fonda sul ragionevole presupposto che, in caso di uscita dal business, il valore di riscatto sia almeno pari al valore del capitale investito netto.

Il tasso di attualizzazione, definito dal costo medio ponderato pre-tax del capitale (WACC), è calcolato in via specifica per ogni CGU e risulta compreso nel range tra 5,10% e 8,40% a seconda della specifica linea di business.

Nella tabella seguente sono riportati gli avviamenti attribuiti alle singole Cash Generating Unit, specificandone per ciascuna i tassi di attualizzazione utilizzati (WACC).

Il valore recuperabile dell'avviamento attribuito alle Cash Generating Unit è stato determinato facendo riferimento al valore d'uso delle stesse.

	Valore al 31/12/2016	WACC 2016
Ambiente	5.471	5,30%
Mercato	33.251	8,40%
Reti	93.057	5,10%-5,60% (1)
Totale	131.779

(1) Range compreso tra 5,10% e 5,60% a seconda che si tratti di Reti Elettriche, Reti Gas e Reti Idriche

In linea generale ed in ottica prudenziale, è stato utilizzato un tasso di crescita "g" per il calcolo del terminal value pari a zero a valori reali. Nel caso di piani utilizzati stand alone a valori nominali è stato utilizzato un tasso di crescita g pari all'inflazione programmata (1,5%).

Cash Generating Unit Ambiente

Il valore dell'avviamento, pari a 5.471 migliaia di euro, si riferisce sostanzialmente all'acquisizione di controllo di Ricupero Ecologici Industriali (REI), in cui, nelle more della valutazione da svolgersi ai sensi dell'IFRS 3 – Aggregazioni aziendali, il differenziale positivo fra il prezzo di acquisto ed il valore di carico delle attività nette acquisite in continuità di valori è stato provvisoriamente allocato ad avviamento

Nessuna perdita di valore è stata riscontrata in sede di impairment test in quanto il valore recuperabile della CGU Ambiente risulta superiore al capitale investito netto della stessa comprensivo del valore dell'avviamento iscritto.

Cash Generating Unit Mercato

Il valore dell'avviamento, pari a 33.251 migliaia di euro, deriva principalmente:

• dalle quote azionarie di Enìa Energia (ora fusa in Iren Mercato) acquisite da Sat Finanziaria S.p.A. e da Edison per un importo di 16.761 migliaia di euro;
• dal ramo d'azienda acquisito da ENEL alla fine del 2000 e riferito alle utenze elettriche della città di Parma per un importo di 7.421 migliaia di euro;
• dall'acquisizione del ramo d'azienda da ERG Power & Gas relativo alla commercializzazione e la vendita di energia elettrica per un importo di 3.401 migliaia di euro.

Nessuna perdita di valore è stata riscontrata in sede di impairment test in quanto il valore recuperabile della CGU Mercato risulta superiore al capitale investito netto della stessa comprensivo del valore dell'avviamento iscritto.

Cash Generating Unit Reti

Il valore dell'avviamento, pari a 93.057 migliaia di euro, deriva principalmente:

• dall'acquisizione da ENEL del ramo d'azienda relativo alla distribuzione e vendita di energia elettrica a clienti vincolati nel Comune di Torino, in cui la differenza positiva tra il costo di acquisto e il fair value delle attività e delle passività acquisite e identificabili è stata iscritta come avviamento per 64.608 migliaia di euro;
• dall'acquisizione del controllo di Acqua Italia S.p.A. (ora Mediterranea delle Acque S.p.A.), in cui la differenza positiva tra il costo di acquisto e il fair value delle attività e delle passività acquisite e identificabili è stata iscritta come avviamento per 23.202 migliaia di euro;
• dal ramo d'azienda acquisito da ENEL alla fine del 2000 e riferito alle utenze elettriche della città di Parma per un importo di 3.023 migliaia di euro;

Nessuna perdita di valore è stata riscontrata in sede di impairment test in quanto il valore recuperabile della CGU Reti risulta superiore al capitale investito netto della stessa comprensivo del valore dell'avviamento iscritto.

Alla luce delle considerazioni sopra esposte il valore recuperabile è superiore rispetto al valore contabile del capitale investito netto per tutte le Unità generatrici di cassa. Tale differenza risulta particolarmente sensibile alla variazione del costo medio ponderato pre-tax del capitale (WACC) ed alla definizione del Terminal Value. La definizione delle due variabili indicate segue un approccio prudenziale sia nelle logiche di costruzione che nel valore assoluto. Sono stati effettuati quindi gli opportuni stress test sulla sensitività del valore recuperabile al peggioramento delle due variabili evidenziate senza l'emersione di problematiche significative.

Alla luce dell'attuale situazione di volatilità dei mercati e di incertezza sulle prospettive economiche future, la società ritiene opportuno evidenziare che i business regolati sono soggetti ad una specifica normativa di settore che ne disciplina le marginalità; pertanto tali business hanno una marginalità più stabile e maggiormente prevedibile anche in periodi di turbolenza dei mercati.

Si evidenzia che le risultanze delle sopra menzionate procedure sono state oggetto di specifica approvazione da parte del Consiglio di Amministrazione di Iren S.p.A., come raccomandato dalle disposizioni emanate da Consob, Banca d'Italia e IVASS.

NOTA 5_PARTECIPAZIONI VALUTATE CON IL METODO DEL PATRIMONIO NETTO

Le partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto sono partecipazioni in imprese in cui il Gruppo ha il controllo congiunto o esercita un'influenza notevole.

L'elenco delle società valutate con il metodo del patrimonio netto appartenenti al Gruppo al 31 dicembre 2016 è riportato in allegato.

Le variazioni intervenute nell'esercizio sono presentate nelle tabelle esposte nel seguito.

Partecipazioni in società a controllo congiunto (joint venture)

					migliaia di euro
	31/12/2015	Rivalutazioni svalutazioni per equity	Valutazioni con effetto diretto a PN	Altri movimenti	31/12/2016
Acque Potabili	20.984	(392)	-	-	20.592
Iren Rinnovabili	16.347	(1.681)	(28)	(1.287)	13.351
OLT Offshore LNG	18.773	(2.179)	6	-	16.600
TOTALE	56.104	(4.252)	(22)	(1.287)	50.543

Gli altri movimenti si riferiscono principalmente agli effetti sul patrimonio netto del Gruppo Iren Rinnovabili a seguito dei versamenti effettuati in conto capitale nella partecipata STU Reggiane.

Relativamente a OLT Offshore LNG si evidenzia che nella procedura di impairment del Gruppo Iren è stato testato il valore recuperabile della partecipazione iscritto a bilancio. Dalle risultanze dell'Impairment test effettuato, per cui ci si è avvalsi anche della collaborazione di esperti indipendenti esterni al fine di supportare le principali assunzioni di base, è emerso che i flussi di cassa futuri stimati attualizzati della società consentono di recuperare il valore delle attività nei confronti della partecipata.

migliaia di euro
		31/12/2015 Incrementi - Decrementi	Variazione area di consoli damento / Riclassifiche	Rivalutazioni svalutazioni per equity	Valutazioni con effetto diretto a PN / Dividendi	Svalutazioni/ Rivalutazioni	Altri movimenti	31/12/2016
A2A Alfa	445	-	-	(14)	-	(431)	-	-
Acos	8.522	-	-	659	-	-	-	9.181
Acos Energia	1.169	-	-	53	(350)	-	-	872
Acquaenna	-	-	-	-	-	-	-	-
Aguas de San Pedro	6.260	1.214	-	1.246	(311)	-	1.387	9.796
Aiga	215	-	-	(51)	-	(164)	-	-
Amat	3.099	-	-	(3)	-	(800)	-	2.296
Amter	642	-	-	119	-	-	-	761
Asa	29.727	-	-	968	(350)	-	-	30.345
Astea	20.825	-	-	436	(181)	-	(89)	20.991
Asti Energia Calore	-	30	-	(6)	-	-	-	24
Atena	6.497	-	(8.028)	778	-	753		-
Domus Acqua	112	-	-	(29)	-	-	-	83
Ecoprogetto Tortona	2.200	-	(2.200)	-	-	-	-	-
Fingas	5.808	-	-	(106)	-	-	-	5.702
Global Service	6	-	-	-	-	-	-	6
Il tempio	108	(159)	-	51	-	-	-	-
Iniziative Ambientali	488	-	-	(32)	-	-	-	456
Mestni Plinovodi	4.859	-	-	-	-	-	-	4.859
Mondo Acqua	568	-	-	122	-	-	-	690
Nord Ovest Servizi	4.375	-	-	-	-	-	-	4.375
Recos S.p.A.	-	3.579	-	-	-	-	-	3.579
Rio Riazzone	224	-	-	-	-	-	-	224
Salerno Energia Vendite	2.254	-	-	738	(822)	-	-	2.170
Sinergie Italiane	-	-	-	-	-	-	-	-
Sosel	949	-	-	70	(55)	-	-	964
Tirana Acque	-	-	-	-	-	-	-	-
TRM V	63.244	-	(81.718)	2.882	5.093	10.499		-
Valle Dora Energia	546	-	-	10	-	-	-	556
TOTALE	163.142	4.664	(91.946)	7.891	3.024	9.857	1.298	97.930

Partecipazioni in società collegate

Nel corso dell'esercizio è stato acquisito il 25,5% della società Recos S.p.A. che gestisce gli impianti di trattamento dei rifiuti urbani a servizio della provincia di La Spezia e di parte del bacino del Tigullio. Relativamente alla partecipazione nella società Aguas de San Pedro si segnala che nel corso dell'esercizio la quota di possesso è stata incrementata dal 30% al 39,34% con un investimento di 1.214 migliaia di euro.

Nel corso dell'esercizio è stata ceduta l'intera quota detenuta nella società Il Tempio.

La variazione area di consolidamento si riferisce all'acquisizione del controllo e al conseguente consolidamento integrale delle società Atena S.p.A. e TRM V.

La partecipazione in Ecoprogetto Tortona è stata riclassificata tra le attività destinate ad essere cedute in quanto non essendosi avverate le condizioni sospensive previste al secondo closing finalizzato all'acquisto della partecipazione residua rappresentativa del 60% del capitale della società, il contratto di compravendita delle quote della società Ecoprogetto Tortona S.r.l. sottoscritto in data 13 novembre 2015 deve intendersi risolto e privo di efficacia. Pertanto ai sensi del contratto di compravendita, il Gruppo IREN dovrà restituire la quota del 40% della società Ecoprogetto Tortona S.r.l. al Gruppo Ladurner al prezzo originariamente versato di 2.200 migliaia di euro.

Le valutazioni con effetto diretto a Patrimonio Netto si riferiscono per ASA alla variazione dell'esercizio della riserva di hedge accounting e per TRM V all'imputazione a conto economico degli importi rilevati negli esercizi precedenti nelle altre componenti di conto economico e relativi alla riserva di hedge accounting.

La rivalutazione del periodo per TRM V si riferisce per 10.499 migliaia di euro alla rideterminazione al fair value, alla data di acquisizione delle quote di controllo, dell'interessenza di minoranza detenuta al 31 dicembre 2015 e per 2.882 migliaia di euro alla contabilizzazione del pro-quota dei risultati maturati dal Gruppo TRM V al 31 dicembre 2015 non già contabilizzati nel precedente esercizio in quanto i dati risultavano provvisori alla data di approvazione del bilancio del Gruppo Iren.

La rivalutazione del periodo per Atena (753 migliaia di euro) si riferisce alla differenza positiva fra le attività nette acquisite e il costo di acquisizione. L'importo, rispetto a quanto contabilizzato al 30 giugno 2016, è stato rettificato in quanto al 31 dicembre 2016 sono state acquisite nuove informazioni per la determinazione del fair value, alla data di acquisizione, delle attività identificabili acquisite e delle passività assunte identificabili. L'importo contabilizzato è stato determinato in via provvisoria in quanto le valutazioni per la determinazione definitiva del fair value delle attività nette acquisite sono ancora in corso e verranno ultimate nel corso del primo semestre 2017.

Relativamente alla partecipazione in Sinergie Italiane, il cui valore contabile è nullo, si segnala il fondo rischi per 10.000 migliaia di euro dovuto al rischio di copertura di perdite della partecipata.

NOTA 6_ALTRE PARTECIPAZIONI

Tale voce si riferisce a partecipazioni in società sulle quali il Gruppo non esercita né controllo, né controllo congiunto, né influenza notevole. Tali partecipazioni sono state mantenute al costo sostenuto rettificato da eventuali perdite durevoli di valore in quanto non è stato possibile determinare in modo attendibile il loro fair value.

L'elenco delle partecipazioni in altre imprese appartenenti al Gruppo al 31 dicembre 2016 è riportato in allegato.

Le variazioni intervenute nell'esercizio sono presentate nella tabella esposta nel seguito:

				migliaia di euro
	31/12/2015	Decrementi	Variazione area di consolida mento	31/12/2016
ATO2Acque Scarl	-	-	7	7
Acque Potabili Siciliane	-	-	-	-
Astea Energia	7	-	-	7
Atena Patrimonio	10.645	-	(10.645)	-
Autostrade Centro Padane	1.248	-	-	1.248
BT Enia	2.110	-	-	2.110
C.R.P.A.	52	-	-	52
CIDIU	2.294	-	-	2.294
Consorzio Italiano Compostatori	3	-	-	3
Consorzio Leap	10	-	-	10
Consorzio Topix	5	-	-	5
Cosme	2	(2)	-	-
CSP Innovazione nelle ICT	28	-	-	28
Environment Park	1.243	-	-	1.243
Fondo Core Multiutilities	100	-	-	100
Italeko AD.	11	-	-	11
RE Innovazione	12	-	-	12
Rupe	10	(10)	-	-
SDB Società di biotecnologie	10	-	-	10
Stadio di Albaro	27	-	-	27
T.I.C.A.S.S.	4	-	-	4
TOTALE	17.821	(12)	(10.638)	7.171

La variazione area di consolidamento si riferisce alla fusione avvenuta nel primo semestre di Atena Patrimonio in Atena S.p.A. e alla successiva acquisizione del controllo in quest'ultima.

NOTA 7_CREDITI COMMERCIALI NON CORRENTI

La voce ammonta a 76.302 migliaia di euro (73.788 migliaia di euro al 31 dicembre 2015) e si riferisce:

• − ai crediti del servizio idrico integrato per minori volumi erogati rispetto al vincolo di ricavi spettante al gestore; il vigente metodo tariffario ne prevede generalmente (fatto salvo eventuale raggiungimento del limite di crescita tariffario) il recupero in tariffa dopo due esercizi;
• − ai crediti dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica derivanti dalle disposizioni emanate dalla delibera AEEGSI n. 654/2015 in tema di regolazione tariffaria per il periodo 2016-2023 che ha comportato la rilevazione di ricavi da trasporto di energia elettrica e dei relativi crediti.

NOTA 8_ATTIVITA' FINANZIARIE NON CORRENTI

La voce pari a 49.950 migliaia di euro (53.012 migliaia di euro al 31 dicembre 2015) è composta da titoli diversi dalle partecipazioni, da crediti finanziari e da fair value degli strumenti derivati.

Titoli diversi dalle partecipazioni

Nella voce in analisi sono inseriti titoli valutati, in base alle previsioni dello IAS 39 – Strumenti finanziari: rilevazioni e valutazione, come detenuti per la vendita o come investimenti posseduti fino alla scadenza. In particolare ammontano a 36 migliaia di euro (invariato rispetto al 31 dicembre 2015) e si riferiscono a titoli a cauzione presso Enti classificati come investimenti posseduti fino alla scadenza e valutati al costo ammortizzato.

Crediti finanziari non correnti e fair value strumenti derivati

		migliaia di euro
	31/12/2016	31/12/2015
Crediti finanziari non correnti vs joint venture	29.030	30.236
Crediti finanziari non correnti vs Collegate	3.687	1.043
Crediti finanziari non correnti vs soci parti correlate	223	20.098
Crediti finanziari non correnti vs altri	14.925	1.599
Ratei e risconti attivi finanziari non correnti	610	-
Fair value contratti derivati quota non corrente	1.439	-
Totale	49.914	52.976

I Crediti finanziari non correnti vs joint venture riguardano crediti verso Iren Rinnovabili (5.000 migliaia di euro) e verso le sue controllate Enia Solaris (18.000 migliaia di euro), Greensource (3.548 migliaia di euro), Millenaria (1.344 migliaia di euro) e Varsi (1.138 migliaia di euro).

I crediti finanziari verso collegate si riferiscono a crediti verso le società Recos (2.083 migliaia di euro), Asti Energia Calore (899 migliaia di euro), Aiga (429 migliaia di euro) e Acquaenna (276 migliaia di euro).

I crediti verso soci parti correlate riguardano crediti verso il Comune di Torino per 223 migliaia di euro. Per il dettaglio della posizione creditoria complessiva del Gruppo Iren nei confronti del Comune di Torino si rimanda alla nota 15 Attività finanziarie correnti.

L'incremento dei crediti finanziari non correnti verso altri si riferisce principalmente alla quota a lungo del credito per la cessione del ramo di azienda costituito dalla rete di telecomunicazioni (TLC) presente in Emilia-Romagna avvenuta nel corso del 2016.

Il fair value dei contratti derivati si riferisce agli strumenti in portafoglio per la copertura dal rischio di variazione dei tassi di interesse.

NOTA 9_ALTRE ATTIVITA' NON CORRENTI

Il dettaglio è evidenziato nella tabella seguente:

	31/12/2016	31/12/2015
Depositi cauzionali	9.985	11.291
Crediti di natura tributaria oltre 12 mesi	35.211	17.722
Altre attività non correnti	1.238	3.281
Ratei e risconti attivi non correnti	8.520	11.004
Totale	54.954	43.298

I crediti per depositi cauzionali si riferiscono principalmente a somme versate da Iren Mercato alla partecipata Sinergie Italiane in relazione al contratto di fornitura di gas metano stipulato tra le parti.

I crediti di natura tributaria oltre i 12 mesi comprendono principalmente:

• i crediti relativi al rimborso riconosciuto nel 2016 delle somme versate alla Agenzia delle Entrate a titolo di interessi all'atto del recupero degli aiuti di Stato. La Suprema Corte in materia di interessi sugli aiuti di Stato ha rigettato il motivo di ricorso dell'Agenzia delle Entrate, che sosteneva che il conteggio degli interessi dovesse essere fatto con ricalcolo del tasso su base quinquennale anziché annuale. La Corte ha dunque statuito che il tasso di interesse andava ricalcolato a intervalli annuali, in base al Regolamento comunitario 794/2004, come modificato dal Regolamento 271/2008.
• crediti relativi al versamento delle cartelle notificate a seguito dell'iscrizione a ruolo inerente ai 2/3 dell'imposta accertata relativa al contenzioso del conferimento di due rami di azienda, effettuato a fine 1999 a favore della Società Genova Acque S.p.A.(oggi incorporata in Mediterranea delle Acque S.p.A.), da parte dell'allora controllante Amga S.p.A.. I pagamenti effettuati sono stati contabilizzati tra le altre attività non correnti, sulla base di considerazioni di recuperabilità degli stessi a fronte di possibili esiti favorevoli alla società nella controversia in atto.
• i crediti maturati a seguito dell'istanza di deduzione IRAP da IRES art. 2 comma 1 quater DL 6 dicembre 2011 n. 201;
• i crediti per l'acconto IRPEF sul TFR versato in ottemperanza alla legge 140/1997. Ai sensi di legge quest'ultimo credito viene recuperato a decorrere dal 1° gennaio 2000 ed è soggetto a rivalutazione annua calcolata con gli stessi criteri adottati per la rivalutazione del TFR.

I risconti attivi riguardano principalmente i costi prepagati, per la quota a lungo termine, relativi ai Contratti servizio Energia in capo alla controllata Iren Gestioni Energetiche S.p.A..

NOTA 10_ATTIVITÀ PER IMPOSTE ANTICIPATE

Ammontano a 265.065 migliaia di euro (252.812 migliaia di euro al 31 dicembre 2015) e si riferiscono alla fiscalità anticipata derivante da componenti di reddito fiscalmente deducibili nei futuri esercizi. Esse includono, inoltre, l'effetto fiscale anticipato sulle rettifiche effettuate in sede di conversione ai principi contabili internazionali.

L'incremento rispetto al 31 dicembre 2015 è principalmente riconducibile al consolidamento integrale di TRM S.p.A..

Per ulteriori informazioni si rimanda alla nota del conto economico "Imposte sul reddito", nota 43 e al prospetto riportato in allegato.

ATTIVITÀ CORRENTI

NOTA 11_RIMANENZE

Le rimanenze, valorizzate al costo medio ponderato, sono costituite principalmente da gas metano, da materiali di consumo destinati alla manutenzione e costruzione del patrimonio impiantistico del Gruppo. La tabella che segue sintetizza le variazioni intervenute nel periodo di riferimento:

	31/12/2016	31/12/2015
Materie prime	114.274	128.440
Fondo svalutazione magazzino	(43.124)	(41.731)
Valore netto	71.150	86.709
Lavori in corso su ordinazione	23.802	9.628
Totale	94.952	96.337

La diminuzione delle rimanenze di materie prime di periodo consegue essenzialmente alla riduzione degli stoccaggi gas.

L'incremento dei lavori in corso su ordinazione è principalmente dovuto all'avanzamento del progetto di Illuminazione Pubblica di Torino Led.

Il fondo svalutazione magazzino è stato costituito e si movimenta per tenere conto dell'obsolescenza tecnica e della scarsa movimentazione di alcune giacenze di materiali.

Al 31 dicembre 2016 non esistono rimanenze di magazzino impegnate a garanzia di passività.

NOTA 12_CREDITI COMMERCIALI

Il dettaglio è evidenziato nella tabella seguente:

		migliaia di euro
	31/12/2016	31/12/2015
Crediti verso clienti	936.402	840.544
Fondo svalutazione crediti	(147.844)	(153.566)
Crediti verso clienti netti	788.558	686.978
Crediti commerciali verso joint ventures	7.636	7.469
Crediti commerciali verso collegate	23.606	23.857
Crediti commerciali verso soci parti correlate	98.569	102.899
Crediti commerciali verso altre parti correlate	23.601	31.118
Fondo svalutazione crediti verso soci parti correlate	(6.165)	(11.299)
Totale	935.805	841.022

Si segnala che al 31 dicembre 2016 sono state effettuate operazioni di factoring con derecognition del credito per complessive 67.675 migliaia di euro (61.746 migliaia di euro al 31 dicembre 2015).

I crediti commerciali, al lordo del fondo svalutazione crediti, sono dettagliati per scadenza come segue:

	31/12/2016	31/12/2015
Non scaduti	752.730	585.063
Scaduti da 0 a 3 mesi	84.159	115.029
Scaduti da 3 a 12 mesi	75.834	80.460
Scaduti oltre 12 mesi	177.091	225.335
Totale	1.089.814	1.005.887

Crediti verso clienti

Sono relativi principalmente a crediti per fornitura di energia elettrica, gas, acqua, calore, di servizi ambientali e servizi diversi. Il saldo netto tiene conto del fondo svalutazione crediti, presentato nel seguito, pari a 147.844 migliaia di euro (153.566 migliaia di euro al 31 dicembre 2015).

Crediti verso Joint venture

Si tratta di crediti che il Gruppo vanta verso le proprie joint ventures, consolidate con il metodo del patrimonio netto. Si riferiscono a normali operazioni commerciali, intrattenute a condizioni di mercato. Per maggiori dettagli si rimanda alla tabella dei rapporti con parti correlate riportata in allegato.

Crediti verso imprese collegate

Si riferiscono a normali operazioni commerciali, intrattenute a condizioni di mercato. Per maggiori dettagli si rimanda alla tabella dei rapporti con parti correlate riportata in allegato.

Crediti verso soci parti correlate

I crediti verso soci parti correlate si riferiscono a rapporti di natura commerciale condotti a normali condizioni di mercato con gli enti territoriali proprietari (Comuni di Genova, Parma, Piacenza, Reggio Emilia e Torino) e, in via marginale, verso la società FSU. Il saldo tiene conto del fondo svalutazione crediti pari a 6.165 migliaia di euro (11.299 migliaia di euro al 31 dicembre 2015). Per maggiori dettagli si rimanda alla tabella dei rapporti con parti correlate riportata in allegato.

Crediti verso altre parti correlate

Riguardano crediti verso le imprese controllate dagli enti territoriali proprietari (Comuni di Genova, Parma, Piacenza, Reggio Emilia e Torino) e si riferiscono a normali operazioni commerciali, intrattenute a condizioni di mercato.

Il fondo svalutazione presenta la dinamica riportata nella tabella che segue:

migliaia di euro
	31/12/2015	Rilascio	Riclassifiche	Variazione area di consolida mento	Accantonamenti del periodo	Utilizzi	31/12/2016
Fondo svalutazione crediti	153.566	(1.131)	(424)	4.224	52.129	(60.520)	147.844
Fondo svalutazione crediti vs soci parti correlate	11.299	(2.302)	(2.743)	-	12	(101)	6.165
Totale	164.865	(3.433)	(3.167)	4.224	52.141	(60.621)	154.009

Il fondo è stato utilizzato per fare fronte a perdite su crediti. L'accantonamento dell'esercizio tiene conto, oltre alle consuete e approfondite analisi, dell'attuale congiuntura economica.

La riduzione del fondo svalutazione crediti verso soci parti correlate si riferisce principalmente alla separata indicazione della quota di fondo accantonata per coprire i crediti finanziari non correnti verso il Comune di Torino come riportato nella nota 8 Attività finanziarie non correnti.

NOTA 13_CREDITI PER IMPOSTE CORRENTI

Ammontano a 21.242 migliaia di euro (19.991 migliaia di euro al 31 dicembre 2015) e comprendono i crediti verso l'erario per IRES e IRAP.

NOTA 14_CREDITI VARI E ALTRE ATTIVITA' CORRENTI

Il dettaglio è evidenziato nella tabella seguente:

		migliaia di euro
	31/12/2016	31/12/2015
Crediti per imposta governativa erariale/UTIF	547	1.700
Credito verso Erario per IVA	14.968	13.859
Altri crediti di natura tributaria	8.388	5.609
Crediti tributari entro 12 mesi	23.903	21.168
Crediti verso Cassa Servizi Energetici e Ambientali (CSEA)	119.569	72.780
Crediti per certificati verdi	36.957	20.387
Crediti per anticipi a fornitori	9.219	9.564
Altre attività correnti	17.101	18.211
Altre attività correnti	182.846	120.942
Ratei e risconti	8.406	21.256
Totale	215.155	163.366

Si segnala che al 31 dicembre 2016 sono state effettuate operazioni di factoring con derecognition del credito per titoli di efficienza energetica e per Emission Trading per complessivi 15.898 migliaia di euro (45.915 migliaia di euro al 31 dicembre 2015).

Da un punto di vista procedurale, per l'esercizio 2016, la liquidazione dell'IVA di Gruppo ha comportato il trasferimento in capo alla controllante Iren S.p.A. di tutti gli obblighi relativi alle liquidazioni ed ai versamenti periodici IVA. Le società che partecipano alla procedura di liquidazione di gruppo sono, oltre alla capogruppo Iren S.p.A., le seguenti: Iren Energia, Iren Servizi e Innovazione, IRETI, Iren Mercato, Iren Gestioni Energetiche, Iren Ambiente, AMIAT, Idrotigullio, Mediterranea delle Acque, Immobiliare delle fabbriche, Iren Laboratori, Iren Rinnovabili, Enìa Solaris, Greensource, Millenaria Fotovoltaico e Varsi Fotovoltaico

In relazione ai crediti verso la Cassa Conguaglio Settore Elettrico (CCSE) si segnala che una quota degli importi esposti potrebbe non essere esigibile entro i 12 mesi successivi. L'incremento rispetto al 31 dicembre 2015 è riconducibile principalmente alle attività inerenti i titoli di efficienza energetica.

L'incremento dei crediti per certificati verdi è riconducibile principalmente al consolidamento integrale di TRM.

NOTA 15_ATTIVITA' FINANZIARIE CORRENTI

Il dettaglio è evidenziato nella tabella seguente:

		migliaia di euro
	31/12/2016	31/12/2015
Crediti finanziari verso joint venture	444.234	444.202
Crediti finanziari verso collegate	1.913	386
Crediti finanziari verso Comuni soci parti correlate	106.383	102.643
Crediti finanziari verso altri	42.097	4.071
Attività per strumenti derivati correnti	11.934	-
Totale	606.561	551.302

La scadenza di tutti i crediti finanziari iscritti in questa voce non supera i 12 mesi. Il valore contabile di tali crediti approssima il loro fair value in quanto l'impatto dell'attualizzazione risulta trascurabile.

Crediti finanziari verso joint venture

Riguardano principalmente i crediti verso la joint venture OLT Offshore relativi al rinnovo del finanziamento concesso dal Gruppo per 439.000 migliaia di euro (invariato rispetto al 31 dicembre 2015), i crediti verso la joint venture Acque Potabili S.p.A. per 2.621 migliaia di euro (2.384 migliaia al 31 dicembre 2015) e i crediti verso il Gruppo Iren Rinnovabili per 2.613 migliaia di euro (2.818 migliaia di euro al 31 dicembre 2015).

Crediti finanziari verso collegate

La voce si riferisce a crediti verso società collegate per singoli importi non rilevanti. Si riferiscono principalmente a crediti per dividendi da incassare. Per maggiori dettagli si rimanda al prospetto dei rapporti con parti correlate riportato in allegato.

Crediti finanziari verso soci parti correlate

Riguardano crediti verso il Comune di Torino, sui quali maturano interessi a favore del Gruppo, e ammontano a 106.383 migliaia di euro (102.643 migliaia di euro al 31 dicembre 2015). Sono relativi al saldo a breve termine del conto corrente che regola i rapporti tra le controllate Iren Servizi e Innovazione S.p.A. e AMIAT S.p.A. ed il Comune di Torino. Il trattamento contabile dell'accordo di conto corrente sopra richiamato, determina una riduzione dei crediti commerciali rappresentata come una generazione di flussi finanziari operativi, ed un corrispondente incremento dei crediti finanziari, rappresentato come un assorbimento di cassa nei flussi da attività di finanziamento.

Tali crediti fanno parte di una posizione complessiva di 182.058 migliaia di euro, ripartita fra diverse voci di bilancio in relazione alla classificazione secondo natura e scadenza: Attività finanziarie non correnti (Nota 8), Crediti commerciali (Nota 12) ed Attività finanziarie correnti (Nota 15) come evidenziato dalla tabella esposta nel seguito.

		migliaia di euro
	31/12/2016	31/12/2015
Crediti commerciali per servizi per fatture emesse	62.312	50.595
Crediti commerciali per servizi per fatture da emettere	7.222	5.918
Crediti commerciali per forniture di energia elettrica e altro	8.555	8.256
Fondo svalutazione crediti commerciali	(2.637)	(7.770)
Totale crediti commerciali	75.452	56.999
Crediti finanziari in conto corrente quota non corrente	2.167	19.614
Crediti finanziari per interessi quota non corrente	1.223	-
Fondo svalutazione crediti finanziari	(3.167)	-
Totale crediti finanziari non correnti	223	19.614
Crediti finanziari in conto corrente quota corrente	99.859	99.899
Crediti finanziari per interessi quota corrente	6.524	2.744
Totale crediti finanziari correnti	106.383	102.643
Totale	182.058	179.256

Il fondo svalutazione crediti finanziari è generato dalla riclassifica di parte dei valori iscritti al fondo svalutazione crediti commerciali.

Crediti finanziari verso altri

Si riferiscono per 40.462 migliaia di euro a depositi bancari vincolati della controllata TRM S.p.A. derivanti dal contratto di finanziamento che prevede di vincolare le somme relative alla rata in scadenza, agli oneri inerenti le compensazioni ambientali e alle manutenzioni straordinarie. La restante parte si riferisce a crediti per dividendi da incassare, ratei e risconti attivi aventi natura finanziaria, crediti finanziari diversi e titoli di stato classificati come disponibili per la vendita.

Attività per strumenti derivati correnti

Si riferiscono al fair value positivo dei contratti derivati sulle commodities stipulati da Iren Mercato.

NOTA 16_DISPONIBILITÀ LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI

La voce disponibilità liquide e mezzi equivalenti risulta essere così costituita:

		migliaia di euro
	31/12/2016	31/12/2015
Depositi bancari e postali	253.105	137.948
Denaro e valori in cassa	579	1.628
Totale	253.684	139.576

Le disponibilità liquide sono rappresentate dalle disponibilità in essere su depositi bancari e postali. Il Gruppo non dispone di mezzi equivalenti a disponibilità liquide, intesi come impieghi finanziari a breve termine e ad alta liquidità che sono prontamente convertibili in valori di cassa noti e soggetti ad un irrilevante rischio di variazione

NOTA 17_ATTIVITÀ DESTINATE AD ESSERE CEDUTE

Le attività destinate ad essere cedute sono valutate al minore tra il loro valore netto contabile e il fair value al netto dei costi di vendita e ammontano a 2.498 migliaia di euro (5.420 migliaia di euro al 31 dicembre 2015).

Per 2.200 migliaia di euro si riferiscono alla partecipazione in Ecoprogetto Tortona, classificata tra le Attività destinate ad essere cedute in quanto non essendosi avverate le condizioni sospensive previste al secondo closing finalizzato all'acquisto della partecipazione residua rappresentativa del 60% del capitale della società, il contratto di compravendita delle quote della società Ecoprogetto Tortona S.r.l. sottoscritto in data 13 novembre 2015 deve intendersi risolto e privo di efficacia. Pertanto ai sensi del contratto di compravendita, il Gruppo IREN dovrà restituire la quota del 40% della società Ecoprogetto Tortona S.r.l. al Gruppo Ladurner al prezzo originariamente versato di 2.200 migliaia di euro. Al 31 dicembre 2015 la partecipazione era classificata tra le partecipazioni in imprese collegate.

Per 140 migliaia di euro (4.940 migliaia di euro al 31 dicembre 2015) si riferiscono alla partecipazione in Plurigas in liquidazione. La partecipazione è stata classificata tra le attività destinate ad essere cedute in quanto nel corso del 2014 si è conclusa l'operatività della società. In assenza di un attendibile e comparabile riferimento di mercato, e quindi assumendo un fair value pari alla quota di patrimonio netto detenuta dal Gruppo (30%), si è provveduto a rettificare in diminuzione il valore d'iscrizione della partecipazione sulla base del valore dei dividendi distribuiti ad Iren nel corso dell'esercizio 2016 (4.800 migliaia di euro).

Per 158 migliaia di euro (invariato rispetto al 31 dicembre 2015) si riferiscono alla società collegata Piana Ambiente.

Inoltre, tra le attività destinate ad essere cedute è presente la partecipazione in Fata Morgana che risulta essere già stata completamente svalutata in periodi precedenti.

Al 31 dicembre 2015 erano inoltre presenti 322 migliaia di euro riferiti alla partecipazione in SMAG che è stata ceduta nel corso dell'esercizio 2016.

PASSIVO

NOTA 18_PATRIMONIO NETTO

Il patrimonio netto risulta essere così composto:

		migliaia di euro
	31/12/2016	31/12/2015
Capitale sociale	1.276.226	1.276.226
Riserve e Utili (Perdite) a nuovo	507.580	429.444
Risultato netto del periodo	173.980	118.193
Totale patrimonio netto di pertinenza della Capogruppo	1.957.786	1.823.863
Capitale e riserve di pertinenza di Terzi	319.035	215.923
Utile (perdita) di pertinenza di Terzi	11.276	21.880
Totale patrimonio netto consolidato	2.288.097	2.061.666

Capitale sociale

Il capitale sociale ammonta a 1.276.225.677 euro (invariato rispetto al 31 dicembre 2015), interamente versati e si compone di 1.181.725.677 azioni ordinarie del valore nominale di 1 euro ciascuna e di 94.500.000 azioni di risparmio senza diritto di voto del valore nominale di 1 euro ciascuna.

Le 94.500.000 azioni di Risparmio Iren, in possesso della Finanziaria Città di Torino, non sono quotate, sono prive di diritto di voto e, salvo il diverso ordine di priorità nella ripartizione dell'attivo netto residuo in caso di scioglimento della società, hanno la stessa disciplina delle azioni ordinarie.

Infine, in caso di cessione le azioni di risparmio saranno convertite automaticamente, alla pari, in azioni ordinarie.

Riserve

Il dettaglio della voce è riportato nella tabella seguente:

	migliaia di euro
	31/12/2016	31/12/2015
Riserva sovrapprezzo azioni	105.102	105.102
Riserva legale	45.585	39.360
Riserva copertura flussi finanziari	(8.421)	(36.665)
Altre riserve e Utile (perdite) accumulate	365.314	321.647
Totale riserve	507.580	429.444

Riserva coperture di flussi finanziari

Con l'adozione dello IAS 39 la variazione del fair value dei contratti derivati designati come strumenti di copertura efficaci viene contabilizzata in bilancio con contropartita direttamente a patrimonio netto nella riserva di copertura di flussi finanziari. Tali contratti sono stati stipulati per coprire l'esposizione al rischio di oscillazione dei tassi di interesse dei mutui a tasso variabile e al rischio della variazione dei prezzi nei contratti di acquisto di energia elettrica e gas.

Altre riserve e Utile (perdite) accumulate

Sono composte principalmente dall'avanzo generato dalla fusione per incorporazione di AMGA in AEM Torino e successivamente di Enìa in Iride, da utili e perdite portati a nuovo e dalla riserva che accoglie gli utili e le perdite attuariali derivanti dalla valutazione dei benefici ai dipendenti successivi al rapporto di lavoro.

Nel corso dell'esercizio 2016 si sono incrementate principalmente per gli utili portati a nuovo dell'esercizio 2015. Per maggiori dettagli si rimanda al prospetto delle variazioni delle voci di patrimonio netto.

PASSIVITA' NON CORRENTI

NOTA 19_PASSIVITA' FINANZIARIE NON CORRENTI

Ammontano complessivamente a 2.967.471 migliaia di euro (2.698.648 migliaia di euro al 31 dicembre 2015):

Obbligazioni

Ammontano a 1.377.398 migliaia di euro (1.186.551 migliaia di euro al 31 dicembre 2015). Al 31 dicembre 2016 la voce è interamente costituita da posizioni della Capogruppo riferite ad emissioni di Private Placement e Public Bond (1.031.240 migliaia di euro al 31 dicembre 2015).

Private Placement: a) Notes scadenza 2020, cedola 4,37%, importo di emissione 260 milioni di euro, attualmente in circolazione per 185,120 milioni di euro a seguito di riacquisti (tender offer) eseguiti a dicembre 2015 e 2016; b) Notes scadenza 2019, cedola 3%, importo di emissione 100 milioni di euro, attualmente in circolazione per 89,1 milioni di euro a seguito di tender offer come sopra.

Public Bond: a) Notes scadenza 2021, cedola 3%, importo di emissione 300 milioni di euro, attualmente in circolazione per 186,273 milioni di euro a seguito di riacquisti come sopra; b) Notes scadenza 2022, cedola 2,75%, importo di emissione 500 milioni di euro, attualmente in circolazione per 430,126 milioni di euro a seguito di tender offer del 2016; c) Notes scadenza 2024, cedola 0,875%, importo 500 milioni di euro, seconda emissione a novembre 2016, a fronte del programma EMTN incrementato a complessivi 1,5 miliardi di euro.

I prestiti obbligazionari sono stati sottoscritti da investitori istituzionali italiani ed esteri e sono quotati alla Borsa Irlandese; ai Public Bond è attribuito rating Fitch. L'importo contabile si riferisce al valore a costo ammortizzato, secondo i principi IAS/IFRS.

Al 31 dicembre 2015 erano inoltre compresi per 155.311 migliaia di euro i due prestiti obbligazionari non convertibili (Puttable Bonds), emessi nel 2008, con scadenza originaria 2021 che al 31 dicembre 2016 sono stati classificati tra le Passività Finanziarie Correnti in quanto nel corso del mese di dicembre 2016, in linea con la strategia di liability management deliberata dal Consiglio di Amministrazione di Iren S.p.A. tenutosi in data 18 ottobre 2016, gli amministratori del Gruppo hanno deciso di procedere al rimborso anticipato volontario dei due prestiti obbligazionari non convertibili, da effettuarsi a settembre 2017 in concomitanza con le scadenze delle relative rate interessi.

Debiti finanziari non correnti verso istituti di credito

I finanziamenti a medio lungo termine riguardano esclusivamente la quota a lungo dei mutui concessi dagli istituti finanziari ed ammontano a 1.458.486 migliaia di euro (1.477.052 migliaia di euro al 31 dicembre 2015).

I finanziamenti a medio lungo termine possono essere analizzati per regime di tasso (con le rispettive indicazioni di tasso minimo e tasso massimo applicati) e per scadenza, come illustrato nella tabella che segue:

			migliaia di euro
	a tasso fisso	a tasso variabile	TOTALE
tasso min/max	2,79% - 5,249%	0,00% - 2,579%
periodo di scadenza	2018-2027	2018-2030
2018	62.499	186.759	249.258
2019	58.845	220.029	278.874
2020	61.085	82.143	143.228
2021	63.412	50.343	113.755
successivi	305.538	367.833	673.371
Totale debiti 31/12/2016	551.379	907.107	1.458.486
Totale debiti 31/12/2015	660.699	816.353	1.477.052

I finanziamenti sono tutti denominati in euro.

Le movimentazioni dei finanziamenti a medio lungo termine avvenute nel corso dell'esercizio sono qui di seguito riepilogate:

						migliaia di euro
	31/12/2015					31/12/2016
	Totale debiti	Incrementi	Variazione area consolidamento	Riduzioni	Variazione costo ammortizzato	Totale debiti
- a tasso fisso	660.699	-	1.559	(111.059)	179	551.379
- a tasso variabile	816.353	70.000	327.823	(304.646)	(2.422)	907.107
TOTALE	1.477.052	70.000	329.382	(415.705)	(2.243)	1.458.486

Il totale dei debiti a medio lungo termine al 31 dicembre 2016 risulta in riduzione rispetto al 31 dicembre 2015, per effetto delle seguenti variazioni:

• incrementi per 70 milioni di euro, a fronte dell'erogazione alla Capogruppo di nuovi finanziamenti: per 20 milioni di euro da parte di Banca di Piacenza e per 50 milioni di euro di BEI, nell'ambito del plafond sul progetto servizi idrici Genova e Parma;
• inserimento nel perimetro di consolidamento dal 2016 di TRM S.p.A., con la relativa posizione di debito a medio-lungo termine per 325.680 migliaia di euro (project financing) e di Atena S.p.A., con le relative posizioni di mutuo per complessivi 3.702 migliaia di euro;
• riduzione per complessivi 415.705 migliaia di euro, sia a fronte del rimborso anticipato di finanziamenti (200 milioni a tasso variabile della Capogruppo verso Cassa Depositi e Prestiti, Banca Regionale Europea e Unicredit), sia per la classificazione a breve termine delle quote dei finanziamenti in scadenza entro i prossimi 12 mesi;
• variazioni di costo ammortizzato per la contabilizzazione ai fini IAS dei finanziamenti.

Altre passività finanziarie

Ammontano a 131.587 migliaia di euro (35.045 migliaia di euro al 31 dicembre 2015) e si riferiscono:

• per 117.627 migliaia di euro (32.369 migliaia di euro al 31 dicembre 2015) al fair value dei contratti derivati stipulati per coprire l'esposizione al rischio di oscillazione dei tassi di interesse dei mutui a tasso variabile, il cui incremento è dovuto per 89.857 migliaia di euro al consolidamento di TRM S.p.A. da gennaio 2016 (per il commento si rinvia al paragrafo "Gestione dei rischi finanziari del Gruppo");
• per 10.277 migliaia di euro (non presenti al 31 dicembre 2015) alla quota a lungo termine del debito conseguente all'operazione di acquisizione del diritto d'uso del 25% della capacità complessiva della rete TLC ceduta a BT Enia, avvenuta nel corso dell'esercizio;
• per 3.683 migliaia di euro (2.676 migliaia di euro al 31 dicembre 2015) a debiti finanziari diversi.

NOTA 20_BENEFICI AI DIPENDENTI

Nel corso dell'esercizio 2016 hanno avuto la seguente movimentazione:

	migliaia di euro
Valore al 31/12/2015	135.092
Obbligazioni maturate per l'attività prestata nel periodo	539
Oneri finanziari	1.991
Erogazioni dell'esercizio	(10.096)
(Utili) Perdite attuariali	1.226
Variazione area di consolidamento	5.074
Altre variazioni	(899)
Valore al 31/12/2016	132.927

La voce variazione area di consolidamento si riferisce ai saldi acquisti nel corso del primo semestre relativi alle società TRM S.p.A., Atena S.p.A., Atena Trading e REI.

Le passività per benefici a dipendenti sono costituite da:

Trattamento di fine rapporto (TFR)

Nel corso dell'esercizio 2016 il TFR ha avuto la seguente movimentazione:

	migliaia di euro
Valore al 31/12/2015	96.546
Obbligazioni maturate per l'attività prestata nel periodo	224
Oneri finanziari	1.330
Erogazioni dell'esercizio	(8.355)
(Utili) Perdite attuariali	2.409
Variazione area di consolidamento	4.552
Altre variazioni	(529)
Valore al 31/12/2016	96.177

Altri benefici

Nel seguito viene presentata la composizione e la movimentazione dell'esercizio per i piani a benefici definiti diversi dal TFR analizzato in precedenza.

Mensilità aggiuntive (premio anzianità)

	migliaia di euro
Valore al 31/12/2015	3.176
Obbligazioni maturate per l'attività prestata nel periodo	109
Oneri finanziari	43
Erogazioni dell'esercizio	(12)
(Utili) Perdite attuariali	158
Altre variazioni	18
Valore al 31/12/2016	3.492

Premio fedeltà

	migliaia di euro
Valore al 31/12/2015	3.132
Obbligazioni maturate per l'attività prestata nel periodo	102
Oneri finanziari	64
Erogazioni dell'esercizio	(183)
(Utili) Perdite attuariali	(4)
Altre variazioni	(4)
Valore al 31/12/2016	3.107

Agevolazioni tariffarie

	migliaia di euro
Valore al 31/12/2015	26.862
Obbligazioni maturate per l'attività prestata nel periodo	104
Oneri finanziari	483
Erogazioni dell'esercizio	(1.064)
(Utili) Perdite attuariali	(650)
Variazione area di consolidamento	522
Altre variazioni	(384)
Valore al 31/12/2016	25.873

Fondo Premungas

	migliaia di euro
Valore al 31/12/2015	5.376
Oneri finanziari	71
Erogazioni dell'esercizio	(482)
(Utili) Perdite attuariali	(687)
Valore al 31/12/2016	4.278

Ipotesi attuariali

La valutazione delle passività esposte in precedenza è effettuata da attuari indipendenti.

Si sottolinea che la passività relativa ai programmi a benefici definiti, è determinata sulla base di ipotesi attuariali ed è rilevata per competenza coerentemente alle prestazioni di lavoro necessarie per l'ottenimento dei benefici.

Allo scopo di definire l'ammontare del valore attuale delle obbligazioni si è proceduto alla stima delle future prestazioni che, sulla base di ipotesi evolutive connesse sia allo sviluppo numerico della collettività, sia allo sviluppo retributivo, saranno erogate a favore di ciascun dipendente nel caso di prosecuzione dell'attività lavorativa, pensionamento, decesso, dimissioni o richiesta di anticipazione.

Per la determinazione dell'ammontare dello sconto energia sono state considerate proiezioni attuariali dei probabili sconti sui consumi di energia elettrica che saranno erogati a favore degli attuali pensionati e dei loro coniugi superstiti, nonché degli attuali dipendenti (ed eventuali coniugi superstiti) dopo la cessazione del rapporto di lavoro.

Ai fini della scelta del tasso di sconto adottato nelle valutazioni previste dallo IAS 19, sono stati considerati i seguenti elementi:

• mercato dei titoli di riferimento;
• data di riferimento delle valutazioni;
• durata media prevista delle passività in esame.

La durata media residua delle passività è stata ottenuta come media ponderata delle durate medie residue delle passività relative a tutti i benefici e a tutte le Società del Gruppo.

Le ipotesi di natura economico-finanziaria adottate per le elaborazioni sono le seguenti:

Tasso annuo di attualizzazione	0,39% - 1,31%
Tasso annuo di inflazione	1,50%
Tasso annuo di incremento del costo dell'energia elettrica	2,00%
Tasso annuo incremento TFR	2,63%

In ottemperanza a quanto previsto dallo IAS19 vengono fornite le seguenti informazioni aggiuntive:

• analisi di sensitività per ciascuna ipotesi attuariale rilevante alla fine dell'esercizio, mostrando gli effetti che ci sarebbero stati a seguito delle variazioni delle ipotesi attuariale ragionevolmente possibili a tale data, in termini assoluti;
• indicazione del contributo per l'esercizio successivo;
• indicazione della durata media finanziaria dell'obbligazione per i piani a benefici definiti.

Di seguito si riportano tali informazioni.

	Variazione passività al variare del tasso di attualizzazione		Service cost 2017	Duration del piano
	+0,25%	-0,25%
TFR	(1.965)	2.229	291	9,5
Mensilità Aggiuntive	(88)	83	274	7,8
Premio fedeltà	-	-	136	8,1
Agevolazioni tariffarie	(813)	854	207	14,8
Premungas	(84)	87	-	8,4

NOTA 21_FONDI PER RISCHI ED ONERI

Il dettaglio è esposto nella seguente tabella e si riferisce sia alla quota corrente che alla quota non corrente:

									migliaia di euro
	Saldo iniziale	Accantona menti del periodo	Utilizzi	Rilascio	(Proventi) oneri da attualiz zazione	Riclassifi che	Variazione area di consolida mento	Saldo finale	Quota corrente
Fondo ripristino beni di terzi	134.642	12.390	(1.770)	-	907	-	-	146.169	1.895
Fondi post mortem	31.705	1.352	(2.815)	(4.736)	1.271	-	-	26.777	5.420
Fondo smantellamento e bonifica area	27.673	88	(704)	-	2.539	-	9.246	38.842	1.946
Fondo CIG/CIGS	11.598	744	(192)	(264)	-	-	-	11.886	-
Fondo oneri esodo personale	31.940	11.475	(14.534)	(2.571)	-	-	-	26.310	10.176
Fondo rischi su partecipazioni	10.651	-	(506)	(145)	-	-	65	10.065	10.065
Altri fondi per rischi ed oneri	142.498	68.023	(25.401)	(16.345)	646	(2.970)	21.545	187.996	105.503
Totale	390.707	94.072	(45.922)	(24.061)	5.363	(2.970)	30.856	448.045	135.005

Nel caso in cui l'effetto dell'attualizzazione del valore del denaro sia significativo, i fondi vengono attualizzati utilizzando un tasso di sconto ante imposte che, in base al periodo temporale previsto per i flussi finanziari futuri, non supera il 2,80%.

La colonna variazione area di consolidamento si riferisce ai saldi acquisti nel corso dell'esercizio relativi alle società TRM S.p.A. e Atena S.p.A.. In particolare la voce altri fondi per rischi ed oneri si riferisce per 19.350 migliaia di euro a oneri per compensazioni ambientali di TRM S.p.A. e sono classificati nella quota corrente del fondo (nota 28).

Fondo ripristino beni di terzi e opere devolvibili

Il fondo ripristino beni di terzi si riferisce principalmente alla passività che, in caso di riassegnazione delle concessioni del servizio idrico relativo agli ATO di Parma Piacenza e Reggio Emilia, verrà dedotta, dagli investimenti nel frattempo effettuati, dall'indennizzo versato al Gruppo da parte di un nuovo gestore entrante. Tale passività viene stimata in funzione dell'ammortamento del complesso dei beni e delle dotazioni afferenti il suddetto ciclo idrico integrato, che per effetto delle operazioni di scissione effettuate nel 2005 dalle tre società AGAC, Tesea e AMPS (poi confluite nella ex Enìa) sono stati conferiti nei bilanci di tre società patrimoniali di proprietà interamente pubblica, come previsto dall'art. 113, comma 13 del T.U.E.L. Tale complesso di beni viene utilizzato per svolgere il servizio idrico a fronte della corresponsione di un canone e con l'impegno contrattuale a costituire il suddetto fondo. La parte residuale del fondo rappresenta una stima dell'onere necessario per la restituzione dei beni in concessione del settore idroelettrico in perfette condizioni di funzionamento.

Fondi post mortem

Si tratta principalmente di fondi costituiti per oneri futuri di recupero ambientale degli impianti ad interramento controllato e che comprendono anche i costi della gestione post-operativa fino alla completa riconversione a verde delle aree interessate. Tali costi sono supportati da apposite perizie. Gli accantonamenti e i decrementi del periodo sono stati effettuati al fine di adeguare i fondi esistenti alla stima dei costi futuri da sostenere e maturati al 31 dicembre 2016. I decrementi si riferiscono, inoltre, agli utilizzi a fronte di costi sostenuti nel periodo (relativi ai lotti chiusi degli impianti ancora attivi), al complesso degli oneri sostenuti nella fase di post-esercizio fino alla completa mineralizzazione del rifiuto, nonché alla riconversione a "verde" delle aree dei bacini interessati a discarica.

Fondo smantellamento e bonifica area

Il "Fondo smantellamento e bonifica area" rappresenta la stima degli oneri legati al futuro smantellamento degli impianti di termovalorizzazione del Gruppo nonché la stima degli oneri da sostenere in relazione alla futura bonifica dei terreni relativi all'area ex-AMNU, su cui era presente un forno inceneritore.

Fondo CIG/CIGS

L'ammontare del fondo rischi si riferisce ai rischi probabili di esborsi relativi a maggiori contributi da corrispondere all'INPS per cassa integrazione, ordinaria e straordinaria, e mobilità.

Nel mese di settembre 2013 sono state depositate alcune sentenze rese nei confronti di Iren e di società controllate che hanno contenuto negativo e respingono i ricorsi della società, statuendo l'obbligo di versamento dei contributi a titolo di CIG, CIGS, Mobilità e Disoccupazione. Gli Amministratori sono pertanto addivenuti alla decisione di provvedere al regolare pagamento della contribuzione relativa alla cassa integrazione guadagni (oltre a CIGS e mobilità) a partire dal 2014. Nel fondo permane la stima prudenziale relativa ad eventuali somme aggiuntive ed ai diritti di riscossione per un importo complessivo pari a 11.886 migliaia di euro.

Fondo oneri esodo personale

Il fondo si riferisce agli oneri legati all'esodo di una parte del personale dipendente e trae origine dalle risultanze di accordi fra il Gruppo Iren e le Organizzazioni Sindacali che prevede l'accompagnamento incentivato alla pensione di una parte dei dipendenti occupati, mediante adesioni su base volontaria tra i lavoratori del Gruppo potenzialmente interessati. L'operazione si iscrive in un più ampio quadro di riequilibrio professionale e demografico del personale del Gruppo Iren, a fronte di un piano di inserimento di giovani.

L'incentivazione, a totale carico del Gruppo Iren (in applicazione dell'art. 4 della legge 92/2012), consentirà al personale in possesso dei requisiti di legge di andare in pensione in via anticipata rispetto alla data di maturazione, colmando in parte il ritardo nella cessazione del rapporto di lavoro venutosi a determinare dopo la riforma del sistema previdenziale.

Lo stanziamento rappresenta la stima della corresponsione a favore dei dipendenti interessati al Piano, tramite INPS, di una prestazione di importo pari al trattamento di pensione che spetterebbe in base alle regole vigenti (c.d. isopensione) con versamento all'INPS della contribuzione fino al raggiungimento dei requisiti minimi per il pensionamento (in conformità alla citata legge 92/2012), ed una somma, per ognuno degli interessati, a titolo di una tantum come incentivazione.

Fondi rischi su partecipazioni

La voce si riferisce principalmente ai rischi relativi alla copertura di future perdite della partecipata Sinergie Italiane.

Altri fondi per rischi e oneri

L'ammontare del fondo si riferisce principalmente ai rischi probabili di maggiori oneri inerenti la realizzazione di impianti attualmente già completati o ancora da ultimare, alla stima dell'IMU/ICI da versare sul valore degli impianti delle centrali calcolata come previsto dall'articolo 1-quinquies del Decreto legge n. 44 del 31 marzo 2005, alla stima degli oneri relativi alla restituzione delle quote di emissione, agli oneri per compensazioni ambientali, a passività per contenziosi fiscali, tra le quali quello della controllata Mediterranea delle Acque, e a probabili oneri inerenti contenziosi vari. Per maggiori dettagli relativi alla passività per il contenzioso fiscale della controllata Mediterranea delle Acque si rimanda alla nota 43 Imposte sul reddito.

I rilasci degli altri fondi per rischi ed oneri si riferiscono principalmente al venir meno di rischi inerenti la realizzazione e la gestione di impianti industriali nonché altri rischi di varia natura.

La parte corrente riferita ai fondi sopra descritti è esposta nella voce "fondi quota corrente" (nota 28).

NOTA 22_PASSIVITA' PER IMPOSTE DIFFERITE

Le passività per imposte differite, pari a 203.653 migliaia di euro (141.840 migliaia di euro al 31 dicembre 2015), sono dovute alle differenze temporanee tra il valore contabile e quello fiscale di attività e passività iscritte in bilancio.

Si segnala inoltre che le imposte differite sono state calcolate applicando le aliquote previste nel momento in cui le differenze temporanee si riverseranno.

L'incremento rispetto al 31 dicembre 2015 è principalmente riconducibile al consolidamento integrale di TRM e include per 78.771 migliaia di euro la componente relativa all'allocazione del plusvalore emerso dall'operazione di acquisizione del controllo di TRM S.p.A., già commentato nella sezione "Variazione area di consolidamento integrale".

Per ulteriori informazioni si rimanda alla nota del conto economico "Imposte sul reddito", nota 43 e al prospetto riportato in allegato.

NOTA 23_DEBITI VARI E ALTRE PASSIVITA' NON CORRENTI

Sono composti come riportato nella tabella seguente:

		migliaia di euro
	31/12/2016	31/12/2015
Debiti oltre 12 mesi	33.719	35.548
Risconti passivi per contributi c/impianto - non correnti	166.882	165.639
Ratei e risconti passivi non correnti	2.866	4.022
Totale	203.467	205.209

La voce "Debiti oltre 12 mesi" si riferisce ad anticipi versati da utenti a garanzia sulla fornitura di acqua, alle somme relative ad esercizi precedenti da versare per la cassa integrazione guadagni (CIG), per la cassa integrazione guadagni straordinaria (CIGS) e per la mobilità e debiti di natura tributaria per imposte sostitutive da versare oltre i 12 mesi dalla data del bilancio.

PASSIVITA' CORRENTI

NOTA 24_PASSIVITA' FINANZIARIE CORRENTI

La scadenza di tutti i debiti finanziari iscritti in questa voce non supera i 12 mesi. Il valore contabile di tali debiti approssima il loro fair value in quanto l'impatto dell'attualizzazione risulta trascurabile. Le passività finanziarie a breve termine sono così suddivise:

		migliaia di euro
	31/12/2016	31/12/2015
Debiti verso istituti di credito	388.892	171.216
Debiti finanziari verso joint venture	-	1.369
Debiti finanziari verso società collegate	155	107
Debiti finanziari verso soci parti correlate	726
Debiti finanziari verso altri	10.058	28.915
Passività per strumenti derivati correnti	-	13.004
Totale	399.831	214.611

Debiti finanziari verso istituti di credito

I debiti verso istituti di credito a breve termine sono così suddivisi:

		migliaia di euro
	31/12/2016	31/12/2015
Obbligazioni	178.554	-
Mutui – quota a breve	198.924	152.865
Altri debiti verso banche a breve	76	6.329
Ratei e risconti passivi finanziari	11.338	12.022
Totale	388.892	171.216

Nel corso del mese di dicembre 2016, in linea con la strategia di liability management deliberata dal Consiglio di Amministrazione di Iren S.p.A. tenutosi in data 18 ottobre 2016, gli amministratori del Gruppo hanno deciso di procedere al rimborso anticipato volontario dei due prestiti obbligazionari non convertibili (c.d. Puttable Bonds), da effettuarsi a settembre 2017 in concomitanza con le scadenze delle relative rate interessi.

In considerazione di quanto sopra la Società ha rideterminato il valore della passività finanziaria al 31 dicembre 2016, sulla base di quanto previsto dallo IAS39pAG8, secondo cui se un'entità rivede le proprie stime di riscossioni o pagamenti, la stessa deve rettificare il valore contabile dell'attività o passività finanziaria per riflettere gli stimati flussi finanziari effettivi e rideterminati. In particolare, il valore contabile viene determinato calcolando il valore attuale degli stimati flussi finanziari futuri al tasso di interesse effettivo originario dello strumento finanziario e l'eventuale rettifica è rilevata come provento o onere nel conto economico.

Nel caso di specie, per effetto della rideterminazione in precedenza descritta, nel bilancio al 31 dicembre 2016 è stata iscritta una passività finanziaria per un valore pari a 178.554 migliaia di euro ed un corrispondente onere finanziario pari a 23.243 migliaia di euro.

Debiti finanziari verso joint venture

Non presenti al 31 dicembre 2016. Al 31 dicembre 2015 si riferivano a debiti verso il Gruppo Iren Rinnovabili.

Debiti finanziari verso collegate

Si riferiscono a debiti verso la società Valle Dora Energia per il rapporto di tesoreria accentrata in capo ad Iren S.p.A..

Debiti finanziari verso soci parti correlate

Si riferiscono a dividendi della società TRM S.p.A. ancora da liquidare al socio Comune di Torino.

Debiti finanziari verso altri

Riguardano principalmente debiti verso società di factoring per le quote incassate dai clienti e da versare al factor e debiti per dividendi da liquidare. Il decremento rispetto al 31 dicembre 2015 è dovuto principalmente alla riduzione dell'esposizione verso società di factoring.

Passività per strumenti derivati correnti

Al 31 dicembre 2015 si riferivano al fair value negativo dei contratti derivati sulle commodities stipulati da Iren Mercato. Non presenti al 31 dicembre 2016 in quanto il fair value è positivo .

NOTA 25_DEBITI COMMERCIALI

La scadenza di tutti i debiti commerciali non supera i 12 mesi. Il valore contabile di tali debiti approssima il loro fair value in quanto l'impatto dell'attualizzazione risulta trascurabile.

		migliaia di euro
	31/12/2016	31/12/2015
Debiti verso fornitori	784.332	667.139
Debiti commerciali verso joint venture	629	217
Debiti commerciali verso collegate	15.194	36.368
Debiti commerciali verso soci parti correlate	18.390	18.362
Debiti commerciali verso altre parti correlate	2.936	8.191
Acconti esigibili entro 12 mesi	12.391	45.979
Depositi cauzionali entro 12 mesi	14.256	21.048
Vincoli da rimborsare entro 12 mesi	1.392	1.392
Totale	849.520	798.696

L'incremento dei debiti commerciali è principalmente riconducibile al consolidamento integrale di Atena, Atena Trading e TRM S.p.A..

NOTA 26_DEBITI VARI E ALTRE PASSIVITA' CORRENTI

La scadenza di tutti i debiti iscritti in questa voce non supera i 12 mesi. Il valore contabile di tali debiti approssima il loro fair value in quanto l'impatto dell'attualizzazione risulta trascurabile.

		migliaia di euro
	31/12/2016	31/12/2015
Debito per IVA	2.624	8.384
Debito per imposta governativa erariale/UTIF	8.572	-
Debiti per IRPEF	586	9.279
Altri debiti tributari	22.098	11.526
Debiti tributari entro 12 mesi	33.880	29.189
Debiti verso dipendenti	39.170	33.672
Debiti verso Cassa Servizi Energetici e Ambientali (CSEA)	64.822	58.132
Debiti verso istituiti previdenziali entro 12 mesi	23.030	17.208
Altre passività correnti	94.581	69.281
Altri debiti entro 12 mesi	221.603	178.293
Ratei e Risconti passivi	15.417	12.751
Totale	270.900	220.233

L'incremento dei debiti per imposta governativa erariale è dovuto alle dinamiche dei versamenti in acconto e in saldo che sono influenzate dai volumi di fatturazione dell'esercizio di competenza e dell'esercizio precedente.

Le altre passività correnti includono, fra l'altro, le stime di costo per oneri ambientali (certificati verdi passivi), per gli obblighi relativi ai titoli di efficienza energetica e i debiti per canoni di depurazione.

NOTA 27_DEBITI PER IMPOSTE CORRENTI

La voce "Debiti per imposte correnti", che risulta pari a 32.695 migliaia di euro (21.687 migliaia di euro al 31 dicembre 2015), è comprensiva di debiti IRES e IRAP ed è stata determinata sulla base della stima delle imposte dell'esercizio.

NOTA 28_FONDI PER RISCHI ED ONERI QUOTA CORRENTE

La voce ammonta a 135.005 migliaia di euro (98.405 migliaia di euro al 31 dicembre 2015) e si riferisce alla quota a breve dei fondi, così suddivisa:

• fondo rischi per 69.871 migliaia di euro;
• fondo oneri per compensazioni ambientali per 19.350 migliaia di euro;
• fondo oneri relativi all'obbligo di restituzione delle quote di emissione per 16.282 migliaia di euro;
• fondo rischi partecipazioni per 10.065 migliaia di euro, riferito principalmente alla collegata Sinergie Italiane,
• fondo oneri legati all'esodo del personale per 10.176 migliaia di euro;
• fondo ripristino beni di terzi per 1.895 migliaia di euro;
• fondo smantellamento e bonifica aree e fondi post mortem per 7.366 migliaia di euro, che si prevedono di utilizzare entro i 12 mesi successivi.

Per maggiori dettagli sulla composizione e movimentazione dei fondi per rischi ed oneri si rimanda alla nota 21.

NOTA 29_PASSIVITA' CORRELATE AD ATTIVITA' DESTINATE AD ESSERE CEDUTE

Non sono presenti passività correlate ad attività destinate ad essere cedute al 31 dicembre 2016.

POSIZIONE FINANZIARIA

L'indebitamento finanziario netto, calcolato come differenza tra i debiti finanziari a breve, medio e lungo termine e le attività finanziarie a breve, medio e lungo termine, è composto come riportato nella tabella seguente:

		migliaia di euro
	31/12/2016	31/12/2015
Attività finanziarie a medio e lungo termine	(49.950)	(53.012)
Indebitamento finanziario a medio e lungo termine	2.967.471	2.698.648
Indebitamento finanziario netto a medio e lungo termine	2.917.521	2.645.636
Attività finanziarie a breve termine	(860.245)	(690.878)
Indebitamento finanziario a breve termine	399.831	214.611
Indebitamento finanziario netto a breve termine	(460.414)	(476.267)
Indebitamento finanziario netto	2.457.107	2.169.369

Dettaglio Posizione Finanziaria Netta verso parti correlate

Le attività finanziarie a lungo termine sono relative per 223 migliaia di euro a crediti verso il Comune di Torino, per 29.030 migliaia di euro a crediti verso le joint ventures del Gruppo Iren Rinnovabili e per 3.687 migliaia di euro a crediti verso società collegate.

Le attività finanziarie a breve termine sono relative per 106.383 migliaia di euro al saldo a breve termine del conto corrente e dei relativi interessi tra le controllate Iren Servizi e Innovazione e AMIAT ed il Comune di Torino, per 439.000 migliaia di euro a crediti verso la joint venture OLT Offshore, per 2.621 migliaia di euro a crediti verso la joint venture Acque Potabili, per 2.613 migliaia di euro a crediti verso la joint venture Iren Rinnovabili e sue controllate e per 1.913 migliaia di euro a crediti verso società collegate.

Le passività finanziarie a breve termine sono relative per 155 migliaia di euro a debiti verso la società collegata Valle Dora Energia.

Si riporta di seguito la posizione finanziaria netta secondo la struttura proposta dalla raccomandazione CESR del 10 febbraio 2005 recepita con comunicazione Consob del 28 luglio 2006 che non include le attività finanziarie a lungo termine.

		migliaia di euro
	31/12/2016	31/12/2015
A. Cassa	(253.684)	(139.576)
B. Altre disponibilità liquide (dettagli)	-	-
C. Titoli detenuti per la negoziazione	-	-
D. Liquidità (A) + (B) + (C)	(253.684)	(139.576)
E. Crediti finanziari correnti	(606.561)	(551.302)
F. Debiti bancari correnti	189.968	18.351
G. Parte corrente dell'indebitamento non corrente	198.924	152.865
H. Altri debiti finanziari correnti	10.939	43.395
I. Indebitamento finanziario corrente (F)+(G)+(H)	399.831	214.611
J. Indebitamento finanziario corrente netto (I) – (E) – (D)	(460.414)	(476.267)
K. Debiti bancari non correnti	1.458.486	1.477.052
L. Obbligazioni emesse	1.377.398	1.186.552
M. Altri debiti non correnti	131.587	35.045
N. Indebitamento finanziario non corrente (K) + (L) + (M)	2.967.471	2.698.649
O. Indebitamento finanziario netto (J) + (N)	2.507.057	2.222.382

IX. INFORMAZIONI SUL CONTO ECONOMICO

Le tabelle che seguono, ove non diversamente indicato, riportano i dati in migliaia di euro.

Il conto economico consolidato del Gruppo accoglie le grandezze economiche delle controllate TRM Holding S.p.A., TRM V. S.p.A. e TRM S.p.A. dal 1° gennaio 2016 e delle controllate Atena S.p.A. e Atena Trading S.r.l. dal 1° maggio 2016; i risultati economici dell'esercizio 2016 sono quindi influenzati dall'inclusione di tali entità nel perimetro di consolidamento.

Si segnala inoltre che le voci di conto economico dell'esercizio 2015 comprendono i risultati del "Ramo Ligure" acquisito da Acque Potabili S.p.A. a partire dal 1° luglio 2015, data di efficacia dell'operazione.

RICAVI

NOTA 30_RICAVI PER BENI E SERVIZI

La voce in questione risulta pari a 3.042.735 migliaia di euro (2.849.677 migliaia di euro nell'esercizio 2015). Per maggiori dettagli sull'andamento dei ricavi per settori di attività si rimanda alle tabelle del paragrafo XI Informativa per settori di attività.

NOTA 31_VARIAZIONE DEI LAVORI IN CORSO

La voce, positiva, ammonta a 14.174 migliaia di euro (8.576 migliaia di euro nell'esercizio 2015) e si riferisce prevalentemente alla contabilizzazione dell'avanzamento lavori sul progetto Torino LED per 9.066 migliaia di euro e dell'avanzamento del progetto di efficientamento energetico di impianti termici comunali per 5.078 migliaia di euro.

NOTA 32_ALTRI PROVENTI

Gli altri proventi ammontano complessivamente a 226.106 migliaia di euro (235.859 migliaia di euro nell'esercizio 2015) e riguardano contributi, ricavi per titoli energetici e proventi diversi. Nelle tabelle seguenti viene riportato dettaglio delle singole voci.

Contributi

		migliaia di euro
	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Contributi c/impianto	8.288	8.505
Contributi allacciamento	7.732	8.448
Altri contributi	1.050	949
Totale	17.070	17.902

I contributi in conto impianti rappresentano la quota di competenza dei contributi calcolata in proporzione alle quote di ammortamento degli impianti a cui si riferiscono.

Ricavi titoli energetici

		migliaia di euro
	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Ricavi Emission Trading	1.312	2.538
Ricavi incentivo ex Certificati Verdi	83.856	82.787
Ricavi Certificati Bianchi	61.352	28.599
Totale	146.520	113.924

Si segnala che, come stabilito dal DM 6 luglio 2012, a partire dal 2016 il meccanismo di incentivazione mediante Certificati Verdi è sostituito da una nuova forma di incentivo. I soggetti che hanno già maturato il diritto ai Certificati Verdi (titolari di impianti con qualifica IAFR – Impianto Alimentato da Fonti Rinnovabili) conservano il beneficio fino al termine del periodo dell'agevolazione, ma in forma diversa. Il nuovo meccanismo, infatti, anziché basarsi sull'emissione di certificati negoziabili, garantisce sulla produzione di energia elettrica la corresponsione da parte del GSE di una tariffa in euro aggiuntiva rispetto ai ricavi derivanti dalla valorizzazione dell'energia.

I ricavi per incentivo ex Certificati Verdi dell'esercizio 2016 annoverano, fra l'altro, la maturazione dell'incentivo inerente all'impianto di termovalorizzazione di TRM.

L'aumento dei ricavi per certificati bianchi consegue essenzialmente a dinamiche rialziste dei prezzi rilevatesi nell'esercizio 2016.

Proventi diversi

		migliaia di euro
	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Ricavi da contratti di servizio	3.548	11.323
Ricavi da affitti attivi e noleggi	1.387	1.552
Plusvalenze da alienazione di beni	922	3.113
Recuperi assicurativi	8.076	565
Rimborsi diversi	6.665	7.416
Altri ricavi e proventi	41.918	80.064
Totale	62.516	104.033

La voce "recuperi assicurativi" accoglie principalmente i rimborsi danni ad impianti idrici dovuti ad eventi alluvionali.

La voce "Altri ricavi e proventi" comprende, fra l'altro, proventi inerenti al sistema energetico di anni precedenti. Il dato del periodo comparativo accoglieva rettifiche di stime pregresse di debiti verso fornitori e di perequazione energia elettrica.

COSTI

NOTA 33_COSTI MATERIE PRIME, SUSSIDIARIE, DI CONSUMO E MERCI

La voce in oggetto si compone delle seguenti voci:

		migliaia di euro
	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Acquisto energia elettrica	292.969	232.949
Acquisto gas	556.943	669.630
Acquisto calore	106	78
Acquisto altri combustibili	171	1.154
Acquisto Acqua	1.849	720
Altre materie prime e materiali magazzino	60.886	75.233
Emission trading	16.210	20.278
Certificati verdi	57	10.665
Certificati bianchi	50.328	19.487
Variazione delle rimanenze	17.809	(6.230)
Totale	997.328	1.023.964

I costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci si riducono di circa 27 milioni di euro. La diminuzione consegue essenzialmente alle dinamiche di prezzo degli acquisti di gas registratesi nell'arco dell'esercizio, parzialmente controbilanciate dalla valorizzazione degli obblighi per certificati bianchi (dato il trend rialzista dei prezzi di mercato nel 2016), dai maggiori acquisti di energia elettrica e dalla variazione delle rimanenze (principalmente legata all'andamento degli stoccaggi gas).

NOTA 34_PRESTAZIONI DI SERVIZI E GODIMENTO BENI DI TERZI

I costi per prestazioni di servizi ammontano a 1.002.828 migliaia di euro e (899.126 migliaia di euro nell'esercizio 2015) e sono dettagliati nella tabella seguente:

		migliaia di euro
	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Trasporto energia elettrica e oneri sistema elettrico	531.868	389.770
Vettoriamento gas	45.778	40.226
Lavori di terzi, manutenzioni e prestazioni industriali	123.229	182.719
Raccolta e smaltimento, spazzamento neve, verde pubblico	138.674	159.186
Costi relativi al personale (mensa, formazione, trasferte)	9.886	7.190
Consulenze tecniche, amministrative, commerciali e spese pubblicitarie	57.541	30.004
Spese legali e notarili	5.712	4.420
Assicurazioni	15.906	15.482
Spese bancarie	7.264	8.467
Spese telefoniche	6.428	5.356
Spese per informatica	20.439	13.151
Servizi di lettura e bollettazione	12.785	10.105
Compensi Collegio Sindacale	917	1.183
Altri costi per servizi	26.401	31.867
Totale costi per servizi	1.002.828	899.126

L'incremento dei "Costi per servizi" si riferisce essenzialmente ai costi di trasporto energia elettrica, agli oneri del sistema elettrico ed alle prestazioni di promozione commerciale a clienti business e retail.

I costi per lavori di terzi riguardano principalmente costi per esercizio e manutenzione di impianti e reti. Gli "altri costi per servizi" accolgono in via residuale costi per consumi interni, trasporti ed altre prestazioni.

Si segnala che il dato comparativo dei "costi di raccolta e smaltimento" comprendeva nel 2015 i costi per smaltimento nei confronti del termovalorizzatore di TRM, società consolidata integralmente nell'esercizio 2016.

I costi per godimento beni di terzi ammontano a 41.061 migliaia di euro (47.339 migliaia di euro nell'esercizio 2015). Comprendono canoni corrisposti al gestore unico dell'Ambito Genovese, canoni corrisposti alle società proprietarie degli assets del servizio idrico integrato dei comuni di Parma, Piacenza e Reggio Emilia, servitù di attraversamento terreni, canoni per leasing operativo (comprensivi dell'affitto dei fabbricati del fondo Core Multiutilities), noleggi, canoni informatici e affitti vari.

NOTA 35_ONERI DIVERSI DI GESTIONE

Gli oneri diversi di gestione ammontano a 90.011 migliaia di euro (111.067 migliaia di euro nell'esercizio 2015); sono dettagliati nella tabella seguente:

		migliaia di euro
	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Spese generali	17.822	9.620
Canoni e sovraccanoni di derivazione	15.951	15.624
Imposte e tasse	20.252	25.057
Sopravvenienze passive	21.028	45.407
Minusvalenze da alienazione di beni	538	1.390
Altri oneri diversi di gestione	14.408	13.969
Totale	89.999	111.067

Le spese generali, che ricomprendono fra l'altro contributi di funzionamento ad enti vari, aumentano in virtù della rilevazione nell'esercizio di penalità da fornitori di servizi. La diminuzione della voce "imposte e tasse" afferisce principalmente agli oneri per IMU su impianti e fabbricati del Gruppo; la voce include anche gli oneri per occupazione e ripristino suolo pubblico. Gli altri oneri diversi di gestione afferiscono principalmente ad indennità ambientali a carico del Gruppo, in aumento per il consolidamento di TRM S.p.A.. Le sopravvenienze passive afferiscono a chiusure di stime di perequazione e titoli energetici; esse presentano una riduzione rispetto al periodo comparativo, che accoglieva rettifiche di oneri di trasporto di energia elettrica di esercizi precedenti.

NOTA 36_COSTI PER LAVORI INTERNI CAPITALIZZATI

I costi per lavori interni capitalizzati ammontano a 22.328 migliaia di euro (22.870 migliaia di euro nell'esercizio 2015) e riguardano gli incrementi dell'attivo patrimoniale realizzati con risorse e fattori produttivi interni.

		migliaia di euro
	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Manodopera capitalizzata	(15.264)	(16.488)
Materiali di magazzino capitalizzati	(7.064)	(6.382)
Totale	(22.328)	(22.870)

NOTA 37_COSTO DEL PERSONALE

I costi per il personale si attestano a 359.956 migliaia di euro (357.722 migliaia di euro nell'esercizio 2015) e sono così dettagliati:

		migliaia di euro
	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Retribuzioni lorde	249.353	247.124
Oneri sociali	80.253	84.003
TFR	161	332
Altri benefici a lungo termine dipendenti	339	529
Altri costi per il personale	28.379	24.320
Compensi amministratori	1.471	1.414
Totale	359.956	357.722

Si segnala che, come riportato in nota 36, sono stati capitalizzati 15.264 migliaia di euro di costi relativi al personale dipendente.

Gli altri costi del personale comprendono i contributi ai fini assistenziali e ricreativi, il contributo al Fondo Assistenza Sanitaria Integrativa, l'assicurazione infortuni extra-lavoro, la quota TFR ed i contributi a carico del datore di lavoro destinati ai fondi pensione integrativi. Negli altri costi del personale è compreso inoltre l'adeguamento del fondo per gli oneri legati all'incentivo all'esodo, a cui è principalmente imputabile la variazione della voce nel periodo.

L'incremento del costo del personale legato alle retribuzioni consegue essenzialmente al consolidamento dal punto di vista economico del gruppo ATENA a partire dal 1° maggio 2016 e, in misura minore, al consolidamento di TRM S.p.A. da inizio esercizio.

La composizione del personale è evidenziata nella tabella seguente.

	Esercizio 2016	Esercizio 2015	Media del periodo
Dirigenti	95	82	95
Quadri	251	238	246
Impiegati	2.877	2.859	2.880
Operai	3.003	2.953	3.001
Totale	6.226	6.132	6.222

Si segnala che il numero dei dipendenti al 31 dicembre 2016 non include i dipendenti della società REI, pari a 6 unità, in quanto la società è stata acquisita alla fine dell'esercizio 2016 e non contribuisce alla determinazione del costo del personale di Gruppo.

NOTA 38_AMMORTAMENTI

Gli ammortamenti del periodo ammontano a 304.435 migliaia di euro (267.609 migliaia di euro nell'esercizio 2015).

		migliaia di euro
	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Attività materiali e investimenti immobiliari	213.800	189.070
Attività immateriali	90.635	78.539
Totale	304.435	267.609

La variazione della voce rispetto all'esercizio precedente consegue essenzialmente all'inclusione nell'area di consolidamento di TRM e del gruppo ATENA.

Per un maggior dettaglio sugli ammortamenti si rimanda ai prospetti dei movimenti delle immobilizzazioni materiali e immateriali.

NOTA 39_ACCANTONAMENTI E SVALUTAZIONI

La voce si attesta a 82.910 migliaia di euro (63.334 migliaia di euro nell'esercizio 2015).

		migliaia di euro
	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Accantonamenti a fondo svalutazione crediti	52.141	49.802
Accantonamenti a fondi rischi e ripristino beni di terzi	41.321	34.250
Rilascio fondi	(22.185)	(25.805)
Svalutazioni	11.633	5.087
Totale	82.910	63.334

L'andamento degli accantonamenti a fondi rischi è riferibile principalmente a contenziosi inerenti siti industriali, mentre i rilasci fondi del periodo si riferiscono in buona parte al venir meno di rischi legati ad impianti di generazione energia elettrica del Gruppo.

Le svalutazioni del periodo da un lato originano dalla rettifica in diminuzione del prezzo di mercato di parte dello stock dei diritti di emissione in portafoglio e, dall'altro, dalla rettifica del valore di alcuni specifici asset.

Il dettaglio della consistenza e della movimentazione dei fondi è riportato nel commento della voce "Fondi per rischi e oneri" dello Stato Patrimoniale.

NOTA 40_GESTIONE FINANZIARIA

Proventi finanziari

I proventi finanziari ammontano a 40.087 migliaia di euro (31.977 migliaia di euro nell'esercizio 2015). Il dettaglio è riportato nella tabella seguente:

migliaia di euro
	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Dividendi	1.614	1.304
Interessi attivi verso banche	219	121
Interessi attivi su crediti/finanziamenti	32.850	20.799
Interessi attivi da clienti	1.914	4.417
Proventi fair value contratti derivati	2.557	1.577
Proventi realizzati su contratti derivati	163	-
Plusvalenza da cessione di attività finanziarie	56	1.920
Utili su cambi	27	249
Altri proventi finanziari	687	1.590
Totale	40.087	31.977

Gli interessi attivi su crediti/finanziamenti si riferiscono a interessi attivi verso la joint venture OLT Offshore (14.958 migliaia di euro), ad interessi su crediti maturati sui rapporti di conto corrente tra il Gruppo e il Comune di Torino (3.773 migliaia di euro) ed al provento legato al riconoscimento del diritto alla restituzione degli interessi, pagati in esercizi precedenti, in relazione alla sentenza favorevole sul recupero degli aiuti di stato ("moratoria fiscale") per complessivi 12.702 migliaia di euro. La plusvalenza da cessione di attività finanziarie presente nell'esercizio 2015 si riferiva all'alienazione della società VEA Energia e Ambiente.

Oneri finanziari

La voce ammonta a 177.000 migliaia di euro (126.808 migliaia di euro nell'esercizio 2015). Il dettaglio degli oneri finanziari è riportato nella tabella seguente:

migliaia di euro
	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Interessi passivi su mutui	42.547	47.089
Interessi passivi su prestiti obbligazionari	89.591	47.598
Interessi passivi su c/c bancari	113	800
Interessi passivi verso altri	1.489	4.400
Oneri finanziari capitalizzati	-	(21)
Oneri da fair value contratti derivati	3.850	4.122
Oneri realizzati su contratti derivati	26.343	11.729
Minusvalenza da cessione di attività finanziarie	118	2
Interest cost - Benefici ai dipendenti	1.991	1.602
Perdite su cambi	4	4
Altri oneri finanziari	10.954	9.483
Totale	177.000	126.808

Gli interessi su prestiti obbligazionari del periodo comprendono gli oneri per operazioni di liability management riguardanti bond emessi in esercizi precedenti per 44,8 milioni di euro. L'ammontare della voce risente anche degli interessi, lungo tutto il periodo, sul Public Bond emesso a novembre 2015 e degli interessi sul Public Bond emesso a novembre 2016.

Gli interessi su mutui e prestiti obbligazionari comprendono gli oneri relativi alla valutazione al costo ammortizzato.

Gli oneri da fair value su contratti derivati accolgono le variazioni di fair value e il riversamento a conto economico di una quota di riserva di cash flow hedge relativa ad alcune posizioni di copertura che non soddisfano i requisiti formali per l'applicazione dell'hedge accounting.

Gli oneri su contratti derivati realizzati includono, a partire, dal 1° gennaio 2016, la quota riferita al consolidamento integrale di TRM S.p.A.

Il dettaglio degli oneri finanziari per benefici ai dipendenti è riportato nella nota di commento "Benefici ai dipendenti" dello Stato Patrimoniale.

Gli altri oneri finanziari sono costituiti principalmente da oneri finanziari per l'attualizzazione dei fondi.

NOTA 41_RISULTATO DI COLLEGATE CONTABILIZZATE CON IL METODO DEL PATRIMONIO NETTO

Il risultato di società collegate contabilizzate con il metodo del patrimonio netto è positiva ed ammonta a 3.639 migliaia di euro (negativa per 6.254 migliaia di euro nel 2015). La variazione (+9.893 migliaia di euro) è principalmente imputabile al miglior risultato del periodo della partecipata OLT Offshore LNG Toscana, parzialmente compensato dalla variazione dei risultati di altre società collegate e joint venture. Nell'esercizio 2015 la voce comprendeva il risultato pro-quota di TRM V. ed ATENA, oggi consolidate integralmente.

Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 5 "Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto".

NOTA 42_RETTIFICA DI VALORE DI PARTECIPAZIONI

Ammonta a 9.857 migliaia di euro (non presente nell'esercizio 2015) e si riferisce per 10.499 migliaia di euro alla rideterminazione al fair value, alla data di acquisizione delle quote di controllo, dell'interessenza di minoranza detenuta al 31 dicembre 2015 in TRM V., parzialmente compensata da alcune svalutazioni di altre partecipazioni di minore entità.

NOTA 43_IMPOSTE SUL REDDITO

Il dettaglio delle imposte è riportato nella tabella seguente:

		migliaia di euro
	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Imposte correnti (IRES)	91.420	84.198
Imposte correnti (IRAP)	23.937	17.849
Imposte correnti (IRES e IRAP) esercizi precedenti	10.665	843
Imposte anticipate	13.211	24.730
Imposte differite	(21.081)	(21.958)
Totale	118.152	105.662

Le imposte sul reddito dell'esercizio 2016 sono stimate pari a 118.152 migliaia di euro (105.662 migliaia di euro nell'esercizio 2015).

L'aumento è dovuto principalmente al rischio di recupero delle imposte per Mediterranea delle Acque, di cui nei precedenti esercizi ne veniva data evidenza nell'ambito del paragrafo "Passività potenziali", parzialmente compensato con il ricalcolo delle imposte degli anni precedenti.

Con riferimento al recupero delle imposte per Mediterranea delle Acque, queste sono relative al contenzioso con l'Agenzia delle Entrate, già ampiamente illustrato nei precedenti bilanci, inerente gli avvisi di accertamento anni 2003 - 2011 emessi ai sensi dell'art. 37 bis comma 4 DPR 600/73, relativi all'avvenuta deduzione delle quote di ammortamento inerenti il conferimento del ramo di Azienda del 23 dicembre 1999 operato da AMGA S.p.A, in data 29 dicembre 2016, la Commissione Tributaria Regionale Liguria, per le annualità dal 2003 al 2006, ha depositato le sentenze con cui ha confermato le statuizioni delle sentenze di primo grado e, dunque, disposto la debenza delle maggiori imposte accertate confermando la disapplicazione delle sanzioni irrogate.

Con riferimento alle annualità 2007 e 2008, impugnate dalla Società in data 6 novembre 2015, non risulta ancora fissata l'udienza di trattazione in Commissione Tributaria Regionale.

Parimenti non risulta ancora fissata la data di discussione dell'appello presentato dall'Agenzia delle Entrate per l'impugnazione della sentenza integralmente favorevole in primo grado alla Società relativa all'anno d'imposta 2009, mentre, con sentenza depositata il 30 Agosto 2016, la Commissione Tributaria Provinciale si è pronunciata a favore dell'amministrazione finanziaria, limitatamente all'imposta, relativamente alle annualità 2010 e 2011.

Pur già oggetto di verifica fiscale operata dalla Direzione Regionale Liguria, non sono ancora stati notificati avvisi di accertamento in relazione ai periodi di imposta 2012 e 2013.

Alla luce del quadro fattuale sopra rappresentato si è posta l'esigenza di riesame della stima del rischio, soprattutto in considerazione dell'esito (parzialmente) negativo del contenzioso di secondo grado relativo agli avvisi di accertamento emessi con riferimento agli anni di imposta dal 2003 al 2006.

Tale esito, verosimilmente, potrebbe condizionare la soluzione degli altri contenziosi tributari pendenti (per gli anni di imposta 2007 e seguenti) innanzi al giudice di merito.

Come accennato pocanzi, la società ha ottenuto riscontri positivi, nell'ambito dei giudizi incardinati, solo limitatamente agli aspetti sanzionatori.

Le Commissioni Tributarie adìte hanno, infatti, ritenuto di dover procedere ad una disapplicazione, delle sanzioni irrogate, in considerazione delle condizioni di obiettiva incertezza sulla portata e l'ambito delle disposizioni applicate alla fattispecie esaminata (cfr., art. 8 del D.Lgs. n. 546 del 1992). Tuttavia, nel merito, seppure con motivazioni opinabili, le Commissioni medesime hanno confermato (con riferimento alla parte prevalente degli avvisi di accertamento notificati) la ripresa a tassazione operata dall'Agenzia delle Entrate.

Solo con riguardo all'anno di imposta 2009, i Giudici di primo grado hanno ritenuto di accogliere integralmente il ricorso proposto.

In considerazione di quanto detto, dunque, il rischio di soccombenza, con riferimento ai contenziosi allo stato pendenti può essere stimato come:

• probabile, per la parte relativa alle imposte accertate;
• remoto, per la parte afferente le sanzioni irrogate.

Occorre però rilevare che, sulla scorta del parere rilasciato dai consulenti legali che assistono la società, rispetto alle summenzionate sentenze depositate, dovrebbero sussistere i margini per la relativa impugnazione dinanzi alla Corte di Cassazione. Questa notoriamente svolge un giudizio di legittimità sulle sentenze emesse da giudici di merito e appare l'organo più appropriato per esaminare dette questioni che ineriscono, evidentemente, profili di diritto e di corretta interpretazione delle norme tributarie.

Ciò premesso, allo stato non si ritiene sussistano condizioni tali da indurre a ritenere come necessario un cambiamento rispetto al trattamento fiscale da sempre adottato dalla Mediterranea delle Acque S.p.A. Tuttavia, tenuto conto di quanto previsto nel principio contabile qualora il rischio di manifestazione della passività sia qualificato come probabile, si è ritenuto opportuno provvedere ad un accantonamento di un fondo rischi per l'importo corrispondente all'ammontare complessivo alla data del 31 dicembre 2016 delle maggiori imposte pari a 17.306 migliaia di euro connesse alla contestazione de qua, nonché degli interessi ed oneri di riscossione per 3.804 migliaia di euro imputati alle corrispondenti voci di bilancio.

Le imposte correnti sono composte per 91 milioni di euro dall'IRES e per 24 milioni di euro dall'IRAP. E' inoltre da evidenziare che le imposte sul reddito risentono dell'effetto sulle imposte anticipate nette della riduzione dell'aliquota IRES dal 27,5% al 24% a partire dal 2017 (Legge di Stabilità del 2016) che ha comportato maggiori imposte per circa 7 milioni di euro.

Si segnala che, a partire dall'esercizio 2010, la società Iren S.p.A. ha optato per il regime fiscale del Consolidato domestico di cui agli artt. 117 e seguenti del nuovo TUIR. Detto regime consiste nella determinazione dell'IRES sulla base imponibile di Gruppo corrispondente alla somma algebrica degli imponibili positivi e negativi delle singole società che partecipano al consolidato, opportunamente rettificato per le variazioni di consolidamento.

Il perimetro di consolidamento fiscale, per il 2016, oltre alla consolidante Iren S.p.A., include le seguenti società: IRETI (già Iren Emilia e incorporante di Iren Acqua Gas, AEM Torino Distribuzione, Aga, Eniatel, Genova Reti Gas e Acquedotto di Savona), Iren Servizi e Innovazione, Iren Mercato, Iren Energia (incorporante di TLR V ), Iren Gestioni Energetiche, Mediterranea delle Acque, Immobiliare delle Fabbriche, Iren Ambiente (incorporante di Iren Ambiente Holding e Tecnoborgo), Iren Rinnovabili, Green Source, Enìa Solaris, Varsi Fotovoltaico, Millenaria Fotovoltaico e AMIAT.

Tutti i rapporti, economici e giuridici, tra le parti sono stati disciplinati da apposito contratto interaziendale tra le società coinvolte e la consolidante Iren S.p.A..

Il seguente prospetto evidenzia la composizione del tax rate per l'esercizio 2016 e per l'esercizio 2015.

				migliaia di euro
	Esercizio 2016		Esercizio 2015
Risultato prima delle imposte	303.409		245.735
Imposta IRES	83.434	27,5%	67.577	27,5%
Differenze permanenti	3.453	1,1%	5.188	2,1%
Ricalcoli aliquote anticipate differite	1.610	0,5%	13.190	5,4%
IRAP	23.850	7,9%	17.849	7,3%
Addizionale IRES	-	0,0%	-	0,0%
Imposte relativi a precedenti esercizi e altre differenze	5.806	1,9%	1.858	0,8%
Totale imposte a conto economico	118.153	38,9%	105.662	43,0%

Il tax rate adjusted, al netto degli eventi straordinari del 2016 sopra indicati, è del 35% circa.

Il seguente prospetto mostra la rilevazione delle imposte anticipate e differite e degli effetti conseguenti.

migliaia di euro
	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Imposte anticipate
Fondi non rilevanti fiscalmente	105.134	125.079
Differenze di valore delle immobilizzazioni	116.170	114.425
Strumenti derivati	26.419	10.960
Altro	17.342	2.348
Totale	265.065	252.812
Imposte differite
Differenze di valore delle immobilizzazioni	193.891	128.969
Fondo svalutazione crediti	3.246	11.964
Altri fondi	4.405	0
Altro	2.111	907
Totale	203.653	141.840
Totale imposte anticipate/differite nette	61.412	110.972
Variazione totale	(49.560)
di cui:
a Patrimonio Netto	(9.497)
a Conto economico	7.869
per variazione area consolidamento	(47.932)

NOTA 44_RISULTATO NETTO DA ATTIVITA' OPERATIVE CESSATE

Non presente nell'esercizio 2016 e nell'esercizio 2015.

NOTA 45_UTILE (PERDITA) DI PERTINENZA DI TERZI

L'utile di terzi, pari a 11.276 migliaia di euro (21.880 migliaia di euro nell'esercizio 2015), si riferisce alla quota di pertinenza degli azionisti di minoranza delle società consolidate integralmente, ma non possedute al 100% dal Gruppo. La variazione consegue essenzialmente alla riduzione del risultato di Mediterranea delle Acque.

NOTA 46_UTILE (PERDITA) PER AZIONE

Ai fini del calcolo dell'utile base e diluito per azione si segnala che il numero delle azioni ordinarie dell'esercizio 2016 rappresenta la media ponderata, invariata rispetto al periodo precedente, in circolazione nel periodo di riferimento sulla base di quanto previsto dallo IAS 33 § 20.

	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Utile (perdita) netto (migliaia di euro)	173.980	118.193
Numero medio ponderato di azioni in circolazione durante l'esercizio (migliaia)	1.276.226	1.276.226
Utile (perdita) per azione base (euro)	0,14	0,09

L'utile per azione diluito è calcolato dividendo l'utile netto per il numero di azioni rettificato. Quest'ultimo viene calcolato ipotizzando la conversione di tutti gli strumenti finanziari che hanno una potenzialità di diluizione delle azioni ordinarie.

	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Utile (perdita) netto (migliaia di euro)	173.980	118.193
Numero medio ponderato di azioni (migliaia)	1.276.226	1.276.226
Numero medio ponderato di azioni ai fini del calcolo dell'utile per azione diluito (migliaia)	1.276.226	1.276.226
Utile (perdita) per azione diluito (euro)	0,14	0,09

NOTA 47_ALTRE COMPONENTI DI CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO

Le altre componenti di conto economico complessivo ammontano a 27.262 migliaia di euro (9.729 migliaia di euro nell'esercizio 2015) e comprendono altre componenti di conto economico complessivo che saranno successivamente riclassificate a conto economico e altre componenti di conto economico complessivo che non saranno successivamente riclassificate a conto economico.

Le altre componenti di conto economico complessivo che saranno successivamente riclassificate a conto economico si riferiscono:

• alla quota efficace delle variazioni di fair value di strumenti di copertura di flussi finanziari, positiva per 33.531 migliaia di euro, che si riferisce ai derivati stipulati come copertura della variazione dei tassi di interesse e ai derivati stipulati come copertura della variazione dei prezzi delle commodities (per il Gruppo si tratta di gas), e comprende per l'esercizio 2016 la movimentazione inerente a TRM S.p.A..
• alla quota degli altri utili/(perdite) delle imprese valutate con il metodo del patrimonio netto, positiva per 4.715 migliaia di euro, che si riferisce alle variazioni di fair value di strumenti di copertura di flussi finanziari di società collegate.
• all'effetto fiscale delle altre componenti di conto economico complessivo, per -9.835 migliaia di euro.

Le altre componenti di conto economico complessivo che non saranno successivamente riclassificate a conto economico si riferiscono:

• alle perdite attuariali nette relative ai piani per dipendenti a benefici definiti per 1.210 migliaia di euro.
• alla quota degli altri utili/(perdite) delle imprese valutate con il metodo del patrimonio netto relativi ai piani per dipendenti a benefici definiti, per -276 migliaia di euro.
• all'effetto fiscale delle altre componenti di conto economico complessivo, per 337 migliaia di euro.

X. GARANZIE E PASSIVITÀ POTENZIALI

Le garanzie prestate riguardano:

• a) Fideiussioni per impegni propri per 373.113 migliaia di euro (346.530 migliaia di euro al 31 dicembre 2015); le voci più significative si riferiscono a fideiussioni emesse a favore:
• della Provincia di Reggio Emilia per 61.756 migliaia di euro a fronte conferimento rifiuti e gestioni operative e post-mortem di impianti soggetti ad A.I.A.;
• della Provincia Torino/Città Metropolitana per 58.585 migliaia di euro a fronte conferimento rifiuti e gestione post-mortem impianti soggetti ad A.I.A.;
• dell'ATO-R per 41.000 migliaia di euro come garanzie definitive procedura AMIAT/TRM;
• del Comune Città di Torino per 27.476 migliaia di euro come garanzie definitive procedura AMIAT/TRM;
• dell'INPS per 24.038 migliaia di euro per l'esodo programmato dei dipendenti del gruppo;
• del GME per 26.800 migliaia di euro a garanzia del contratto di adesione al mercato;
• di Terna per 20.176 migliaia di euro a garanzia di contratti di dispacciamento in immissione ed in prelievo ed a garanzia della convenzione per il servizio di trasporto energia elettrica;
• di SNAM Rete Gas per 18.242 migliaia di euro, di cui 942 migliaia di euro nell'interesse di OLT Offshore LNG Toscana in relazione alla realizzazione di un punto di consegna;
• delle Agenzie Dogane per euro 16.537 migliaia di euro a garanzia del regolare versamento dell'imposte erariali e addizionali comunali e provinciali sui consumi di energia elettrica ed accise gas;
• della Provincia di Parma per 11.327 migliaia di euro a fronte conferimento rifiuti e gestione operative e post-mortem di impianti soggetti ad A.I.A;
• di CONSIP per 14.008 migliaia di euro per contratti fornitura energia elettrica;
• del Ministero dell'Ambiente per 7.761 migliaia di euro ;
• della Provincia di Piacenza per 4.695 migliaia di euro a fronte conferimento rifiuti e gestione operative e post-mortem di impianti soggetti ad A.I.A.;
• di ACAM Spa per 4.668 migliaia di euro a garanzia degli accordi relativi alla partecipazione in Recos;
• del Comune di Parma per 3.290 migliaia di euro a garanzia dell'impianto di Cornocchio e per i contratti manutenzione;
• di ATERSIR per 2.560 per convenzioni aree emiliane S.I.I. e S.G.R.U.;
• di TRM SpA per 3.011 migliaia di euro come garanzia definitiva procedura AMIAT/TRM;
• di REAM Sgr SpA per 2.356 migliaia di euro a garanzia dei futuri canoni di locazione degli immobili conferiti al fondo immobiliare denominato Fondo Core Multiutilities;
• di Italgas per 2.264 migliaia di euro a garanzia contratto distribuzione gas naturale;
• di FCT Holding per 2.000 migliaia di euro come garanzia definitiva procedura AMIAT/TRM;
• b) Garanzie prestate per conto di società controllate e collegate per 311.512 migliaia di euro, principalmente a garanzia affidamenti bancari e contratti commerciali/Parent Company Guarantee per conto Iren Mercato Spa;

Si segnala che gli importi più rilevanti, relativi alle garanzie prestate per conto di società collegate, attengono alla società collegata Sinergie Italiane in liquidazione (in particolare riguardano garanzie per affidamenti bancari e patronage per 26.666 migliaia di euro, in diminuzione rispetto ai 34.333 migliaia di euro del 31 dicembre 2015). I liquidatori hanno condotto a termine i principali contratti di approvvigionamento e dal 1° ottobre 2012 l'attività operativa della società è quindi unicamente costituita dall'acquisto di gas dal fornitore russo Gazprom e dalla vendita dello stesso ai soci o loro controllate, tra i quali Iren Mercato. Di conseguenza si è realizzato il progressivo rientro dell'esposizione finanziaria della società con la conseguente riduzione degli obblighi di garanzia dei soci.

Si segnala inoltre la fideiussione emessa a favore di Banca Intesa per 3.334 migliaia di euro a garanzia del mutuo della società collegata Mestni Plinovodi.

IMPEGNI

Relativamente alla controllata Mediterranea delle Acque, si segnala l'esistenza di un impegno all'interno dell'Accordo quadro con il Socio F2i rete idrica S.p.A. che prevede al paragrafo 15 un obbligo di indennizzo da parte di Ireti in caso di passività, perdite o danni subiti da F2i o da Mediterranea delle Acque stessa o dalle sue partecipate, derivanti da non veridicità o non correttezza delle dichiarazioni espresse nell'accordo stesso.

Si segnala inoltre l'impegno nei confronti di Cariparma da parte di Iren S.p.A. a mantenere il controllo della società Iren Ambiente e da parte di Iren Ambiente a detenere, direttamente o indirettamente, la titolarità di un pacchetto di quote pari ad almeno il 70% del capitale sociale di Varsi Fotovoltaico, che ha in essere un contratto di finanziamento con Cariparma stessa.

XI. INFORMATIVA PER SETTORI DI ATTIVITÀ

In ottemperanza a quanto previsto dall'IFRS 8, si forniscono di seguito le informazioni per aree di business, che si basano sulla struttura direzionale e sul sistema di reporting interno del Gruppo. Per la natura dell'attività svolta dalle società del Gruppo la ripartizione per area geografica non è rilevante.

Si segnala che a partire dal 1° gennaio 2016 viene presentata l'informativa per settori di attività come descritto nel seguito e si è quindi provveduto a riesporre i periodi di confronto in coerenza con la suddivisione per settore utilizzata dal 2016.

SETTORI DI ATTIVITA'

Il Gruppo Iren opera nei seguenti settori di attività:

• Energia (Produzione Idroelettrica, Cogenerazione elettrica e calore, Reti di Teleriscaldamento, Produzione termoelettrica)
• Mercato (Vendita energia elettrica, gas, calore)
• Reti (Reti di distribuzione dell'energia elettrica, Reti distribuzione del gas, Servizio Idrico Integrato)
• Ambiente (Raccolta e Smaltimento rifiuti)
• Altri servizi (Illuminazione Pubblica, Servizi global service ed altri minori).

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

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

L'informativa di settore che segue non contiene l'informativa secondaria di settore per area geografica data la sostanziale univocità territoriale in cui il Gruppo opera prevalentemente (area Nord-Ovest).

Nei prospetti seguenti vengono esposti il capitale investito netto per settore di attività comparato ai valori al 31 dicembre 2015 e il conto economico (fino al risultato operativo) per settore di attività, raffrontato ai dati dell'esercizio 2015.

							milioni di euro
	Energia	Mercato	Reti	Ambiente	Altri servizi	Non allocabili	Totale
Capitale immobilizzato	1.876	67	2.141	959	21	156	5.220
Capitale circolante netto	25	(8)	114	8	31	-	171
Altre attività e passività non correnti	(90)	(2)	(387)	(151)	(16)	-	(646)
Capitale investito netto (CIN)	1.811	57	1.868	816	36	156	4.745
Patrimonio netto							2.288
Posizione Finanziaria netta							2.457
Mezzi propri ed indebitamento finanziario netto							4.745

Situazione patrimoniale riclassificata per settori di attività al 31 dicembre 2016

Situazione patrimoniale riclassificata per settori di attività al 31 dicembre 2015

							milioni di euro
	Energia	Mercato	Reti	Ambiente	Altri servizi	Non allocabili	Totale
Capitale immobilizzato	1.940	74	1.973	400	24	237	4.648
Capitale circolante netto	91	(62)	125	(17)	17	-	154
Altre attività e passività non correnti	(94)	28	(408)	(99)	1	-	(571)
Capitale investito netto (CIN)	1.937	40	1.690	285	42	237	4.231
Patrimonio netto							2.062
Posizione Finanziaria netta							2.169
Mezzi propri ed indebitamento finanziario netto							4.231

Conto Economico per settori di attività Esercizio 2016

							milioni di euro
	Energia	Mercato	Reti	Ambiente	Altri servizi	Elisioni e rettifiche	Totale
Totali ricavi e proventi	908	2.187	854	503	62	(1.230)	3.284
Totale costi operativi	(675)	(2.052)	(535)	(383)	(55)	1.230	(2.470)
Margine Operativo Lordo (EBITDA)	234	135	319	120	7	-	814
Amm.ti, acc.ti netti e svalutazioni	(130)	(56)	(135)	(67)	-	-	(387)
Risultato operativo (EBIT)	104	79	183	53	8	-	427

Conto Economico per settori di attività Esercizio 2015

							milioni di euro
	Energia	Mercato	Reti	Ambiente	Altri servizi	Elisioni e rettifiche	Totale
Totali ricavi e proventi	813	2.377	859	463	93	(1.511)	3.094
Totale costi operativi	(614)	(2.290)	(555)	(399)	(69)	1.511	(2.416)
Margine Operativo Lordo (EBITDA)	199	87	304	65	24	-	678
Amm.ti, acc.ti netti e svalutazioni	(125)	(46)	(107)	(54)	1	-	(331)
Risultato operativo (EBIT)	74	41	196	10	25	-	347

XII. ALLEGATI AL BILANCIO CONSOLIDATO

ELENCO DELLE IMPRESE CONSOLIDATE INTEGRALMENTE

ELENCO DELLE IMPRESE VALUTATE CON IL METODO DEL PATRIMONIO NETTO

ELENCO DELLE PARTECIPAZIONI IN ALTRE IMPRESE

DATI DI BILANCIO DELLE PRINCIPALI SOCIETA' CONSOLIDATE INTEGRALMENTE E VALUTATE A PATRIMONIO NETTO

RICONCILIAZIONE PROSPETTI DI BILANCIO IAS/IFRS CON I PROSPETTI DI BILANCIO RICLASSIFICATI (Comunicazione Consob n. 6064293 del 26 luglio 2006)

PROSPETTO IMPOSTE ANTICIPATE E DIFFERITE

DETTAGLIO RAPPORTI CON PARTI CORRELATE

CORRISPETTIVI ALLA SOCIETA' DI REVISIONE

ELENCO DELLE IMPRESE CONSOLIDATE INTEGRALMENTE

Società	Sede	Valuta	Capitale sociale	% possesso	Società partecipante
Iren Ambiente S.p.A.	Piacenza	Euro	63.622.002	100,00	Iren
Iren Energia S.p.A.	Torino	Euro	918.767.148	100,00	Iren
Iren Mercato S.p.A.	Genova	Euro	61.356.220	100,00	Iren
Ireti S.p.A.	Tortona (AL)	Euro	196.832.103	100,00	Iren
AMIAT S.p.A.	Torino	Euro	46.326.462	80,00	AMIAT V
AMIAT V S.p.A.	Torino	Euro	1.000.000	93,06	Iren Ambiente
Atena S.p.A.	Vercelli	Euro	120.812.720	59,96	Ireti
Atena Trading s.r.l	Vercelli	Euro	556.000	100,00	Atena
Bonifica Autocisterne S.r.l.	Piacenza	Euro	595.000	51,00	Iren Ambiente
Consorzio GPO	Reggio Emilia	Euro	20.197.260	62,35	Ireti
GEA Commerciale S.p.A.	Grosseto	Euro	340.910	100,00	Iren Mercato
Idrotigullio S.p.A.	Chiavari (GE)	Euro	979.000	66,55	Mediterranea delle Acque
Immobiliare delle Fabbriche S.r.l.	Genova	Euro	90.000	100,00	Mediterranea delle Acque
Iren Gestioni Energetiche S.p.A.	Genova	Euro	10.000.000	100,00	Iren Mercato
Iren Laboratori S.p.A.	Genova	Euro	2.000.000	90,89	Ireti
Iren Servizi e Innovazione S.p.A.	Torino	Euro	52.242.791	100,00	Iren Energia
Mediterranea delle Acque S.p.A.	Genova	Euro	19.203.420	60,00	Ireti
Monte Querce S.c.a.r.l.	Reggio Emilia	Euro	100.000	60,00	Iren Ambiente
R.E.I. S.r.l.	Pianezza (TO)	Euro	50.000	100,00	Iren Ambiente
TRM Holding S.p.A.	Torino	Euro	120.000	100,00	Iren Ambiente
TRM V. S.p.A.	Torino	Euro	1.000.000	49,00	Iren Ambiente
				51,00	TRM Holding
TRM S.p.A.	Torino	Euro	86.794.220	80,00	TRM V

ELENCO DELLE IMPRESE VALUTATE CON IL METODO DEL PATRIMONIO NETTO

Società a controllo congiunto (joint venture)

Società	Sede	Valuta	Capitale sociale	% possesso	Società partecipante
Acque Potabili S.p.A.	Torino	Euro	7.633.096	44,92	Ireti
IREN Rinnovabili	Reggio Emilia	Euro	285.721	70,00	Iren Ambiente
Olt Offshore Toscana LNG S.p.A.	Milano	Euro	40.489.544	46,79	Iren Mercato

Società collegate

Società	Sede	Valuta	Capitale	%	Società
			sociale	possesso	partecipante
A2A Alfa S.r.l.	Milano	Euro	100.000	30,00	Iren Mercato
Acos Energia S.p.A.	Novi Ligure	Euro	150.000	25,00	Iren Mercato
Acos S.p.A.	Novi Ligure	Euro	17.075.864	25,00	Ireti
Acquaenna S.c.p.a.	Enna	Euro	3.000.000	46,00	Ireti
Aguas de San Pedro	S.Pedro Sula	Lempiras	159.900	39,34	Ireti
	(Honduras)
Aiga S.p.A.	Ventimiglia	Euro	104.000	49,00	Ireti
Amat S.p.A.	Imperia	Euro	5.435.372	48,00	Ireti
Amter S.p.A.	Cogoleto (GE)	Euro	404.263	49,00	Mediterranea delle
					Acque
ASA S.p.A.	Livorno	Euro	28.613.406	40,00	Ireti
ASTEA S.p.A.	Recanati	Euro	76.115.676	21,32	Consorzio GPO
Asti Energia e Calore S.p.A.	Asti	Euro	120.000	34,00	Iren Energia
Domus Acqua S.r.l.	Domusnovas	Euro	96.000	29,00	Ireti
Ecoprogetto Tortona S.r.l. (3)	Bolzano	Euro	1.000.000	40,00	Iren Ambiente
Fata Morgana S.p.A. (2)	Reggio Calabria	Euro	2.225.694	25,00	Ireti
Fin Gas srl	Milano	Euro	10.000	50,00	Iren Mercato
Global Service Parma	Parma	Euro	20.000	30,00	Ireti
Iniziative Ambientali S.r.l.	Novellara (RE)	Euro	100.000	40,00	Iren Ambiente
Mestni Plinovodi	Koper	Euro	15.952.479	49,88	Ireti
	(Slovenia)
Mondo Acqua	Mondovì (CN)	Euro	1.100.000	38,50	Ireti
Nord Ovest Servizi	Torino	Euro	7.800.000	10,00	Ireti
				15,00	AMIAT
Piana Ambiente S.p.A. (2)	Gioia Tauro	Euro	1.719.322	25,00	Ireti
Plurigas S.p.A. (2)	Milano	Euro	800.000	30,00	Iren
Recos S.p.A.	La Spezia	Euro	3.516.000	25,50	Iren Ambiente
Rio Riazzone S.p.A.	Castellarano (RE)	Euro	103.292	44,00	Iren Ambiente
Salerno Energia Vendite	Salerno	Euro	2.620.458	36,80	GEA Commerciale
Sinergie Italiane S.r.l. (1)	Milano	Euro	1.000.000	30,94	Iren Mercato
So. Sel. S.p.A.	Modena	Euro	240.240	24,00	Ireti
Tirana Acque (1)	Genova	Euro	95.000	50,00	Ireti
Valle Dora Energia S.r.l.	Torino	Euro	537.582	49,00	Iren Energia

(1) Società in liquidazione

(2) Società in liquidazione classificata nelle attività destinate a cessare

(3) Società classificata nelle attività destinate ad essere cedute

ELENCO DELLE PARTECIPAZIONI IN ALTRE IMPRESE

Società	Sede	Valuta	Capitale sociale	% possesso	Società partecipante
Acque Potabili Siciliane (1)	Palermo	Euro	5.000.000	9,83	Mediterranea delle Acque
Astea Energia	Osimo (AN)	Euro	120.000	5,95	Iren Mercato
ATO2ACQUE S.c.a.r.l.	Biella (BI)	Euro	48.000	16,67	Atena
Autostrade Centro Padane	Cremona	Euro	30.000.000	1,46	Ireti
BT ENIA Telecomunicazioni	Parma	Euro	4.226.000	12,01	Ireti
C.R.P.A.	Reggio Emilia	Euro	2.201.350	2,27	Ireti
CIDIU SPA	Collegno (TO)	Euro	4.335.314	4,82	AMIAT
CONSORZIO ITALIANO COMPOSTATORI CIC	Bologna	Euro	294.716	0,13	AMIAT
Consorzio L.E.A.P.	Piacenza	Euro	135.000	8,76	Iren Ambiente
Consorzio Topix	Torino	Euro	1.685.000	0,30	Iren Energia
CSP Innovazione nelle ICT S.c.r.l.	Torino	Euro	641.000	6,10	Iren Energia
Environment Park S.p.A.	Torino	Euro	11.406.780	3,39	Iren Energia
				7,41	AMIAT
Italeko AD (2)	Sofia (Bulgaria)	Lev	50.000	10,00	AMIAT
Reggio Emilia Innovazione	Reggio Emilia	Euro	871.956	0,99	Iren Ambiente
Società di Biotecnologie S.p.A.	Torino	Euro	536.000	1,00	Iren Servizi e Innovazione
Stadio Albaro (2)	Genova	Euro	1.230.000	2,00	Iren Gestioni Energetiche
T.I.C.A.S.S.	Genova	Euro	116.000	3,45	Ireti

(1) Società in fallimento dal 29.10.2013

(2) Società in liquidazione

DATI DI BILANCIO DELLE PRINCIPALI SOCIETA' CONSOLIDATE INTEGRALMENTE E VALUTATE A PATRIMONIO NETTO

Società	Valuta	Totale Attivo	Patrimonio netto	Totale Ricavi	Risultato
Iren Ambiente S.p.A.	Euro	616.666.716	250.375.915	255.560.596	9.062.048
Iren Energia S.p.A.	Euro	2.314.478.859	1.210.275.069	883.629.571	59.171.623
Iren Mercato S.p.A.	Euro	1.264.474.513	189.849.931	2.106.033.785	56.661.966
Ireti S.p.A.	Euro	2.436.628	1.142.549	588.507	96.722
AMIAT	Euro	255.945.971	98.545.058	191.646.491	15.763.144
AMIAT V. S.p.A.	Euro	50.480.622	32.791.576	-	3.318.942
Atena S.p.A.	Euro	162.367.869	134.738.102	34.452.651	4.087.944
Atena Trading s.r.l	Euro	27.416.352	6.896.818	62.256.258	2.249.800
Bonifica Autocisterne	Euro	1.256.491	757.360	1.379.832	128.504
Consorzio GPO	Euro	22.626.699	22.578.805	-	408.396
GEA Commerciale S.p.A.	Euro	9.655.097	5.053.774	12.134.056	1.126.300
Idrotigullio S.p.A.	Euro	42.601.188	15.659.182	22.683.435	3.008.713
Immobiliare delle Fabbriche S.r.l.	Euro	10.250.868	10.188.314	63.555	(145.637)
Iren Gestioni Energetiche S.p.A.	Euro	37.920.011	19.339.244	23.631.351	(4.311.689)
Iren Laboratori S.p.A.	Euro	10.534.106	5.525.642	9.142.643	527.298
Iren Servizi e Innovazione S.p.A.	Euro	121.874.393	88.287.454	58.215.414	7.465.609
Mediterranea delle Acque S.p.A.	Euro	648.491.225	452.933.774	175.263.753	15.013.580
Monte Querce	Euro	723.758	100.000	34.652	-
R.E.I. S.r.l.	Euro	16.091.059	658.050	-	-
TRM Holding S.p.A.	Euro	69.707.434	69.621.235	20.801	(42.622)
TRM V. S.p.A.	Euro	135.771.548	135.631.970	-	3.065.509
TRM S.p.A.	Euro	475.430.377	19.708.935	79.971.490	850.219

Società consolidate integralmente

Società valutate a patrimonio netto

Società a controllo congiunto (joint ventures)

Società	Valuta	Totale Attivo	Patrimonio netto	Totale Ricavi	Risultato
IREN Rinnovabili S.p.A.	Euro	38.236.211	19.964.527	2.595.676	(2.006.664)
Olt Offshore Toscana LNG S.p.A.	Euro	989.545.000	37.612.908	110.405.929	(4.624.790)
Acque Potabili S.p.A. (*)	Euro	119.923.000	46.183.000	21.264.000	7.810.000

(*) Dati di bilancio al 31 dicembre 2015

Società collegate

Società	Valuta	Totale Attivo	Patrimonio netto	Totale Ricavi	Risultato
A2A Alfa S.r.l. (*)	Euro	1.526.999	1.467.599	-	(35.725)
ACOS Energia S.p.A. (*)	Euro	14.457.839	4.287.147	21.196.091	1.136.621
ACOS S.p.A. (*)	Euro	111.569.398	34.981.387	52.513.908	3.244.144
Acquaenna S.c.p.a. (*)	Euro	93.539.691	5.604.950	23.787.182	1.852.181
Aguas de San Pedro (*)	Lempiras	46.007.220	24.900.116	30.870.635	3.168.250
AIGA S.p.A. (*)	Euro	4.988.887	325.168	2.885.232	19.087
AMAT S.p.A. (*)	Euro	34.497.082	6.342.513	9.403.811	23.140
AMTER S.p.A. (*)	Euro	7.060.814	1.552.965	4.626.721	242.564
ASA S.p.A. (*)	Euro	270.810.552	71.420.585	98.928.047	2.771.529
ASTEA (*)	Euro	160.676.839	89.962.386	90.041.538	3.881.588
Asti Energia e Calore S.p.A. (*)	Euro	1.872.235	88.708	4.434	(31.292)
Domus Acqua S.r.l. (*)	Euro	1.042.326	288.034	342.707	10.114
Ecoprogetto Tortona S.r.l.(*)	Euro	18.657.559	958.728	1.342.421	46.244
Fin Gas S.r.l.	Euro	11.966.607	11.878.637	-	(44.813)
Global Service Parma (*)	Euro	8.795.992	20.000	8.632.616	-
Iniziative Ambientali S.r.l. (**)	Euro	5.743.335	1.139.423	-	(80.409)
Mestni Plinovodi (*)	Euro	29.394.026	19.920.290	7.757.146	1.034.211
Mondo Acqua (*)	Euro	9.679.011	1.489.818	4.955.996	14.512
Nord Ovest Servizi (*)	Euro	18.033.966	17.924.507	64.480	212.390
Plurigas (in liquidazione) (**)	Euro	5.556.360	3.428.344	129.698	(5.716)
Rio Riazzone S.p.A. (***)	Euro	669.978	508.140	122.628	1.583
Salerno Energia Vendite (*)	Euro	21.798.486	6.540.430	36.610.830	2.317.191
Sinergie Italiane (in liquidazione) (**)	Euro	29.896.166	(12.184.357)	172.332.300	2.898.875
So. Sel. S.p.A.	Euro	13.806.595	3.643.557	15.941.030	292.094
Tirana Acque (in liquidazione) (****)	Euro	297.871	(612.656)	-	(3.662)
Valle Dora Energia S.r.l.	Euro	778.792	656.954	221.453	20.769

(*) Dati di bilancio al 31 dicembre 2015 (**) Dati di bilancio al 30 settembre 2016 (***) Dati di bilancio al 30 settembre 2015 (****) Dati di bilancio al 31 dicembre 2014

RICONCILIAZIONE PROSPETTI DI BILANCIO IAS/IFRS CON I PROSPETTI DI BILANCIO RICLASSIFICATI (Comunicazione Consob n. 6064293 del 26 luglio 2006)

			migliaia di euro
SP IAS/IFRS		SP RICLASSIFICATO
Attività materiali	3.470.706	Attività materiali	3.470.706
Investimenti immobiliari	13.483	Investimenti immobiliari	13.483
Attività immateriali	1.448.826	Attività immateriali	1.448.826
Avviamento	131.779	Avviamento	131.779
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	148.473	Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	148.473
Altre partecipazioni	7.171	Altre partecipazioni	7.171
Totale (A)	5.220.438	Attivo Immobilizzato (A)	5.220.438
Altre attività non correnti	54.954	Altre attività non correnti	54.954
Debiti vari e altre passività non correnti	(203.467)	Debiti vari e altre passività non correnti	(203.467)
Totale (B)	(148.513)	Altre attività (Passività) non correnti (B)	(148.513)
Rimanenze	94.952	Rimanenze	94.952
Crediti commerciali non correnti	76.302	Crediti commerciali non correnti	76.302
Crediti commerciali	935.805	Crediti commerciali	935.805
Crediti per imposte correnti	21.242	Crediti per imposte correnti	21.242
Crediti vari e altre attività correnti	215.155	Crediti vari e altre attività correnti	215.155
Debiti commerciali	(849.520)	Debiti commerciali	(849.520)
Debiti vari e altre passività correnti	(270.900)	Debiti vari e altre passività correnti	(290.250)
Debiti per imposte correnti	(32.695)	Debiti per imposte correnti	(32.695)
Totale (C)	190.341	Capitale circolante netto (C)	170.991
Attività per imposte anticipate	265.065	Attività per imposte anticipate	265.065
Passività per imposte differite	(203.653)	Passività per imposte differite	(203.653)
Totale (D)	61.412	Attività (Passività) per imposte differite (D)	61.412
Benefici ai dipendenti	(132.927)	Benefici ai dipendenti	(132.927)
Fondi per rischi ed oneri	(313.040)	Fondi per rischi ed oneri	(313.040)
Fondi per rischi ed oneri quota corrente	(135.005)	Fondi per rischi ed oneri quota corrente	(115.655)
Totale (E)	(580.972)	Fondi e Benefici ai dipendenti (E)	(561.622)
Attività destinate ad essere cedute	2.498	Attività destinate ad essere cedute	2.498
Passività correlate ad attività destinate ad essere cedute	-	Passività correlate ad attività destinate ad essere cedute	-
Totale (F)	2.498	Attività (Passività) destinate a essere cedute (F)	2.498
		Capitale investito netto (G=A+B+C+D+E+F)	4.745.204
Patrimonio Netto (H)	2.288.097	Patrimonio Netto (H)	2.288.097
Attività finanziarie non correnti	(49.950)	Attività finanziarie non correnti	(49.950)
Passività finanziarie non correnti	2.967.471	Passività finanziarie non correnti	2.967.471
Totale (I)	2.917.521	Indeb. finanziario a medio e lungo termine (I)	2.917.521
Attività finanziarie correnti	(606.561)	Attività finanziarie correnti	(606.561)
Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti	(253.684)	Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti	(253.684)
Passività finanziarie correnti	399.831	Passività finanziarie correnti	399.831
Totale (L)	(460.414)	Indeb. finanziario a breve termine (L)	(460.414)
		Indebitamento finanziario netto (M=I+L)	2.457.107
		Mezzi propri e indeb. finanziario netto (H+M)	4.745.204

PROSPETTO IMPOSTE ANTICIPATE E DIFFERITE ESERCIZIO 2016

	iniziale	formazione	differenze Var area consolid.	riversa mento	residuo
Imposte anticipate
Fondi non rilevanti fiscalmente	484.500	95.384	16.681	160.688	435.877
Differenze di valore delle immobilizzazioni	606.739	62.796	10.269	51.835	627.969
Strumenti derivati	35.727	929	91.031	21.609	106.079
Altro	55.097	26.214	7.335	20.563	68.084
Totale imponibili/imposte anticipate	1.182.063	185.323	125.316	254.695	1.238.009
Imposte differite
Differenze di valore delle immobilizzazioni	672.353	61.437	279.338	336.526	676.602
Fondo svalutazione crediti	55.030	4.535	6	40.962	18.610
Altri fondi	-	20.836	-	2.732	18.104
Altro	2.326	9.633	-	3.271	8.688
Totale imponibile/imposte differite	729.709	96.441	279.344	383.491	722.004
Imposte anticipate (differite) nette	452.354	88.882	(154.028)	(128.796)	516.005

PROSPETTO IMPOSTE ANTICIPATE E DIFFERITE ESERCIZIO 2015

	differenze
	iniziale	formazione	riversa mento	residuo
Imposte anticipate
Fondi non rilevanti fiscalmente	494.683	100.202	110.386	484.500
Differenze di valore delle immobilizzazioni	599.767	51.517	44.546	606.739
Strumenti derivati	38.119	13.004	15.395	35.727
Perdite fiscali illimitatamente riportabili	3.419	-	3.419	-
Altro	55.142	2.734	2.779	55.097
Totale imponibili/imposte anticipate	1.191.130	167.457	176.525	1.182.063
Imposte differite
Differenze di valore delle immobilizzazioni	646.943	49.345	23.935	672.353
Fondo svalutazione crediti	57.419	6.033	8.422	55.030
Altro	7.950	908	6.532	2.326
Totale imponibile/imposte differite	712.312	56.286	38.889	729.709
Imposte anticipate (differite) nette	478.818	111.171	137.636	452.354

Con riferimento alla variazione delle imposte anticipate e differite, oltre agli importi indicati in tabella, si segnalano 168 migliaia di euro relativi al consolidamento, a partire dal 1° luglio 2015, del ramo Ligure comprensivo della società Acquedotto di Savona.

migliaia di euro

	imposte
Var area consolid.	imposte	imposte	IRES	IRAP	totale
	a c/eco	a PN
4.704	(25.026)	377	97.616	7.518	105.134
2.896	(1.151)	-	108.341	7.829	116.170
21.888	21	(6.450)	26.419	-	26.419
2.050	12.944	-	15.784	1.557	17.342
31.538	(13.212)	(6.073)	248.160	16.904	265.065
79.468	(14.546)	-	167.125	26.766	193.891
2	(8.759)	39	3.020	226	3.246
-	1.020	3.385	4.345	60	4.405
-	1.204	-	1.930	180	2.111
79.470	(21.081)	3.424	176.420	27.232	203.653
(47.932)	7.869	(9.497)	71.740	(10.328)	61.412

migliaia di euro

imposte
imposte	imposte		IRAP	totale
a CE	a PN
(24.724)	(1.538)	117.122	7.957	125.079
(1.102)	-	105.946	8.479	114.425
(166)	836	10.960	-	10.960
-	-	-	-	-
1.262	-	2.218	130	2.348
(24.730)	(702)	236.246	16.566	252.812
(17.988)	-	111.666	17.303	128.969
(1.995)	723	10.874	1.090	11.964
(1.976)	-	799	108	907
(21.959)	723	123.339	18.501	141.840
(2.771)	(1.425)	112.907	(1.935)	110.972

DETTAGLIO RAPPORTI CON PARTI CORRELATE

	migliaia di euro
	Crediti	Crediti	Crediti di	Debiti	Debiti
	Commerciali	Finanziari	altra natura	Commerciali	Finanziari
SOCI PARTI CORRELATE Comune Genova	993	-	-	8.321	-
Comune Parma	11.341	-	412	967	-
Comune Piacenza	2.003	-	-	2.098	-
Comune Reggio Emilia	2.596	-	540	1.263	-
Comune Torino	75.452	106.606	-	5.741	726
Finanziaria Sviluppo Utilities	19	-	2.954	-	-
JOINT VENTURES
OLT Offshore LNG	201	439.000	-	-	-
Acque Potabili	5.826	2.622	-	215	-
Iren Rinnovabili	1.609	31.642	15	414	-
SOCIETA' COLLEGATE
A2A Alfa	3	-	-	-	-
ACOS	19	328	-	-	-
ACOS Energia	9	-	-	3	-
Acquaenna	3.190	336	-	384	-
Aguas de San Pedro	-	253	-	-	-
AIGA	213	514	-	20	-
AMAT	74	-	-	3	-
AMTER	5.148	-	-	761	-
ASA	3.378	-	-	204	-
ASTEA	-	789	-	-	-
Asti Energia e Calore	1.223	899	-	-	-
Domus Acqua	160	-	-	-	-
Ecoprogetto Tortona	288	-	-	437	-
Global Service Parma	2.793	-	-	3.972	-
Iniziative Ambientali	5	-	-	-	-
Mestni Plinovodi	-	-	-	-	-
Mondo Acqua	467	-	-	-	-
Nord Ovest Servizi	-	20	-	-	-
Piana Ambiente in liquidazione	70	-	-	-	-
Plurigas in liquidazione	6	300	-	(259)	-
ReCos	2.252	2.083	-	-	-
Salerno Energia Vendite	4.296	-	-	61	-
Sinergie Italiane in liquidazione	-	-	7.528	6.139	-
So. Sel.	7	78	-	3.368	-
Valle Dora Energia	5	-	-	101	155
ALTRE PARTI CORRELATE
Controllate Comune di Torino	9.462	-	-	1.029	-
Controllate Comune di Genova	5.207	-	-	11	-
Controllate Comune di Parma	8.876	-	-	959	-
Controllate Comune di Piacenza	20	-	-	571	-
Controllate Comune di Reggio Emilia	36	-	-	366	-
Altre	-	-	-	-	-
TOTALE	147.247	585.470	11.449	37.149	881

migliaia di euro

	Debiti di altra natura	Ricavi e proventi	Costi e altri oneri	Proventi finanziari	Oneri finanziari
SOCI PARTI CORRELATE
Comune Genova	-	3.066	3.869	-	-
Comune Parma	-	32.420	1.126	-	-
Comune Piacenza	-	18.028	1.717	-	-
Comune Reggio Emilia	-	30.898	106	-	-
Comune Torino	539	204.425	4.136	3.773	-
Finanziaria Sviluppo Utilities	-	41	-	-	-
JOINT VENTURES
OLT Offshore LNG	-	97	-	14.958	-
Acque Potabili	-	409	2	-	-
Iren Rinnovabili S.p.A.	416	899	96	1.130	-
SOCIETA' COLLEGATE
A2A Alfa	-	3	-	-	-
ACOS	-	55	-	164	-
ACOS Energia	-	10	15	-	-
Acquaenna	-	27	-	-	-
Aguas de San Pedro	-	-	-	-	-
AIGA	-	9	-	10	-
AMAT	-	96	10	-	-
AMTER	-	3.215	394	-	-
ASA	-	160	65	-	-
ASTEA	-	-	-	-	-
Asti Energia e Calore	-	1.442	-	22	-
Domus Acqua	-	7	-	-	-
Ecoprogetto Tortona	-	332	2.160	-	-
Global Service Parma	-	2.474	2.647	-	6
Iniziative Ambientali	-	3	-	-	-
Mestni Plinovodi	-	-	-	399	-
Mondo Acqua	-	346	-	-	-
Nord Ovest Servizi	-	-	-	20	-
Piana Ambiente in liquidazione	-	-	-	-	-
Plurigas in liquidazione	-	-	-	-	-
ReCos	-	964	-	-	-
Salerno Energia Vendite	-	3.643	65	-	-
Sinergie Italiane in liquidazione	-	85	54.780	-	-
So. Sel.	-	11	6.320	55	-
Valle Dora Energia	-	8	102	-	-
ALTRE PARTI CORRELATE
Controllate Comune di Torino	-	1.564	2.365	-	18
Controllate Comune di Genova	-	9.205	78	-	-
Controllate Comune di Parma	-	4.274	2.449	-	-
Controllate Comune di Piacenza	-	121	1.142	-	-
Controllate Comune di Reggio Emilia	-	694	7.200	-	-
Altre	-	10	-	-	-
TOTALE	955	319.041	90.844	20.531	24

CORRISPETTIVI ALLA SOCIETA' DI REVISIONE

Ai sensi dell'art. 149-duodecies del Regolamento di attuazione del D.Lgs. 58/1998, i corrispettivi di competenza dell'esercizio spettanti alla PricewaterhouseCoopers S.p.A. sono così sintetizzabili:

			migliaia di euro
Tipologia di servizi	Soggetto che ha erogato il servizio	Destinatario	Compensi
Revisione contabile	Revisore della Capogruppo	Società Capogruppo	158
Servizi di attestazione	Revisore della Capogruppo	Società Capogruppo	22
Servizi di consulenza fiscale	Revisore della Capogruppo	Società Capogruppo	-
Altri servizi	i) Revisore della Capogruppo	Società Capogruppo	81
	ii) Rete del revisore della Capogruppo	Società Capogruppo	323
Revisione contabile	i) Revisore della Capogruppo	i) Società Controllate	638
	ii) Rete del revisore della Capogruppo	ii) Società Controllate	-
Servizi di attestazione	i) Revisore della Capogruppo	i) Società Controllate	250
	ii) Rete del revisore della Capogruppo	ii) Società Controllate	-
Servizi di consulenza fiscale	i) Revisore della Capogruppo	i) Società Controllate	-
	ii) Rete del revisore della Capogruppo	ii) Società Controllate	-
Altri servizi	i) Revisore della Capogruppo	i) Società Controllate	-
	ii) Rete del revisore della Capogruppo	ii) Società Controllate	13

Totale corrispettivi alla società di revisione 1.485

ATTESTAZIONE DEL BILANCIO CONSOLIDATO AI SENSI DELL'ART. 81-TER DEL REGOLAMENTO CONSOB N. 11971 DEL 14 MAGGIO 1999 E SUCCESSIVE MODIFICHE E INTEGRAZIONI

• 1. I sottoscritti Massimiliano Bianco, Amministratore Delegato, e Massimo Levrino, Direttore Amministrazione Finanza e Controllo e Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari di Iren S.p.A., attestano, tenuto anche conto di quanto previsto dall'art. 154-bis, commi 3 e 4, del decreto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58:
• l'adeguatezza in relazione alle caratteristiche dell'impresa e
• l'effettiva applicazione, delle procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio consolidato, nel corso dell'esercizio 2016.
• 1. Si attesta, inoltre, che:
• 2.1 il bilancio consolidato:
  • a) è redatto in conformità ai principi contabili internazionali applicabili riconosciuti nella Comunità europea ai sensi del regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 19 luglio 2002;
  • b) corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili;
  • c) è idoneo a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale, economica e finanziaria dell'emittente e dell'insieme delle imprese incluse nel consolidamento.
• 2.2 la relazione sulla gestione comprende un'analisi attendibile dell'andamento e del risultato della gestione, nonché della situazione dell'emittente e dell'insieme delle imprese incluse nel consolidamento, unitamente alla descrizione dei principali rischi e incertezze cui sono esposti.

16 marzo 2017

Dr. Massimiliano Bianco Dr. Massimo Levrino

L'Amministratore Delegato Il Direttore Amministrazione Finanza e controllo e Dirigente Preposto L. 262/05

Iren S.p.A. Via Nubi di Magellano, 30 - 42123 Reggio Emilia - Italy Capitale Sociale i.v. Euro 1.276.225.677,00 Registro Imprese di Reggio Emilia n. 07129470014 Codice Fiscale e Partita IVA n. 07129470014

Bilancio Separato e Note illustrative al 31 dicembre 2016

PROSPETTO DELLA SITUAZIONE PATRIMONIALE - FINANZIARIA

					Importi in euro
	Note	31.12.2016	di cui parti correlate	31.12.2015	di cui parti correlate
ATTIVITA'
Attività materiali	(1)	11.482.942		12.091.185
Attività immateriali a vita definita	(2)	35.004.993		23.888.405
Partecipazioni in imprese controllate, joint venture e collegate	(3)	2.544.321.672		2.544.321.913
Altre partecipazioni	(4)	100.000		100.000
Attività finanziarie non correnti	(5)	1.546.440.532	1.544.900.315	1.887.040.819	1.886.940.819
Altre attività non correnti	(6)	23.426.782	2.953.978	10.706.255
Attività per imposte anticipate	(7)	11.939.181		18.138.132
Totale attività non correnti		4.172.716.103		4.496.286.709
Crediti commerciali	(8)	51.172.290	50.966.915	98.586.589	98.007.932
Crediti per imposte correnti	(9)	-		-
Crediti vari e altre attività correnti	(10)	64.464.838	50.528.017	54.189.099	39.818.779
Attività finanziarie correnti	(11)	463.065.247	462.686.762	23.085.272	23.074.989
Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti	(12)	141.317.809		116.060.571	2.184.381
Totale attività correnti		720.020.184		291.921.531
Attività destinate ad essere cedute	(13)	240.000		240.000
TOTALE ATTIVITA'		4.892.976.287		4.788.448.240

					Importi in euro
	Note	31.12.2016	di cui parti correlate	31.12.2015	di cui parti correlate
PATRIMONIO NETTO
Capitale sociale		1.276.225.677		1.276.225.677
Riserve e Utili (Perdite) a nuovo		240.453.045		181.992.516
Risultato netto del periodo		88.256.759		124.500.783
TOTALE PATRIMONIO NETTO	(14)	1.604.935.481		1.582.718.976
PASSIVITA'
Passività finanziarie non correnti	(15)	2.544.136.455		2.660.368.400	71.497.774
Benefici ai dipendenti	(16)	22.665.797		19.286.029
Fondi per rischi ed oneri	(17)	24.716.122		19.432.387
Passività per imposte differite	(18)	425.907		1.284.051
Debiti vari, altre passività non correnti	(19)	8.498.580	8.498.580	8.680.541
Totale passività non correnti		2.600.442.861		2.709.051.408
Passività finanziarie correnti	(20)	584.341.008	220.057.103	376.090.228	258.064.258
Debiti commerciali	(21)	56.975.822	11.011.634	61.116.393	23.822.512
Debiti vari e altre passività correnti	(22)	30.936.563	9.263.020	39.460.310	17.737.861
Debiti per imposte correnti	(23)	13.272.857		18.077.751
Fondi per rischi ed oneri - quota corrente	(24)	2.071.695		1.933.174
Totale passività correnti		687.597.945		496.677.856
Passività correlate ad attività destinate
ad essere cedute		-		-
TOTALE PASSIVITA'		3.288.040.806		3.205.729.264
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA'		4.892.976.287		4.788.448.240

PROSPETTO DI CONTO ECONOMICO

					Importi in euro
	Note	Esercizio 2016	di cui parti correlate	Esercizio 2015	di cui parti correlate
Ricavi
Ricavi per beni e servizi	(25)	139.121.996	138.901.064	71.486.196	71.455.404
Altri proventi	(26)	7.420.067	2.715.389	18.481.045	13.384.958
Totale ricavi		146.542.063		89.967.241
Costi operativi
Costi materie prime sussidiarie di consumo e merci	(27)	(9.002.487)	(1.393.055)	(976.120)	(73.158)
Prestazioni di servizi e godimento beni di terzi	(28)	(87.150.090)	(10.866.064)	(51.467.962)	(17.338.354)
Oneri diversi di gestione	(29)	(6.522.368)	(113.198)	(3.609.586)	(205.995)
Costi per lavori interni capitalizzati	(30)	9.563.449		2.892.640
Costo del personale	(31)	(71.042.180)		(44.620.228)
- di cui non ricorrenti
Totale costi operativi		(164.153.676)		(97.781.256)
MARGINE OPERATIVO LORDO		(17.611.613)		(7.814.015)
Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni
Ammortamenti	(32)	(8.473.422)		(3.159.221)
Accantonamenti e svalutazioni	(33)	(955.723)		(489.448)
Totale ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni		(9.429.145)		(3.648.669)
RISULTATO OPERATIVO		(27.040.758)		(11.462.684)
Gestione finanziaria	(34)
Proventi finanziari		242.175.842	226.760.467	238.101.857	236.683.448
Oneri finanziari		(145.787.958)		(111.677.980)	3.335.618
Totale gestione finanziaria		96.387.884		126.423.877
Rettifica di valore di partecipazioni	(35)	-		-
- di cui non ricorrenti		-		-
Risultato prima delle imposte		69.347.126		114.961.193
Imposte sul reddito	(36)	18.909.633		9.539.590
Risultato netto delle attività in continuità		88.256.759		124.500.783
Risultato netto da attività operative cessate
Risultato netto del periodo		88.256.759		124.500.783

PROSPETTO DELLE ALTRE COMPONENTI DI CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO

			Importi in euro
	Note	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Utile/(perdita) del periodo - Gruppo e Terzi (A)		88.256.759	124.500.783
Altre componenti di conto economico complessivo che saranno	(37)
successivamente riclassificate a Conto Economico
- quota efficace delle variazioni di fair value della copertura di flussi finanziari		7.430.637	9.945.939
- variazioni di fair value delle attività finanziarie disponibili per la vendita
Effetto fiscale delle altre componenti di conto economico complessivo		(2.025.072)	(2.738.213)
Totale altre componenti di conto economico complessivo al netto dell'effetto fiscale (B1)		5.405.565	7.207.726
Altre componenti di conto economico complessivo che non saranno
successivamente riclassificate a Conto Economico
- utili (perdite) attuariali piani per dipendenti a benefici definiti (IAS19)		(1.592.614)	490.670
Effetto fiscale delle altre componenti di conto economico complessivo		339.208	(117.761)
Totale altre componenti di conto economico complessivo al netto dell'effetto fiscale (B2)		(1.253.406)	372.909
Totale Utile/(perdita) complessiva (A)+(B1)+(B2)		92.408.918	132.081.418

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DELLE VOCI DI PATRIMONIO NETTO

		Capitale sociale	Riserva sovrap. Emissione azioni	Riserva legale
	31/12/2013	1.276.226	105.102	32.512
Riserva legale				4.343
Dividendi agli azionisti
Utili portati a nuovo
Risultato complessivo rilevato nel periodo
di cui:
- Risultato netto del periodo
- Altre componenti di Conto Economico complessivo
	31/12/2014	1.276.226	105.102	36.855
Riserva legale				2.505
Dividendi agli azionisti
Utili portati a nuovo
Altri movimenti
Risultato complessivo rilevato nel periodo
di cui:
- Risultato netto del periodo
- Altre componenti di Conto Economico complessivo
	31/12/2015	1.276.226	105.102	39.360
Riserva legale				6.225
Dividendi agli azionisti
Utili portati a nuovo
Altri movimenti
Risultato complessivo rilevato nel periodo
di cui:
- Risultato netto del periodo
- Altre componenti di Conto Economico complessivo
	31/12/2016	1.276.226	105.102	45.585

Riserva copertura flussi finanziari	Riserva Available for Sale	Altre riserve e Utile (perdite) accumulate	Totale riserve e Utili (perdite) accumulate	Risultato del periodo	Patrimonio netto
(24.584)	-	60.662	173.692	86.859	1.536.777
			4.343	(4.343)	-
			-	(66.747)	(66.747)
		15.769	15.769	(15.769)	-
(2.687)		(534)	(3.221)	50.097	46.876
					-
				50.097	50.097
(2.687)	-	(534)	(3.221)		(3.221)
(27.271)	-	75.897	190.583	50.097	1.516.906
			2.505	(2.505)	-
		(19.271)	(19.271)	(47.476)	(66.747)
		116	116	(116)	-
		479	479		479
7.207		373	7.580	124.501	132.081
					-
				124.501	124.501
7.207	-	373	7.580		7.580
(20.064)	-	57.594	181.992	124.501	1.582.719
			6.225	(6.225)	-
			-	(70.193)	(70.193)
		48.083	48.083	(48.083)
			-		-
5.406		(1.254)	4.152	88.257	92.409
					-
				88.257	88.257
5.406	-	(1.254)	4.152		4.152
(14.658)	-	104.423	240.452	88.257	1.604.935

RENDICONTO FINANZIARIO

			migliaia di euro
	Esercizio 2016	Esercizio 2015	Var. %
A. Disponibilità liquide e saldo gestione tesoreria accentrata iniziali	1.318.420	(37.265)	(*)
Flusso finanziario generato dall'attività operativa
Risultato del periodo	88.257	124.501	(29,1)
Rettifiche per:
Imposte del periodo	(18.910)	(9.540)	98,2
Oneri (proventi) finanziari netti	(96.387)	(126.424)	(23,8)
Ammortamenti attività materiali e immateriali	8.473	3.159	(*)
Svalutazioni (Rivalutazioni) nette di attività	-	-	-
Accantonamenti netti a fondi	8.489	8.999	(5,7)
(Plusvalenze) Minusvalenze	(10)	-	-
Erogazioni benefici ai dipendenti	(1.167)	(1.046)	11,6
Utilizzo fondo rischi e altri oneri	(1.370)	(1.384)	(1,0)
Variazione altre attività/passività non correnti	(197)	(4.890)	(96,0)
Altre variazioni patrimoniali	-	-	-
Imposte incassate/pagate	10.974	13.759	(20,2)
B. Cash flow operativo prima delle variazioni di CCN	(1.848)	7.134	(*)
Variazione crediti commerciali	49.075	(70.257)	(*)
Variazione crediti tributari e altre attività correnti	(3.531)	(20.520)	(82,8)
Variazione debiti commerciali	(4.683)	41.051	(*)
Variazione debiti tributari e altre passività correnti	(11.710)	10.069	(*)
C. Flusso finanziario derivante da variazioni di CCN	29.151	(39.657)	(*)
D. Cash flow operativo (B+C)	27.303	(32.523)	(*)
Flusso finanziario da (per) attività di investimento
Investimenti in attività materiali e immateriali	(20.379)	(6.132)	(*)
Investimenti in attività finanziarie	-	-	-
Realizzo investimenti e variazione attività destinate ad essere cedute	1.511	186	(*)
Dividendi incassati	153.673	164.846	(6,8)
Acquisto rami aziendali	2.354	(3.010)	(*)
E. Totale flusso finanziario da attività di investimento	137.159	155.890	(12,0)
F. Free cash flow (D+E)	164.462	123.367	33,3
Flusso finanziario da attività di finanziamento
Erogazione di dividendi	(70.193)	(66.747)	5,2
Altre variazioni di Patrimonio netto	-	479	(100,0)
Nuovi mutui e finanziamenti a lungo termine	570.000	800.000	(28,8)
Rimborsi di mutui e finanziamenti a lungo termine	(494.397)	(342.580)	44,3
Variazione crediti finanziari	73.248	1.092.971	(93,3)
Variazione debiti finanziari			(95,2)
	(6.865)	(142.464)
Interessi pagati	(119.178)	(110.346)	8,0
Interessi incassati G. Totale flusso finanziario da attività di finanziamento	709 (46.676)	1.005 1.232.318	(29,5) (*)
H. Flusso monetario del periodo (F+G)	117.786	1.355.685	(91,3)
I. Disponibilità liquide e saldo gestione tesoreria accentrata finali (A+H) L. Saldo gestione tesoreria accentrata a breve verso società controllate (*)	1.436.206 (1.294.888)	1.318.420 (1.202.359)	8,9 7,7

244 Bilancio Separato e Note Illustrative al 31 dicembre 2016

NOTE ILLUSTRATIVE

PREMESSA

Iren S.p.A., è una società di diritto italiano, multiutility quotata alla Borsa Italiana, nata il 1° luglio 2010 dall'unione tra IRIDE ed ENÌA.

Iren S.p.A. è strutturata sul modello di una holding industriale con sede direzionale a Reggio Emilia, in via Nubi di Magellano n. 30, sedi operative a Genova, Parma, Piacenza e Torino, e società responsabili delle singole linee di business.

Iren S.p.A., tramite le società controllate, opera nei seguenti settori di attività:

• Generazione Elettrica e Calore (Produzione Idroelettrica, Cogenerazione elettrica e calore, produzione da Fonti rinnovabili);
• Mercato (Vendita energia elettrica, gas, calore);
• Infrastrutture Energetiche (Reti di distribuzione dell'energia elettrica, reti di distribuzione del gas, reti di teleriscaldamento, impianti di rigassificazione LNG);
• Servizio Idrico Integrato (vendita e distribuzione acqua, depurazione e fognatura);
• Ambiente (Raccolta e Smaltimento rifiuti);
• Altri servizi (Illuminazione Pubblica, Servizi global service ed altri minori).

I. CONTENUTO E FORMA DEL BILANCIO

Il presente bilancio rappresenta il bilancio separato della Capogruppo Iren S.p.A. (bilancio d'esercizio) ed è stato predisposto nel rispetto dei Principi Contabili Internazionali ("IFRS") emessi dall'International Accounting Standards Board ("IASB") e omologati dall'Unione Europea, nonché dei provvedimenti emanati in attuazione dell'art. 9 del D. Lgs. n. 38/2005. Per IFRS si intendono anche tutti i principi contabili internazionali rivisti ("IAS"/"IFRS"), tutte le interpretazioni dell'International Financial Reporting Interpretations Committee ("IFRIC"), precedentemente denominato Standing Interpretations Committee ("SIC").

Nella predisposizione del presente bilancio, sono stati applicati gli stessi principi contabili adottati nella redazione del Bilancio al 31 dicembre 2015 , con le eccezioni evidenziate nei paragrafi "Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni efficaci dal 1° gennaio 2016".

Il bilancio separato al 31 dicembre 2016 è costituito dalla Situazione Patrimoniale-Finanziaria, dal Conto Economico, dal Prospetto delle altre componenti di conto economico complessivo, dal Prospetto delle variazioni di Patrimonio Netto, dal Rendiconto finanziario e dalle Note illustrative.

Si specifica che per la Situazione Patrimoniale-Finanziaria la classificazione delle attività e passività è effettuata secondo il criterio "corrente/non corrente" con specifica separazione delle attività e passività cessate o destinate a essere cedute. Le attività correnti, che includono disponibilità liquide e mezzi equivalenti, sono quelle destinate a essere realizzate, cedute o consumate nel normale ciclo operativo della società o nei dodici mesi successivi alla chiusura dell'esercizio; le passività correnti sono quelle per le quali è prevista l'estinzione nel normale ciclo operativo della società o nei dodici mesi successivi alla chiusura dell'esercizio.

Il Conto Economico è classificato in base alla natura dei costi. In aggiunta al Risultato Operativo, il prospetto di Conto Economico evidenzia il Margine Operativo Lordo ottenuto sottraendo al totale ricavi il totale dei costi operativi.

Il rendiconto finanziario è presentato utilizzando il metodo indiretto. La configurazione di liquidità analizzata nel rendiconto finanziario include le disponibilità di cassa e di conto corrente bancario e il saldo della gestione della tesoreria accentrata a breve delle controllate.

Al fine di migliorare l'informativa del rendiconto finanziario si è provveduto alla sua redazione fornendo una maggiore analiticità dei flussi finanziari, in particolare di quelli generati dall'attività operativa e di finanziamento. Per coerenza rappresentativa il periodo di confronto è stato reso omogeneo con quello dell'esercizio 2016.

Il bilancio è redatto sulla base del principio del costo storico, fatta eccezione per alcuni strumenti finanziari valutati al fair value. Il bilancio è inoltre redatto sul presupposto della continuità aziendale. La società, infatti, ha valutato che non sussistono significative incertezze (come definite dal paragrafo 25 del Principio IAS 1) sulla continuità aziendale.

Il presente bilancio è espresso in euro, moneta funzionale della società. I dati inclusi nelle note illustrative, ove non diversamente specificato, sono espressi in migliaia di euro.

Si precisa, infine, che, con riferimento alla Delibera Consob n. 15519 del 27 luglio 2006 in merito agli schemi di bilancio, sono state inserite specifiche colonne supplementari al Conto Economico e alla Situazione Patrimoniale-Finanziaria che evidenziano i rapporti significativi con parti correlate.

II. PRINCIPI CONTABILI E CRITERI DI VALUTAZIONE

Di seguito sono indicati i criteri adottati nella redazione del bilancio d'esercizio al 31 dicembre 2016 di Iren S.p.A.; i suddetti principi contabili non sono cambiati rispetto a quelli adottati al 31 dicembre 2015 ad eccezione di quanto riportato nel paragrafo "Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni efficaci dal 1° gennaio 2016".

Attività materiali

- Immobili, impianti e macchinari di proprietà

Gli immobili, impianti e macchinari di proprietà sono iscritti al costo di conferimento o di acquisto o di costruzione interna. Nel costo sono compresi tutti i costi direttamente imputabili necessari a rendere l'attività disponibile per l'uso (comprensivo, quando rilevante ed in presenza di obbligazioni attuali, del valore attuale dei costi stimati per lo smantellamento, per la rimozione dell'attività e per la bonifica del luogo), al netto di sconti commerciali e abbuoni.

Gli oneri finanziari relativi all'acquisto di un'immobilizzazione vengono capitalizzati per la quota imputabile ai beni fino al momento della loro entrata in esercizio.

Qualora parti significative di tali attività materiali abbiano differenti vite utili, tali componenti sono contabilizzate separatamente.

In particolare, secondo tale principio, il valore del terreno e quello dei fabbricati che insistono su di esso vengono separati e solo il fabbricato viene assoggettato ad ammortamento, mentre i valori riferiti ai terreni sono sottoposti ad impairment, come descritto nel successivo paragrafo "Perdita di valore di attività".

I costi di manutenzione aventi natura ordinaria sono addebitati integralmente a conto economico. Gli altri costi aventi natura incrementativa sono attribuiti alle immobilizzazioni cui si riferiscono, secondo quanto previsto dallo IAS 16, ed ammortizzati in relazione alle residue possibilità di utilizzo dei beni a cui si riferiscono. Hanno natura incrementativa le spese che comportino ragionevolmente un aumento dei benefici economici futuri, quali l'aumento della vita utile, l'incremento della capacità produttiva, il miglioramento delle qualità del prodotto, l'adozione di processi di produzione che comportino una sostanziale riduzione dei costi di produzione.

Le immobilizzazioni materiali in corso di costruzione comprendono i costi relativi alla costruzione di impianti sostenuti fino alla data di riferimento. Tali investimenti sono ammortizzati a partire dalla data di entrata in funzione nel ciclo di produzione.

Le immobilizzazioni sono sistematicamente ammortizzate in ogni esercizio a quote costanti sulla base di aliquote economico-tecniche determinate in relazione alle residue possibilità di utilizzo dei beni.

Le aliquote applicate sono riportate nella tabella seguente:

Voce	Aliquota min.	Aliquota max.
Diritti di brevetto ind.le e diritti di util. opere dell'ingegno	20%	20%
Altre immobilizzazioni immateriali	20%	20%
Impianti generici	10%	10%
Attrezzatura	10%	10%
Autoveicoli da trasporto e macchine operatrici	20%	20%
Autovetture, motoveicoli e simili	25%	25%
Macchine d'ufficio elettrom. e elettroniche e hw non imp.	20%	20%
Mobili e arredi	10%	10%

Si precisa che in conseguenza della loro eterogeneità nella tabella non sono esposte:

• · le aliquote relative alle operazioni societarie dell'anno in corso e precedenti, in quanto relative ad asset ammortizzati in base alla vita utile residua presente nelle società di origine;
• · le aliquote conseguenti all'aggiornamento delle vite utili economico-tecniche dei singoli beni successive all'esito delle verifiche effettuate sugli stessi dai tecnici responsabili degli impianti;
• · le aliquote relative a particolari tipologie di investimenti con ammortamento a vita utile correlata ai successivi interventi di manutenzione straordinaria.

Il sistema informativo aziendale conserva ogni dettaglio utile all'individuazione delle predette aliquote.

I contributi pubblici in conto capitale che si riferiscono ad immobilizzazioni materiali sono registrati come ricavi differiti e accreditati al conto economico lungo il periodo di ammortamento dei relativi beni.

- Beni in locazione finanziaria

I beni detenuti per effetto di contratti di leasing finanziario sono inclusi tra le attività materiali contrapponendo nel passivo un debito di pari importo, secondo la metodologia finanziaria, prevista dallo IAS 17 che, riflettendo la sostanza economica delle operazioni, assimila le stesse a contratti di acquisto e di finanziamento. Secondo tale metodologia le immobilizzazioni materiali vengono iscritte in bilancio per il valore capitale al momento della sottoscrizione del contratto di leasing finanziario, rilevando contestualmente il debito verso il locatore, che è rappresentato in bilancio tra i debiti finanziari. Il debito viene progressivamente ridotto sulla base del piano di rimborso delle quote capitale. Nel conto economico vengono rilevati gli interessi sul debito sulla base del piano di ammortamento oltre agli ammortamenti del bene sulla base della prevista vita utile.

Per contro secondo la metodologia finanziaria i beni ceduti in leasing finanziario sono esclusi dalle immobilizzazioni materiali. Nell'attivo della Situazione Patrimoniale-Finanziaria è iscritto il relativo credito finanziario il cui valore si riduce periodicamente al momento dell'incasso delle rispettive quote capitale. Nel conto economico vengono rilevati gli interessi attivi sul credito sulla base del piano di ammortamento.

Investimenti immobiliari

Gli investimenti immobiliari sono valutati inizialmente al costo d'acquisto o di costruzione. Il costo comprende il prezzo di acquisto e tutte le spese direttamente attribuibili. I costi accessori all'operazione sono contabilizzati tra i costi dell'immobile quando ne viene contabilizzato l'acquisto. Nella valutazione successiva gli investimenti immobiliari sono valutati al costo.

Le spese sostenute successivamente all'acquisto o all'ultimazione di un immobile destinato ad investimento immobiliare sono imputate al costo iniziale del bene se è probabile che, grazie a tali spese, l'impresa otterrà futuri benefici economici superiori a quelli stimati in precedenza. In caso contrario questi costi sono imputati a conto economico.

Gli investimenti immobiliari sono sistematicamente ammortizzati in ogni esercizio a quote costanti sulla base di aliquote ritenute rappresentative della residua possibilità di utilizzazione dell'immobilizzazione stessa.

Attività immateriali

Le attività immateriali sono iscritte nell'attivo della Situazione Patrimoniale-Finanziaria quando è probabile che l'uso dell'attività genererà benefici economici futuri e quando il costo dell'attività può essere determinato in modo attendibile. Esse sono iscritte al valore di conferimento, al costo di acquisizione o di produzione inclusivo degli eventuali oneri accessori.

Le attività immateriali a durata definita sono ammortizzate sistematicamente in funzione della loro prevista utilità futura, in modo che il valore netto alla chiusura del periodo corrisponda alla loro residua utilità o all'importo recuperabile secondo i piani aziendali di svolgimento dell'attività produttiva. L'ammortamento inizia quando l'attività è disponibile per l'uso.

I costi di sviluppo sono oggetto di capitalizzazione solo se sia dimostrabile:

• la possibilità tecnica di completare l'attività immateriale in modo da essere disponibile per l'uso o per la vendita;
• l'intenzione di completare l'attività immateriale per usarla o venderla;
• la capacità ad usare o vendere l'attività immateriale;
• la capacità di valutare attendibilmente il costo attribuibile all'attività immateriale durante il suo sviluppo;
• la disponibilità di risorse tecniche, finanziarie e di altro tipo adeguate per completare lo sviluppo e per l'utilizzo o la vendita dell'attività immateriale;
• in quale modo l'attività immateriale genererà probabili benefici economici futuri.

In mancanza di uno soltanto dei requisiti indicati i costi in questione sono interamente imputati al periodo del loro sostenimento.

L'ammortamento dei diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione opere dell'ingegno è calcolato a quote costanti in cinque anni.

L'ammortamento inizia quando l'attività è disponibile all'utilizzo, ossia quando è nella posizione e nella condizione necessaria affinché sia in grado di operare nella maniera prevista dalla direzione aziendale. L'ammortamento cessa alla data più remota tra quella in cui l'attività è classificata come posseduta per la vendita (o inclusa in un gruppo in dismissione classificato come posseduto per la vendita), in conformità all' IFRS 5, e quella in cui l'attività viene eliminata contabilmente.

Le immobilizzazioni in corso ed acconti sono relativi a costi, interni e esterni, connessi a immobilizzazioni immateriali per i quali non è stata ancora acquisita la titolarità del diritto e non risulta avviato il processo di utilizzazione economica. Tali investimenti vengono ammortizzati a partire dalla data di entrata in funzione nel ciclo di produzione.

Le immobilizzazioni in corso, in base allo IAS 36, ad ogni data di bilancio oppure ogniqualvolta vi siano indicazioni che l'attività immateriale ha subito una perdita di valore, vengono sottoposte ad impairment test al fine di verificare la corrispondenza tra valore contabile e valore recuperabile.

Avviamento

L'avviamento è inizialmente iscritto al costo e rappresenta l'eccedenza del costo d'acquisto e del valore delle eventuali quote di minoranza possedute rispetto al fair value netto riferito ai valori identificabili delle attività e delle passività attuali e potenziali afferenti al complesso acquisito. Se dopo tale rideterminazione, i valori correnti delle attività e passività attuali e potenziali eccedono il costo dell'acquisizione, l'eccedenza viene iscritta immediatamente a conto economico.

L'eventuale avviamento derivante dall'acquisizione di una società collegata è incluso nel valore contabile della partecipazione.

In sede di prima adozione degli IFRS, il Gruppo ha scelto di non applicare l'IFRS 3 – Aggregazioni di imprese in modo retroattivo alle acquisizioni di aziende avvenute antecedentemente il 1° gennaio 2004; di conseguenza, l'avviamento generato su acquisizioni antecedenti la data di transizione agli IFRS è stato mantenuto al precedente valore determinato secondo i principi contabili italiani, previa verifica e rilevazione di eventuali perdite di valore.

L'avviamento viene allocato ad una o più unità generatrici di flussi finanziari (cash generating unit) e non viene ammortizzato, ma annualmente, o più frequentemente se specifici eventi o modificate circostanze indicano la possibilità di aver subito una perdita di valore, viene sottoposto a impairment test, come evidenziato nel paragrafo "Perdita di valore di attività".

Attività non correnti possedute per la vendita

Un'attività non corrente (o un gruppo in dismissione composto da attività e passività) viene classificata come posseduta per la vendita se il suo valore contabile sarà recuperato principalmente con un'operazione di vendita anziché tramite il suo utilizzo continuato. Immediatamente prima della classificazione iniziale dell'attività (o gruppo in dismissione) come posseduta per la vendita, i valori contabili dell'attività sono valutati in conformità ai principi contabili del Gruppo. Successivamente, l'attività (o gruppo in dismissione) viene valutata al minore tra il suo valore contabile e il fair value al netto dei costi di vendita. La perdita di valore di un gruppo in dismissione viene allocata in primo luogo all'avviamento, quindi alle restanti attività e passività in misura proporzionale, ad eccezione di rimanenze, attività finanziarie, attività per imposte differite, benefici per dipendenti, investimenti immobiliari e attività biologiche, che continuano ad essere valutate in conformità ai principi contabili del Gruppo. Le perdite di valore per la classificazione iniziale di un'attività come posseduta per la vendita e le differenze di valutazione successive sono rilevate a conto economico. Le variazioni di valore positive sono rilevate solo fino a concorrenza di eventuali perdite di valore accumulate.

Perdita di valore di attività

Gli IAS/IFRS richiedono di valutare l'esistenza di perdite di valore delle attività in presenza di indicatori specifici che facciano ritenere che tale problematica possa sussistere. Viene effettuata una verifica di perdita di valore (impairment test), che consiste nella stima del valore recuperabile dell'attività e nel confronto con il relativo valore netto contabile.

Il valore recuperabile è definito come il maggiore tra il prezzo netto di vendita (qualora esista un mercato attivo) e il valore d'uso del bene. Quest'ultimo è definito sulla base dell'attualizzazione dei flussi di cassa attesi dall'utilizzo del bene o da un'aggregazione di beni (le cosiddette cash generating unit), al lordo delle imposte, applicando un tasso di sconto, ante imposte, che riflette le valutazioni correnti di mercato del valore temporale del denaro e dei rischi specifici dell'attività. Se il valore recuperabile è inferiore al valore contabile viene iscritta una perdita di valore. Se in esercizi successivi la perdita viene meno o si riduce, il valore contabile dell'attività o dell'unità generatrice di flussi finanziari è incrementato sino alla stima del nuovo valore recuperabile. Quest'ultimo non può eccedere il valore che sarebbe stato determinato se non fosse stata rilevata in precedenza alcuna perdita per riduzione di valore. Il ripristino di una perdita di valore è iscritto immediatamente a conto economico.

Per attività non soggette ad ammortamento (avviamento, altre attività immateriali a vita utile indefinita) e per le immobilizzazioni immateriali non ancora disponibili per l'utilizzo, l'impairment test è effettuato con frequenza annuale indipendentemente dalla presenza di specifici indicatori.

Strumenti finanziari

- Partecipazioni in imprese controllate e collegate

Le partecipazioni in imprese controllate e collegate sono valutate al costo. Nel caso in cui si verifichino perdite durevoli di valore si procede alla svalutazione del valore della partecipazione. L'effetto di tale svalutazione è rilevato a conto economico.

- Altre partecipazioni

Le partecipazioni in altre imprese, classificate come disponibili per la vendita (AFS), sono valutate al fair value. Gli utili e le perdite derivanti dalle variazioni nel fair value sono imputati direttamente nelle altre componenti di conto economico complessivo fino al momento in cui esse sono cedute o abbiano subito una perdita di valore; in tal caso, la perdita complessiva viene stornata dalle altre componenti di conto economico complessivo e rilevata nel conto economico per un importo pari alla differenza tra il costo di acquisizione ed il fair value corrente. Quando il fair value non può essere attendibilmente determinato, le partecipazioni sono valutate al costo, rettificato per perdite durevoli di valore, il cui effetto è rilevato nel conto economico.

Il rischio derivante da eventuali perdite eccedenti il valore di carico della partecipazione è rilevato in un apposito fondo nella misura in cui la partecipante è impegnata ad adempiere a obbligazioni legali o implicite nei confronti dell'impresa partecipata o comunque a coprire le sue perdite.

- Attività finanziarie detenute per la negoziazione

Le attività finanziarie detenute per la negoziazione, quando sono rilevate contabilmente per la prima volta, sono valutate al costo di acquisto, in pratica al fair value del corrispettivo dato in cambio; i costi della transazione, in quanto costi accessori, sono inclusi nel costo di acquisto.

Dopo la rilevazione iniziale, sono valutate al fair value, senza deduzione di eventuali costi di transazione che potranno verificarsi al momento della vendita o dell'eliminazione. Le variazioni di fair value sono iscritte direttamente a conto economico.

Se il fair value non può essere determinato in modo attendibile tali attività sono valutate al costo.

- Attività finanziarie disponibili per la vendita

Le attività finanziarie disponibili per la vendita, quando sono rilevate contabilmente per la prima volta, sono valutate al fair value del corrispettivo pagato (costo di acquisto comprensivo dei costi accessori).

Dopo la rilevazione iniziale, sono valutate al fair value, senza deduzione di eventuali costi di transazione che potranno verificarsi al momento della vendita o dell'eliminazione. Le variazioni di fair value sono iscritte nelle altre componenti di conto economico complessivo e vengono riversate a conto economico solo quando queste attività disponibili per la vendita sono eliminate dal bilancio o abbiano subito una perdita durevole di valore.

Se il fair value degli investimenti in strumenti rappresentativi di capitale non può essere determinato in modo attendibile tali attività sono valutate al costo.

- Strumenti finanziari di copertura

La Società detiene strumenti di copertura adottati in ottica non speculativa esclusivamente con lo scopo di coprire la propria esposizione ai rischi tasso, cambio e commodity.

Coerentemente con quanto stabilito dallo IAS 39, gli strumenti finanziari di copertura sono contabilizzati secondo le modalità stabilite per l'hedge accounting se vengono soddisfatte tutte le seguenti condizioni:

• all'inizio della copertura, o alla cosiddetta "first time adoption" per gli strumenti in essere al 1° gennaio 2005, vi è una documentazione formale della relazione di copertura e degli obiettivi aziendali di gestione del rischio e della strategia per effettuare la copertura;
• si suppone che la copertura sia altamente efficace nell'ottenere la compensazione dei cambiamenti nel fair value (fair value hedge) o nei flussi finanziari (cash flow hedge) attribuibili al rischio coperto;
• per le coperture di flussi finanziari, un'operazione prevista, che è oggetto di copertura, deve essere altamente probabile e deve presentare un'esposizione alle variazioni di flussi finanziari che potrebbe infine incidere sul risultato economico dell'esercizio;
• l'efficacia della copertura può essere attendibilmente valutata, ossia il fair value o i flussi finanziari dell'elemento coperto ed il fair value dello strumento di copertura possono essere attendibilmente valutati;
• la copertura è stata valutata sulla base di un criterio ricorrente ed è considerata altamente efficace per tutta la vita del derivato.

Gli strumenti finanziari di copertura vengono iscritti al fair value determinato coerentemente con quanto previsto dall'IFRS 13. Il fair value viene determinato con modelli di valutazione adeguati per ciascuna tipologia di strumento finanziario utilizzando, ove disponibili, le curve forward di mercato sia regolamentato, sia non regolamentato (intrinsic value); per le opzioni il fair value è integrato dalla componente time value, che è funzione della vita residua dell'opzione e della volatilità del sottostante.

Tenuto conto di quanto precisato nell'IFRS 7, esteso dal nuovo IFRS 13, in merito alla c.d. gerarchia del fair value, si evidenzia che per ogni categoria di strumento finanziario contabilizzato al fair value viene indicata la gerarchia di determinazione del fair value suddivisa tra:

• Livello 1: prezzi quotati (non rettificati) su mercati attivi per attività o passività identiche;

• Livello 2: dati di input diversi dai prezzi quotati di cui al Livello 1 che sono osservabili per l'attività o la passività, sia direttamente (come nel caso dei prezzi), sia indirettamente (ovvero derivati dai prezzi);

• Livello 3: dati di input relativi all'attività o alla passività che non sono basati su dati di mercato osservabili (dati non osservabili).

Gli strumenti finanziari di copertura, ad ogni chiusura di bilancio, vengono sottoposti al test di efficacia al fine di verificare se la copertura abbia o meno i requisiti per essere qualificata come copertura efficace ed essere contabilizzata secondo i principi dell'hedge accounting.

Se i requisiti previsti per l'applicazione dell'hedge accounting sono soddisfatti e:

• si è in presenza di copertura di flussi finanziari (cash flow hedge), le variazioni del fair value dello strumento di copertura sono inserite nelle altre componenti di conto economico complessivo per la quota efficace della copertura (intrinsic value) e sono rilevate a conto economico per la parte time value e per l'eventuale quota inefficace (overhedging);

• si è in presenza di copertura di fair value (fair value hedge), le variazioni del fair value, sia dello strumento di copertura che dello strumento coperto, sono rilevate a conto economico.

Se i requisiti previsti per l'applicazione dell'hedge accounting non sono soddisfatti gli utili o le perdite derivanti dalla valutazione al fair value del solo strumento finanziario di copertura, sono iscritti interamente a conto economico.

- Altre attività e passività finanziarie

Finanziamenti e crediti sono iscritti inizialmente al fair value rettificato degli eventuali costi di transazione direttamente attribuibili, mentre le valutazioni successive vengono effettuate utilizzando il criterio del costo ammortizzato.

I titoli detenuti per essere mantenuti sino alla scadenza sono iscritti in sede di prima rilevazione al costo, incrementato dei costi di transazione sostenuti per l'acquisizione dell'attività finanziaria. Successivamente alla prima rilevazione sono valutati al costo ammortizzato con il metodo dell'interesse effettivo al netto delle perdite di valore.

Ad ogni chiusura di bilancio, oppure allorquando sono evidenziati indicatori di impairment, tutte le attività finanziarie, ad eccezione di quelle FVTPL, sono sottoposte ad impairment test per determinare se vi siano oggettive evidenze (quali violazione degli accordi contrattuali, probabilità di fallimento del debitore, difficoltà finanziarie del debitore,…) che possono far ritenere non interamente recuperabile il valore dell'attività.

- Crediti e Debiti commerciali

I crediti e i debiti commerciali, la cui scadenza rientra nei normali termini commerciali, non sono attualizzati, poiché la componente temporale ha scarsa rilevanza nella loro valorizzazione, e sono iscritti al fair value (identificato dal loro valore nominale). Dopo la valutazione iniziale sono iscritti al costo ammortizzato. I crediti commerciali sono al netto del fondo svalutazione crediti che riflette la stima delle perdite su crediti.

- Disponibilità liquide

Le disponibilità liquide sono costituite dai valori in cassa, dai depositi a vista e da investimenti finanziari a breve termine (scadenza a tre mesi o meno dalla data di acquisto) e ad alta liquidità che sono prontamente convertibili in valori di cassa noti e che sono soggetti ad un rischio irrilevante di variazione del loro valore.

I depositi e i mezzi equivalenti, dopo la valutazione iniziale al costo inclusi gli oneri accessori, sono valutati al fair value.

Il denaro e i valori bollati in cassa sono valutati al valore nominale.

Patrimonio netto

Il capitale sociale, inclusivo delle diverse categorie di azioni, viene esposto al suo valore nominale ridotto dei crediti verso soci per decimi da versare.

Il costo di acquisto delle azioni proprie viene portato a riduzione del patrimonio netto.

I costi direttamente attribuibili ad operazioni sul capitale della capogruppo, per nuove sottoscrizioni, sono contabilizzati a riduzione del patrimonio netto.

I dividendi sono iscritti tra le passività al momento in cui vengono approvati dall'assemblea degli azionisti.

Benefici ai dipendenti

A decorrere dal 1° gennaio 2012 è stata applicata, in via anticipata, la modifica al principio contabile internazionale IAS 19 "Benefici a dipendenti" omologato in data 6 giugno 2012. Tale modifica è applicabile a partire dal 1° gennaio 2013, tuttavia ne è stata consentita l'applicazione su base volontaria per le relazioni finanziarie annuali al 31 dicembre 2012. Le modifiche prese in considerazione nell'emendamento in oggetto possono classificarsi in tre grandi categorie: rilevazione ed esposizione in bilancio; informazioni integrative (disclosures) e ulteriori modifiche.

La prima categoria di modifiche interessa i piani a benefici definiti. In particolare viene abbandonato il metodo del corridoio nella rilevazione degli utili e delle perdite attuariali (già non applicato presso il Gruppo Iren) e viene introdotto l'obbligo di rilevare le componenti connesse alle "rivalutazioni" (ad es. gli utili e le perdite attuariali) immediatamente nel Prospetto delle altre componenti di Conto Economico complessivo.

Per quanto riguarda la presentazione in bilancio, le variazioni della passività relativa all'obbligazione che sorge in relazione a un piano a benefici definiti sono disaggregate in tre componenti:

1) operativa (service cost), costi del personale;

2) finanziaria (finance cost), interessi attivi/passivi netti;

3) valutativa (remeasurement cost), utili/perdite attuariali.

In merito all'informativa integrativa, viene proposta l'informativa relativa alle caratteristiche dei piani e dei relativi importi iscritti in bilancio, al rischio derivante dai piani e comprendente una analisi di sensitività delle fluttuazioni nel rischio demografico.

I benefici successivi al rapporto di lavoro sono definiti sulla base di programmi che in funzione delle loro caratteristiche sono distinti in programmi "a contributi definiti" e programmi "a benefici definiti".

Nei programmi a "contributi definiti" l'obbligazione dell'impresa, limitata al versamento dei contributi allo Stato ovvero ad un patrimonio o ad un'entità giuridicamente distinta (c.d. fondo), è determinata sulla base dei contributi dovuti. Per Iren rientrano in questa categoria il Trattamento di Fine Rapporto maturato a partire dal 1° gennaio 2007 che viene versato al fondo INPS e la parte versata alla previdenza integrativa.

La passività relativa ai programmi a "benefici definiti", al netto delle eventuali attività al servizio del piano, è determinata sulla base di ipotesi attuariali. Per Iren rientrano in questa categoria il Trattamento di Fine Rapporto maturato fino al 31 dicembre 2006 (o alla data di scelta da parte del dipendente nel caso di destinazione a fondi complementari), le agevolazioni tariffarie fornite al personale dipendente ed exdipendente, le mensilità aggiuntive (art. 47 CCNL), il premio fedeltà erogato al personale dipendente al raggiungimento di una determinata anzianità di servizio e il fondo Premungas, che è un trattamento pensionistico integrativo che permette al dipendente di raggiungere l'ultima retribuzione percepita al momento della cessazione del rapporto di lavoro.

Per ciascun dipendente viene calcolato il valore attuale della passività con il metodo di proiezione unitaria del credito. L'ammontare della passività viene calcolato stimando l'ammontare da pagare al momento della risoluzione del rapporto di lavoro, prendendo in considerazione ipotesi economiche, finanziarie e demografiche; tale valore viene imputato pro-rata temporis sulla base del periodo di lavoro già maturato.

Per il trattamento di fine rapporto maturato al 31 dicembre 2006 (o alla data di scelta da parte del dipendente nel caso di destinazione a fondi complementari), non viene invece applicato il pro-rata temporis, poiché alla data del bilancio i benefici possono essere considerati maturati interamente.

Le variabili demografiche, economiche e finanziarie assunte sono annualmente validate da un attuario indipendente.

Gli utili e le perdite derivanti dall'effettuazione del calcolo attuariale per quanto concerne i benefici successivi al rapporto di lavoro sono immediatamente rilevati nel Conto economico complessivo, cioè nell'other comprehensive income, con l'eccezione del premio di fedeltà per cui sono rilevati interamente a Conto economico.

Fondi per rischi e oneri

I fondi per rischi e oneri sono accantonati per coprire passività di ammontare o scadenza incerti che devono essere rilevati in bilancio quando ricorrono le seguenti contestuali condizioni:

• l'impresa ha un'obbligazione attuale (legale o implicita), ossia in corso alla data di riferimento del bilancio, quale risultato di un evento passato;
• è probabile che per adempiere all'obbligazione si renderà necessario un impiego di risorse economiche;
• può essere effettuata una stima attendibile dell'importo necessario all'adempimento dell'obbligazione.

I rischi per i quali il manifestarsi di una passività è soltanto potenziale sono indicati nelle note al bilancio senza procedere allo stanziamento di un fondo.

In caso di eventi solamente remoti e cioè di eventi che hanno scarsissime possibilità di verificarsi non viene contabilizzato alcun fondo, né vengono fornite informazioni aggiuntive od integrative.

Gli accantonamenti sono iscritti al valore rappresentativo della migliore stima dell'ammontare che l'impresa pagherebbe per estinguere l'obbligazione, ovvero per trasferirla a terzi alla data di chiusura dell'esercizio. Se l'effetto di attualizzazione del valore del denaro è significativo, gli accantonamenti sono determinati attualizzando i flussi finanziari futuri attesi ad un tasso di sconto ante imposte che riflette la valutazione corrente del mercato del costo del denaro in relazione al tempo.

Quando viene effettuata l'attualizzazione, l'incremento dell'accantonamento dovuto al trascorrere del tempo è rilevato come onere finanziario.

I fondi post mortem sono attualizzati sulla base della curva dei tassi governativi alla data di bilancio. Si attualizzano, anno per anno, i flussi di cassa indicati nella perizia redatta da un esperto indipendente.

Ricavi

I ricavi sono valutati al fair value del corrispettivo ricevuto o spettante, tenendo conto di eventuali sconti commerciali e riduzioni legate alla quantità.

I ricavi dalla vendita di beni sono rilevati quando:

• l'impresa ha trasferito all'acquirente i rischi significativi e i benefici connessi alla proprietà del bene;
• l'impresa perde i diritti di proprietà nonché l'effettivo controllo sulla merce venduta da parte del venditore;
• il valore dei ricavi può essere determinato in modo attendibile;
• è probabile che l'impresa venditrice potrà fruire dei benefici economici derivanti dall'operazione;
• il valore dei costi connessi all'operazione può essere determinato in modo attendibile.

Quando sussiste un'incertezza sulla possibilità di incassare i crediti derivanti da un ricavo già contabilizzato, il valore non recuperabile viene rilevato come costo anziché come rettifica del ricavo già imputato.

I ricavi dalla prestazione di servizi sono rilevati quando:

• l'ammontare dei ricavi può essere determinato in modo attendibile;
• è probabile che l'impresa venditrice potrà fruire dei benefici economici derivanti dall'operazione;
• lo stadio di completamento dell'operazione alla data di chiusura del bilancio d'esercizio può essere determinato attendibilmente;
• il valore dei costi connessi all'operazione può essere determinato in modo attendibile.

Contributi in conto impianti e contributi in conto esercizio

I contributi in conto impianti vengono iscritti, quando gli stessi divengono esigibili, come ricavo differito e imputato come provento al conto economico sistematicamente durante la vita utile del bene a cui si riferiscono. Il ricavo differito relativo ai contributi stessi trova riscontro nella Situazione Patrimoniale-Finanziaria tra le altre passività, con opportuna separazione tra la parte corrente e quella non corrente.

I contributi in conto esercizio sono imputati a conto economico nel momento in cui sono soddisfatte le condizioni di iscrizione, ovvero quando si ha la certezza del riconoscimento degli stessi in contropartita dei costi a fronte dei quali i contributi sono erogati.

Altri proventi

Gli altri proventi includono tutte le fattispecie di ricavi non inclusi nelle tipologie precedenti e non aventi natura finanziaria e sono rilevati secondo le modalità sopra indicate per i ricavi delle vendite di beni e prestazione di servizi.

Costi per l'acquisizione di beni e servizi

I costi sono valutati al fair value dell'ammontare pagato o da pagare. I costi per l'acquisizione di beni e servizi sono iscritti quando il loro ammontare può essere determinato in maniera attendibile. I costi per acquisto di beni sono riconosciuti al momento della consegna, che in base ai contratti in essere identifica il momento del passaggio dei rischi e benefici connessi. I costi per servizi sono iscritti per competenza in base al momento di ricevimento degli stessi.

Proventi ed oneri finanziari

I ricavi che derivano dall'utilizzo, da parte di terzi, di beni dell'impresa che generano interessi e dividendi sono rilevati quando:

• è probabile che l'impresa venditrice potrà fruire dei benefici economici derivanti dall'operazione;
• l'ammontare dei ricavi può essere determinato in modo attendibile.
• I ricavi devono essere rilevati applicando i seguenti criteri:
• gli interessi devono essere rilevati con un criterio temporale che consideri il rendimento effettivo del bene;
• i ricavi per dividendi da partecipazioni sono contabilizzati nel momento in cui sorge il diritto all'incasso, che normalmente corrisponde alla delibera assembleare di distribuzione dei dividendi.

Quando sussiste un'incertezza sulla possibilità di incassare i crediti derivanti da un ricavo già contabilizzato, il valore non recuperabile deve essere rilevato come costo anziché come rettifica del ricavo già imputato.

Gli oneri finanziari sono rilevati come costo nell'esercizio nel quale essi sono sostenuti; quelli che sono direttamente imputabili all'acquisizione, costruzione, produzione di un impianto sono capitalizzati dal momento che:

• è probabile che comporteranno dei benefici economici futuri per l'impresa;
• sono attendibilmente determinati.

Imposte sul reddito

Le imposte sul reddito includono tutte le imposte calcolate sul reddito imponibile delle società.

Le imposte correnti e differite vengono rilevate come proventi o come oneri e sono incluse nell'utile o nella perdita dell'esercizio, a meno che le imposte derivino da un'operazione o un fatto rilevato, nello stesso esercizio o in un altro, direttamente nel patrimonio netto.

Le imposte correnti del periodo sono determinate sulla base di una realistica previsione dell'onere d'imposta di pertinenza del periodo determinato in applicazione della vigente normativa fiscale o sostanzialmente approvata. Le imposte differite sono calcolate in base alle differenze temporanee che emergono tra la base imponibile di una attività o passività e il valore contabile nel bilancio consolidato. Un'attività per imposte anticipate viene contabilizzata quando il suo recupero è probabile.

Le imposte differite e anticipate sono state calcolate considerando l'aliquota fiscale prevista per l'esercizio in cui le differenze si riverseranno.

Il Gruppo ha esercitato l'opzione, ai sensi dell'art. 118 del nuovo Tuir, per il Consolidato fiscale di Gruppo che comporta il trasferimento da parte delle società consolidate delle proprie posizioni debitorie/creditorie IRES verso la Consolidante Iren S.p.A.. Quest'ultima determina l'IRES su una base imponibile corrispondente alla somma algebrica degli imponibili positivi e negativi delle singole società che partecipano al consolidato.

A fronte del reddito imponibile conseguito e trasferito alla società consolidante, la consolidata si obbliga a riconoscere alla società consolidante "conguagli per imposte" pari alle imposte dovute sul reddito trasferito al netto dei crediti per IRES trasferiti.

Attività operative cessate

Un'attività operativa cessata è un componente del gruppo che è stato dismesso e rappresenta un importante ramo autonomo di attività o area geografica di attività. Un'attività viene classificata come cessata al momento della cessione o quando classificata come attività posseduta per la vendita: quando un'attività viene classificata come cessata, il conto economico viene rideterminato come se l'operazione fosse cessata a partire dall'inizio del periodo comparativo.

Criteri di conversione delle poste in valuta estera

La valuta funzionale e di presentazione adottata dalla Società è l'Euro. In presenza di transazioni in valuta estera, le stesse sono inizialmente rilevate al tasso di cambio in essere alla data dell'operazione. Le attività e le passività in valuta, ad eccezione delle immobilizzazioni, sono iscritte al cambio di riferimento alla data di chiusura del periodo e i relativi utili e perdite su cambi sono imputati a conto economico. L'eventuale utile netto che dovesse emergere viene accantonato in un'apposita riserva non distribuibile fino alla data di realizzo.

PRINCIPI CONTABILI, EMENDAMENTI ED INTERPRETAZIONI APPLICATI DAL 1° GENNAIO 2016

A partire dal 1° gennaio 2016 risulteranno applicabili obbligatoriamente i seguenti principi contabili e modifiche di principi contabili, emanati dallo IASB e recepiti dall'Unione Europea:

Modifiche allo IAS 19 – Benefici a dipendenti: Piani a benefici definiti contributi dei dipendenti (Regolamento 29/2015). L'obiettivo delle modifiche è quello di semplificare la contabilizzazione dei contributi che sono indipendenti dal numero di anni di servizio dei dipendenti, quali ad esempio i contributi dei dipendenti che vengono calcolati in base a una percentuale fissa dello stipendio.

Modifiche all'IFRS 11 – Accordi congiunti: acquisto di una joint operation (Regolamento 2173/2015). Modifiche emesse dallo IASB in data 6 maggio 2014 e applicabili a partire dagli esercizi che iniziano il 1° gennaio 2016, con applicazione anticipata consentita. Il documento stabilisce che i principi contenuti nell'IFRS 3 – Aggregazioni aziendali relativi alla rilevazione degli effetti di una business combination debbano essere applicati per rilevare l'acquisizione di una joint operation la cui attività è rappresentata da un business.

Modifiche a IAS 16 e IAS 38 – Chiarimenti sui metodi accettabili di svalutazione e ammortamento (Regolamento 2231/2015). Modifiche emesse dallo IASB in data 12 maggio 2014 e applicabili a partire dagli esercizi che iniziano il 1° gennaio 2016. Il documento precisa che l'utilizzo del metodo del ricavo quale parametro per il calcolo dell'ammortamento delle attività materiali ed immateriali non è appropriato, in quanto i ricavi generati da un'attività che comporta l'utilizzo di assets materiali o immateriali riflettono generalmente fattori diversi dal deterioramento dei rendimenti economici insiti negli assets stessi.

Modifiche allo IAS 27 – Bilancio separato (Regolamento 2441/2015). Documento emesso dallo IASB in data 12 agosto 2014. Le modifiche, applicabili a partire dagli esercizi che iniziano il 1° gennaio 2016, consentono di utilizzare il metodo del patrimonio netto per la contabilizzazione delle partecipazioni in controllate, collegate e joint venture nel bilancio separato. L'obiettivo è quello di ridurre la complessità di gestione ed i relativi costi per le società che operano in ordinamenti giuridici dove i principi IFRS sono applicabili anche ai bilanci separati.

In data 25 settembre 2014 l'International Accounting Standards Board (IASB) ha pubblicato il documento "Miglioramenti agli International Financial Reporting Standard (2012-2014 Cycle)", successivamente adottato dall'Unione Europea con il Regolamento 2343/2015. Tali miglioramenti, applicabili dagli esercizi che hanno inizio dal 1° gennaio 2016 o data successiva, comprendono modifiche ai seguenti principi contabili internazionali esistenti:

Improvement IFRS 5 – Attività non correnti possedute per la vendita e attività operative cessate: variazioni dei programmi di dismissione. La modifica stabilisce delle linee guida da seguire nel caso in cui un'entità riclassifichi un asset (o un gruppo in dismissione) dalla categoria held for sale alla categoria held for distribution (o viceversa), o quando vengano meno i requisiti di classificazione di un'attività come held for distribution.

Improvement IFRS 7 – Strumenti finanziari: informazioni integrative. Il documento disciplina l'introduzione di ulteriori linee guida per chiarire se un c.d. servicing contract costituisce un coinvolgimento residuo in un'attività trasferita ai fini dell'informativa richiesta. Inoltre, relativamente alla compensazione tra attività e passività finanziarie, il documento chiarisce che l'informativa non è esplicitamente richiesta per tutti i bilanci intermedi.

Tuttavia, tale informativa potrebbe essere necessaria per rispettare i requisiti previsti dallo IAS 34, nel caso si tratti di un'informazione significativa.

Improvement IAS 19 – Benefici per i dipendenti: problematiche relative al tasso di sconto. Il documento introduce delle modifiche allo IAS 19 al fine di chiarire che gli high quality corporate bonds utilizzati per determinare il tasso di sconto dei benefici successivi dovrebbero essere emessi nella stessa valuta utilizzata per il pagamento dei benefici. Le modifiche precisano che l'ampiezza del mercato dei high quality corporate bonds da considerare sia quella a livello di valuta.

Improvement IAS 34 – Bilanci intermedi: collocazione delle informazioni integrative. Il documento introduce delle modifiche al fine di chiarire i requisiti nel caso in cui l'informativa richiesta è presentata nel report infrannuale, ma al di fuori delle sezioni del bilancio. La modifica precisa che tale informativa venga inclusa attraverso dei riferimenti incrociati tra i due documenti, purché entrambi siano disponibili ai lettori del bilancio nella stessa modalità e con gli stessi tempi.

Modifiche allo IAS 1 – Presentazione del bilancio (Regolamento 2406/2015). Documento emesso dallo IASB in data 18 dicembre 2014. Le modifiche, applicabili a partire dagli esercizi che iniziano il 1° gennaio 2016, hanno l'obiettivo di rendere più chiara ed intellegibile la redazione del bilancio. Le modifiche introdotte riguardano:

• materialità e aggregazione viene chiarito che non devono essere oscurate informazioni mediante l'aggregazione o la disaggregazione e che il concetto di materialità si applica agli schemi di bilancio, alle note illustrative e agli specifici requisiti di informativa previsti dai singoli IFRS. Viene chiarito che l'informativa richiesta specificatamente dagli IFRS è da fornire solo se l'informazione è materiale;
• prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria e prospetto di conto economico complessivo si chiarisce che l'elenco di voci specificate dallo IAS 1 per tali prospetti può essere disaggregato e aggregato a seconda dei casi. Vengono inoltre fornite linee guida sull'uso di subtotali all'interno dei prospetti;
• presentazione delle altre componenti del conto economico complessivo (OCI: Other Comprehensive Income) - viene chiarito che la quota di OCI di società collegate e joint venture consolidate con il metodo del patrimonio netto deve essere presentata in aggregato in una singola voce, distinguendo in base al fatto che si tratti di componenti suscettibili di future riclassifiche a conto economico o meno;
• note illustrative si chiarisce che le entità godono di flessibilità nel definire la struttura delle note illustrative e vengono fornite linee guida su come impostare un ordine sistematico delle note stesse.

Non si sono rilevati effetti significativi sul bilancio di Iren S.p.A. a seguito dell'applicazione delle modifiche introdotte.

PRINCIPI CONTABILI, EMENDAMENTI ED INTERPRETAZIONI OMOLOGATI NON ANCORA APPLICABILI E NON ADOTTATI IN VIA ANTICIPATA

A partire dal 1° gennaio 2018 risulteranno applicabili obbligatoriamente i seguenti principi contabili e modifiche di principi contabili, avendo anch'essi già concluso il processo di endorsement comunitario.

IFRS 9 – Strumenti finanziari. Nel mese di luglio 2014 lo IASB ha pubblicato il principio IFRS 9 "Strumenti finanziari", recepito quindi nel regolamento UE 2067/2016 del 22 novembre 2016. Il principio è il risultato di un processo iniziato nel 2008 a seguito della crisi economico-finanziaria, avente come obiettivo quello di riscrivere interamente le regole contabili di rilevazione e valutazione degli strumenti finanziari previste dallo IAS 39. In sintesi le disposizioni dell'IFRS 9 riguardano:

• i criteri per la classificazione e valutazione delle attività e passività finanziarie. In particolare, per le attività finanziarie il nuovo principio utilizza un unico approccio basato sulle modalità di gestione degli strumenti finanziari e sulle caratteristiche dei flussi di cassa contrattuali delle attività finanziarie stesse al fine di determinarne il criterio di valutazione, sostituendo le diverse regole previste dallo IAS 39. Per le passività finanziarie, invece, la principale modifica avvenuta riguarda il trattamento contabile delle variazioni di fair value di una passività finanziaria designata come valutata al fair value attraverso il conto economico, nel caso in cui queste siano dovute alla variazione del merito creditizio della passività stessa. Secondo il nuovo principio, tali variazioni devono essere rilevate negli Altri utili/(perdite) complessivi e non transiteranno più nel conto economico;
• l'impairment delle attività finanziarie. Il principio stabilisce che l'entità deve rilevare le perdite attese sulle proprie attività finanziarie, dove per "perdita" si intende il valore attuale di tutti i futuri mancati incassi, e fornire adeguate informazioni in merito ai criteri di stima utilizzati;
• operazioni di copertura (hedge accounting). L'IFRS 9 introduce alcuni significativi cambiamenti che riguardano principalmente il test di efficacia, in quanto viene abolita la soglia dell'80-125% e sostituita da un test oggettivo che verifica la relazione economica tra strumento coperto e strumento di copertura, la contabilizzazione del costo della copertura, l'ampliamento degli elementi coperti e dell'informativa richiesta.

IFRS 15 – Ricavi da contratti con clienti. Il principio è stato pubblicato dallo IASB in data 28 maggio 2014 e recepito dall'Unione Europea in data 22 settembre 2016 nel regolamento 1905/2016, sostituisce lo IAS 18 – Ricavi, lo IAS 11 – Lavori su ordinazione, le interpretazioni SIC 31, IFRIC 13 e IFRIC 15. Il nuovo standard si applica a tutti i contratti con clienti, eccezion fatta per i contratti che rientrano nell'ambito di applicazione dello IAS 17 – Leasing, per i contratti assicurativi e per gli strumenti finanziari. Scopo del nuovo principio è stabilire i criteri da adottare al fine di fornire agli utilizzatori del bilancio informazioni riguardanti la natura, l'ammontare e le incertezze legate a ricavi e flussi di cassa derivanti da contratti in essere con i clienti. Il principio in oggetto trova applicazione qualora ricorrano contemporaneamente le seguenti condizioni:

• i. le parti hanno approvato il contratto e si sono impegnate ad eseguire le rispettive obbligazioni;
• ii. i diritti di ciascuna delle parti riguardanti i beni e i servizi da trasferire nonché i termini di pagamento sono stati identificati;
• iii. il contratto stipulato ha sostanza commerciale (i rischi, la tempistica o l'ammontare dei flussi di cassa futuri dell'entità possono modificarsi quale risultato del contratto);
• iv. sussiste la probabilità di incassare e pagare gli importi legati alla esecuzione del contratto.

Il nuovo principio, sarà applicabile a decorrere dal 1° gennaio 2018.

Il principio in oggetto è stato ulteriormente modificato in data 12 aprile 2016: la modifica, non ancora omologata e applicabile anch'essa a decorrere dal 1° gennaio 2018, ha la finalità di chiarire le linee guida per l'identificazione di una obbligazione a vendere un bene o a prestare uno o più servizi, nonché di fornire indicazioni in merito alla contabilizzazione di licenze relative a proprietà intellettuali.

Relativamente ai nuovi principi applicabili a partire da esercizi successivi sono in corso le valutazioni per la loro corretta applicazione e le analisi sugli impatti presumibili sui prossimi bilanci.

In particolare con riferimento all'IFRS 15 sono state avviate le attività di identificazione delle società del Gruppo in scope e sono state pianificate le attività di assessment riferite ai contratti con i clienti, ai processi di business e ai sistemi applicativi interessati.

PRINCIPI CONTABILI, EMENDAMENTI ED INTERPRETAZIONI NON ANCORA OMOLOGATI DALL'UNIONE EUROPEA

Sono in corso di recepimento da parte dei competenti organi dell'Unione Europea i seguenti principi, aggiornamenti ed emendamenti dei principi IFRS (già approvati dallo IASB), nonché le seguenti interpretazioni (già approvate dall'IFRIC).

Modifiche a IFRS 10, IFRS 11 e IAS 28 – Entità d'investimento: applicazione della deroga al consolidamento. Il documento, pubblicato dallo IASB in data 18 dicembre 2014, introduce le seguenti modifiche:

• l'esenzione dalla redazione del bilancio consolidato per una sub-holding è concessa anche a una holding che è una controllata di una investment entity;
• la richiesta, per una investment entity, di consolidare una controllata che fornisce servizi collegati alle sue attività di investimento si applica solo per le controllate che non siano anche esse stesse delle investment entities;
• nell'applicare il metodo del patrimonio netto a una collegata o joint venture che è una investment entity, è possibile mantenere le valutazioni a fair value che la collegata o la joint venture hanno utilizzato, in relazione alle proprie controllate;
• una investment entity che valuta tutte le proprie controllate al fair value deve fornire l'informativa richiesta dall'IFRS 12.

IFRS 16 – Leases. Principio pubblicato dallo IASB in data 13 gennaio 2016, destinato a sostituire il principio IAS 17 "Leasing", nonché le interpretazioni IFRIC 4 "Determinare se un accordo contiene un leasing", SIC 15 "Leasing operativo - Incentivi" e SIC 27 "La valutazione della sostanza delle operazioni nella forma legale del leasing". Il nuovo principio fornisce una nuova definizione di lease e introduce un criterio basato sul controllo (right of use) di un bene per distinguere i contratti di leasing dai contratti per servizi, individuando quali discriminanti: l'identificazione del bene, il diritto di sostituzione dello stesso, il diritto ad ottenere sostanzialmente tutti i benefici economici rivenienti dall'uso del bene e il diritto di dirigere l'uso del bene sottostante il contratto. La sua applicazione è prevista a partire dal 1° gennaio 2019. È consentita un'applicazione anticipata per le entità che applicheranno l'IFRS 15.

Nei prossimi mesi verranno avviate analisi dettagliate al fine di valutare gli effetti che deriveranno per il Gruppo dall'introduzione dell'IFRS 16.

Modifiche allo IAS 12 – Iscrizione attività fiscali differite per perdite non realizzate. Documento emesso dallo IASB in data 19 gennaio 2016. Le modifiche, applicabili a partire dagli esercizi che iniziano il 1° gennaio 2017, chiariscono come contabilizzare un'attività fiscale differita relative a una passività finanziaria valutata al fair value. L'applicazione anticipata è consentita.

Modifiche allo IAS 7 – Informativa. Documento emesso dallo IASB in data 29 gennaio 2016. Le modifiche, applicabili a partire dagli esercizi che iniziano il 1° gennaio 2017, richiedono alle entità di fornire informazioni sulle variazioni delle proprie passività finanziarie, al fine di consentire agli utilizzatori di meglio valutare le ragioni sottostanti la variazioni dell'indebitamento dell'entità.

Modifiche all'IFRS 2 "Pagamenti basati su azioni". Documento emesso dallo IASB in data 20 giugno 2016. Le modifiche, applicabili a partire dagli esercizi che iniziano il 1° gennaio 2018 con possibilità di applicazione anticipata, chiariscono la contabilizzazione di determinate tipologie di operazioni con pagamento basato su azioni. In particolare gli emendamenti forniscono indicazioni in merito a:

• impatto delle condizioni di maturazione e non maturazione sulla valutazione delle operazioni con pagamento basato su azioni regolate per cassa;
• contabilizzazione di operazioni con pagamento basato su azioni che prevedono l'applicazione della ritenuta d'acconto;
• riclassificazione dell'operazione da cash-settled a equity-settled per effetto di variazioni nei termini e nelle condizioni dell'operazione.

In data 8 dicembre 2016 lo IASB ha pubblicato il documento Annual Improvements to IFRS Standards 2014- 2016 Cycle, che modifica l'IFRS 1 (entrata in vigore 1° gennaio 2018), l'IFRS 12 (entrata in vigore 1° gennaio 2017) e lo IAS 28 (entrata in vigore 1° gennaio 2018).

IFRIC 22 Foreign Currency Transactions and Advance Consideration, documento emesso dallo IASB in data 8 dicembre 2016 e che entra in vigore dal 1° gennaio 2018. L'interpretazione fornisce chiarimenti circa quali tassi di cambio utilizzare nei bilanci in valuta estera quando il pagamento è fatto o ricevuto in anticipo.

Modifica allo IAS 40 Investimenti immobiliari che entra in vigore il 1° gennaio 2018. La modifica comporta un chiarimento sull'applicazione del paragrafo 57 dello IAS 40 fornendo linee guida sui cambiamenti che portano a qualificare un bene che non era un investimento immobiliare come tale o viceversa. La modifica chiarisce che un cambiamento nelle intenzioni del management per l'uso di un bene non è sufficiente a fornire la prova di un cambiamento d'uso.

Relativamente ai nuovi principi applicabili a partire dall'esercizio 2017 o successivi sono in corso le valutazioni per la loro corretta applicazione e le analisi sugli impatti presumibili sui prossimi bilanci.

III. GESTIONE DEI RISCHI FINANZIARI DI IREN S.p.A.

La gestione dei rischi aziendali rappresenta una componente essenziale del Sistema di Controllo Interno della corporate governance di una Società quotata e il Codice di Autodisciplina di Borsa Italiana attribuisce su tale aspetto specifiche responsabilità.

Di seguito si riporta una sintesi della modalità di gestione dei rischi per quanto riguarda la gestione e il controllo dei rischi derivanti da strumenti finanziari (rischio di liquidità, rischio di cambio, rischio tassi di interesse, rischio di credito).

RISCHIO DI LIQUIDITÀ

Il rischio liquidità rappresenta il rischio che le risorse finanziarie disponibili per l'azienda non siano sufficienti per far fronte alle obbligazioni finanziarie e commerciali nei termini e scadenze prestabiliti. Nella tabella seguente viene indicato quando è previsto il flusso di cassa in uscita (entro 12 mesi, tra 1 e 5 anni e oltre i 5 anni). I flussi indicati sono flussi di cassa nominali futuri non scontati, determinati con riferimento alle residue scadenze contrattuali, sia per la quota in conto capitale sia per la quota in conto interessi; sono altresì indicati i flussi nominali non scontati inerenti i contratti derivati su tassi di interesse.

Dati al 31/12/2016	Valore contabile	Flussi finanziari contrattuali	entro i 12 mesi	1-5 anni	Oltre 5 anni
Debiti per mutui e bond (*)	2.869.902	(3.212.418)	(419.776)	(1.345.636)	(1.447.006)
Coperture rischio tasso (**)	25.565	(25.565)	(10.291)	(19.857)	4.583

(*) Il valore contabile dei "Debiti per mutui e bond" comprende sia la quota corrente sia la quota non corrente. (**)Il valore contabile delle "Coperture rischio tasso" comprende il fair value dei contratti di copertura (sia quelli attivi che quelli passivi).

I flussi finanziari previsti per l'estinzione delle altre passività finanziarie, diverse da quelle verso finanziatori, non si discostano significativamente dal valore contabile riportato in bilancio.

Per un dettaglio sulle politiche di gestione del rischio di liquidità si rimanda a quanto riportato nelle Note Illustrative del bilancio consolidato inserite nel presente documento di bilancio.

RISCHIO DI TASSO DI INTERESSE

Al fine di consentire una completa comprensione dei rischi di variazione dei tassi di interesse è stata condotta un'analisi di sensitività degli oneri finanziari netti al variare dei tassi di interesse. Tale analisi è stata effettuata, sulla base di presupposti di ragionevolezza, secondo le seguenti modalità:

• una variazione in aumento e in diminuzione di 100 basis points dei tassi di interesse euribor rilevati nel corso dell'esercizio è stata applicata all'indebitamento finanziario netto;
• in caso sia esistente una relazione di copertura lo shock sui tassi è stato applicato congiuntamente alla posizione debitoria ed al relativo strumento derivato di copertura con un effetto netto a conto economico estremamente contenuto;
• con riferimento ai contratti derivati di copertura esistenti alla data di chiusura dell'esercizio è stata applicata una traslazione in aumento ed in diminuzione di 100 basis points delle curve forward dei tassi di interesse impiegate per la determinazione dei fair value dei contratti stessi.

Nella seguente tabella sono riportati i risultati dell'analisi di sensitività anzi illustrata svolta con riferimento alla data del 31 dicembre 2016.

migliaia di euro

		Oneri finanziari	Riserva Cash flow Hedge
	Aumento di 100 bps	Diminuzione di 100 bps	Aumento di 100 bps	Diminuzione di 100 bps
Sensitività dei flussi finanziari (netta)
Indebitamento finanziario netto
(comprensivo dei contratti di copertura)	(1.431)	2.670	-	-
Variazione del fair value
Contratti di copertura
(solo componenti valutative)	4.110	(4.320)	21.114	(23.425)
Totale impatto da analisi di sensitività	2.679	(1.650)	21.114	(23.425)

FAIR VALUE

Il fair value è determinato in misura pari alla sommatoria dei flussi finanziari futuri attesi connessi all'attività o passività comprensivi della relativa componente di onere o provento finanziario attualizzati con riferimento alla data di chiusura del bilancio. Il valore attuale dei flussi futuri è stato determinato applicando la curva dei tassi forward alla data di chiusura dell'esercizio.

Al fine di fornire un'informativa quanto più possibile esaustiva è stato esposto anche il valore comparativo relativo al precedente esercizio.

Nella tabella seguente, per ogni classe di attività e passività indicate a bilancio è indicato, oltre al valore contabile, il relativo fair value.

	migliaia di euro
	31/12/2016		31/12/2015
Descrizione attività / passività	Valore contabile	Fair Value	Valore contabile	Fair Value
Crediti finanziari non correnti vs correlate	1.544.901	1.750.133	1.887.041	2.122.475
Derivati di copertura - Attività a lungo	1.439	1.439	-	-
Obbligazioni esigibili oltre 12 mesi (*)	(1.377.398)	(1.454.755)	(1.186.552)	(1.299.492)
Obbligazioni esigibili entro 12 mesi (*)	(178.554)	(186.021)	-	-
Debiti finanziari non correnti verso istituti di credito	(1.139.734)	(1.233.477)	(1.442.378)	(1.557.684)
Derivati di copertura - Passività a lungo	(27.004)	(27.004)	(31.439)	(31.439)
Mutui quota corrente	(174.216)	(204.812)	(143.797)	(182.383)
Totale	(1.350.566)	(1.354.497)	(917.125)	(948.523)

(*) il fair value negativo del Put Bond al 31.12.2016 è pari a 186.021 migliaia di euro (189.926 migliaia di euro al 31.12.2015).

Scala gerarchica del fair value

La tabella seguente illustra gli strumenti finanziari contabilizzati al fair value in base alla tecnica di valutazione utilizzata. I diversi livelli sono stati definiti come illustrato di seguito:

• Livello 1: prezzi quotati (non rettificati) su mercati attivi per attività o passività identiche;
• Livello 2: dati di input diversi dai prezzi quotati di cui al Livello 1 che sono osservabili per l'attività o la passività, sia direttamente (come nel caso dei prezzi), sia indirettamente (ovvero derivati dai prezzi);
• Livello 3: dati di input relativi all'attività o alla passività che non sono basati su dati di mercato osservabili (dati non osservabili).

31/12/2016	Livello 1	Livello 2	Livello 3	Totale
Attività finanziarie disponibili per la vendita				-
Attività finanziarie designate al fair value rilevato a conto economico				-
Investimenti finanziari detenuti per finalità di trading				-
Attività finanziarie derivate		-		-
Totale attività	-	-	-	-
Passività finanziarie derivate		(27.004)		(27.004)
Totale complessivo	-	(27.004)	-	(27.004)

migliaia di euro 31/12/2015 Livello 1 Livello 2 Livello 3 Totale Attività finanziarie disponibili per la vendita - Attività finanziarie designate al fair value rilevato a conto economico - Investimenti finanziari detenuti per finalità di trading - Attività finanziarie derivate - - Totale attività - - - - Passività finanziarie derivate (31.439) (31.439) Totale complessivo - (31.439) - (31.439)

Tutti gli strumenti finanziari di copertura di Iren S.p.A. hanno fair value classificabile di livello 2, cioè misurato sulla base di tecniche di valutazione che prendono a riferimento parametri osservabili sul mercato (es. tassi di interesse, prezzi commodities), diversi dalle quotazioni dello strumento finanziario, o comunque che non richiedono un significativo aggiustamento basato su dati non osservabili sul mercato. Si segnala inoltre che non ci sono stati trasferimenti tra i diversi Livelli della scala gerarchica del fair value.

RISCHIO DI CREDITO

Iren S.p.A. non è particolarmente soggetta a rischio di credito, in quanto effettua prevalentemente prestazioni professionali a favore delle Società di Primo Livello e controllate, secondo le esigenze da queste manifestate, sulla base di contratti di services stipulati fra le parti.

Per un dettaglio sulle politiche di gestione del rischio di credito si rimanda a quanto riportato nelle Note Illustrative del bilancio consolidato inserite nel presente documento di bilancio.

Gestione del capitale

Le politiche di gestione del capitale del Consiglio di Amministrazione prevedono il mantenimento di un livello elevato di capitale proprio al fine di mantenere un rapporto di fiducia con gli investitori, i creditori ed il mercato, consentendo altresì lo sviluppo futuro dell'attività.

Il Consiglio di Amministrazione monitora il rendimento del capitale e il livello di dividendi da distribuire ai detentori di azioni ordinarie e ha l'obiettivo di mantenere un equilibrio tra l'ottenimento di maggiori rendimenti tramite il ricorso ad indebitamento e i vantaggi e la sicurezza offerti da una solida situazione patrimoniale.

IV. INFORMATIVA SUI RAPPORTI CON PARTI CORRELATE

Il Consiglio di Amministrazione di IREN, in data 13 marzo 2015 e con il parere favorevole del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate (interamente composto da Amministratori indipendenti), ha adottato una nuova versione del "Regolamento Interno in materia di operazioni con parti correlate", già approvato in data 30 novembre 2010 ed emendato in data 6 febbraio e 3 dicembre 2013, ("Regolamento interno OPC"), in attuazione:

• delle disposizioni in materia di operazioni con parti correlate di cui all'art. 2391-bis del Codice Civile;
• delle disposizioni di cui all'art. 114 del D. Lgs. 24 febbraio 1998, n. 58 (il "Testo Unico della Finanza" ovvero "TUF");
• del Regolamento recante disposizioni in materia di operazioni con parti correlate, adottato dalla Consob con delibera n. 17221 del 12 marzo 2010, successivamente modificato con delibera n. 17389 del 23 giugno 2010 ("Regolamento Consob").

In data 15 marzo 2016, previa istruttoria svolta dal Comitato per le Operazioni con Parti Correlate, il Consiglio di Amministrazione di IREN ha adottato una Procedura operativa per la gestione delle Operazioni con Parti Correlate, che integra e dettaglia le previsioni del predetto Regolamento Interno in materia di operazioni con parti correlate.

Iren e le Società dalla stessa controllate informano i rapporti con parti correlate a principi di trasparenza e correttezza. Buona parte di tali rapporti attengono a prestazioni fornite alla generalità della clientela (fornitura di gas, acqua, energia elettrica, calore ecc.) e sono regolati dai contratti normalmente applicati in tali situazioni.

Ove non si tratti di prestazioni di tipo corrente, i rapporti sono regolati da specifici contratti, le cui condizioni sono fissate sulla base delle normali condizioni praticate sul relativo mercato. Nel caso in cui tale riferimento non sia disponibile o significativo, si definiscono i diversi profili mediante ricorso ad esperti e/o professionisti indipendenti.

Rapporti con soci parti correlate

Iren S.p.A. fornisce una serie di servizi a favore di Finanziaria Sviluppo Utilities S.r.l., veicolo societario attraverso il quale i Comuni di Genova e Torino detengono la partecipazione in Iren S.p.A., nei settori Legale, Amministrazione, Finanza, Fiscale, sulla base di specifici contratti che prevedono una adeguata remunerazione delle prestazioni.

Rapporti con altri soci parti correlate

Gli Amministratori di Iren, in base al "Regolamento Interno in materia di operazioni con parti correlate", hanno qualificato il Gruppo Intesa San Paolo come parte correlata.

La Società ha rapporti di natura finanziaria con il Gruppo Intesa San Paolo, che riguardano principalmente diverse forme di finanziamento quali mutui, linee di credito e conti correnti. Inoltre è stato affidato a Banca IMI S.p.A. l'incarico di advisor finanziario in un'operazione straordinaria.

Rapporti con società controllate

Services Intercompany - Per sfruttare al meglio le sinergie organizzative emergenti dalla fusione fra IRIDE ed Enìa, la configurazione di Iren è stata disegnata sul modello di una Holding, dotata di strutture di staff adeguate a sostenere l'attività di coordinamento del Gruppo, e ad affrontare le più rilevanti problematiche di interesse generale. Pertanto Iren è in grado di fornire prestazioni professionali a favore delle Società di Primo Livello e controllate, secondo le esigenze da queste manifestate, sulla base di contratti di services stipulati fra le parti.

Tutte le attività suddette sono regolate da appositi contratti di servizio improntati a condizioni di mercato.

Gestione finanziaria - Al fine di ottimizzare la struttura e le condizioni di accesso al finanziamento esterno sono state adottate soluzioni organizzative orientate ad una gestione finanziaria accentrata a livello di Gruppo, gestione svolta direttamente da Iren S.p.A..

In tale prospettiva, i finanziamenti sono assunti nei confronti del sistema creditizio in capo ad Iren, con destinazione successiva dei fondi alle Società del Gruppo a sostegno degli investimenti realizzati dalle medesime Società, sulla base di contratti di finanziamento intercompany.

E' stata approvata la regolamentazione dei rapporti finanziari fra la Capogruppo e le Società di Primo Livello, concernenti sia la gestione accentrata (cash pooling) delle risorse disponibili all'interno del Gruppo per il funzionamento quotidiano (circolante), sia la gestione delle risorse destinate a sostenere gli investimenti a medio/lungo termine. Le condizioni dei contratti intercompany, stipulati sulla base di tale regolamentazione, sono state definite sulla base delle condizioni alle quali la Capogruppo si approvvigiona sul mercato finanziario.

Consolidato fiscale - A partire dall'esercizio 2010 la società Iren S.p.A., ha optato per il regime fiscale del Consolidato domestico di cui agli artt. 117 e seguenti del nuovo TUIR. Detto regime consiste nella determinazione dell'IRES sulla base imponibile di Gruppo corrispondente alla somma algebrica degli imponibili positivi e negativi delle singole società che partecipano al consolidato opportunamente rettificato per le variazioni di consolidamento.

Tutti i rapporti, economici e giuridici, tra le parti sono stati disciplinati da apposito contratto interaziendale tra le società coinvolte e la consolidante Iren S.p.A..

Il perimetro di consolidamento fiscale, per il 2016, oltre alla consolidante Iren S.p.A., include le seguenti società: IRETI (già Iren Emilia e incorporante di Iren Acqua Gas, AEM Torino Distribuzione, Aga, Eniatel, Genova Reti Gas e Acquedotto di Savona), Iren Servizi e Innovazione, Iren Mercato, Iren Energia (incorporante di TLR V ), Iren Gestioni Energetiche, Mediterranea delle Acque, Immobiliare delle Fabbriche, Iren Ambiente (incorporante di Iren Ambiente Holding e Tecnoborgo), Iren Rinnovabili, Green Source, Enìa Solaris, Varsi Fotovoltaico, Millenaria Fotovoltaico e AMIAT.

In particolare, nel suddetto contratto vengono contemplate le modalità di trasferimento del reddito IRES, la remunerazione che ne consegue, nonché gli effetti di eventuali interruzioni del suddetto regime o del mancato rinnovo dello stesso.

A seguito dell'opzione per il consolidato fiscale domestico, a fronte del reddito imponibile conseguito e trasferito alla società consolidante, la consolidata si obbliga a riconoscere alla società consolidante "conguagli per imposte" pari alle imposte dovute sul reddito trasferito al netto dei crediti per IRES trasferiti.

Nel Regolamento vengono inoltre evidenziati gli altri obblighi dei contraenti tra cui quello relativo agli invii di flussi informativi da parte delle consolidate affinché la Consolidante riesca a determinare il Reddito complessivo di gruppo ai fini IRES.

In appositi paragrafi vengono indicate le conseguenze relative all'interruzione anticipata del consolidato, al mancato rinnovo ed alle responsabilità delle parti in caso di errori a loro imputabili ai sensi dell'articolo 127 comma 2 del TUIR.

Opzione per l'IVA di Gruppo - Da un punto di vista procedurale, per l'esercizio 2016, la liquidazione dell'IVA di Gruppo ha comportato il trasferimento in capo alla controllante Iren S.p.A. di tutti gli obblighi relativi alle liquidazioni ed ai versamenti periodici IVA.

Le società che partecipano alla procedura di liquidazione di gruppo sono, oltre alla capogruppo Iren S.p.A., le seguenti: Iren Energia (incorporante di TLR V.)., Iren Servizi e Innovazione, IRETI (già Iren Emilia e incorporante di Iren Acqua Gas, AEM Torino Distribuzione, Aga, Eniatel, Genova Reti Gas e Acquedotto di Savona), Iren Mercato, Iren Gestioni Energetiche (incorporante di OC.CLIM), Iren Ambiente (incorporante di Iren Ambiente Holding e Tecnoborgo), AMIAT, Iren Rinnovabili., Enìa Solaris, Idrotigullio, Mediterranea delle Acque., Greensource, Millenaria Fotovoltaico, Varsi Fotovoltaico, Immobiliare delle fabbriche e Laboratori Iren Acqua Gas.

Rapporti con gli amministratori

Da ultimo e per ciò che concerne gli amministratori si segnala che non vi sono rapporti, oltre alle cariche ricoperte nelle società del Gruppo. Per le informazioni relative ai compensi si rimanda alla Relazione sulla remunerazione pubblicata ai sensi dell'art. 123-ter del TUF.

V. FATTI DI RILIEVO AVVENUTI DOPO LA CHIUSURA DELL'ESERCIZIO

Informazioni finanziarie periodiche aggiuntive

Alla luce di quanto previsto dal Regolamento Emittenti, modificato da Consob con Delibera n. 19770 del 26 ottobre 2016, che ha introdotto l'articolo 82-ter con decorrenza dal 2 gennaio 2017, Iren ha reso pubblica in data 24 gennaio 2017 l'intenzione di continuare a comunicare, su base volontaria, le c.d. "informazioni finanziarie periodiche aggiuntive".

Le "informazioni finanziarie periodiche aggiuntive", a decorrere dall'esercizio 2017 e fino a diversa comunicazione, saranno oggetto di approvazione da parte del Consiglio di Amministrazione in riunioni da tenersi entro 45 giorni dalla chiusura del primo e del terzo trimestre di ogni anno e pubblicate, in coerenza con le modalità previste dal Regolamento Emittenti, mediante diffusione di un comunicato stampa e di una pubblicazione/presentazione sul sito WEB della Società.

I principali elementi informativi contenuti nelle "informazioni finanziarie periodiche aggiuntive" saranno i seguenti:

• Assetto societario e organi sociali;
• Sintesi dei risultati economici e della situazione patrimoniale e finanziaria;
• Analisi per settori di attività;
• Fatti di rilievo del periodo;
• Prospetti contabili inerenti alla situazione economica, patrimoniale e finanziaria.

La Società:

• garantisce la coerenza e la correttezza delle "informazioni finanziarie periodiche aggiuntive" diffuse al pubblico e la comparabilità dei relativi elementi informativi con i corrispondenti dati contenuti nelle relazioni finanziarie precedentemente diffuse al pubblico;
• assicura un accesso rapido, non discriminatorio e ragionevolmente idoneo a garantire l'effettiva diffusione delle informazioni in tutta l'Unione Europea.

Conversione di azioni di risparmio Iren S.p.A. in azioni ordinarie da parte di FCT Holding S.p.A. e successiva cessione

In data 2 marzo 2017 FCT Holding S.p.A. ha comunicato di avere concluso la cessione di 14.001.986 azioni ordinarie, pari all'1,18% del capitale sociale ordinario di Iren S.p.A.. Ad esito della cessione, FCT Holding S.p.A. detiene una partecipazione pari al 6,308% del capitale sociale di Iren.

Le azioni cedute conseguono dalla conversione da azioni di risparmio in ordinarie, entro la data di regolamento dell'Offerta, in ottemperanza con la procedura di conversione indicata all'art. 6.9 dello Statuto di Iren.

Ciò premesso, il capitale sociale di Iren S.p.A. risulta pertanto attualmente rappresentato da n. 1.195.727.663 azioni ordinarie con diritto di voto e da n. 80.498.014 azioni di risparmio prive del diritto di voto, tutte del valore nominale di 1,00 (uno) euro cadauna.

VI. ALTRE INFORMAZIONI

COMUNICAZIONE CONSOB N. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

Eventi e operazioni significative non ricorrenti

Nel corso dell'esercizio 2016 la società non ha posto in essere eventi e/o operazioni significative non ricorrenti, così come definite dalla Comunicazione, vale a dire eventi od operazioni il cui accadimento risulta non ricorrente oppure operazioni o fatti che non si ripetono frequentemente nel normale svolgimento dell'attività.

Posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali

Si precisa che nel corso del 2016 la società non ha posto in essere operazioni atipiche e/o inusuali, così come definite dalla Comunicazione stessa, secondo la quale le operazioni atipiche e/o inusuali sono quelle operazioni che per significatività/rilevanza, natura delle controparti, oggetto della transazione, modalità di determinazione del prezzo di trasferimento e tempistica dell'accadimento (prossimità alla chiusura dell'esercizio) possono dare luogo a dubbi in ordine: alla correttezza/completezza delle informazioni in bilancio, al conflitto di interessi, alla salvaguardia del patrimonio aziendale, alla tutela degli azionisti di minoranza.

Informativa relativa alle azioni proprie

Si segnala ai sensi dell'art. 2428 C.C. che Iren S.p.A. non possiede, non ha acquistato né alienato nel corso dell'esercizio, azioni proprie e azioni o quote di società controllanti, anche per tramite di società fiduciaria o di interposta persona.

PUBBLICAZIONE DEL BILANCIO

Il bilancio è stato autorizzato alla pubblicazione dal Consiglio di Amministrazione di Iren nella riunione del 16 marzo 2017. Il Consiglio di Amministrazione ha autorizzato il Presidente e l'Amministratore Delegato ad apportare al bilancio quelle modifiche che risultassero necessarie od opportune per il perfezionamento della forma nel periodo di tempo intercorrente fino alla data di approvazione da parte dell'Assemblea degli Azionisti.

L'Assemblea degli Azionisti che sarà convocata per l'approvazione del bilancio separato della Capogruppo ha la facoltà di richiedere modifiche al suddetto bilancio separato.

COMPENSI PERCEPITI DA AMMINISTRATORI, SINDACI E DIRIGENTI CON RESPONSABILITÀ STRATEGICHE

Per le informazioni concernenti i compensi di Amministratori, Sindaci e Dirigenti con responsabilità strategiche si rimanda all'apposita Relazione sulla remunerazione pubblicata ai sensi dell'art. 123 – ter del TUF.

VII. INFORMAZIONI SULLA SITUAZIONE PATRIMONIALE - FINANZIARIA

Le tabelle che seguono, ove non diversamente indicato, riportano i dati in migliaia di euro.

ATTIVO

ATTIVITA' NON CORRENTI

NOTA 1_ATTIVITA' MATERIALI

La composizione e la variazione della voce attività materiali viene riportata nella tabella seguente:

						migliaia di euro
	31/12/2015	Incrementi per op. societarie	Incrementi	Ammorta menti	Dismissioni e altre variazioni	31/12/2016
Terreni	278	-	-	-	-	278
Fabbricati	1.346	-	13	(133)	13	1.239
Impianti e macchinari	511	-	45	(57)	-	499
Attrezzature industriali e comm.li	2	90	28	(12)	-	108
Altri beni	6.451	14	2.863	(2.125)	2.046	9.249
Immobilizzazioni in corso	3.503	-	87	-	(3.481)	109
Totale	12.091	104	3.036	(2.327)	(1.422)	11.482

La variazione della voce altri beni è riferita principalmente ad acquisto ed entrata in funzione di hardware a seguito del potenziamento dei server, della rete LAN e dell'ammodernamento delle postazioni di lavoro per 4.574 migliaia di euro, ad acquisto di veicoli da Iren Servizi e Innovazione per 1.156 migliaia di euro, e a vendita di veicoli ad IRETI S.p.A. per 1.415 migliaia di euro.

Le immobilizzazioni materiali in corso comprendono principalmente investimenti non ancora terminati per interventi su edifici e su impianti generici connessi alla funzionalità dei medesimi, ancorché di proprietà del Fondo Immobiliare.

Si segnala che, con l'acquisizione da Iren Energia S.p.A del Ramo "Magazzino" e da IRETI S.p.A. del Ramo "Magazzino e Staff Corporate", avvenuti entrambi il 1 aprile 2016, le immobilizzazioni materiali si sono incrementate di 104 migliaia di euro.

Si ricorda inoltre che non vi sono garanzie d'importo rilevante su cespiti.

NOTA 2_ATTIVITA' IMMATERIALI A VITA DEFINITA

La composizione e la variazione della voce attività immateriali viene riportata nella tabella seguente:

						migliaia di euro
	31/12/2015	Incrementi per op. societarie	Incrementi	Ammorta menti	Dismissioni e altre variazioni	31/12/2016
Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione opere
dell'ingegno	7.716	-	11.269	(6.130)	14.746	27.601
Altre immobilizzazioni	-	-	950	(16)	-	934
Immobilizzazioni in corso	16.172	-	5.123	-	(14.825)	6.470
Totale	23.888	-	17.342	(6.146)	(79)	35.005

Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzo delle opere dell'ingegno

La voce è costituita da licenze d'uso software e dai costi sostenuti per la produzione interna di software realizzato al fine di adattare gli applicativi concessi in licenza. Con l'accentramento in IREN Spa di tutte le attività di staff, la Capogruppo svolge tali attività per tutte le Società del Gruppo. Tali cespiti sono ammortizzati in cinque anni.

Altre immobilizzazioni

La voce è costituita prevalentemente da costi per studi e definizione architettura del progetto "Unificazione Sistemi Mercato - Project Preparation." e da costi per studi per il progetto "Reporting integrato di Gruppo e del Sistema di Pianificazione Economico Finanziario".

Immobilizzazioni immateriali in corso

La voce è costituita prevalentemente da licenze d'uso software e relativi costi sostenuti per le implementazioni (si riferiscono principalmente ai progetti riguardanti i sistemi informativi e applicativi a supporto dell'attività operativa) e da costi per studi per progetti in ambito IT.

NOTA 3_PARTECIPAZIONI IN IMPRESE CONTROLLATE JOINT VENTURE E COLLEGATE

Partecipazioni in imprese controllate

L'elenco delle partecipazioni in imprese controllate al 31 dicembre 2016 è riportato in allegato.

Il totale della voce è composto come riportato nelle seguenti tabelle:

				migliaia di euro
	31/12/2015	Incrementi	Decrementi	31/12/2016
IREN Acqua Gas S.p.A.	581.158		-581.158	-
IREN Ambiente S.p.A.	235.253		9.145	244.398
IREN Ambiente Holding S.p.A.	9.145		-9.145	-
I RETI S.p.A.	262.303	756.444	-	1.018.747
IREN Energia S.p.A.	1.314.398		-175.286	1.139.112
IREN Mercato S.p.A.	142.065		-	142.065
Totale	2.544.322	756.444	-756.444	2.544.322

La tabella evidenzia gli effetti riconducibili alle operazioni straordinarie poste in essere a fine 2015 con effetti dal 1° gennaio 2016 aventi per oggetto la razionalizzazione delle partecipazioni. In particolare si rileva

• la cessione della partecipazione detenuta in Iren Ambiente Holding S.p.A in seguito a fusione per incorporazione della medesima nella società Iren Ambiente S.p.A;
• la ridenominazione della partecipazione in Iren Emilia S.p.A. per effetto dell'atto di fusione per incorporazione delle società Aem Torino Distribuzione, Genova Reti Gas, Iren Acqua Gas, Acquedotto Savona, Eniatel e Aga nella neo costituita I RETI S.p.A;
• la riduzione della partecipazione in iren Energia S.p.A. per effetto del medesimo atto di fusione.

Si precisa che la partecipazione in AMIAT V S.p.A. (0,001%), non riportata in tabella data l'esiguità del relativo valore, è stata ceduta nel mese di maggio 2016 alla società di primo livello Iren Ambiente S.p.A..

NOTA 4_ALTRE PARTECIPAZIONI

Tale voce si riferisce a partecipazioni in società sulle quali Iren S.p.A. non esercita né controllo né influenza notevole. Tali partecipazioni sono state mantenute al costo sostenuto, rettificato da eventuali perdite durevoli di valore, in quanto non è stato possibile determinare in modo attendibile il loro fair value. A seguito del conferimento dalla società controllata Iren Energia, il valore della partecipazione nel Fondo Core MultiUtilities ammonta, al 31 dicembre 2016 (invariato rispetto al 31 dicembre 2015), a 100 migliaia di euro.

NOTA 5_ATTIVITA' FINANZIARIE NON CORRENTI

Crediti finanziari non correnti

Il totale della voce ammonta complessivamente a 1.546.440 migliaia di euro (1.887.041 migliaia di euro al 31 dicembre 2015).

		migliaia di euro
	31/12/2016	31/12/2015
Verso controllate, collegate e joint venture	29.957	470.529
Per gestione accentrata tesoreria e per cash-pooling	1.514.944	1.416.412
Altre attività finanziarie non correnti	1.439	-
Verso altri	100	100
Totale	1.546.440	1.887.041

I crediti finanziari verso controllate e joint venture si riferiscono a crediti:

• verso Idrotigullio per 6.058 migliaia di euro (6.221 migliaia di euro al 31 dicembre 2015),
• verso Asti Energia e calore per 899 migliaia di euro (338 migliaia di euro al 31 dicembre 2015),
• verso Iren Rinnovabili per 5.000 migliaia di euro (invariato rispetto al 31 dicembre 2015),
• verso Enia Solaris per 18.000 migliaia di euro (invariato rispetto al 31 dicembre 2015),

Al 31 dicembre 2015 erano presenti un credito finanziario verso Iren Mercato per euro 439.000.000 che è stato riclassificato tra i crediti a breve e due crediti verso Acquedotto Savona per 1.000 migliaia di euro e verso Nord Ovest Servizi per 970 migliaia di euro che al 31 dicembre 2016 risultano estinti.

Le altre attività finanziarie non correnti ammontano a 1.439 migliaia di euro (non presenti al 31 dicembre 2015) e riguardano il fair value degli strumenti derivati. (per il commento si rinvia al paragrafo "Gestione dei rischi finanziari di IREN S.p.A.").

I crediti finanziari verso altri si riferiscono alla partecipazione di una produzione cinematografica in regime di Tax credit per 100 migliaia di euro (invariato rispetto al 31 dicembre 2015).

NOTA 6_ALTRE ATTIVITA' NON CORRENTI

Sono pari a 23.427 migliaia di euro (10.706 migliaia di euro al 31 dicembre 2015) e sono costituiti da un credito verso l'Agenzia delle Entrate generato da una sentenza della Corte di Cassazione riguardante la restituzione di parte degli interessi pagati da ex AMGA (oggi Iren S.p.A.) in relazione al recupero degli aiuti di Stato ("moratoria fiscale") per 12.702 migliaia di euro (non presenti al 31 dicembre 2015), da crediti tributari per rimborso Ires a seguito deduzione Irap riferito agli anni 2010/2011 per 7.562 migliaia di euro (invariato rispetto al 31 dicembre 2015), da crediti verso soci parti correlate per rimborso Ires a seguito deduzione Irap riferito agli anni 2007/2009 per 2.954 migliaia di euro (invariato rispetto al 31 dicembre 2015) da crediti verso il personale per la quota non corrente dei finanziamenti concessi a dipendenti per 204 migliaia di euro (190 migliaia di euro al 31 dicembre 2015) e da crediti per depositi cauzionali per 5 migliaia di euro (non presenti al 31 dicembre 2015).

NOTA 7_ATTIVITÀ PER IMPOSTE ANTICIPATE

Ammontano a 11.939 migliaia di euro (18.138 migliaia di euro al 31 dicembre 2015) e si riferiscono ad imposte differite attive derivanti da componenti di reddito fiscalmente deducibili nei futuri esercizi.

Per ulteriori informazioni si rinvia alla nota del conto economico "Imposte sul reddito", nota 36.

ATTIVITÀ CORRENTI

NOTA 8_CREDITI COMMERCIALI

Il dettaglio è evidenziato nella tabella seguente:

		migliaia di euro
	31/12/2016	31/12/2015
Verso clienti	932	546
Verso controllate e joint venture	48.934	92.970
Verso collegate	1.281	4.947
Verso soci parti correlate	25	31
Verso altre società del gruppo	-	93
Totale	51.172	98.587

Crediti verso clienti

Sono relativi principalmente a crediti per rimborsi spese e servizi resi in occasione di manifestazioni pubbliche. Ammontano a 932 migliaia di euro (546 migliaia di euro al 31 dicembre 2015).

Crediti verso imprese controllate e joint venture

I crediti verso controllate e joint venture si riferiscono a normali operazioni commerciali, intrattenute a condizioni di mercato.

Il dettaglio dei crediti commerciali verso società controllate e joint venture è riportato in allegato nei rapporti con parti correlate.

Crediti verso imprese collegate

La voce si riferisce prevalentemente ai compensi reversibili per le cariche ricoperte da dipendenti di Iren nelle società collegate nonché al riaddebito costi assicurativi sostenuti dalla Capogruppo. Il dettaglio dei crediti verso società collegate è riportato in allegato nei rapporti con parti correlate.

Crediti verso soci parti correlate I crediti verso soci parti correlate presentano un saldo di 25 migliaia di euro (31 migliaia di euro al 31 dicembre 2015) e si riferiscono a crediti per attività svolte a favore di FSU per 19 migliaia di euro (31 migliaia di euro al 31 dicembre 2015) e a favore del Comune di Reggio Emilia per 6 migliaia di euro (non presenti al 31 dicembre 2015).

Crediti verso altre società del Gruppo

Non presenti al 31 dicembre 2016. Al 31 dicembre 2015 erano pari a 93 migliaia di euro e riguardavano crediti verso BT ENIA e SMAG.

NOTA 10_CREDITI VARI E ALTRE ATTIVITA' CORRENTI

Il dettaglio è evidenziato nella tabella seguente:

		migliaia di euro
	31/12/2016	31/12/2015
Crediti verso il personale	19	19
Crediti verso controllate per IVA di Gruppo	11.821	7.795
Crediti verso controllate per consolidato fiscale	38.751	32.006
Crediti verso Erario per IVA	6.783	6.953
Crediti verso altri	3.842	5.355
Crediti di natura tributaria	1.969	1.047
Risconti attivi	1.280	1.015
Totale	64.465	54.190

I crediti verso il personale sono costituiti da crediti per finanziamenti concessi a dipendenti, anticipi su pensioni, stipendi e trasferte.

Il Gruppo ha esercitato l'opzione, ai sensi dell'art. 118 del nuovo Tuir, per il Consolidato fiscale di Gruppo che comporta il trasferimento da parte delle società consolidate delle proprie posizioni debitorie/creditorie IRES verso la Consolidante Iren S.p.A..

NOTA 11_ATTIVITA' FINANZIARIE CORRENTI

La scadenza di tutti i crediti finanziari iscritti in questa voce non supera i 12 mesi. Il valore contabile di tali crediti approssima il loro fair value in quanto l'impatto dell'attualizzazione risulta trascurabile. I crediti finanziari correnti riguardano:

Crediti finanziari verso controllate, joint venture e collegate

Il totale della voce, che dal 31 dicembre 2012, non espone più i crediti per cash-pooling riclassificati nella voce "crediti finanziari non correnti", è suddiviso come riportato nella tabella seguente:

		migliaia di euro
	31/12/2016	31/12/2015
Per fatture emesse	543	91
Per fatture da emettere	22.077	22.644
Per finanziamenti concessi	439.243	240
Per conferimenti	890	110
Diversi	302	-
Totale	463.055	23.085

La voce relativa ai finanziamenti concessi ammonta a 439.243 migliaia di euro (240 migliaia di euro al 31 dicembre 2015) e si riferisce alla quota a breve del mutuo erogato a favore delle controllate Idrotigullio e Iren Mercato.

Crediti finanziari verso altri

Ammontano a 11 migliaia di euro (10 migliaia di euro al 31 dicembre 2015) e si riferiscono principalmente a risconti attivi di natura finanziaria.

NOTA 12_CASSA E ALTRE DISPONIBILITA' LIQUIDE EQUIVALENTI

La voce cassa e altre disponibilità liquide equivalenti risulta essere così costituita:

		migliaia di euro
	31/12/2016	31/12/2015
Depositi bancari e postali	140.845	115.718
Denaro e valori in cassa	473	343
Totale	141.318	116.061

Le altre disponibilità liquide equivalenti rappresentano impieghi finanziari a breve termine e ad alta liquidità che sono prontamente convertibili in valori di cassa noti e soggetti ad un irrilevante rischio di variazione.

NOTA 13_ATTIVITÀ DESTINATE A ESSERE CEDUTE

Sono pari a 240 migliaia di euro (invariato rispetto al 31 dicembre 2015) e si riferiscono alla partecipazione in Plurigas in liquidazione. La partecipazione è stata classificata tra le attività destinate ad essere cedute in quanto nel corso del 2014 si è conclusa l'operatività della società.

PASSIVO

NOTA 14_PATRIMONIO NETTO

Il patrimonio netto risulta essere così composto:

		migliaia di euro
	31/12/2016	31/12/2015
Capitale sociale	1.276.226	1.276.226
Riserve e Utili (Perdite) a nuovo	240.453	181.992
Risultato netto del periodo	88.257	124.501
Totale	1.604.936	1.582.719

Capitale sociale

Il capitale sociale ammonta a 1.276.225.677 euro (invariato rispetto al 31 dicembre 2015), interamente versati e si compone di 1.181.725.677 azioni ordinarie del valore nominale di 1 euro ciascuna e di 94.500.000 azioni di risparmio senza diritto di voto del valore nominale di 1 euro ciascuna.

Azioni di risparmio

Le 94.500.000 Azioni di Risparmio Iren, in possesso della Finanziaria Città di Torino, non sono quotate, sono prive di diritto di voto e, salvo il diverso ordine di priorità nella ripartizione dell'attivo netto residuo in caso di scioglimento della società, hanno la stessa disciplina delle azioni ordinarie.

Infine, in caso di cessione le azioni di risparmio saranno convertite automaticamente, alla pari, in azioni ordinarie.

Riserve

Il dettaglio della voce è riportato nella tabella seguente:

	migliaia di euro
	31/12/2016	31/12/2015
Riserva sovrapprezzo azioni	105.102	105.102
Riserva legale	45.585	39.360
Riserva copertura flussi finanziari	(14.658)	(20.064)
Altre riserve e Utile (perdite) accumulate	104.424	57.594
Totale	240.453	181.992

Riserva coperture di flussi finanziari

Con l'adozione dello IAS 39 la variazione del fair value dei contratti derivati designati come strumenti di copertura efficaci viene contabilizzata in bilancio con contropartita direttamente a patrimonio netto nella riserva di copertura di flussi finanziari. Tali contratti sono stati stipulati per coprire l'esposizione al rischio di oscillazione dei tassi di interesse dei mutui a tasso variabile.

Altre riserve e Utile (perdite) accumulate

Sono composte principalmente dall'avanzo generato dalla fusione per incorporazione di AMGA in AEM Torino e successivamente di Enìa in Iride e da utili e perdite portati a nuovo. Nel corso dell'esercizio 2012 si erano ridotte per la perdita portata a nuovo dell'esercizio 2011. Nel corso dell'esercizio 2015 la riserva straordinaria si è ridotta per effetto della distribuzione di un dividendo straordinario unitario pari ad euro 0,0151. Per maggiori dettagli si rimanda al prospetto delle variazioni delle voci di patrimonio netto.

Dividendi

L'Assemblea Ordinaria di Iren S.p.A. ha deliberato il 9 maggio 2016 la distribuzione di un dividendo pari a 0,055 euro per azione. Il dividendo complessivo pari a 70.192 migliaia di euro è stato messo in pagamento a partire dal giorno 22 giugno 2016.

PASSIVITA' NON CORRENTI

NOTA 15_PASSIVITA' FINANZIARIE NON CORRENTI

Ammontano complessivamente a 2.544.136 migliaia di euro (2.660.368 migliaia di euro al 31 dicembre 2015) e sono composte da:

Obbligazioni

Ammontano a 1.377.398 migliaia di euro (1.186.551 migliaia di euro al 31 dicembre 2015).

Tale ammontare (1.031.240 migliaia di euro al 31 dicembre 2015) è riferito ad emissioni di Private Placement e Public Bond. Private Placement: a) Notes scadenza 2020, cedola 4,37%, importo di emissione 260 milioni, attualmente in circolazione per 185,120 milioni a seguito di riacquisti (tender offer) eseguiti a dicembre 2015 e 2016; b) Notes scadenza 2019, cedola 3%, importo di emissione 100 milioni, attualmente in circolazione per 89,1 milioni a seguito di tender offer come sopra. Public Bond: a) Notes scadenza 2021, cedola 3%, importo di emissione 300 milioni, attualmente in circolazione per 186,273 milioni a seguito di riacquisti come sopra; b) Notes scadenza 2022, cedola 2,75%, importo di emissione 500 milioni, attualmente in circolazione per 430,126 milioni a seguito di tender offer del 2016; c) Notes scadenza 2024, cedola 0,875%, importo 500 milioni, seconda emissione a novembre 2016, a fronte del programma EMTN incrementato a complessivi 1,5 miliardi di euro. I prestiti obbligazionari sono stati sottoscritti da investitori istituzionali italiani ed esteri e sono quotati alla Borsa Irlandese; ai Public Bond è attribuito rating Fitch. L'importo contabile si riferisce al valore a costo ammortizzato, secondo i principi IAS.

Al 31.12.2015 erano compresi per 155.311 migliaia di euro i due prestiti obbligazionari non convertibili (puttable bonds), emessi nel 2008, con scadenza originaria 2021. Al 31.12.2016 la voce è stata classificata tra le Passività Finanziarie Correnti, tenuto conto del fatto che si è deciso di procedere al rimborso anticipato volontario dei Put Bond in portafoglio, alla scadenza della rata interessi di settembre 2017, con conseguente contabilizzazione a breve termine di un importo complessivo pari a 179 milioni di euro.

Debiti finanziari non correnti verso istituti di credito

I finanziamenti a medio lungo termine riguardano esclusivamente la quota a lungo dei mutui concessi dagli istituti finanziari ed ammontano a 1.139.734 migliaia di euro (1.442.378 migliaia di euro al 31 dicembre 2015).

I finanziamenti a medio lungo termine possono essere analizzati per regime di tasso (con le rispettive indicazioni di tasso minimo e massimo applicati) e per scadenza, come illustrato nella tabella che segue:

migliaia di euro

	a tasso fisso	a tasso variabile	TOTALE
tasso min/max	2,79%-5,249%	0,00%-2,579%
periodo di scadenza	2018-2027	2018-2030
2018	62.129	157.751	219.880
2019	58.845	185.925	244.770
2020	61.085	60.932	122.017
2021	63.412	30.932	94.344
successivi	305.538	153.184	458.722
Totale debiti 31/12/2016	551.009	588.725	1.139.734
Totale debiti 31/12/2015	660.699	781.679	1.442.378

I finanziamenti sono tutti denominati in euro.

Le movimentazioni dei finanziamenti a medio lungo termine avvenute nel corso dell'esercizio sono qui di seguito riepilogate:

					migliaia di euro
	31/12/2015				31/12/2016
	Totale debiti	Incrementi	Riduzioni	Rettifica costo ammortizzato	Totale debiti
- a tasso fisso	660.699	-	(109.869)	179	551.009
- a tasso variabile	781.679	70.000	(264.346)	1.394	588.725
TOTALE	1.442.378	70.000	(374.216)	1.573	1.139.734

Il totale dei debiti a medio lungo termine al 31 dicembre 2016 risulta in riduzione rispetto al 31 dicembre 2015, per effetto delle seguenti variazioni:

• incrementi per 70 milioni di euro, a fronte dell'erogazione alla Capogruppo di nuovi finanziamenti: per 20 milioni da parte di Banca di Piacenza e per 50 milioni di BEI, nell'ambito del plafond sul progetto servizi idrici Genova e Parma;
• riduzione per complessivi 374.216 migliaia di euro, sia a fronte del rimborso anticipato di finanziamenti (200 milioni a tasso variabile verso Cassa Depositi e Prestiti, Banca Regionale Europea e Unicredit), sia per la classificazione a breve termine delle quote dei finanziamenti in scadenza entro i prossimi 12 mesi;
• variazioni di costo ammortizzato per la contabilizzazione ai fini IAS dei finanziamenti.

Altre passività finanziarie

Ammontano a 27.004 migliaia di euro (31.439 migliaia di euro al 31 dicembre 2015) e si riferiscono al fair value dei contratti derivati stipulati da Iren per coprire l'esposizione al rischio di tasso di oscillazione dei tassi di interesse dei mutui a tasso variabile (per il commento si rinvia al paragrafo "Gestione dei rischi finanziari di IREN S.p.A.").

NOTA 16_BENEFICI AI DIPENDENTI

Nel corso dell'esercizio 2016 hanno avuto la seguente movimentazione:

	migliaia di euro
Valore al 31/12/2015	19.286
Obbligazioni maturate per l'attività prestata nel periodo	52
Oneri finanziari	284
Erogazioni dell'esercizio rilasci e prelievi	( 1.069)
(Utili)/Perdite attuariali	1.442
Altre variazioni	2.671
Valore al 31/12/2016	22.666

Le passività per benefici a dipendenti sono costituite da:

Trattamento di fine rapporto (TFR)

Nel corso dell'esercizio 2015 ha avuto la seguente movimentazione:

	migliaia di euro
Valore al 31/12/2015	13.650
Obbligazioni maturate per l'attività prestata nel periodo	-
Oneri finanziari	184
Erogazioni dell'esercizio rilasci e prelievi	( 789)
(Utili)/Perdite attuariali	414
Altre variazioni	2.330
Valore al 31/12/2016	15.789

Altri benefici

Nel seguito viene presentata la composizione e la movimentazione dell'esercizio per i piani a benefici definiti diversi dal TFR analizzato in precedenza.

Mensilità aggiuntive (premio anzianità)

Il premio anzianità è stato costituito a fronte delle mensilità aggiuntive maturate in occasione del raggiungimento dell'anzianità di servizio necessaria per il minimo pensionabile, nei confronti dei dipendenti in forza alla fine del periodo.

La movimentazione dell'esercizio è riportata nella seguente tabella:

	migliaia di euro
Valore al 31/12/2015	665
Obbligazioni maturate per l'attività prestata nel periodo	26
Oneri finanziari	9
Erogazioni dell'esercizio rilasci e prelievi	-
(Utili)/Perdite attuariali	98
Altre variazioni	106
Valore al 31/12/2016	904

Premio fedeltà

Per i dipendenti che abbiano maturato 25, 30 o 35 anni di servizio, è prevista la corresponsione di un premio di fedeltà pari ad una mensilità della retribuzione quale definita dal Contratto Collettivo Nazionale di Lavoro in atto al momento del raggiungimento dell'anzianità anzidetta. La movimentazione dell'esercizio è riportata nella seguente tabella:

	migliaia di euro
Valore al 31/12/2015	532
Obbligazioni maturate per l'attività prestata nel periodo	26
Oneri finanziari	8
Erogazioni dell'esercizio rilasci e prelievi	- 59
(Utili)/Perdite attuariali	29
Altre variazioni	115
Valore al 31/12/2016	651

Fondo agevolazioni tariffarie

La Società garantisce ai propri dipendenti, assunti prima del luglio 1996 con contratto elettrico, uno sconto sull'energia elettrica, mentre ai dipendenti assunti con contratto ambiente garantisce una indennità carbone o di riscaldamento. Questi benefici sono riconosciuti, per tutti coloro che ne hanno diritto, oltre che ai dipendenti in servizio, anche ai pensionati e il beneficio dello sconto energia è anche reversibile a favore del coniuge.

La movimentazione dell'esercizio è riportata nella seguente tabella:

	migliaia di euro
Valore al 31/12/2015	3.650
Obbligazioni maturate per l'attività prestata nel periodo	-
Oneri finanziari	72
Erogazioni dell'esercizio rilasci e prelievi	- 165
(Utili)/Perdite attuariali	900
Altre variazioni	120
Valore al 31/12/2016	4.577

La voce erogazioni dell'esercizio rilasci e prelievi è da ricondurre principalmente alla variazione del numero degli aventi diritto al beneficio dello sconto energia..

Fondo Premungas

Il fondo Premungas è un trattamento pensionistico integrativo che permette al dipendente di raggiungere l'ultima retribuzione percepita al momento della cessazione del rapporto di lavoro; il beneficio viene riconosciuto ai dipendenti assunti con contratto Ferdergasacqua fino al 28 febbraio 1978. La movimentazione dell'esercizio è riportata nella seguente tabella:

	migliaia di euro
Valore al 31/12/2015	789
Obbligazioni maturate per l'attività prestata nel periodo	-
Oneri finanziari	11
Erogazioni dell'esercizio rilasci e prelievi	56
(Utili)/Perdite attuariali	1
Altre variazioni	-
Valore al 31/12/2016	745

Ipotesi attuariali

La valutazione delle passività esposte in precedenza è effettuata da attuari indipendenti.

Si sottolinea che la passività relativa ai programmi a benefici definiti, è determinata sulla base di ipotesi attuariali ed è rilevata per competenza coerentemente alle prestazioni di lavoro necessarie per l'ottenimento dei benefici.

Allo scopo di definire l'ammontare del valore attuale delle obbligazioni si è proceduto alla stima delle future prestazioni che, sulla base di ipotesi evolutive connesse sia allo sviluppo numerico della collettività, sia allo sviluppo retributivo, saranno erogate a favore di ciascun dipendente nel caso di prosecuzione dell'attività lavorativa, pensionamento, decesso, dimissioni o richiesta di anticipazione.

Per la determinazione dell'ammontare dello sconto energia sono state considerate proiezioni attuariali dei probabili sconti sui consumi di energia elettrica che saranno erogati a favore degli attuali pensionati e dei loro coniugi superstiti, nonché degli attuali dipendenti (ed eventuali coniugi superstiti) dopo la cessazione del rapporto di lavoro.

Ai fini della scelta del tasso di sconto adottato nelle valutazioni previste dallo IAS 19, sono stati considerati i seguenti elementi:

• mercato dei titoli di riferimento;
• data di riferimento delle valutazioni;
• durata media prevista delle passività in esame.

La durata media residua delle passività è stata ottenuta come media ponderata delle durate medie residue delle passività relative a tutti i benefici e a tutte le Società del Gruppo.

Le ipotesi di natura economico-finanziaria adottate per le elaborazioni sono le seguenti:

Tasso annuo di attualizzazione	0,86% - 1,31%
Tasso annuo di inflazione	1,50%
Tasso annuo di incremento del costo dell'energia elettrica	1,50%
Tasso annuo incremento TFR	2,63%

In ottemperanza a quanto previsto dallo IAS19 vengono fornite le seguenti informazioni aggiuntive:

• analisi di sensitività per ciascuna ipotesi attuariale rilevante alla fine dell'esercizio, mostrando gli effetti che ci sarebbero stati a seguito delle variazioni delle ipotesi attuariale ragionevolmente possibili a tale data, in termini assoluti;
• indicazione del contributo per l'esercizio successivo;
• indicazione della durata media finanziaria dell'obbligazione per i piani a beneficio definito.

Di seguito si riportano tali informazioni.

	Variazione passività al variare del tasso di attualizzazione		Service cost 2016	Duration del piano
	+0,25%	-0,25%
TFR	(338)	350	-	9,3
Mensilità Aggiuntive	(27)	28	33	7,9
Premio Fedeltà	-	-	31	9,4
Agevolazioni tariffarie	(158)	167	50	15,6
Premungas	(15)	15	-	8,5

NOTA 17_FONDI PER RISCHI ED ONERI

Il dettaglio e la movimentazione sono esposti nella seguente tabella:

migliaia di euro
	31/12/2015	Incrementi	Utilizzi	Rilasci	Riclassifiche e conferimenti	31/12/2016	Quota corrente
Fondo CIG/CIGS	3.105	-	(30)	-	-	3.075	-
F.do Esodo Personale	2.611	6.604	(1.327)	(233)	-	7.655	2.072
Altri fondi	15.650	3.632	(38)	(1.006)	(2.179)	16.059	-
Totale	21.366	10.236	(1.395)	(1.395)	(2.179)	26.789	2.072

L'incremento dei fondi per rischi ed oneri si riferisce agli oneri legati all'esodo di una parte del personale dipendente e trae origine dalle risultanze di un accordo fra il Gruppo Iren e le Organizzazioni Sindacali che prevede l'accompagnamento incentivato alla pensione anticipata di una parte dei dipendenti occupati, in fase di concretizzazione mediante adesioni su base volontaria tra i lavoratori del Gruppo potenzialmente interessati. L'operazione si iscrive in un più ampio quadro di riequilibrio professionale e demografico del personale del Gruppo Iren, a fronte di un piano di inserimento di giovani.

L'incentivazione, a totale carico del Gruppo Iren (in applicazione dell'art. 4 della legge 92/2012), consentirà al personale più anziano di andare in pensione fino a 24 mesi prima della data di maturazione, colmando in parte il ritardo nella cessazione del rapporto di lavoro venutosi a determinare dopo la riforma del sistema previdenziale.

Lo stanziamento nel presente bilancio è iscritto a conto economico tra i costi del personale (alla voce "altri costi del personale"). Esso rappresenta la corresponsione a favore dei dipendenti interessati al Piano, tramite INPS, di una prestazione di importo pari al trattamento di pensione che spetterebbe in base alle regole vigenti (c.d. isopensione) con versamento all'INPS della contribuzione fino al raggiungimento dei requisiti minimi per il pensionamento (in conformità alla citata legge 92/2012), ed una somma, per ognuno degli interessati, a titolo di una tantum a titolo di incentivazione.

Ulteriori incrementi riguardano principalmente cause con fornitori, cause di lavoro e l'adeguamento del fondo per Piani Incentivi a lungo Termine.

NOTA 18_PASSIVITA' PER IMPOSTE DIFFERITE

Le passività per imposte differite, pari a 426 migliaia di euro (1.284 migliaia di euro al 31 dicembre 2015), sono dovute alle differenze temporanee tra il valore contabile e quello fiscale di attività e passività iscritte in bilancio.

Si segnala inoltre che le imposte differite sono state calcolate applicando le aliquote previste nel momento in cui le differenze temporanee si riverseranno.

Per ulteriori informazioni si rimanda alla nota del conto economico "Imposte sul reddito", nota 36.

NOTA 19_DEBITI VARI – ALTRE PASSIVITA' NON CORRENTI

Tale voce ammonta a 8.499 migliaia di euro (8.681 migliaia di euro al 31 dicembre 2015) e si riferisce a debiti verso le società rientranti nella procedura del consolidato fiscale a titolo di rimborso IRES per istanza IRAP anni 2007 – 2011 (invariato rispetto al 31 dicembre 2015).

Al 31 dicembre 2015 erano presenti anche debiti verso Equitalia e verso INPS per contributi CIG, CIGS e mobilità per 143 migliaia di euro e a risconti passivi su contributi conto impianti per 39 migliaia di euro derivanti dalla cessione di ramo da Iren Emilia.

PASSIVITA' CORRENTI

NOTA 20_PASSIVITA' FINANZIARIE CORRENTI

La scadenza di tutti i debiti finanziari iscritti in questa voce non supera i 12 mesi. Il valore contabile di tali debiti approssima il loro fair value in quanto l'impatto dell'attualizzazione risulta trascurabile. Le passività finanziarie a breve termine sono così suddivise:

migliaia di euro
	31/12/2016	31/12/2015
Obbligazioni	178.554	-
Debiti finanziari verso istituti di credito	185.528	155.891
Debiti finanziari verso controllate	220.179	220.037
Altri debiti finanziari	80	162
Totale	584.341	376.090

Obbligazioni

Nel corso del mese di dicembre 2016, in linea con la strategia di liability management deliberata dal Consiglio di Amministrazione di Iren S.p.A. tenutosi in data 18 ottobre 2016, gli amministratori della società hanno deciso di procedere al rimborso anticipato volontario dei due prestiti obbligazionari non convertibili (c.d. Puttable Bonds), da effettuarsi a settembre 2017 in concomitanza con le scadenze delle relative rate interessi.

In considerazione di quanto sopra la Società ha rideterminato il valore della passività finanziaria al 31 dicembre 2016, sulla base di quanto previsto dallo IAS39pAG8, secondo cui se un'entità rivede le proprie stime di riscossioni o pagamenti, la stessa deve rettificare il valore contabile dell'attività o passività finanziaria per riflettere gli stimati flussi finanziari effettivi e rideterminati. In particolare, il valore contabile viene determinato calcolando il valore attuale degli stimati flussi finanziari futuri al tasso di interesse effettivo originario dello strumento finanziario e l'eventuale rettifica è rilevata come provento o onere nel conto economico.

Nel caso di specie, l'effetto della rideterminazione in precedenza descritta, ha comportato l'iscrizione di una passività finanziaria per un valore pari a 178.554 migliaia di euro e di un corrispondente onere finanziario pari a 23.243 migliaia di euro.

Debiti finanziari verso istituti di credito

I debiti verso istituti di credito a breve termine sono così suddivisi:

		migliaia di euro
	31/12/2016	31/12/2015
Mutui - quota a breve	174.215	143.797
Altri debiti verso banche a breve	178	72
Ratei e risconti passivi finanziari	11.135	12.022
Totale	185.528	155.891

Debiti finanziari verso controllate

I debiti verso controllate a breve termine sono così suddivisi:

		migliaia di euro
	31/12/2016	31/12/2015
Per fatture da ricevere	-	-
Per cash-pooling	220.056	214.053
Per conferimenti	123	5.984
Totale	220.179	220.037
Debiti finanziari verso altri

Ammontano a 80 migliaia di euro (162 migliaia di euro al 31 dicembre 2015 e si riferiscono a debiti verso banche per oneri generati dal rimborso anticipato di un finanziamento.

NOTA 21_DEBITI COMMERCIALI

La scadenza di tutti i debiti commerciali non supera i 12 mesi. Il valore contabile di tali debiti approssima il loro fair value in quanto l'impatto dell'attualizzazione risulta trascurabile.

		migliaia di euro
	31/12/2016	31/12/2015
Debiti verso fornitori	45.743	45.829
Debiti verso società controllate	9.499	14.574
Debiti verso joint venture	85	2
Debiti verso società collegate	73	10
Debiti verso soci parti correlate	911	173
Debiti verso altre società del Gruppo	664	528
Totale	56.975	61.116

NOTA 22_DEBITI VARI E ALTRE PASSIVITA' CORRENTI

La scadenza di tutti i debiti iscritti in questa voce non supera i 12 mesi. Il valore contabile di tali debiti approssima il loro fair value in quanto l'impatto dell'attualizzazione risulta trascurabile.

		migliaia di euro
	31/12/2016	31/12/2015
Debiti verso istituti di previdenza e di sicurezza sociale	3.714	3.464
Debiti verso controllate per consolidato fiscale	5.318	5.332
Debiti verso controllate per IVA di gruppo	3.684	12.297
Debiti IRPEF e debiti tributari	6.051	5.154
Debiti verso il personale	8.164	7.532
Risconti passivi	122	-
Altri debiti	3.883	5.681
Totale	30.936	39.460

I debiti verso istituti di previdenza sono rappresentati principalmente da trattenute e contributi da versare a INPS e INPDAP.

La società ha esercitato l'opzione, ai sensi dell'art. 118 del nuovo Tuir, per il Consolidato fiscale di Gruppo che comporta il trasferimento da parte delle società consolidate delle proprie posizioni debitorie/creditorie IRES verso la Consolidante Iren S.p.A..

I risconti passivi pari a 122 migliaia di euro (non presenti al 31 dicembre 2015) si riferiscono alla quota non di competenza dell'esercizio di contributi ricevuti al fine di finanziare progetti di ricerca, sviluppo e innovazione alla base delle scelte strategiche e della definizione dei prodotti e servizi offerti dal Gruppo.

NOTA 23_DEBITI PER IMPOSTE CORRENTI

La voce ammonta a 13.273 migliaia di euro (18.078 migliaia di euro al 31 dicembre 2015) e si riferisce a debiti tributari per IRES.

NOTA 24_FONDO RISCHI – QUOTA CORRENTE

La voce ammonta a 2.072 migliaia di euro (1.933 migliaia di euro al 31 dicembre 2015). Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 17 Fondi per rischi ed oneri.

POSIZIONE FINANZIARIA

L'indebitamento finanziario netto, calcolato come differenza tra i debiti finanziari a breve, medio e lungo termine e le attività finanziarie a breve, medio e lungo termine, è composto come riportato nella tabella seguente:

		migliaia di euro
	31/12/2016	31/12/2015
Attività finanziarie a medio e lungo termine	(1.546.441)	(1.887.041)
Indebitamento finanziario a medio e lungo termine	2.544.136	2.660.368
Indebitamento finanziario netto a medio e lungo termine	997.695	773.327
Attività finanziarie a breve termine	(604.383)	(139.146)
Indebitamento finanziario a breve termine	584.341	376.091
Indebitamento finanziario netto a breve termine	(20.042)	236.945
Indebitamento finanziario netto	977.653	1.010.272

Dettaglio Posizione Finanziaria Netta verso parti correlate

Le attività finanziarie a medio lungo termine pari a 1.546.441 migliaia di euro sono relative a finanziamenti e rapporti di tesoreria accentrata e cash-pooling verso le società controllate per 1.521.002 migliaia di euro, al fair value positivo sui derivati per 1.440 migliaia di euro e a finanziamenti verso joint venture e società collegate per 23.999 migliaia di euro.

Le attività finanziarie a breve termine sono relative per 21.234 migliaia di euro a fatture da emettere verso controllate e per 429 migliaia di euro a fatture da emettere verso joint venture.

Le passività finanziarie a breve termine per 220.024 migliaia di euro sono riferite a debiti finanziari verso le società controllate per rapporti di tesoreria accentrata e cash-pooling e per conferimenti.

Per un maggiore dettaglio si rimanda alle tabelle in allegato sui rapporti con parti correlate.

Si riporta di seguito la posizione finanziaria netta secondo la struttura proposta dalla raccomandazione CESR del 10 luglio 2005 che non include le attività finanziarie a lungo termine.

		migliaia di euro
	31/12/2016	31/12/2015
A. Cassa	(141.318)	(116.061)
B. Altre disponibilità liquide (dettagli)	-	-
C. Titoli detenuti per la negoziazione	-	-
D. Liquidità (A) + (B) + (C)	(141.318)	(116.061)
E. Crediti finanziari correnti	(463.065)	(23.085)
F. Debiti bancari correnti	11.313	12.094
G. Parte corrente dell'indebitamento non corrente	352.769	143.797
H. Altri debiti finanziari correnti	220.259	220.200
I. Indebitamento finanziario corrente (F) + (G) + (H)	584.341	376.091
J. Indebitamento finanziario corrente netto (I) + (E) + (D)	(20.042)	236.945
K. Debiti bancari non correnti	1.139.734	1.442.378
L. Obbligazioni emesse	1.377.398	1.186.551
M. Altri debiti non correnti	27.004	31.439
N. Indebitamento finanziario non corrente (K) + (L) + (M)	2.544.136	2.660.368
O. Indebitamento finanziario netto (J) + (N)	2.524.094	2.897.313

VIII. INFORMAZIONI SUL CONTO ECONOMICO

Le tabelle che seguono, ove non diversamente indicato, riportano i dati in migliaia di euro.

RICAVI

NOTA 25_RICAVI PER BENI E SERVIZI

Sono costituiti da ricavi per prestazioni di servizi e sono composti come indicato nella tabella seguente:

		migliaia di euro
	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Servizi a controllate e collegate	138.923	71.329
Servizi a soci parti correlate e altre società	199	157
Totale	139.122	71.486

I ricavi per prestazioni di servizio a soci parti correlate riguardano prestazioni a favore di FSU per 40 migliaia di euro (28 migliaia di euro al 31 dicembre 2015) e ricavi verso società terze per 159 migliaia di euro (129 migliaia di euro al 31 dicembre 2015).

I ricavi per prestazioni di servizi a controllate e partecipate si riferiscono alle prestazioni di servizi amministrativi e tecnici forniti sulla base di un apposito contratto.

L'incremento della voce Servizi a controllate e collegate è da ricondursi alle operazioni di cessione di ramo infragruppo, avvenute nel primo semestre 2016. Nello specifico si tratta dell'acquisizione da Iren Servizi e Innovazione del ramo "Servizi di gruppo", da Iren Energia S.p.A del ramo "Magazzino" e da IRETI S.p.A. del ramo "Magazzino e Staff Corporate".

Per maggiori dettagli si rimanda alle tabelle riportate negli allegati sui rapporti con parti correlate.

NOTA 26_ALTRI PROVENTI

Gli altri proventi riguardano:

	migliaia di euro
	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Ricavi esercizi precedenti	2.505	4.383
contributi in conto esercizio	380	144
plusvalenze da alienazione	10	-
Rimborsi vari	4.525	13.954
Totale	7.420	18.481

I ricavi da esercizi precedenti riguardano principalmente la consuntivazione definitiva di partite pregresse in riferimento a stime effettuate nei precedenti esercizi e le rettifiche di fatturazioni relative ad anni precedenti.

I rimborsi diversi si riferiscono ai compensi reversibili per amministratori, dipendenti di Iren, in società del gruppo e al riaddebito dei costi relativi al personale distaccato presso società controllate.

COSTI

NOTA 27_COSTI MATERIE PRIME, SUSSIDIARIE, DI CONSUMO E MERCI

Ammontano a 9.002 migliaia di euro (976 migliaia di euro nell'esercizio 2015) e si riferiscono principalmente ad acquisti di materiale vario e carburante. L'incremento del valore è da ricondursi principalmente all'acquisto di veicoli da Iren Servizi e Innovazione che hanno incrementato contestualmente il valore dei costi capitalizzati.

NOTA 28_PRESTAZIONI DI SERVIZI E GODIMENTO BENI DI TERZI

I costi per prestazioni di servizi sono dettagliati nella tabella seguente:

		migliaia di euro
	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Prestazioni professionali	12.519	6.604
Compensi e rimborsi spese ai sindaci	121	118
Servizi da controllate e società del Gruppo	6.283	14.959
Assicurazioni	11.980	815
Trasferte del personale, formazione, mensa	7.027	2.229
Spese bancarie e postali	836	1.723
Spese di pubblicità e rappresentanza	5.209	891
Forniture di energia elettrica	1.246	263
Servizi informatici	18.977	6.843
Altri costi per servizi	10.186	9.957
Totale	74.384	44.402

I costi per godimento beni di terzi ammontano a 12.766 migliaia di euro (7.066 migliaia di euro nell'esercizio 2015) e sono conseguenti alle cessioni di ramo avvenute già nel corso dell'esercizio 2015 da parte delle società Iren Emilia, Iren Energia e Iren Servizi che hanno trasferito in capo a Iren S.p.A. la gestione dei fabbricati ceduti al fondo immobiliare Ream.

NOTA 29_ONERI DIVERSI DI GESTIONE

Gli oneri diversi di gestione sono dettagliati nella tabella seguente:

	migliaia di euro
	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Quote associative	1.020	903
Imposte e tasse	1.388	662
Erogazioni liberali	352	884
Costi relativi ad esercizi precedenti	2.759	734
Altri oneri diversi di gestione	1.004	427
Totale	6.523	3.610

L'incremento delle imposte e tasse e degli altri oneri di gestione è correlato agli interventi di razionalizzazione organizzativa effettuati dalle società del Gruppo Iren a partire dall'esercizio 2015 che hanno determinato un aggravio di imposte indirette sulla controllante.

I costi relativi ad esercizi precedenti riguardano principalmente differenze su stime.

NOTA 30_COSTI PER LAVORI INTERNI CAPITALIZZATI

I costi per lavori interni capitalizzati ammontano a 9.563 migliaia di euro (2.893 migliaia di euro nell'esercizio 2015) e sono riferiti per 2.829 migliaia di euro (2.866 migliaia di euro nell'esercizio 2015) a spese di manodopera personale e per 6.734 migliaia di euro (non presenti nell'esercizio 2015) a spese per acquisto materiali non a magazzino.

L'incremento di quest'ultimo valore è da ricondursi alla capitalizzazione dell'acquisto di veicoli da Iren Servizi e Innovazione di cui alla precedente nota 27.

NOTA 31_COSTO PER IL PERSONALE

I costi per il personale sono così dettagliati:

		migliaia di euro
	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Salari e stipendi	44.622	29.893
Oneri previdenziali e assistenziali	14.373	9.596
Oneri per programmi a benefici definiti - Altri piani a benefici definiti	52	52
Altri costi del personale	11.337	4.560
Compensi agli amministratori	658	520
Totale	71.042	44.621

L'incremento della voce salari e stipendi è da ricondursi agli interventi di razionalizzazione organizzativa effettuati dalle società del Gruppo Iren a partire dall'esercizio 2015. Negli altri costi del personale è compreso l'importo relativo allo stanziamento del fondo per oneri legati all'incentivo all'esodo. Gli altri costi del personale comprendono inoltre i contributi ai circoli aziendali ai fini assistenziali e ricreativi, il contributo al Fondo Assistenza Sanitaria Integrativa, l'assicurazione infortuni extra-lavoro, la quota TFR e i contributi a carico del datore di lavoro destinati ai fondi pensione integrativi.

Il numero medio dei dipendenti ed il numero all'inizio ed alla fine del periodo sono riportati nella seguente tabella:

	31/12/2016	31/12/2015	Media dell'esercizio
Dirigenti	51	45	50
Quadri	91	90	90
Impiegati	785	686	765
Totale	927	821	905

NOTA 32_AMMORTAMENTI

Gli ammortamenti per immobilizzazioni materiali ammontano a 2.327 migliaia di euro (701 migliaia di euro nell'esercizio 2015) e si riferiscono all'ammortamento di fabbricati, attrezzature industriali, impianti e macchinari e altri beni. Gli ammortamenti per immobilizzazioni immateriali ammontano a 6.146 migliaia di euro (2.458 migliaia di euro nell'esercizio 2015).

NOTA 33_ ACCANTONAMENTI E SVALUTAZIONI

Gli accantonamenti ammontano a 956 migliaia di euro (489 migliaia di euro nell'esercizio 2015) e si riferiscono al fondo rischi per 918 migliaia di euro (489 migliaia di euro nell'esercizio 2015) e al fondo svalutazione crediti per 38 migliaia di euro (non presente al 31 dicembre 2015). Il dettaglio della consistenza e della movimentazione dello stesso fondo rischi è riportato nel commento della voce "Fondi per rischi e oneri" della Situazione Patrimoniale-finanziaria.

NOTA 34_GESTIONE FINANZIARIA

Proventi finanziari

Il dettaglio dei proventi finanziari è riportato nella tabella seguente:

		migliaia di euro
	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Proventi da partecipazioni	153.673	164.846
Interessi attivi bancari	142	42
Interessi attivi verso società del Gruppo	72.682	71.837
Variazione fair value contratti derivati	2.557	1.340
Interessi attivi su finanziamenti	414	-
interessi attivi diversi	12.705	5
Altri proventi finanziari	3	32
Totale	242.176	238.102

L'incremento della voce interessi attivi diversi è dovuto alla conclusione del contenzioso intrapreso dalla società per la corretta determinazione degli interessi sugli aiuti di Stato.

Le modalità che hanno consentito a Iren S.p.A. l'iscrizione del provento pari a complessivi 12.702 migliaia di euro sono esplicitate nel successivo paragrafo "Recupero degli aiuti di Stato".

Oneri finanziari

Il dettaglio degli oneri finanziari è riportato nella tabella seguente:

		migliaia di euro
	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Interessi passivi verso il sistema bancario per mutui	39.569	46.838
Interessi passivi su prestiti obbligazionari	89.591	47.598
Interessi passivi verso il sistema bancario per aperture di credito	43	775
Interessi passivi per contratti derivati di copertura rischio tasso	11.000	11.458
Interessi verso controllate	-	-
Benefici ai dipendenti	283	104
Oneri finanziari su contratti derivati	3.850	4.122
Perdita attuariale nella valutazione benefici ai dipendenti	29	-
Altri oneri finanziari	1.423	670
Minusvalenza da alienazione partecipazioni	-	113
Totale	145.788	111.678

L'incremento degli oneri su prestiti obbligazionari è imputabile principalmente alle componenti one off per operazioni di liability management.

Il dettaglio degli oneri finanziari per benefici ai dipendenti è riportato nella nota di commento "Benefici ai dipendenti" della Situazione Patrimoniale-finanziaria.

Gli oneri da fair value su contratti derivati accolgono le variazioni di fair value di alcune posizioni di copertura che non soddisfano i requisiti formali per l'applicazione dell'hedge accounting.

NOTA 36_IMPOSTE SUL REDDITO

Le imposte sul reddito ammontano a 18.910 migliaia di euro (9.539 migliaia di euro nell'esercizio 2015) e sono composte come riportato di seguito:

• imposte correnti, positive per 22.529 migliaia di euro (9.590 migliaia di euro nell'esercizio 2015);
• imposte anticipate e differite nette negative per 3.619 migliaia di euro (negative per 43 migliaia di euro nell'esercizio 2015).

Nell'esercizio 2015 erano inoltre presenti imposte negative riferite a esercizi precedenti per 8 migliaia di euro.

La Finanziaria 2008 ha modificato all'art. 96 del TUIR la disciplina degli interessi passivi prevedendo che gli stessi siano deducibili nel limite del 30% del Reddito Operativo Lordo (ROL), con possibilità di riporto agli esercizi successivi delle eventuali eccedenze di interessi passivi indeducibili e, in caso di adesione alla tassazione di Gruppo, con facoltà di compensazione di tali eccedenze con eventuali eccedenze di ROL maturate da altre società del Gruppo.

Con riferimento ad Iren S.p.A., la nuova disciplina di cui all'art. 96 del TUIR ha comportato, per il 2014, la formazione di eccedenze di interessi passivi indeducibili per 55.681 migliaia di euro che, tuttavia, grazie all'adesione di Iren alla tassazione di gruppo ed in forza degli accordi di tassazione consolidata in essere, la società ha potuto compensare integralmente con le eccedenze di ROL maturate a livello di Gruppo, con un conseguente beneficio, in termini di minori imposte IRES nell'esercizio, per 15.312 migliaia di euro.

Va precisato che, in forza degli accordi di tassazione consolidata, nessuna remunerazione è dovuta dalle società con eccedenze di interessi passivi indeducibili alle società del Gruppo che hanno ceduto le eccedenze di ROL.

Il seguente prospetto mostra la riconciliazione tra l'aliquota ordinaria e l'aliquota effettiva IRES. La riconciliazione tra l'aliquota ordinaria e l'aliquota effettiva IRAP non risulta significativa.

Nello schema sono inserite solo le imposte correnti e non quelle differite. Pertanto le variazioni apportate all'imposta teorica riguardano sia le variazioni temporanee sia le definitive.

		Esercizio 2016	Esercizio 2015
A	Risultato prima delle imposte	69.347	114.961
B	Onere fiscale teorico (aliquota 27,5%)	19.070	31.614
C	Differenze temporanee tassabili in esercizi successivi	-	-
D	Differenze temporanee deducibili in esercizi successivi	13.290	7.430
	Compenso revisori e amministratori	33	23
	Ammortamenti minusvalenze plusvalenze	1.760	724
	Acc. Fondi e interessi passivi	5.846	6.682
	Altro	5.651	-
E	Rigiro differenze temporanee da esercizi precedenti	(22.612)	(2.586)
	Dividendi non incassati nell'esercizio	(10)	-
	Utilizzo fondi e interessi passivi	(18.169)	(5.226)
	Compenso revisori amministratori	(81)	(137)
	Altro	(4.352)	2.777
F	Differenze che non si riverseranno negli esercizi successivi	(141.948)	(154.679)
	Quota non imponibile dei dividendi (95%) incassati al 31/12	(145.980)	(156.604)
	Altre	4.032	1.924
G	Imponibile fiscale (A+C+D+E+F)	(81.923)	(34.874)
H	Imposte correnti sull'esercizio	(22.529)	(9.590)
I	Aliquota	-32%	-8%

Prospetto IRES

Recupero degli aiuti di stato

Con riferimento alla questione del recupero degli aiuti di stato, ampliamente illustrata nelle note del bilanci degli esercizi precedenti, si fa presente quanto segue.

A seguito della Sentenza della Suprema Corte di Cassazione del 15/06/2016, si è concluso il Contenzioso intrapreso dalla società per la corretta determinazione degli interessi sugli aiuti di Stato.

In particolare, la Suprema Corte ha rigettato il motivo di ricorso dell'Agenzia delle Entrate che sosteneva che il conteggio degli interessi dovesse essere fatto con ricalcolo del tasso su base quinquennale anziché annuale. La Corte ha dunque statuito che il tasso di interesse andava ricalcolato a intervalli annuali, in base al Regolamento comunitario 794/2004, come modificato dal Regolamento 271/2008. Conseguentemente per Iren è divenuto definitivo il diritto ad ottenere il rimborso della somma di euro 11.127.844, come statuita dalla sentenza della CTR della Liguria n. 10/9/2012 depositata il 22/02/2012, oltre agli interessi di mora, conteggiati in 1.574 migliaia di euro.

NOTA 37_ALTRE COMPONENTI DI CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO

La voce si riferisce:

• alla variazione positiva dei derivati stipulati come copertura sulla variazione dei tassi di interesse per 7.431 migliaia di euro (positiva per 9.945 migliaia di euro al 31 dicembre 2015);
• alle perdite attuariali relative ai piani per benefici ai dipendenti successivi al rapporto di lavoro per 1.593 migliaia di euro (491 migliaia di euro al 31 dicembre 2015);
• al complessivo effetto fiscale negativo per 1.686 migliaia di euro (2.856 migliaia di euro al 31 dicembre 2015.

IX. GARANZIE E PASSIVITA' POTENZIALI

L'ammontare delle garanzie personali prestate è pari a 346.436 migliaia di euro (428.788 migliaia di euro al 31 dicembre 2015) da suddividersi in:

• 34.924 migliaia di euro di garanzie fidejussorie bancarie ed assicurative prestate a Enti vari. Tra queste, si evidenziano in particolare garanzie prestate a favore di:

• · Comune di Torino per 27.476 migliaia di euro come garanzia definitiva procedura di gara AMIAT/TRM;

• · FCT Holding per 2.000 migliaia di euro come garanzia definitiva procedura di gara AMIAT/TRM;
• · Agenzia delle Entrate per 1.135 migliaia di euro a garanzia rimborsi annuali iva;

• · ATO-R per 1.000 migliaia di euro come garanzia definitiva procedura gara AMIAT/TRM

• 266.217 migliaia di euro di garanzie prestate per conto di Società controllate, principalmente a garanzia di affidamenti bancari e per l'operatività delle stesse (in prevalenza contratti commerciali/Parent Company Guarantee per conto Iren Mercato Spa).

• 45.295 migliaia di euro di garanzie prestate per conto di Società collegate, relativi principalmente alla società Sinergie Italiane (in particolare riguardano garanzie per affidamenti bancari e patronage per complessivi 26.666 migliaia di euro, in diminuzione rispetto ai 34.333 migliaia di euro al 31.12.2015). I liquidatori hanno condotto a termine i principali contratti di approvvigionamento e dal 1° ottobre 2012 l'attività operativa della società risulta unicamente costituita dall'acquisto di gas a lungo termine dal fornitore russo Gazprom e dalla vendita dello stesso ai soci o loro controllate, tra i quali Iren Mercato. Di conseguenza si è realizzato il progressivo rientro dell'esposizione finanziaria della società con la conseguente riduzione degli obblighi di garanzia dei soci.

Di rilievo anche i 3.334 migliaia di euro prestati a garanzia mutuo Mestni.

X. ALLEGATI AL BILANCIO SEPARATO

ELENCO DELLE PARTECIPAZIONI

CORRISPETTIVI ALLA SOCIETA' DI REVISIONE

PROSPETTO DI PATRIMONIO NETTO CON INFORMAZIONI AGGIUNTIVE

PROSPETTO DI RILEVAZIONE DELLE IMPOSTE ANTICIPATE E DIFFERITE

RAPPORTI CON PARTI CORRELATE ANNO 2016

RICONCILIAZIONE PROSPETTI DI BILANCIO IAS/IFRS CON I PROSPETTI DI BILANCIO RICLASSIFICATI

ELENCO DELLE PARTECIPAZIONI

Società	Sede	Valuta	Capitale	%
			sociale	possesso
CONTROLLATE
Iren Ambiente S.p.A.	Piacenza	Euro	63.622.002	100,00
I Reti S.p.A.	Reggio Emilia	Euro	196.832.103	100,00
Iren Energia S.p.A.	Torino	Euro	918.767.148	100,00
Iren Mercato S.p.A.	Genova	Euro	61.356.220	100,00
COLLEGATE
Plurigas (**)	Milano	Euro	800.000	30,00

(**) società in liquidazione classificata tra le attività destinate ad essere cedute

CORRISPETTIVI ALLA SOCIETA' DI REVISIONE

Ai sensi dell'art. 149-duodecies del Regolamento di attuazione del D.Lgs. 58/1998, i corrispettivi di competenza dell'esercizio spettanti alla PricewaterhouseCoopers S.p.A. sono così sintetizzabili:

			migliaia di euro
Tipologia di servizi	Soggetto che ha erogato il servizio	Destinatario	Compensi
Revisione contabile	Revisore della Capogruppo	Società Capogruppo	158
Servizi di attestazione (1)	Revisore della Capogruppo	Società Capogruppo	22
Servizi di consulenza fiscale	Revisore della Capogruppo	Società Capogruppo	-
Altri servizi (2)	i) Revisore della Capogruppo	Società Capogruppo	81
	ii) Rete del revisore della Capogruppo	Società Capogruppo	323
Revisione contabile	i) Revisore della Capogruppo	i) Società Controllate
	ii) Rete del revisore della Capogruppo	ii) Società Controllate
Servizi di attestazione	i) Revisore della Capogruppo	i) Società Controllate
	ii) Rete del revisore della Capogruppo	ii) Società Controllate
Servizi di consulenza fiscale	i) Revisore della Capogruppo	i) Società Controllate
	ii) Rete del revisore della Capogruppo	ii) Società Controllate
Altri servizi	i) Revisore della Capogruppo	i) Società Controllate
	ii) Rete del revisore della Capogruppo	ii) Società Controllate

Totale corrispettivi alla società di revisione 584

PROSPETTO DI PATRIMONIO NETTO CON INFORMAZIONI AGGIUNTIVE

Natura/Descrizione	31/12/2016	31/12/2015	31/12/2014
CAPITALE	1.276.225.677	1.276.225.677	1.276.225.677
RISERVA DI CAPITALE
Riserva da sovrapprezzo azioni (1)	105.102.206	105.102.206	105.102.206
Avanzo di fusione	56.792.947	56.792.947	56.792.947
RISERVA DI UTILI
Riserva legale	45.584.761	39.359.722	36.854.896
Altre riserve:
Riserva straordinaria	49.686.741	1.603.409	20.107.045
Riserva di conferimento	-	-	-
Riserva Fair Value	-	-	-
Altre riserve libere in sospensione d'imposta	1.402.976	1.402.976	1.402.976
Riserva hedging	(14.658.238)	(20.063.802)	(27.271.529)
Riserva attuariale IAS 19	(3.458.348)	(2.204.942)	(2.404.810)
Utili/perdite portati a nuovo	-	-	-
TOTALE	1.516.678.722	1.458.218.193	1.466.809.408
Quota non distribuibile	1.426.912.644	1.420.687.605	1.418.182.779
Residua quota distribuibile	89.766.078	37.530.588	48.626.629

(1) Distribuibile ai soci dopo che la riserva legale ha raggiunto un quinto del capitale sociale

LEGENDA: A: per aumento di capitale B: per copertura perdite

C: per distribuzione ai soci

Importi in euro

Possibilità di utilizzazione	Quota disponibile	Riepilogo delle utilizzazioni fatte nei tre precedenti esercizi
		Per copertura perdite Per altre ragioni
B	1.276.225.677
A, B	105.102.206
A, B, C	56.792.947
B	45.584.761
	-
A, B, C	49.686.741
A, B, C	-
A, B	-
A, B, C	1.402.976
	(14.658.238)
	(3.458.348)
A, B, C	-
	1.516.678.722
	1.426.912.644
	89.766.078

	2016
		differenze
	iniziale	formazione	riversamento	residuo
Imposte anticipate
Compenso amministratori	67	-	67	-
Compenso revisori	14	33	14	33
Fondo rischi senza anticipate	12.026	-	3.108	8.919
Fondo rischi IRES IRAP	3.313	3.658	1.721	5.251
Fondi rischi IRES	5.488	538	-	6.026
Fondo personale	2.314	-	2.314	-
Fondi personale	2.694	683	117	3.260
Ammortamenti eccedenti	1.030	1.760	-	2.790
Sconti energia MBO e interessi	25.226	6.731	20.478	11.479
Strumenti derivati	26.718	-	7.431	19.287
Fondo TFR	3.064	598	207	3.455
Costi pluriennali	171	-	57	114
Totale imponibili/imposte anticipate	82.125	14.001	35.513	60.614
Imposte differite
Ammortamenti eccedenti IRES	506	-	-	506
Ammortamenti eccedenti IRAP	467	-	-	467
Fondo svalutazione crediti	44	-	-	44
Dividendi non incassati	-	1	-	-
Plusvalenze cessione cespiti IRES	2.987	-	2.987	-
Adeguamento fondo TFR	464	-	-	464
Ammortamento pregresso terreni/fabbricati	760	-	-	760
Fondo rischi	37	-	37	-
Totale imponibile/imposte differite	5.265	1	3.024	2.242
PERDITE FISCALI	-	-	-	-
Imposte anticipate (differite) nette	76.860	14.000	32.489	58.372

migliaia di euro

		2016
imposte
imposte	imposte	IRES	IRAP	totale
a CE	a PN
(18)	-	-	-	-
4	-	8	-	8
-	-		-	-
(104)	-	1.260	-	1.260
(208)	-	1.446	-	1.446
-	-	-	-	-
(111)	123	462	-	462
412,0	-	670	-	670,0
(4,439)	216	2.608	-	2.608
	(2,025)	4.629	-	4.629
7,0	-	829	-	829
(20)	-	27	-	27
(4,477)	(1,686)	11.939	-	11.939
-	-	121	-	121
-	-		-
-	-	11	-	11
-	-	-	-	-
(822)	-	-	-	-
-	-	111	-	111
(27)	-	182	-	182
(10)	-	-	-	-
	-		-
(858)	-	426	-	426
-	-	-	-	-
-	-	-	-	-
(3,619)	(1.686)	11.513	-	11.513

	2015
		differenze
	iniziale	formazione	riversamento	residuo
Imposte anticipate
Compenso amministratori	104	9	46	67
Compenso revisori	91	14	91	14
Fondo rischi IRES IRAP	3.313	-	-	3.313
Fondo rischi IRES	5.957	1.870	2.338	5.488
Fondi personale	4.003	20	1.708	2.314
Fondo personale	2.419	275	-	2.694
Ammortamenti eccedenti	306	724	-	1.030
Altro	23.953	5.214	3.940	25.226
Strumenti derivati	35.495	-	8.777	26.718
Fondo TFR	2.489	1.058	483	3.064
Costi pluriennali	228	-	57	171
Totale imponibili/imposte anticipate	78.358	9.184	17.440	70.099
Imposte differite
Ammortamenti eccedenti IRES	506	-	-	506
Ammortamenti eccedenti IRAP	467	-	-	467
Fondo svalutazione crediti	44	-	-	44
Dividendi non incassati	-	-	-	-
Plusvalenze cessione cespiti IRES	5.975	-	2.987	2.987
Adeguamento fondo TFR	464	-	-	464
Ammortamento pregresso terreni/fabbricati	760	-	-	760
Strumenti derivati	887	-	887	-
Fondo rischi	37	-	-	37
Totale imponibile/imposte differite	9.140	-	3.874	5.265
PERDITE FISCALI	-	-	-	-
Imposte anticipate (differite) nette	69.218	9.184	13.566	64.834

migliaia di euro

2015
imposte
imposte	imposte	IRES	IRAP	totale
a CE	a PN
(10)	-	18	-	18
(21)	-	4	-	4
(285)	-	1.140	-	1.140
(112)	-	1.526	-	1.526
5	-	101	-	101
(344)	-	1.326	-	1.326
174	-	258	-	258
87	-	6.242	-	6.242
(372)	(2.735)	6.654	-	6.654
138	-	822	-	822
(16)	-	47	-	47
(756)	(2.735)	18.138	-	18.138
-	-	-	-	-
(18)	-	121	-	121
(22)	-	-	-	-
(2)	-	11	-	11
(822)	-	-	-	-
-	-	822	-	822
(16)	-	111	-	111
(37)	-	209	-	209
(276)	-	-	-	-
(2)	-	10	-	10
(1.195)	-	1.284	-	1.284
-	-	-	-	-
(439)	(2.735)	16.854	-	16.854

DETTAGLIO RAPPORTI CON PARTI CORRELATE

					migliaia di euro
		Crediti
	Crediti	Finanziari e	Crediti di	Debiti	Debiti
	Commerciali	Disponibilità	altra natura	Commerciali	Finanziari
		liquide
Comune Genova	-	-	-	708	-
Comune Parma	-	-	-	80	-
Comune di Reggio	6	-	-	123	-
Finanziaria Sviluppo Utilities	19	-	2.954	-	-
AMIAT	6.073	53.795	925	1.605	-
AMIAT Veicolo	79	17.594	-	-	-
Atena	421	-	-	424	-
Bonifica Autocisterne	16	-	-	-	-
Idrotigullio	368	6.272	157	-	5.420
Immobiliare delle Fabbriche	7	-	-	-	9.611
Iren Ambiente	6.472	206.889	3.338	820	-
Iren Energia	8.812	651.124	11.127	1.592	-
Iren Gestioni Energetiche	130	8.648	901	242	-
Iren Laboratori	165	-	205	103	-
Iren Mercato	9.383	446.900	18.268	1.834	121.610
I Reti	13.844	591.646	12.656	9.333	-
Iren Servizi e Innovazione	710	-	2.045	1.115	46.732
Mediterranea delle acque	1.555	13	818	780	36.529
TRM Holding	36	-	-	-	-
TRM Veicolo	54	-	-	-	-
TRM S.p.A.	1.270	-	-	518	-
Acque Potabili	398	-	-	-	-
ENìA Solaris	337	18.324	73	4	-
Greensource	-	-	-	27	-
Iren Rinnovabili	393	5.183	15	13	-
Millenaria Fotovoltaico	-	-	-	38	-
OLT Offshore LNG Toscana	101	-	-	-	-
Varsi Fotovoltaico	-	-	-	6	-
A2A Alfa	3	-	-	-	-
Acos	11	-	-	-	-
Acquaenna	22	-	-	-	-
Amter	116	-	-	65	-
ASA	41	-	-	-	-
Asti Energia e Calore	-	899	-	-	-
Domus Acqua	51	-	-	-	-
Iniziative Ambientali	5	-	-	-	-
Piana Ambiente	62	-	-	-	-
Plurigas	-	300	-	-	-
So. Sel.	7	-	-	8	-
Valle Dora Energia	-	-	-	-	155
AMT	-	-	-	10	-
ASTER	-	-	-	-	-
GTT	-	-	-	25	-
Genova Parcheggi	-	-	-	-	-
SMAT	-	-	-	37	-
Totale	50.967	2.007.587	53.482	19.510	220.057

DETTAGLIO RAPPORTI CON PARTI CORRELATE

migliaia di euro

	Debiti di altra natura	Ricavi e proventi	Costi e altri oneri	Proventi finanziari	Oneri finanziari
Comune Genova	-	-	260	-	-
Comune Parma	-	-	50	-	-
Comune di Reggio	-	6	190	-	-
Finanziaria Sviluppo Utilities	-	41	-	-	-
AMIAT	624	15.548	1.588	1.785	-
AMIAT Veicolo	-	418	-	688	-
Atena	-	439	444	-	-
Bonifica Autocisterne	-	48	7	-	-
Idrotigullio	-	387	-	63	-
Immobiliare delle Fabbriche	47	30	-	-	-
Iren Ambiente	860	16.028	720	14.984	-
Iren Energia	1.717	25.417	436	63.161	-
Iren Gestioni Energetiche	601	1.270	124	573	-
Iren Laboratori S.p.A.	-	319	58	-	-
Iren Mercato	20	17.200	2.413	16.787	-
I Reti	4.124	54.961	1.904	123.055	-
Iren Servizi e Innovazione	123	5.107	3.204	-	-
Mediterranea delle acque	463	2.699	340	-	-
TRM Holding S.p.A.	-	33	-	-	-
TRM Veicolo S.p.A.	-	32	-	-	-
TRM S.p.A.	-	791	464	-	-
Acque Potabili	-	285	-	-	-
ENìA Solaris	1	3	-	660	-
Greensource	12	1	15	-	-
Iren Rinnovabili S.p.A.	416	255	6	183	-
Millenaria Fotovoltaico	216	-	-	-	-
OLT Offshore LNG Toscana S.p.A.	-	97	-	-	-
Varsi Fotovoltaico	39	-	-	-	-
A2A Alfa Srl	-	3	-	-	-
Acos	-	14	-	-	-
Acquaenna	-	-	-	-	-
Amter	-	142	51	-	-
ASA	-	11	-	-	-
Asti Energia e Calore S.p.A.	-	-	-	21	-
Domus Acqua	-	7	-	-	-
Iniziative Ambientali S.r.l.	-	3	-	-	-
Piana Ambiente	-	-	-	-	-
Plurigas	-	-	-	-	-
So. Sel.	-	8	12	-	-
Valle Dora Energia Srl	-	5	-	-	-
AMT S.p.A.	-	-	10	-	-
ASTER S.p.A.	-	8	-	-	-
GTT S.p.A.	-	-	24	-	-
Genova Parcheggi S.p.A.	-	-	18	-	-
SMAT S.p.A.	-	-	34	-	-
Totale	9.263	141.616	12.372	221.960	-

RICONCILIAZIONE PROSPETTI DI BILANCIO IAS/IFRS CON I PROSPETTI DI BILANCIO RICLASSIFICATI (Comunicazione Consob n. 6064293 del 26 luglio 2006)

			migliaia di euro
SP IAS/IFRS		SP RICLASSIFICATO
Attività materiali	11.483
Attività immateriali	35.005
Partecipazioni in imprese controllate, joint venture e collegate	2.544.322
Altre partecipazioni	100
Totale (A)	2.590.910	Attivo Immobilizzato (A)	2.590.910
Altre attività non correnti	23.427
Altre passività non correnti	(8.499)
Totale (B)	14.928	Altre attività (Passività) non correnti (B)	14.928
Crediti commerciali	51.172
Crediti per imposte correnti	-
Crediti vari e altre attività correnti	63.939
Debiti commerciali	(56.976)
Debiti vari e altre passività correnti	(30.937)
Debiti per imposte correnti	(12.747)
Totale (C)	14.451	Capitale circolante netto (C)	14.451
Attività per imposte anticipate	11.939
Passività per imposte differite	(426)
Totale (D)	11.513	Attività (Passività) per imposte differite (D)	11.513
Benefici ai dipendenti	(22.666)
Fondi per rischi ed oneri	(24.716)
Fondi per rischi ed oneri - quota corrente	(2.072)
Totale (E)	(49.454)	Fondi Rischi e Benefici ai dipendenti (E)	(49.454)
		Capitale investito netto (G=A+B+C+D+E)	2.582.348
Patrimonio Netto (F)	1.604.935	Patrimonio Netto (F)	1.604.935
Attività finanziarie non correnti	(1.546.441)
Passività finanziarie non correnti	2.544.136
Totale (G)	997.695	Indeb. finanziario a medio e lungo termine (G)	997.695
Attività finanziarie correnti	(463.065)
Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti	(141.318)
Passività finanziarie correnti	584.341
Totale (H)	(20.042)	Indeb. finanziario a breve termine (H)	(20.042)
		Indebitamento finanziario netto (I=G+H)	977.653
		Mezzi propri e indeb. finanziario netto (F+I)	2.582.588

ATTESTAZIONE DEL BILANCIO D'ESERCIZIO AI SENSI DELL'ART. 81-TER DEL REGOLAMENTO CONSOB N. 11971 DEL 14 MAGGIO 1999 E SUCCESSIVE MODIFICHE E INTEGRAZIONI

• 1. I sottoscritti Massimiliano Bianco, Amministratore Delegato, e Massimo Levrino, Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari e Direttore Amministrazione Finanza e Controllo, di Iren S.p.A., attestano, tenuto anche conto di quanto previsto dall'art. 154-bis, commi 3 e 4, del decreto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58:
• l'adeguatezza in relazione alle caratteristiche dell'impresa e
• l'effettiva applicazione, delle procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio d'esercizio, nel corso dell'esercizio 2016
• 1. Si attesta, inoltre, che:
• 2.1 il bilancio d'esercizio:
  • a) è redatto in conformità ai principi contabili internazionali applicabili riconosciuti nella Comunità europea ai sensi del regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 19 luglio 2002;
  • b) corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili;
  • c) è idoneo a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale, economica e finanziaria dell'emittente e dell'insieme delle imprese incluse nel consolidamento.
• 2.2 la relazione sulla gestione comprende un'analisi attendibile dell'andamento e del risultato della gestione, nonché della situazione dell'emittente e dell'insieme delle imprese incluse nel consolidamento, unitamente alla descrizione dei principali rischi e incertezze cui sono esposti.

16 marzo 2017

Dr. Massimiliano Bianco Dr. Massimo Levrino

L'Amministratore Delegato Il Direttore Amministrazione Finanza e Controllo e Dirigente Preposto L. 262/05

RELAZIONE DEL COLLEGIO SINDACALE DI IREN S.P.A. ALL'ASSEMBLEA DEGLI AZIONISTI

(ai sensi dell'art. 153 del D.Lgs. 58/1998 e dell'art. 2429 del codice civile)

oOo

Signori Azionisti,

il Collegio Sindacale, ai sensi dell'art. 153 del D. Lgs. 58/1998 (di seguito, "TUF") e dell'art. 2429, comma 2, del codice civile, è chiamato a riferire all'Assemblea degli Azionisti sull'attività di vigilanza svolta e sulle omissioni e sui fatti censurabili eventualmente rilevati. Il Collegio Sindacale può altresì fare osservazioni e proposte in ordine al bilancio, alla sua approvazione e alle materie di propria competenza. Nel corso dell'esercizio sono stati svolti i compiti di vigilanza attributi al Collegio Sindacale dalle vigenti disposizioni di legge e regolamentari.

1. Indipendenza dei membri del Collegio sindacale

Il Collegio ha verificato l'assenza di cause di decadenza, ai sensi dell'art. 148 TUF, in capo ai suoi componenti, nonché, in capo agli stessi, la permanenza dei requisiti di indipendenza: (i) ai sensi dello stesso art. 148 TUF, comma 3, nonché (ii) ai sensi del Criterio Applicativo 8.C.1 del Codice di Autodisciplina delle Società Quotate nella versione del luglio 2015, cui la Società ha formalmente aderito con deliberazione del Consiglio di Amministrazione del 20 dicembre 2016, adottando altresì, in pari data, un documento con l'evidenza delle specifiche soluzioni di governance adottate dalla Società.

2. Operazioni ed eventi di particolare rilevanza

Le operazioni di maggior rilievo economico, finanziario e patrimoniale, nonché gli eventi significativi dell'esercizio 2016 e successivi, riferiti a IREN S.p.A e alle società da questa direttamente e indirettamente controllate ("Gruppo IREN" o "Gruppo"), sono esposti nei paragrafi "Fatti di rilievo dell'esercizio" e "Fatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura dell'esercizio ed evoluzione prevedibile della gestione" della Relazione sulla Gestione.

3. Operazioni infragruppo o con parti correlate

Ai sensi dell'art. 2391-bis del cod. civ. e della delibera Consob n. 17221 del 12 marzo 2010, successivamente modificata con delibera Consob n. 17389 del 23 giugno 2010 (il "Regolamento Consob OPC"), il Consiglio di Amministrazione di IREN ha adottato, in data 30 novembre 2010, e successivamente modificato da ultimo in data 13 marzo 2015, il "Regolamento Interno in materia di operazioni con parti correlate". In data 15 marzo 2016 il Consiglio di amministrazione ha approvato la specifica procedura operativa prevista dall'art. 3 bis del citato Regolamento interno.

Nei paragrafi "Informativa sui rapporti con parti correlate" delle Note esplicative del Bilancio d'esercizio chiuso al 31 dicembre 2016 di IREN S.p.A. e delle Note esplicative del Bilancio consolidato sono illustrati i rapporti tra IREN e le società controllate e collegate, nonché con altre parti correlate. Le informazioni relative ai rapporti patrimoniali ed economici con le parti correlate sono riportate nelle Note illustrative del Bilancio di esercizio e del Bilancio consolidato.

4. Operazioni atipiche o inusuali

La Relazione sulla Gestione, le informazioni prodotte in Consiglio di Amministrazione e quelle ricevute dagli amministratori e dal management aziendale non hanno evidenziato l'esistenza di operazioni atipiche e/o inusuali, anche infragruppo o con parti correlate. Il Collegio sindacale non ha inoltre ricevuto, alla data di redazione della presente relazione, comunicazioni dagli Organi di controllo delle società controllate, collegate o partecipate, così come dalla Società di Revisione, contenenti rilievi che meritino di essere segnalati nella presente relazione.

5. Attività del Collegio sindacale

Nel corso dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2016 il Collegio sindacale si è riunito n. 13 volte, con una partecipazione pressoché totalitaria dei suoi componenti. Il dettaglio delle presenze è riprodotto nella tabella riportata nell'apposita sezione della Relazione sul Governo societario e gli assetti proprietari redatta ai sensi dell'art. 123 bis del TUF.

Il Collegio ha altresì assistito alle adunanze del Consiglio di Amministrazione e ha di regola assicurato la presenza di almeno un componente alle riunioni del Comitato Controllo e Rischi, alle riunioni del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate e alle riunioni del Comitato per la Remunerazione e le Nomine. Ai sensi di legge il Collegio sindacale nel corso del 2016 ha vigilato sull'osservanza della legge e dell'atto costitutivo, nonché sul rispetto dei principi di corretta amministrazione; ha altresì vigilato sulla adeguatezza dell'assetto organizzativo, amministrativo e contabile della Società per quanto di sua competenza.

Il Collegio non ritiene che vi siano al riguardo irregolarità che richiedono segnalazione in questa Relazione.

6. Osservazioni ai sensi del D. Lgs. 39/2010 (Testo unico della revisione legale dei conti) e

sull'indipendenza della Società di Revisione

Per quanto attiene ai compiti di revisione legale dei conti, il Collegio sindacale ricorda che essi sono attribuiti alla Società di revisione PricewaterhouseCoopers S.p.A. (la Società di Revisione, o PwC), alle cui Relazioni emesse in data 30 marzo 2017, relative al Bilancio d'esercizio e consolidato al 31 dicembre 2016, Vi rimandiamo, rilevando nel contempo che non presentano rilievi o richiami di informativa. Il Collegio sindacale ha vigilato sull'efficacia del processo di revisione legale dei conti, incontrando periodicamente la Società di revisione per discutere in merito alle attività svolte. Essa ci ha comunicato che, sulla base delle informazioni ottenute e delle verifiche condotte tenuto conto dei principi regolamentari e professionali che disciplinano l'attività di revisione, non sono state riscontrate situazioni che possano compromettere l'indipendenza o cause di incompatibilità indicate dagli articoli 10 e 17 del D.Lgs n. 39/2010 e dalle relative disposizioni di attuazione.

Si dà atto che in corso d'anno è stata approvata una Linea Guida per l'Affidamento di incarichi aggiuntivi alla Società di revisione nel rispetto della normativa di riferimento.

7. Osservazioni sul processo di informativa finanziaria e sul sistema di controllo interno

Nel corso dell'esercizio 2016 il Collegio sindacale ha vigilato sull'adeguatezza del sistema amministrativo e contabile, nonché sull'affidabilità di quest'ultimo a rappresentare correttamente i fatti di gestione, mediante l'ottenimento di informazioni dai responsabili delle funzioni amministrative e assistendo ai lavori del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità, del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate e del Comitato Remunerazioni e Nomine. Inoltre il Collegio sindacale ha vigilato, anche incontrando periodicamente il Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili e societari, sull'organizzazione e sulle procedure aziendali previste per la formazione del Bilancio d'esercizio, del Bilancio consolidato e della Relazione semestrale, nonché delle altre comunicazioni di carattere finanziario, al fine di valutarne l'adeguatezza e l'efficace adozione. Il Collegio sindacale ritiene complessivamente il sistema amministrativo e contabile adeguato e affidabile in relazione alla dimensione

e alla complessità della Società e del Gruppo.

Il Collegio sindacale ha vigilato, nell'ambito delle proprie funzioni, sull'adeguatezza del sistema di controllo interno mediante: (i) l'ottenimento di informazioni dai responsabili delle rispettive funzioni aziendali, volte anche a verificare l'esistenza, l'adeguatezza e la concreta implementazione delle procedure adottate; (ii) periodici incontri con il Dirigente responsabile della funzione di Controllo Interno (Internal audit); (iii) lo scambio di informazioni con la Società di Revisione.

Il Collegio sindacale inoltre è stato informato, mediante le relazioni semestrali trasmesse al Consiglio di amministrazione, sull'attività svolta dall'Organismo di Vigilanza istituito ai sensi del D. Lgs. 231/2001 e successive modificazioni.

Il Collegio sindacale ha infine preso atto di quanto attestato dall'Amministratore Delegato e dal Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili e societari sull'adeguatezza delle procedure amministrative e contabili per la formazione del Bilancio d'esercizio e del Bilancio consolidato. Il Collegio sindacale ritiene, sulla base delle risultanze delle attività di controllo, che il sistema di controllo interno possa ritenersi adeguato alla dimensione e all'articolazione dell'operatività.

8. Osservazioni sull'adeguatezza della struttura organizzativa

Il Collegio Sindacale ha vigilato, per quanto di propria competenza, sull'adeguatezza dell'assetto organizzativo della Società, acquisendo dati e informazioni dai responsabili delle funzioni aziendali, e ritiene tale assetto complessivamente adeguato alle caratteristiche della Società e all'attività svolta.

9. Ulteriori attività del Collegio Sindacale

Ai sensi delle disposizioni Consob in materia, riferiamo che il Collegio sindacale:

• (i) nel corso dell'esercizio ha ricevuto due richieste di informativa da parte della Consob in merito a rapporti con parti correlate;
• (ii) non ha ricevuto denunce ex art. 2408 del codice civile;
• (iii) ha espresso il proprio parere ex art. 2389, comma 3, cod. civ. in merito alla remunerazione degli Amministratori investiti di particolari cariche di IREN S.p.A. (Presidente, Vice Presidente ed Amministratore Delegato) nel corso della seduta del Consiglio di amministrazione tenutasi in data 7 giugno 2016. Nel corso dell'esercizio non sono stati rilasciati ulteriori pareri da parte del Collegio sindacale, non ricorrendone i presupposti di legge;
• (iv) ha preso atto dell'esistenza di disposizioni impartite dalla Società alle società controllate, ai sensi dell'art. 114, comma 2, del TUF, che sono apparse adeguate. Per le società controllate il Collegio sindacale ha assunto informazioni in relazione alla struttura organizzativa e al sistema di controllo interno delle principali società tramite le funzioni centrali della capogruppo;
• (v) ha preso atto della avvenuta predisposizione della Relazione sulla Remunerazione ex artt. 123-ter del TUF e 84 quater del Regolamento Emittenti e non ha osservazioni particolari da segnalare;
• (vi) con riguardo all'adesione della Società al Codice di Autodisciplina, rinvia alla Relazione sul Governo societario e gli assetti proprietari;
• (vii) riferisce che nel corso dei periodici incontri con gli esponenti della Società di revisione non sono emersi aspetti che debbano essere evidenziati nella presente relazione.

oOo

Nel corso dell'attività di vigilanza, come sopra descritta, non sono stati rilevati fatti censurabili, omissioni e irregolarità che richiedano di essere segnalati nella presente relazione.

Il Collegio Sindacale, inoltre, non ritiene sussistano elementi per l'esercizio da parte sua della facoltà di formulare proposte all'Assemblea ai sensi dell'art. 153, comma 2, TUF.

Il progetto di Bilancio d'esercizio, il Bilancio consolidato al 31 dicembre 2016 e la Relazione sulla Gestione sono stati approvati nella riunione del Consiglio di Amministrazione tenutasi il 16 marzo u.s. Il Bilancio di esercizio espone un utile netto di euro/migliaia 88.257, mentre il Bilancio consolidato evidenzia un utile netto di euro/migliaia 185.256.

Non avendo la responsabilità del controllo legale dei conti, il Collegio sindacale ha vigilato sull'impostazione generale del Bilancio d'esercizio e del Bilancio consolidato e sulla loro conformità alle norme che ne disciplinano la formazione e la struttura. Il Collegio sindacale ha altresì verificato la loro rispondenza ai fatti e alle informazioni di cui è venuto a conoscenza a seguito dell'espletamento dei propri doveri. A tale riguardo il Collegio sindacale non ha osservazioni particolari da riferire.

Gli Amministratori al paragrafo "Rischi e incertezze" della Relazione sulla Gestione descrivono i principali rischi cui la Società è esposta: rischi finanziari (liquidità, tasso di interesse, tasso di cambio), di credito, energetici, operativi, strategici. Le passività potenziali sono invece considerate nel paragrafo "Garanzie e passività potenziali" delle Note illustrative al Bilancio di esercizio e al Bilancio consolidato.

Tutto quanto sopra premesso, il Collegio sindacale, preso atto delle attestazioni rilasciate alla Società di Revisione congiuntamente dall'Amministratore Delegato e dal Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari, considerato il contenuto delle relazioni redatte da PwC, non rileva, sotto i profili di propria competenza, motivi ostativi all'approvazione della proposta di Bilancio di esercizio al 31 dicembre 2016 formulata dal Consiglio di Amministrazione. Il Collegio sindacale concorda con la proposta formulata dal Consiglio di Amministrazione in merito alla destinazione del risultato di esercizio.

Reggio Emilia, 30 marzo 2017

Per il Collegio sindacale

Il Presidente

prof. Michele Rutigliano

SINTESI DELLE DELIBERAZIONI DELL'ASSEMBLEA

L'assemblea ordinaria degli Azionisti:

• preso atto del Bilancio di esercizio al 31 dicembre 2016 e della Relazione del Consiglio di Amministrazione sulla gestione;
• preso atto della Relazione del Collegio Sindacale;
• preso atto della Relazione della Società di revisione PriceWaterhouse Coopers S.p.A.;
• preso atto della proposta di destinazione dell'utile di esercizio pari ad Euro 88.256.759,48 come segue: - quanto ad Euro 4.412.837,97 pari al 5% dell'utile di esercizio, a riserva legale;
• quanto ad Euro 79.764.104,81 a dividendo agli Azionisti, corrispondente ad Euro 0,0625 per ciascuna delle n. 1.195.727.663 azioni ordinarie e delle n. 80.498.014 azioni di risparmio in pagamento a partire dal giorno 21 giugno 2017 contro stacco cedola il 19 giugno 2017 e record date il 20 giugno 2017;
• a riserva straordinaria l'importo residuo, pari ad Euro 4.079.816,70;

delibera

• 1) di approvare il Bilancio di esercizio al 31 dicembre 2016 di Iren S.p.A. e la Relazione sulla gestione predisposta dal Consiglio di Amministrazione;
• 2) di approvare la proposta di destinazione dell'utile di esercizio pari ad Euro 88.256.759,48 come segue:
• quanto ad Euro 4.412.837,97 pari al 5% dell'utile di esercizio, a riserva legale;
• quanto ad Euro 79.764.104,81 a dividendo agli Azionisti, corrispondente ad Euro 0,0625 per ciascuna delle n. 1.195.727.663 azioni ordinarie e delle n. 80.498.014 azioni di risparmio in pagamento a partire dal giorno 21 giugno 2017 contro stacco cedola il 19 giugno 2017 e record date il 20 giugno 2017;
• a riserva straordinaria l'importo residuo, pari ad Euro 4.079.816,70.

Iren S.p.A. Via Nubi di Magellano, 30 42123 Reggio Emilia - Italy www.gruppoiren.it