Iren — Annual Report 2018

Apr 30, 2019

Relazioni e Bilanci al 31 dicembre 2018

Sommario

	Cariche sociali	1
	Avviso di convocazione di Assemblea ordinaria	2
Introduzione	Lettera agli Azionisti	3
	Azionariato	5
	Missione e Visione del Gruppo Iren Il Gruppo Iren in cifre: Highlights esercizio 2018	6 8
	L'assetto societario del Gruppo Iren	10
	Informazioni sul titolo Iren nel 2018	14
	Scenario di mercato	18
	Fatti di rilievo dell'esercizio	29
Relazione sulla	Situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo Iren	36
	Analisi per settori di attività	42
gestione	Situazione economica, patrimoniale e finanziaria di Iren S.p.A.	52
	Fatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura dell'esercizio ed evoluzione prevedibile della gestione	57
	Gestione finanziaria	60
	Rischi e incertezze	62
	Rapporti con parti correlate	66
	Quadro normativo	68
	Personale e formazione	93
	Organizzazione e Sistemi Informativi	95
	Qualità, Ambiente e Sicurezza	99
	Ricerca e Sviluppo	100
	Iren e la Sostenibilità	109
	Altre informazioni Informazioni sulla Corporate Governance di Iren	110 111
	Proposte del Consiglio di Amministrazione all'Assemblea degli Azionisti	123
	Prospetto della Situazione Patrimoniale-Finanziaria………………………………………	126
	Prospetto di Conto Economico……………………………………………………………………	128
Bilancio consolidato	Prospetto delle altre componenti di Conto Economico Complessivo……………	129
	Prospetto delle variazioni delle voci di Patrimonio Netto……………………………	130
e Note illustrative	Rendiconto Finanziario……………………………………………………	132
	Note llustrative…………………………………………………………………… I. Contenuto e forma del bilancio consolidato………	133 134
	II. Principi di consolidamento…………	138
	III. Area di consolidamento………………………………	141
	IV. Principi contabili e criteri di valutazione……………………………………	158
	V. Gestione dei rischi finanziari del Gruppo……………………………	164
	VI. Informativa sui rapporti con parti correlate.………………………………………	167
	VII. Altre informazioni……………………………………………………………….………	168
	VIII. Informazioni sulla Situazione Patrimoniale-Finanziaria……	199
	IX. Informazioni sul Conto Economico…………………………….……………………	211
	X. Garanzie e passività potenziali…….………….…………………… XI. Informativa per settori di attività………………………………………….	212 215
	XII. Allegati al Bilancio Consolidato…………….……………………….………………	219
	Attestazione del Bilancio Consolidato ai sensi dell'art. 81-ter del Regolamento
	Consob n. 11971 del 14 maggio 1999 e successive modifiche e integrazioni……	228
	Relazione della Società di Revisione sul Bilancio Consolidato……………………	230
	Prospetto della Situazione Patrimoniale-Finanziaria…………………………………	244
	Prospetto di Conto Economico…………………………………………………………	246
	Prospetto delle altre componenti di Conto Economico Complessivo…………	247
Bilancio separato	Prospetto delle variazioni delle voci di Patrimonio Netto……………………	248
e Note illustrative	Rendiconto Finanziario………………………………………………………	250
	Note Illustrative…………………………………………………………………………………	251
	I. Contenuto e forma del bilancio……………………………………	251
	II. Principi contabili e criteri di valutazione…….……….…………………… III. Gestione dei rischi finanziari di Iren S.p.A.….………………………………	252 268
	IV. Informativa sui rapporti con parti correlate.…………………………	271
	V. Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell'esercizio………………	274
	VI. Altre informazioni……………….………………………	276
	VII. Informazioni sulla Situazione Patrimoniale-Finanziaria…….…………	277
	VIII. Informazioni sul Conto Economico…………………	295
	IX. Garanzie e passività potenziali…………………………….…………………	301
	X. Allegati al Bilancio Separato…….…………………………	303
	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……………………	325 326

Relazione del Collegio Sindacale all'Assemblea degli Azionisti…..……………….............. Sintesi delle deliberazioni dell'Assemblea…………………………………….............................

332 337

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	Cristina Chiantia
	Simone Caprari
Sindaci supplenti	Donatella Busso
	Marco Rossi

Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili e societari Massimo Levrino

Società di Revisione

PricewaterhouseCoopers S.p.A. (15)

⁽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.

⁽⁴⁾ Nominato Amministratore Delegato 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, Rischi e Sostenibilità, nominato in data 12 maggio 2016.

⁽⁸⁾ Componente del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità, nominato in data 12 maggio 2016.

⁽⁹⁾ Componente del 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 19 aprile 2018 per il triennio 2018-2019-2020.

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

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 22 maggio 2019 alle ore 11,00 in unica convocazione per discutere e deliberare sul seguente

Ordine del Giorno:

• 1) Bilancio di esercizio al 31 dicembre 2018, Relazione sulla gestione e proposta di destinazione dell'utile: deliberazioni inerenti e conseguenti.
• 2) Conferimento di incarico a società di revisione a norma dell'art. 13 del Decreto Legislativo 27 gennaio 2010 n. 39 e successive modifiche, per il novennio 2021-2029: deliberazioni inerenti e conseguenti.
• 3) Relazione sulla remunerazione (prima sezione ai sensi del 3° comma dell'art. 123 ter del TUF): deliberazioni inerenti e conseguenti.
• 4) Nomina del Consiglio di Amministrazione e relative cariche statutariamente di competenza assembleare per il triennio 2019-2020-2021 (scadenza: data di approvazione del bilancio dell'esercizio 2021): deliberazioni inerenti e conseguenti.
• 5) Determinazione del compenso annuo da corrispondere ai membri del Consiglio di Amministrazione ai sensi dell'art. 21 dello statuto sociale: deliberazioni inerenti e conseguenti.
• 6) Proposta di integrazione dei corrispettivi per l'incarico di revisione legale dei conti relativo agli esercizi 2018-2020: deliberazioni inerenti e conseguenti.

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

LETTERA AGLI AZIONISTI

"Non possiamo pretendere che le cose cambino se continuiamo a fare le stesse cose"

Albert Einstein

Gentili Azionisti,

presentiamo a voi un bilancio ancora una volta molto positivo.

In un contesto difficile per il nostro Paese, tutti gli indicatori di Iren sono positivi e possiamo dire che il Gruppo è in ottima salute, con buone prospettive di crescita come confermato dal Piano Industriale al 2023 e dai risultati 2018 che portiamo alla vostra approvazione.

Il Gruppo Iren chiude il 2018 con ricavi di oltre 4 miliardi di euro (+9,3% rispetto all'anno precedente), un Margine Operativo Lordo di 967 milioni di euro (in aumento del 17,8% rispetto al 2017). L'utile netto di Gruppo è pari a 242 milioni di euro (+1,8% rispetto al 2017). L'Indebitamento Finanziario Netto a fine 2018 si attesta a 2.453 milioni di euro, in aumento di 81 milioni rispetto all'anno precedente ed è influenzato dagli effetti derivanti da operazioni di M&A per 156 milioni.

Questi risultati testimoniano non solo la capacità del Gruppo di crescere nelle filiere industriali presidiate e attraverso diverse operazioni che ne hanno consolidato la vocazione di principale aggregatore e motore di sviluppo nei propri territori di riferimento, ma anche la capacità di innovare il proprio modello di business e di interpretare i grandi cambiamenti del nostro tempo mantenendo l'attenzione ai territori, dalle grandi città alle piccole comunità. Cambiamenti che rispetto al passato sono caratterizzati da una velocità d'impatto senza precedenti.

Nel corso del 2018 con il contributo di European House Ambrosetti è stato realizzato uno studio che ha confermato l'importanza della Vostra società nella crescita economica, culturale e sociale dei nostri territori.

Iren è oggi una realtà industriale di primaria importanza a livello nazionale posizionandosi al 25° posto tra tutte le aziende del comparto industriale italiano, al 6° posto nel proprio settore di riferimento e al 3° tra i comparable; contribuisce direttamente e indirettamente in modo crescente alla creazione di valore per il Paese anche grazie al forte impatto indiretto e indotto generato tramite l'attivazione di filiere di fornitura e subfornitura che producono un effetto moltiplicatore di creazione di valore per cui si può affermare che per ogni euro di Valore Aggiunto generato direttamente da Iren se ne attivano 0,8 aggiuntivi nell'intera economia italiana.

In un contesto di investimenti nazionali decrescenti, sia pubblici che privati, Iren si distingue rientrando nei top performer nazionali con investimenti, in forte crescita negli ultimi anni, destinati soprattutto per il miglioramento della qualità del servizio e della performance ambientale con l'obiettivo dichiarato a Piano di investire ulteriori 3 miliardi di euro entro il 2023, di cui il 50% destinato alla sostenibilità, generando ancora una volta una rilevante ricaduta in termini socio-economici sui propri territori.

Iren contribuisce alla sostenibilità dell'energy mix nazionale generando l'86% dell'energia elettrica da fonti rinnovabili e assimilate e investe su progetti di efficientamento energetico con risultati riconosciuti e certificati, gestisce volumi crescenti di rifiuti con una quota di raccolta differenziata superiore alla media italiana e ha performance nel settore delle reti idriche ben al di sopra della media italiana.

L'azienda partecipa a network di ricerca sia nazionali che internazionali (in 22 Paesi con oltre 270 partner) e si afferma come uno dei principali operatori nel Corporate Venture Capital italiani; investe in formazione coinvolgendo i cittadini dei propri territori con percorsi orientati alla sostenibilità, contribuisce allo sviluppo della cultura attraverso liberalità e sponsorizzazioni con particolare attenzione al sistema teatrale rappresentando il primo sostenitore privato in molti dei territori dove è presente.

Il Gruppo ha oggi circa 8.000 dipendenti: anche in questo caso, grazie all'attivazione delle filiere di fornitura e subfornitura e all'effetto indotto sui consumi, per ogni persona occupata in Iren si creano 3 ulteriori posti di lavoro.

La gestione efficiente dell'azienda, la continua crescita, sia in termini dimensionali che di indicatori economico-finanziari, lo sviluppo di competenze e di qualità nei servizi erogati, la massima attenzione alla sostenibilità ambientale e alla cura delle risorse interne. Questi rappresentano i fattori chiave che hanno permesso di raggiungere i risultati che presentiamo alla vostra approvazione e che permettono la proposta all'Assemblea dei soci di un dividendo in crescita del 20% rispetto al 2017, valore che pone Iren tra i titoli con la migliore politica di remunerazione del settore.

Numeri che rendono l'idea dell'importanza del Gruppo nel panorama nazionale perché senza investimenti non c'è lavoro, senza lavoro non c'è crescita, senza crescita non c'è futuro.

Iren il suo futuro lo sta costruendo: sarà quello di allacciare sempre più innovazione, tecnologia e sviluppo sostenibile alla vita quotidiana delle persone. Continueremo a produrre e vendere energia elettrica, a illuminare e spazzare strade, a distribuire acqua e gas e raccogliere rifiuti, ma faremo tutto questo declinandolo sempre più con il digitale, l'internet delle cose, la mobilità elettrica, il riciclo e il riuso dei materiali e la compatibilità ambientale.

Solo così, come accadde per le municipalizzate nel '900, saremo protagonisti, in stretto contatto con le comunità, i territori e gli Enti locali, di una nuova modernizzazione del Paese.

Il Consiglio di Amministrazione, giunto al termine del suo mandato, intende ringraziare tutti i dipendenti per la competenza e l'impegno che quotidianamente mettono nel loro lavoro, da cui derivano i risultati conseguiti.

Infine, permettetemi di ringraziare 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)

AZIONARIATO

Nel corso del periodo, a seguito del perfezionamento dell'aggregazione tra Iren e il Gruppo ACAM, avvenuta nel mese di aprile, il capitale di Iren S.p.A. si è incrementato per l'emissione di 24.705.700 nuove azioni ordinarie oggetto di sottoscrizione da parte di 27 soggetti pubblici già appartenenti alla compagine sociale di ACAM stessa, che hanno pertanto acquisito una quota pari all'1,9% del capitale sociale.

Al 31 dicembre 2018 il Capitale Sociale si attesta dunque a 1.300.931.377 euro interamente versati, ed è totalmente costituito da azioni ordinarie del valore nominale di 1 euro ciascuna. Alla stessa data, sulla base delle informazioni disponibili alla società, l'azionariato Iren è di seguito rappresentato.

Si segnala che, a seguito della scissione parziale non proporzionale di Finanziaria Sviluppo Utilities (FSU, già partecipata pariteticamente dal Comune di Genova e da Finanziaria Città di Torino Holding –FCT Holding-), avente efficacia dal 27 luglio 2018, la stessa è interamente partecipata dal Comune di Genova e detentrice di una quota di partecipazione in Iren S.p.A. pari al 16,335%, corrispondente alla metà delle quote precedentemente possedute. All'altro socio FCT Holding, in qualità di beneficiario della scissione, sono state assegnate azioni Iren per la stessa quota percentuale (16,335%). Per maggiori dettagli sull'operazione di scissione si rimanda al capitolo "Fatti di rilievo del periodo".

A fine novembre 2018, a seguito della cessione di azioni pari al 2,5% del capitale sociale, è variata la quota di partecipazione in capo a FCT Holding. Nel mese di dicembre FSU ha aumentato la sua quota di partecipazione al 18,85%, attraverso l'acquisto di azioni Iren da investitori qualificati e istituzionali.

Al 31 dicembre 2018 non sono presenti soci privati detentori di una quota superiore al 3% del capitale sociale.

Un secolo di storia

Missione

Offrire ai nostri clienti e ai nostri territori la migliore gestione integrata delle risorse energetiche, idriche e ambientali, con soluzioni innovative e sostenibili, per generare valore nel tempo.

Per tutti, ogni giorno.

Visione

Migliorare la qualità della vita delle persone. Rendere più competitive le imprese. Guardare alla crescita dei territori con gli occhi del cambiamento. Fondere sviluppo e sostenibilità in un valore unico. Siamo la multiutility che, attraverso scelte innovative vuole realizzare questo futuro.

Per tutti, ogni giorno.

IL GRUPPO IREN IN CIFRE: HIGHLIGHTS ESERCIZIO 2018

Dati economici

	milioni di euro
	Esercizio 2018	Esercizio 2017	Variaz. %
Ricavi	4.041	3.697	9,3
EBITDA	967	820	17,8
EBIT	530	420	26,2
Risultato netto	273	265	3,0
EBITDA Margin (EBITDA/Ricavi)	23,9%	22,2%

Dati patrimoniali

	milioni di euro
	31.12.2018	31.12.2017	Variaz. %
Capitale Investito Netto (CIN)	5.015	4.871	3,0
Patrimonio Netto del Gruppo e di terzi (PN)	2.562	2.499	2,5
Indebitamento Finanziario Netto (IFN)	2.453	2.372	3,4
Debt/Equity (Indebitamento Finanziario Netto / Patrimonio Netto)	0,96	0,95

Dati tecnici e commerciali

	Esercizio 2018	Esercizio 2017	Variaz. %
Energia elettrica prodotta (GWh)	9.002	9.033	(0,3)
Energia termica prodotta (GWht)	2.932	2.996	(2,1)
Energia elettrica distribuita (GWh)	3.836	4.248	(9,7)
Gas distribuito (mln m3 )	1.303	1.305	(0,2)
Acqua distribuita (mln m3 )	187	181	3,3
Energia elettrica venduta (GWh)	15.669	15.921	(1,6)
Gas venduto (mln m3 )*	2.637	2.652	(0,6)
Volumetria teleriscaldata (mln m3 )	93,7	87,1	7,6
Rifiuti gestiti (ton)	2.268.791	2.015.568	12,6

* di cui per usi interni 1.477 mln m³ nell'esercizio 2018 (1.530 mln m³ nell'esercizio 2017, -3,5%)

L'ASSETTO SOCIETARIO DEL GRUPPO IREN

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.

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 nelle principali sedi operative di Genova, Parma, Piacenza, Reggio Emilia, Torino, Vercelli e, dallo scorso aprile, anche La Spezia.

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:

• Reti, che opera nell'ambito del ciclo idrico integrato e nei settori della distribuzione gas e della distribuzione di energia elettrica;
• Ambiente, che svolge le attività di raccolta, trattamento e smaltimento dei rifiuti;
• Energia, operante nei settori della produzione di energia elettrica, del teleriscaldamento e dell'efficienza energetica;
• Mercato, attiva nella vendita di energia elettrica, gas e calore.

Il Gruppo dispone di un importante portafoglio clienti e di una rilevante dotazione impiantistica a supporto delle attività operative; si riportano alcuni indicatori del dimensionamento del Gruppo:

Distribuzione Gas: attraverso 8.028 chilometri di rete Iren serve più di 742.000 clienti.

Distribuzione Energia Elettrica: con 7.692 chilometri di reti interrate ed aeree in alta, media e bassa tensione il Gruppo distribuisce l'energia elettrica a quasi 721.000 clienti a Torino, Parma e Vercelli.

Ciclo idrico integrato: con 23.360 chilometri di reti acquedottistiche, 11.162 chilometri di reti fognarie e 1.323 impianti di depurazione, Iren fornisce il servizio a poco meno di 2.830.000 abitanti.

Ciclo ambientale: con 154 stazioni ecologiche attrezzate, 3 termovalorizzatori, 2 discariche attive, 27 impianti di trattamento, selezione, stoccaggio e compostaggio, il Gruppo serve 165 comuni per un totale di circa 2.320.000 abitanti e quasi 2.300.000 tonnellate gestite nel 2018.

Produzione energia elettrica e termica: il Gruppo dispone di un consistente parco di impianti di produzione di energia elettrica, prevalentemente mediante impianti idroelettrici e cogenerativi, con produzione di energia termica distribuita attraverso una rete di teleriscaldamento urbano, con una potenza installata complessiva in assetto elettrico di circa 2.852 MW.

Teleriscaldamento: grazie a circa 993 chilometri di reti interrate di doppia tubazione il Gruppo Iren fornisce il calore ad una volumetria di 93,7 milioni di metri cubi, pari ad una popolazione servita di oltre 868.000 abitanti.

Vendita gas, energia elettrica e termica: il Gruppo ha commercializzato nel corso del 2018 oltre 2,6 miliardi di metri cubi di gas, poco meno di 16.000 GWh di energia elettrica e circa 2.900 GWht di calore per teleriscaldamento.

A far data dal 1° aprile 2018 è entrato a far parte del gruppo IREN il gruppo ACAM, operante nella gestione del servizio idrico integrato e di igiene ambientale nella provincia di La Spezia.

In particolare ACAM Acque S.p.A. è la società del gruppo che svolge la propria attività, quale operatore prevalente, nel settore della gestione del Servizio Idrico Integrato (SII) presidiando tutte le fasi del ciclo idrico, dalla captazione dell'acqua alle successive fasi di potabilizzazione e distribuzione alle utenze, collettamento e trasporto delle acque reflue civili e industriali, nonché depurazione. La società opera in 26 comuni della provincia di La Spezia servendo circa 207 mila abitanti attraverso circa 1.900 chilometri di rete idrica e 858 chilometri di rete fognaria.

La società ACAM Ambiente S.p.A. è invece il principale gestore del ciclo integrato dei rifiuti nella provincia di La Spezia e fornisce i servizi di igiene urbana a un bacino di circa 205.000 abitanti (raccolta porta a porta, raccolta stradale e spazzamento e decoro urbano) e di trattamento dei rifiuti attraverso la gestione di 9 centri di raccolta. Attraverso la società ReCos S.p.A., gestisce gli impianti di valorizzazione e trattamento dei rifiuti con centri di raccolta e compostaggio e l'attività di avvio a riciclo dei materiali differenziati.

BU RETI

La società capofila IRETI e le controllate della business unit si occupano del ciclo idrico integrato, della distribuzione di energia elettrica, della distribuzione di gas naturale e di altre attività minori.

Servizi Idrici Integrati

IRETI, direttamente e tramite le società operative controllate Iren Acqua, Iren Acqua Tigullio, ASM Vercelli e ACAM Acque, come sopramenzionato opera nell'ambito dell'approvvigionamento idrico, fognatura e depurazione delle acque reflue nelle province di Genova, Savona, Piacenza, Parma, Reggio Emilia, Vercelli, La Spezia e in alcuni comuni siti nelle regioni Piemonte, Valle d'Aosta, Lombardia e Veneto.

Complessivamente negli Ambiti Territoriali Ottimali (ATO) gestiti il servizio è svolto in 265 comuni per oltre 2,8 milioni di abitanti serviti.

Nel corso del 2018 la BU Reti ha distribuito circa 187 milioni di metri cubi di acqua, attraverso una rete di distribuzione di 23.360 chilometri. Per quanto riguarda le acque reflue gestisce una rete fognaria complessiva di 11.162 chilometri.

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 ASM Vercelli distribuisce il gas nella città di Vercelli e in altri 11 comuni della provincia. La rete di distribuzione, composta da 8.028 chilometri di rete in alta, media e bassa pressione, serve un bacino di circa 742.000 clienti.

IRETI nel corso del 2018 ha immesso in rete 1.303 milioni di metri cubi di gas.

Distribuzione di energia elettrica

Con 7.692 chilometri di rete in media e bassa tensione IRETI svolge il servizio di distribuzione dell'energia elettrica nelle città di Torino, Parma e, tramite ASM Vercelli, nella città di Vercelli. L'energia distribuita nel corso del 2018 è stata pari a 3.836 GWh.

BU AMBIENTE

La Business Unit Ambiente svolge le attività di raccolta e smaltimento di rifiuti principalmente attraverso società dislocate territorialmente: IREN Ambiente, operativa in area Emilia, AMIAT, TRM, ASM Vercelli e REI, operative in area Piemonte, ACAM Ambiente e ReCos operanti 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.

La dotazione impiantistica della BU Ambiente è costituita principalmente da 3 termovalorizzatori (TRM, a Torino, con circa 533.000 tonnellate smaltite, PAI, a Parma, con circa 181.000 tonnellate e Tecnoborgo, a Piacenza, con circa 114.000 tonnellate).

Dal secondo trimestre 2017 ha inoltre iniziato la propria attività operativa una nuova discarica, per rifiuti anche pericolosi, ad esclusione di rifiuti urbani, con sede a Pianezza (TO).

BU ENERGIA

Produzione di energia elettrica e termica

La BU Energia dispone complessivamente di 2.852 MW di potenza installata (in assetto elettrico).

In particolare, ha la disponibilità diretta di 28 impianti di produzione di energia elettrica: 20 idroelettrici (di cui 3 mini-hydro apportati con l'acquisizione della società Maira), 6 termoelettrici in cogenerazione e 1 termoelettrico convenzionale, cui si aggiunge 1 impianto cogenerativo gestito in virtù di un contratto di affitto di ramo d'azienda.

La BU Energia dispone inoltre di 194 impianti di produzione fotovoltaica con una potenza installata pari a 20 MW.

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 e consente di ridurre il ricorso ad altre forme di produzione a più elevato impatto ambientale.

Dal lato termoelettrico, 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 inoltre le attività di programmazione e dispacciamento delle produzioni di energia elettrica e termica del Gruppo, oltre all'operatività sulla borsa elettrica.

Nel mese di settembre Iren Energia ha acquisito il 66,23% di Maira S.p.A. società attiva nella realizzazione e nella gestione di impianti idroelettrici in Piemonte, proprietaria di 3 impianti mini-hydro situati in Val Maira (provincia di Cuneo), di un impianto fotovoltaico (11 KWp) e di una caldaia a cippato (400 kWt) alimentata da filiera corta.

Teleriscaldamento

Iren Energia dispone della rete di teleriscaldamento più estesa a livello nazionale con 993 chilometri di rete a doppia tubazione. L'estensione della rete di doppia tubazione ammonta a 632 chilometri nel territorio Torinese, 10 nel Comune di Genova, 220 nel Comune di Reggio Emilia, 103 nel Comune di Parma e 28 nel Comune di Piacenza.

Il totale della volumetria riscaldata al 31 dicembre 2018 ammonta, nel bacino storicamente servito dalla società, a 88,4 milioni di metri cubi. A tale volumetria si aggiungono i 5,3 milioni di metri cubi nel nuovo bacino gestito grazie all'affitto annuale del ramo d'azienda di SEI Energia, operativa nei comuni di Grugliasco, Rivoli e Collegno, attestandosi il totale a 93,7 milioni di metri cubi.

Servizi di efficienza energetica

Iren Energia, attraverso la propria controllata Iren Rinnovabili, si occupa dello sviluppo e della gestione dei servizi di illuminazione pubblica e semaforica ed affini e, in particolare, opera nel settore dell'efficienza energetica, svolgendo attività di progettazione, realizzazione e gestione di interventi di riduzione di consumi e risparmio di energia. Inoltre, opera nelle attività di fornitura di servizi energetici e di global service destinati a edifici abitativi, a strutture private e pubbliche nonché a complessi industriali e commerciali, e nello studio, progettazione, costruzione, installazione gestione, manutenzione e conduzione dei relativi impianti termici, di condizionamento, idraulici, sanitari, frigoriferi, elettrici e a pannelli solari.

BU MERCATO

Il Gruppo, tramite Iren Mercato e Salerno Energia Vendite, opera nella commercializzazione dell'energia elettrica, del gas e del calore tramite rete di teleriscaldamento, nella fornitura di combustibili per il Gruppo e nei servizi di gestione clienti delle società partecipate dal Gruppo.

In data 6 settembre 2018 è stata perfezionata tra Iren Mercato e la società Spienergy l'operazione di acquisizione, da parte di Iren Mercato, dell'intera partecipazione detenuta da quest'ultima in Spezia Energy Trading, con sede in La Spezia. La società opera nella commercializzazione di gas ed energia elettrica sul mercato finale, prevalentemente piccole e medie imprese, sia attraverso la propria rete commerciale sia attraverso un portafoglio di partner commerciali terzi che operano nella rivendita della commodity acquistata all'ingrosso (reselling).

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

Le principali fonti di energia del Gruppo disponibili per le proprie attività sono rappresentate dalle centrali termoelettriche e idroelettriche di Iren Energia. 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 in Emilia. Infine, gestisce la vendita del calore ai clienti teleriscaldati del comune di Torino e nei capoluoghi di Reggio Emilia, Parma, Piacenza e Genova e lo sviluppo commerciale sulle aree di nuovo insediamento del teleriscaldamento.

Nel corso del 2018 è diventata pienamente operativa la nuova linea di business "new downstream", partita nel corso del 2017 e destinata alla commercializzazione alla clientela retail di prodotti innovativi nell'area della domotica, del risparmio energetico e della manutenzione di impianti domestici.

Sempre nel periodo è inoltre partita "IrenGO a zero emissioni" l'innovativa offerta per la mobilità elettrica rivolta a clienti privati, aziende ed enti pubblici con l'obiettivo di ridurre l'impatto ambientale degli spostamenti. Il Gruppo ha già sperimentato le potenzialità e i benefici dell'e-mobility attraverso l'avvio, al proprio interno di una serie di iniziative, quali l'installazione di infrastrutture di ricarica e la progressiva introduzione di veicoli elettrici adottando in maniera applicata la modalità elettrica. Tutte le iniziative interne ed esterne di mobilità elettrica IrenGO dispongono di fornitura energetica 100% green proveniente dagli impianti idroelettrici del Gruppo.

Commercializzazione Gas Naturale

I volumi complessivi di gas naturale approvvigionati nel corso del 2018 sono stati pari a 2.845 milioni di metri cubi, di cui 1.159 milioni commercializzati a clienti finali esterni al Gruppo, e 1.477 milioni impiegati all'interno del Gruppo Iren sia per la produzione di energia elettrica e termica sia per la fornitura di servizi calore; 209 milioni di metri cubi sono stati destinati allo stoccaggio.

Al 31 dicembre 2018 i clienti gas retail gestiti dalla Business Unit Mercato sono circa 907.000 e comprendono principalmente i clienti sul bacino storico genovese, torinese ed emiliano e delle aree di sviluppo limitrofe e i clienti dei bacini di Vercelli, apportato da Atena Trading, e dell'area campana apportato da Salerno Energia Vendite. In particolare Salerno Energie Vendite è presente in quasi tutte le province campane oltre che in alcuni comuni delle regioni Basilicata, Calabria, Toscana e Lazio. Il bacino si è ulteriormente ampliato con l'acquisizione di Spezia Energia Trading che opera prevalentemente in area La Spezia.

Commercializzazione energia elettrica

I volumi commercializzati nel corso del 2018 dalla BU Mercato sono stati pari a 8.931 GWh. I clienti retail di energia elettrica gestiti al 31 dicembre 2018 sono oltre 876.000 distribuiti principalmente sul bacino tradizionalmente servito, corrispondente a Torino e Parma, e sulle altre aree presidiate commercialmente da Iren Mercato e da Atena Trading e, dal quarto trimestre 2018, anche da Spezia Energy Trading.

Vendita calore tramite rete di teleriscaldamento

Iren Mercato gestisce la vendita del calore, acquistato da Iren Energia, ai clienti teleriscaldati dei comuni di Torino, Nichelino, Genova, Reggio Emilia, Piacenza e Parma.

INFORMAZIONI SUL TITOLO IREN NEL 2018

Andamento del titolo IREN in Borsa

Nel corso del 2018, il FTSE Italia All-Share (il principale indice di Borsa Italiana) ha riportato una riduzione pari al 16,71%, dovuta principalmente al peggioramento del quadro macroeconomico.

In tale contesto anche le aziende operanti in settori anticiclici, come le multiutility, hanno risentito di potenziali rischi regolatori, con particolare riferimento alle attività in concessione ed alla gestione del ciclo idrico integrato. Tale quadro di incertezza ha interessato principalmente le società operanti in tali aree di attività, fra le quali Iren, il cui titolo nel periodo ha subito una flessione del 16,16% rispetto al 31 dicembre 2017.

Andamento titolo Iren nei confronti dei competitors

Il prezzo del titolo IREN al 31 dicembre 2018, si è attestato a 2,096 euro per azione, con volumi medi scambiati durante il periodo pari a circa 2,06 milioni di pezzi giornalieri. Il prezzo medio nei dodici mesi è stato di 2,26 euro per azione avendo toccato il massimo dalla nascita di IREN (2,74 euro per azione) il 23 gennaio ed il minimo del periodo, 1,88 euro per azione, il 6 dicembre.

Nei due grafici sotto riportati si evidenzia l'andamento del prezzo e dei volumi scambiati del titolo Iren nell'arco del 2018.

Il coverage del titolo

Nel corso del periodo il Gruppo IREN è stato seguito da otto broker: Banca IMI, Banca Akros, Equita, Fidentiis, Intermonte, KeplerCheuvreux, Main First e Mediobanca.

Relazione sulla gestione al 31 dicembre 2018

SCENARIO DI MERCATO

LO SCENARIO MACROECONOMICO

Nella seconda parte del 2018 la crescita dell'economia globale ha leggermente rallentato, confermando quanto già registrato nel primo semestre dell'anno. Le stime fornite dalla World Bank e dall'OCSE vedono il 2018 chiudersi con una crescita complessiva di circa il +3%, con una flessione di circa -0,1 punti percentuali rispetto all'anno precedente. Tale rallentamento ha inciso sulla crescita di molteplici economie avanzate, in particolare su quelle dell'area Euro e Giappone, e di economie in fase di sviluppo, tra le quali la Cina. Questo effetto è stato particolarmente eterogeneo tra i diversi Paesi. Gli Stati Uniti, infatti, registrano un tasso di crescita annuo del +2,9%, in aumento rispetto al +2,2% dello scorso anno. L'impatto delle politiche fiscali espansive ha sicuramente giocato un ruolo determinante per la crescita del paese. Al contrario, i tassi di crescita della zona Euro e del Giappone registrano una flessione rispetto al 2017 rispettivamente di -0,5 e - 1,1 punti percentuali, attestandosi così al +1,9% e al +0,8%. Tra i Paesi in via di sviluppo la Cina continua a crescere con un tasso superiore al 6% (+6,5%), ma in riduzione del 0,4% rispetto al 2017.

Il rallentamento della crescita globale è il risultato di diversi fattori: da un lato l'espansione dell'economia americana ha sostenuto l'economia mondiale tramite la maggiore domanda statunitense di beni, dall'altro le politiche protezionistiche del governo americano, le tensioni geopolitiche e il commercio internazionale in flessione hanno pesato sulle scelte d'investimento e produzione in molteplici paesi.

Dal canto suo l'economia italiana ha sofferto del rallentamento della crescita globale, soprattutto quello delle economie dell'area euro e, in particolare, di quella tedesca. Nel terzo trimestre 2018 si è registrata una flessione congiunturale del PIL di -0,1%. Il PIL del quarto trimestre si è poi ulteriormente ridotto rispetto al trimestre precedente dello 0,1%, segnando così lo stato di recessione tecnica dell'economia Italiana.

Secondo i dati ISTAT pubblicati a marzo 2019, il PIL si è espanso in volume su base annuale dello 0,9%. La domanda interna è stata supportata dagli investimenti, che hanno registrato una crescita del 3,4% su base annua (in ribasso rispetto al +4,4% del 2017), mentre i consumi finali delle famiglie hanno registrato un aumento marginale (+0,7%), significativamente inferiore all'incremento del 2017 (+1,5%).

Le spese delle famiglie

Nel 2018 si è registrato un incremento dell'1,3% del numero di lavoratori dipendenti ed un calo di quello dei lavoratori autonomi (-0,3%). I redditi da lavoro dipendente sono cresciuti del 3,3%. Su base annua nel 2018 la spesa per consumi finali delle famiglie italiane ha fatto registrare un rallentamento rispetto al tasso di incremento 2017. I consumi hanno subito un rallentamento in modo particolare nel secondo semestre, registrando la crescita tendenziale minima nel terzo trimestre, per poi rialzarsi leggermente al termine dell'anno.

Gli investimenti

Come riportato, gli investimenti hanno rappresentato la componente più dinamica della domanda, aumentando del 3,4% rispetto al 2017. La crescita si riferisce in particolare agli investimenti in mezzi di trasporto. Tuttavia, il generale tasso di crescita degli investimenti ha fortemente rallentato nel corso dell'anno, passando da una crescita tendenziale superiore al 5% nel primo semestre ad una crescita tendenziale quasi nulla nel quarto trimestre.

Sull'andamento degli investimenti hanno probabilmente inciso sia gli aumenti dei rendimenti dei titoli di Stato, particolarmente alti da giugno in poi, che hanno reso più costoso l'accesso al credito, sia altri fattori di incertezza come la fase di stallo riguardante l'accordo per la Brexit. La fine del Quantitative Easing (QE), inoltre, è prevista incidere in maniera potenzialmente negativa sulle possibilità d'accesso al credito per le imprese, poiché, sebbene la Banca Centrale Europea (BCE) metterà in atto un piano di reinvestimenti dei titoli a scadenza, ridurrà liquidità dal mercato in un periodo di ciclo economico non positivo.

Le esportazioni

Le contrattazioni con l'estero hanno registrato un forte rallentamento nei primi mesi dell'anno, causato principalmente dalle anticipazioni e dall'avvio della stretta commerciale nei confronti di Europa e Cina da parte del governo degli Stati Uniti. Questa tendenza si è, però, invertita nel terzo trimestre: in questo periodo l'Italia ha registrato un aumento delle esportazioni di beni e servizi dell'1,1% a fronte di un aumento delle importazioni dello 0,8%. A livello annuale, le esportazioni sono comunque aumentate meno delle importazioni (+1,9% contro +2,3%), segnando un peggioramento dell'avanzo commerciale italiano.

IL MERCATO PETROLIFERO

Il mercato del petrolio ha cominciato il 2018 proseguendo il trend rialzista che aveva caratterizzato i due anni precedenti. Lo sviluppo economico globale ha fatto da volano per l'incremento della domanda petrolifera, cresciuta in media di 1,3 milioni di barili al giorno (mbg) e arrivata a superare i 100 mbg nel quarto trimestre dell'anno. Sull'offerta ha invece pesato l'accordo OPEC+, sottoscritto a fine 2016, che vede la cooperazione tra paesi aderenti al cartello OPEC e la delegazione non-OPEC guidata dalla Russia. Il consolidamento dell'accordo e il cap alla produzione definito a livello aggregato tra i paesi aderenti al cartello è stato un elemento importante a favore della crescita delle quotazioni globali. A favore della crescita dei prezzi e della volatilità dei mercati sono intervenuti anche altri elementi: si annoverano tra di essi le aspettative di una potenziale riduzione di output a causa delle sanzioni statunitensi nei confronti dell'Iran, che avrebbero interessato anche i soggetti importatori di greggio dal paese.

L'insieme di questi fattori rialzisti ha spinto il Brent alla quotazione di 86 \$/bbl registrata a inizio ottobre, valore che non veniva toccato da ottobre 2014. Tuttavia nel corso degli ultimi tre mesi dell'anno si è assistito ad un sostanziale ribaltamento della situazione: dai massimi di ottobre, i prezzi sono calati di 25 \$/bbl arrivando toccare i 50 \$/bbl nel periodo natalizio per poi registrare un lieve rialzo e chiudendo l'anno intorno ai 54 \$/bbl. A favore del decremento hanno giocato almeno due elementi: un primo fattore è dato dall'incremento della produzione americana, cresciuta di più di 1,5 mbg tra il 2017 e il 2018 (+17%) arrivando a toccare il valore record di 11,6 milioni di barili al giorno nel quarto trimestre dell'anno. Un secondo elemento è relativo alle sanzioni statunitensi nei confronti dell'Iran: il governo statunitense, a ridosso dell'entrata in vigore del regime sanzionatorio, ha infatti decretato a sorpresa l'esenzione per la durata di sei mesi dell'applicazione delle sanzioni per otto paesi (Italia compresa) provocando un relativo rilassamento delle tensioni rialziste accumulatesi sui mercati.

Nel complesso, il 2018 si è chiuso con un prezzo spot medio del petrolio Brent pari a 71,33 \$/bbl, in rialzo del 31,9% rispetto al 2017, che si era chiuso con una media annuale di 54,08 \$/bbl. In Euro, il prezzo del Brent nel 2018 si è attestato a 60,40 €/bbl valutato ad un cambio Euro/Dollaro medio nel 2018 di 1,18, in rialzo del 4,56% rispetto al 2017.

IL MERCATO DELL'ENERGIA ELETTRICA

Domanda e offerta

Nel 2018 la produzione di energia elettrica in Italia è stata pari a 280,2 TWh, in calo dell'1,4% rispetto al 2017. La richiesta di energia elettrica, pari a 321,9 TWh, è stata soddisfatta dalla produzione nazionale per l'87%, mentre per il restante 13% da quella importata dalle frontiere estere. La generazione termoelettrica nazionale, attestandosi su un volume di 185 TWh, ha rappresentato il 66% della produzione netta nazionale, mostrando tuttavia un calo del 7,6% rispetto ai valori del 2017; la produzione da fonte idroelettrica è stata pari a 49,3 TWh (+31,2% rispetto al 2017), rappresentando il 17,6% di quella nazionale, mentre da fonte geotermica, eolica e fotovoltaica sono stati prodotti 45,9 TWh (-1,3% rispetto al 2017), il 16,4% dell'offerta nazionale.

Nel 2018 i consumi sono risultati pressoché allineati a quelli dell'anno precedente (+0,4%) seppur con contributi differenti delle diverse zone. Al Nord infatti la domanda è risultata in aumento del 2,6%, mentre è calata nelle restanti zone: al Centro (-0,7%), al Sud (-4,4%) e nelle Isole (-0,6%).

Domanda e offerta di energia elettrica cumulata

(GWh e variazioni tendenziali)

	fino a	fino a
	31/12/2018	31/12/2017	Var. %
Domanda	321.910	320.548	0,4%
Nord	153.396	149.444	2,6%
Centro	93.797	94.428	-0,7%
Sud	44.550	46.606	-4,4%
Isole	28.161	28.318	-0,6%
Produzione netta	280.234	284.356	-1,4%
Idroelettrico	49.275	37.557	31,2%
Termoelettrico	185.046	200.305	-7,6%
Geotermoelettrico	5.708	5.821	-1,9%
Eolico e fotovoltaico	40.205	40.673	-1,2%
Consumo Pompaggi	-2.233	-2.378	-6,1%
Saldo estero	43.909	38.570	13,8%

Fonte: Terna

Prezzi Mercato del Giorno Prima (MGP)

Nel 2018 il prezzo medio dell'energia elettrica si è attestato a 61,3 €/MWh, valore in aumento rispetto al 2017 (+13,6% rispetto ai 53,94 €/MWh del 2017), mostrando un decorso simile per tutte le zone, sebbene in Sicilia il prezzo sia stato decisamente più elevato delle altre. Il maggior aumento percentuale, pari al 19%, si è verificato nella zona Sud, mentre il Centro Sud e la Sardegna hanno registrato un aumento del 18%, la Sicilia del 14%, il Centro Nord del 13%, il Nord del 12%.

Tale aumento tendenziale del PUN ha caratterizzato i mesi da marzo a ottobre, ed è stato particolarmente elevato durante settembre, mese in cui è stato registrato il picco annuale, con una variazione di oltre il 50% rispetto ai prezzi 2017.

I prezzi zonali sono stati fra loro generalmente allineati, come avvenuto nel 2017, eccezion fatta per la Sicilia che ha registrato per quasi tutto l'anno un prezzo decisamente maggiore delle altre zone di mercato (come già accaduto nel 2017). Conseguentemente, tale prezzo zonale è stato il più elevato, con un CCT "baseload" medio annuo di 8,12 €/MWh, ossia una distanza con il PUN maggiore rispetto al 2017 (quando si attestava a 6,75 €/MWh).

Andamenti delle principali borse europee

Le borse elettriche europee hanno registrato un prezzo medio di 50,65 €/MWh, in aumento del 15,6% rispetto al 2017. Il differenziale negativo con il PUN è stato di 10,7 €/MWh, mentre nell'anno precedente si era attestato a 10,1 €/MWh. In particolare, l'ultimo trimestre del 2018 ha registrato prezzi del 21% più alti rispetto allo stesso periodo del 2017.

Future del PUN Baseload su EEX

La tabella seguente confronta i prezzi medi dei futures dei prodotti disponibili riferiti al Prezzo Unico Nazionale per l'ultimo trimestre del 2018. Per i prodotti con consegna dicembre e gennaio sono state registrate progressive variazioni a ribasso durante tutto il trimestre, mentre per i prodotti Q1 19, Q2 19 e Q3 19 l'andamento non è stato costante, registrando delle variazioni a ribasso sul trimestre rispettivamente di 4,30 €/MWh, 1,10 €/MWh e 1,80 €/MWh. Il future annuale 2019 ha seguito lo stesso andamento, portandosi dai 69,5 €/MWh di ottobre ai 67 €/MWh di dicembre. Tutti i futures considerati si sono comunque assestati su livelli più alti rispetto al quarto trimestre del 2017.

ott-18 Futures		nov-18 Futures		dic-18 Futures
mensili	€/MWh	mensili	€/MWh	mensili	€/MWh
nov-18	75,8	dic-18	67,3	gen-19	64,7
dic-18	76,0	gen-19	69,6	feb-19	71,6
gen-19	75,2	feb-19	73,8	mar-19	72,6
trimestrali		trimestrali		trimestrali
Q1 19	74,1	Q1 19	70,4	Q1 19	69,8
Q2 19	63,4	Q2 19	60,3	Q2 19	62,3
Q3 19	69,1	Q3 19	65,9	Q3 19	67,3
annuali		annuali		annuali
Y1 19 69,5		Y1 19	66,2	Y1 19	67,0

Fonte: Reuters su dati EEX

IL MERCATO DEL GAS NATURALE

Domanda e offerta

Impieghi e fonti di gas naturale nel periodo gennaio-dicembre 2018 e confronto con gli anni precedenti

GAS PRELEVATO (Mld mc)*	2018	2017	2016	Var % 2018 vs 2017	Var % 2017 vs 2016
Usi industriali	14,3	14,4	13,4	-0,8%	7,3%
Usi termoelettrici	23,4	25,4	23,3	-8,1%	9,2%
Impianti di distribuzione	32,3	32,6	31,5	-1,0%	3,4%
Rete terzi e consumi di sistema / line pack	2,4	2,3	2,2	4,2%	3,8%
Totale prelevato	72,3	74,7	70,4	-3,2%	6,1%

*Valori cumulati al 31 dicembre 2018

Fonte: elaborazioni REF-E su dati SRG

GAS IMMESSO (Mld mc)*	2018	2017	2016	Var % 2018 vs 2017	Var % 2017 vs 2016
Importazioni	67,4	69,2	65,0	-2,6%	6,5%
Produzione nazionale	5,1	5,2	5,6	-2,3%	-6,5%
Stoccaggi	-0,3	0,2	-0,2	(*)	(*)
Totale immesso (inclusi stoccaggi)	72,3	74,7	70,4	-3,2%	6,1%
Capacità massima	135,9	133,6	132,7
Load factor	49,6%	51,8%	49,0%

*Valori cumulati al 31 dicembre 2018

Il valore degli stoccaggi indica la movimentazione netta

Fonte: elaborazioni REF-E su dati SRG

Nel 2018 i consumi di gas naturale hanno fatto registrare il primo calo dopo tre anni di crescita continua, segnando una diminuzione del 3,2% rispetto al 2017, per un totale di 72,3 miliardi di metri cubi consumati. I minori consumi sono frutto di un calo complessivo della domanda, fatto registrare in tutti e tre i settori principali: la variazione percentuale maggiore è stata fatta registrare dal comparto termoelettrico (-8,1%), mentre quello industriale e quello residenziale presentano decrementi decisamente più contenuti (-0,8% e -1%, rispettivamente).

La domanda residenziale, 32,3 miliardi/mc nel 2018, risulta appena minore (-0,3 miliardi di metri cubi) rispetto a quella registrata durante il 2017. Il calo è dovuto principalmente alle miti temperature registrate sul finire dell'anno, che hanno influito molto sui prelievi di gas ai fini di riscaldamento, andando sostanzialmente a bilanciare i forti consumi registrati durante il primo trimestre 2018 in seguito alle contingenze metereologiche che hanno investito l'intero continente europeo.

E' presumibile che la diminuzione dei consumi industriali, questi ultimi pari a 14,3 miliardi/mc nel 2018, sia da imputare al generale rallentamento dell'economia italiana, che ha manifestato i suoi effetti a partire dalla seconda metà dell'anno.

La minore richiesta di gas proveniente dal comparto termoelettrico (che si attesta a 23,4 miliardi/mc nel 2018), principale driver della crescita complessiva dei consumi di gas tra il 2015 e il 2017, è invece legata al maggior contributo registrato in fase di generazione di energia elettrica proveniente dalle fonti rinnovabili, e in particolare quello proveniente dal comparto idroelettrico, forte della maggiore disponibilità di acqua nei bacini derivante da una maggiore idraulicità rispetto al 2017.

Per quanto riguarda l'offerta, le importazioni dall'estero perdono circa 2,6 punti percentuali rispetto ai livelli del 2017, assestandosi sui 67,4 miliardi/mc. I flussi in ingresso presso l'entry point di Tarvisio (29,5 miliardi/mc) confermano ancora una volta la centralità del gas russo nel bilancio complessivo italiano (43,7% del mercato nazionale) nonostante una lieve diminuzione in termini di volumi complessivi importati (-2%); in diminuzione il saldo del gas proveniente dal Nord Africa, con le importazioni di gas algerino (che rimane comunque la seconda fonte di risorsa per il nostro paese, con un quota di mercato superiore al 25% nel 2018), presso il punto di entrata di Mazara del Vallo, che sono diminuite di circa il 9% e quelle di gas libico in ingresso a Gela che sono calate di circa il 4%; è risultato in aumento del 7%, invece, l'import da Passo Gries, assestatosi sui 7,7 miliardi di metri cubi nonostante le particolari condizioni di prezzo che hanno sfavorito le esportazioni di gas nord europeo durante le ultime settimane dell'anno; è inoltre nuovamente in ascesa il GNL (+3%), con quasi 8,7 miliardi/mc totali e una quota di mercato di quasi il 13%.

La produzione nazionale segna un nuovo rallentamento (-2,2%), facendo segnare un nuovo minimo storico con appena 5,1 miliardi/mc di gas prodotti.

Il saldo dei sistemi di stoccaggio (erogazioni +/immissioni -) passa invece dai +0.2 miliardi/mc del 2017 a - 0,3 miliardi/mc circa, per via delle maggiori iniezioni (11,8 miliardi/mc) registrate durante l'anno in seguito alle massicce erogazioni verso la rete che si sono rese necessarie durante le forti contingenze metereologiche manifestatesi tra i mesi di febbraio e marzo.

Prezzi ingrosso gas

Nel 2018, i prezzi all'ingrosso del gas naturale europeo e globale, nonostante la flessione registrata nell'ultimo trimestre dell'anno, mostrano nuovamente un trend rialzista. Queste le cause principali dell'incremento tendenziale dei prezzi: la crescita complessiva della domanda di gas mondiale (e di gas liquefatto in particolare), trainata dai paesi asiatici e in modo preponderante dalla Cina, che ha avuto importanti risvolti sui prezzi specialmente durante la prima metà dell'anno; i problemi che hanno coinvolto la produzione di gas olandese presso il bacino di Groningen e forzato il governo a mettere a punto un piano che prevede la chiusura del campo entro il 2031 e restrizioni alle estrazioni già nell'immediato; l'andamento dei prezzi del Brent, che hanno subito un progressivo rialzo in concomitanza dell'approssimarsi della riunione OPEC di giugno e, prima di calare repentinamente durante l'ultimo trimestre dell'anno, hanno raggiunto picchi superiori agli 80 \$/bbl tra settembre e ottobre; il significativo aumento dei prezzi degli ETS europei, influenzati soprattutto dall'approssimarsi dell'entrata in vigore del meccanismo della Market Stability Reserve.

In particolare, il TTF olandese fa segnare nel 2018 un valore medio delle quotazioni spot di 22,80 €/MWh, in aumento del 31,7% rispetto ai 17,32 €/MWh del 2017. Il prezzo medio CEGH si mostra in rialzo del 26,7%, con un valore medio di 22,98 €/MWh. Al PSV, il prezzo medio spot segna un +23,2% rispetto alle quote 2017, assestandosi sui 24,31 €/MWh e dimostrando ancora una volta come l'hub italiano continui a rimanere un mercato a premio rispetto quelli nord-europei, con un differenziale medio PSV-TTF di 1,51

€/MWh (in calo, però, di oltre il 37% rispetto all'anno scorso per via del maggior aumento dei prezzi verificatosi presso gli hub nord europei rispetto a quello italiano).

Nel 2018 i prezzi alla frontiera, ancora in parte oil-linked, seguono il generale trend rialzista e si assestano su un livello medio europeo di 22,5 €/MWh, in crescita di quasi il 32% rispetto al 2017. La media dei prezzi italiani alla frontiera risulta superiore alla media europea, assestandosi sui 23,2 €/MWh.

Nel mercato italiano, il prezzo di sbilanciamento per l'anno 2018 è stato mediamente di 20,4 €/MWh, superiore di circa il 24% rispetto ai valori relativi al 2017. Sui mercati della piattaforma MGAS funzionali alla definizione del prezzo di sbilanciamento (MGP-GAS e MI-GAS), durante l'anno è stato scambiato complessivamente un volume pari a circa 3,9 miliardi/mc. Il mercato infra-giornaliero MI-GAS continua a rappresentare il comparto principale della piattaforma gestita dal GME, con un ammontare di volumi complessivamente scambiati pari a circa 2,64 miliardi/mc.

La c.d. "componente CMEM", intesa a riflettere il costo di approvvigionamento del gas nel prezzo al mercato tutelato e definita dall'ARERA sulla base delle quotazioni forward del TTF, risulta in aumento con una media pari a 22,91 €/MWh.

Per quanto riguarda i mercati internazionali, la crescente domanda proveniente dai paesi asiatici (in primis la Cina, per via delle politiche di switching dal carbone al gas fortemente promosse dal governo) ha innescato nei primi mesi dell'anno un trend rialzista globale dei prezzi del gas naturale, supportato dall'incremento dei prezzi del petrolio e, in Europa, dalle contingenze verificatesi nel continente e dall'andamento delle quotazioni della CO2; la tendenza bullish dei mercati è dunque perdurata fino all'inizio dell'attuale stagione invernale, quando, assieme al calo delle quotazioni del Brent, si sono manifestati, sia in Europa che nel nord-est asiatico, i primi effettivi segnali (preannunciati dai forecast meteo) di un inverno più mite della norma. In queste condizioni, i grandi quantitativi di gas approvvigionati nella prima metà dell'anno nel nord-est asiatico, hanno permesso di rallentare gli acquisti durante il secondo semestre, fornendo stimoli ribassisti sui prezzi di mercato.

A livello annuale si registra comunque un aumento dei prezzi spot asiatici, la cui media si è attestata nel 2018 ad un livello di circa 9,9 \$/MMbtu, in crescita di oltre il 40% rispetto al 2017.

Anche in Gran Bretagna e negli USA, dove i bassi livelli di stoccaggio in corrispondenza dell'inizio della stagione invernale hanno fortemente influenzato (seppur per un breve periodo) l'andamento dei prezzi del gas agli hub, si sono nuovamente mostrate tendenze rialziste: nel Regno Unito il 2018 si è chiuso con una media di oltre 7,9 \$/MMBtu (+36,4% rispetto ai livelli del 2017), mentre negli USA, il prezzo medio all'Henry Hub ha raggiunto i 3,1 \$/MMBtu dopo aver toccato massimi di quasi 4,8 \$/MMBtu tra novembre e dicembre.

CERTIFICATI BIANCHI (TEE)

Andamento del mercato

Nel 2018 i prezzi dei Titoli di Efficienza Energetica (TEE) scambiati in borsa hanno registrato un nuovo aumento, toccando nei primi mesi dell'anno punte di prezzo di quasi 480 €/TEE. A partire dal mese di marzo però, i prezzi hanno invertito il trend rialzista assestandosi inizialmente attorno ai 250 €/TEE (valore del cap al rimborso in tariffa ottenibile dagli operatori fissato attraverso il decreto del Ministero dello Sviluppo Economico dell'11 maggio 2018) e andando a convergere sui 260 €/TEE (prezzo dei TEE emessi dal GSE in caso di eccesso di domanda) a partire dal mese di settembre. La media annuale dei prezzi medi ponderati risulta complessivamente pari a circa 294 €/TEE, ovvero circa 25 €/TEE (equivalenti ad una variazione del 9,42%) in più rispetto a quella relativa all'anno precedente.

26 Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2018

I volumi complessivi scambiati in borsa fanno registrare una diminuzione rispetto al 2017: il totale titoli scambiati è stato di circa 3,21 milioni (-38% rispetto al totale 2017) per via dei limiti imposti sull'offerta dei titoli. L'andamento dei volumi mostra dei picchi, seppur modesti, nei mesi di gennaio e luglio, oltre che nei mesi immediatamente precedenti la compliance per l'anno d'obbligo. Una contrazione graduale degli scambi si è poi registrata nell'ultimo trimestre dell'anno.

Anche sul mercato OTC i prezzi hanno segnato significativi aumenti: il prezzo medio 2018 (263 €/TEE) è stato superiore a quello dell'anno precedente di circa 50 €/TEE. I prezzi più alti si sono registrati nel mese di febbraio, con punte superiori ai 360 €/TEE. Nel complesso, però, i prezzi OTC sono rimasti più bassi rispetto ai massimi di borsa.

Anche i volumi OTC sono diminuiti rispetto al 2017, assestandosi a circa 4,54 milioni di TEE (contro gli oltre 5 milioni del 2017). Da segnalare il picco raggiunto nel mese di maggio, alla fine dell'anno d'obbligo, con un volume transato totale di circa 1,6 milioni di TEE, leggermente inferiore al volume registrato nel maggio 2017.

FATTI DI RILIEVO DELL'ESERCIZIO

Conversione di n. 62.305.465 azioni di risparmio di Iren S.p.A. in azioni ordinarie

In forza della delega ricevuta dal Consiglio di Amministrazione in data 20 dicembre 2017, l'8 gennaio 2018 il Vice Presidente di Iren S.p.A., Prof. Avv. Ettore Rocchi, ha effettuato, con esito positivo, le verifiche in ordine alla sussistenza dei requisiti di cui all'art. 6 dello statuto sociale di Iren S.p.A. in capo agli investitori che hanno acquisito tutte le residue n. 62.305.465 azioni di risparmio di proprietà di FCT Holding S.p.A., finanziaria di partecipazioni interamente detenuta dal Comune di Torino, per la conversione alla pari in azioni ordinarie Iren.

Sulla base del predetto articolo dello Statuto l'alienazione delle azioni di risparmio possedute da FCT Holding ha comportato infatti la loro conversione in azioni ordinarie previa verifica che il trasferimento, a qualunque titolo, sia stato compiuto a favore di soggetti non collegati al Comune di Torino.

Il trasferimento è avvenuto a seguito delle ulteriori richieste di conversione (si veda quanto illustrato nei "Fatti di rilievo del periodo" del bilancio al 31 dicembre 2017) pervenute a partire dal 20 dicembre 2017, inerenti alle obbligazioni "exchangeable" emesse da FCT Holding il 30 dicembre 2015 per un ammontare di euro 150.000.000 e avente come sottostante complessive n. 80.498.014 azioni di risparmio e n. 290.353 azioni ordinarie Iren di proprietà dalla stessa.

A seguito della sopracitata conversione il capitale sociale della Società risulta costituito da sole azioni ordinarie.

Aggiudicazione di 4 lotti della gara Consip per la fornitura di energia elettrica alla Pubblica Amministrazione per il 2018

Il Gruppo, attraverso Iren Mercato, ha rafforzato la sua presenza come fornitore di energia elettrica alle Pubbliche Amministrazioni del Nord Ovest aggiudicandosi a gennaio 2018 quattro lotti della gara Consip EE15, per un valore complessivo della fornitura stimato in 365 milioni di euro di ricavi.

Iren Mercato si è dunque confermata, anche per il 2018, come fornitore di riferimento per le Pubbliche Amministrazioni della Lombardia (lotti 2 e 3) e dell'Emilia Romagna (lotto 6), mentre lo è nuovamente diventato per le Pubbliche Amministrazioni di Piemonte e Val d'Aosta (lotto 1), per un volume complessivo annuo delle forniture stimato in 2,4 TWh.

Tra i player che hanno partecipato alla gara l'offerta tecnico-economica di Iren Mercato è risultata la più competitiva, e per le forniture prevede sia prezzi fissi sia prezzi variabili legati al valore dell'energia nella borsa elettrica. Inoltre, grazie anche agli asset produttivi da fonte rinnovabile del Gruppo, le Pubbliche Amministrazioni interessate hanno la possibilità di acquistare energia "verde" certificata per tutti i quantitativi del proprio fabbisogno energetico. La convenzione con Consip ha durata 12 mesi, con possibilità di proroga per ulteriori sei. In tale ambito, Iren Mercato può accogliere ordinativi dalle Pubbliche Amministrazioni fino ad esaurimento dei tetti massimi di energia previsti in ciascun lotto.

Alienazione della partecipazione detenuta in Mestni Plinovodi

Il 9 marzo 2018 si è perfezionato il trasferimento da IRETI, società controllata da Iren S.p.A., ad Adriaplin d.o.o., società del gruppo ENI, della partecipazione pari al 49,88% nel capitale sociale di Mestni Plinovodi d.o.o., società attiva nella distribuzione e vendita del gas in Slovenia.

Il prezzo per il trasferimento della partecipazione è stato pari a 8 milioni di euro, con un beneficio economico pari a 3 milioni già rilevato nel bilancio al 31 dicembre 2017 a titolo di ripresa di valore della partecipazione alla luce della prevista cessione.

L'alienazione della partecipazione si inserisce nel percorso di razionalizzazione societaria sviluppato dal Gruppo Iren nell'ultimo triennio, comprendente anche la cessione di asset e partecipazioni ritenute noncore, al fine di liberare risorse finanziarie per cogliere opzioni di crescita all'interno delle proprie aree di riferimento.

Closing dell'aggregazione tra Iren e il Gruppo ACAM

L'11 aprile 2018 si è perfezionata l'aggregazione tra Iren e il Gruppo ACAM, attivo nella provincia di La Spezia nella gestione del servizio idrico integrato, nella gestione dei servizi ambientali e, in misura minore, nei servizi energetici.

La suddetta operazione era stata avviata nel maggio 2017 con la presentazione dell'offerta da parte di Iren nell'ambito della procedura trasparente promossa da ACAM per l'individuazione di un operatore economico con cui attuare un'aggregazione societaria ed industriale, ed era proseguita il 29 dicembre 2017 con la sottoscrizione di un accordo di investimento, soggetto a condizioni sospensive, tra Iren, ACAM S.p.A. e 31 soggetti pubblici soci di ACAM, con la contestuale deliberazione da parte del Consiglio di Amministrazione di Iren di un aumento di capitale a pagamento, in via scindibile, riservato ai soci di ACAM che avessero assunto l'impegno di cedere in favore della Società la propria intera partecipazione detenuta in ACAM stessa.

A seguito dell'avveramento di tutte le condizioni sospensive dedotte nell'accordo di investimento, tra cui il necessario nulla osta da parte dell'Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato, l'operazione di aggregazione è stata realizzata attraverso:

• l'acquisizione da parte di Iren delle azioni ACAM detenute da 31 soggetti pubblici, pari alla sostanziale totalità del capitale sociale, a fronte di un corrispettivo complessivo pari ad euro 59.000.274,29 e
• la contestuale sottoscrizione da parte di 27 soci di ACAM di complessive 24.705.700 nuove azioni ordinarie di Iren S.p.A. nell'ambito dell'aumento di capitale ad essi riservato, rappresentanti l'1,90% del Capitale Sociale di Iren come risultante dall'aumento medesimo, per un controvalore pari a euro 52.623.141,00 (inclusivo di sovrapprezzo).

Il prezzo di sottoscrizione di ciascuna azione ordinaria Iren S.p.A. di nuova emissione è stato di euro 2,13, di cui euro 1,00 da imputare a capitale sociale ed euro 1,13 a titolo di sovrapprezzo. La Società ha proceduto a compensare il prezzo di sottoscrizione per le azioni di nuova emissione dovuto dai soci di ACAM sottoscrittori con il prezzo di compravendita del capitale sociale di ACAM dovuto da Iren, mentre il prezzo residuo dovuto dalla Società ai soci venditori e non sottoscrittori, pari complessivamente a euro 6.377.133,29, è stato corrisposto tramite pagamento in denaro.

I soci di ACAM che hanno sottoscritto l'Aumento di Capitale Riservato hanno contestualmente aderito al patto parasociale in essere fra i soggetti pubblici soci di Iren, apportando al sindacato di voto e di blocco ivi disciplinato tutte le azioni di nuova emissione dagli stessi sottoscritte nell'ambito dell'aumento di capitale (fatta eccezione per un solo socio che ha assunto un distinto impegno di non trasferimento delle azioni sottoscritte). Il patto parasociale scadrà a maggio del 2019, rinnovandosi tacitamente per ulteriori due anni, salvo disdetta.

Alla stessa data ACAM, ACAM Acque e ACAM Ambiente hanno provveduto a rimborsare integralmente le esposizioni debitorie in essere nei confronti dei relativi istituti finanziatori, pari a circa 130 milioni di euro. Conseguentemente a tale rimborso sono stati risolti l'accordo di ristrutturazione dei debiti ex art. 182 bis e ss. L.F., sottoscritto dalle società del Gruppo ACAM e omologato dal Tribunale di La Spezia, e l'annesso piano di riassetto, dunque privi di efficacia a fronte del raggiungimento degli scopi ivi previsti.

Per maggiori informazioni in merito ai termini e alle condizioni dell'operazione di aggregazione e dell'aumento di capitale, incluse tutte le relative condizioni, si rinvia a quanto riportato al capitolo "Fatti di rilievo dell'esercizio" della Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2017.

L'operazione di aggregazione con il Gruppo ACAM consente l'arricchimento del portafoglio di concessioni del Gruppo Iren con la possibilità, fra l'altro, di ambire, nei servizi idrici, a divenire l'operatore regionale ligure di riferimento e di consolidare, nei servizi ambientali, l'attuale posizionamento.

Assemblea degli Azionisti di IREN S.p.A.

L'Assemblea Ordinaria degli Azionisti di Iren S.p.A., tenutasi il 19 aprile 2018, ha approvato il Bilancio della Società relativo all'esercizio 2017, la Relazione sulla gestione 2017 e la prima sezione della Relazione sulla remunerazione 2017, ed ha deliberato la distribuzione di un dividendo di 0,07 euro per ciascuna delle 1.300.931.377 azioni ordinarie aventi diritto, incluse le n. 24.705.700 azioni ordinarie sottoscritte da parte dei soci di ACAM S.p.A. per effetto dell'aumento del capitale sociale ad essi riservato, deliberato dal Consiglio di Amministrazione di Iren in data 29 dicembre 2017. Il dividendo è stato posto in pagamento a partire dal giorno 20 giugno 2018 (stacco cedola il 18 giugno 2018 e record date il 19 giugno 2018). Con l'approvazione del bilancio al 31 dicembre 2017 si è concluso il mandato del Collegio Sindacale in carica. Per il triennio 2018-2020 l'Assemblea degli Azionisti ha pertanto provveduto a nominare, sulla base delle liste presentate: numero tre Sindaci effettivi nelle persone di Cristina Chiantia, Simone Caprari e Michele Rutigliano, eleggendo quest'ultimo Presidente del Collegio Sindacale; numero due Sindaci supplenti nelle persone di Marco Rossi e Donatella Busso. Il Collegio Sindacale rimarrà in carica sino alla data di approvazione del bilancio dell'esercizio che si chiuderà il 31 dicembre 2020.

Accordo tra le società del Gruppo AMIAT, Iren Energia, Iren Mercato e il Comune di Torino

In data 12 luglio 2018 Iren S.p.A., in qualità di mandataria speciale con rappresentanza delle sue controllate AMIAT, Iren Energia e Iren Mercato, da un lato, e il Comune di Torino, dall'altro, hanno sottoscritto un Accordo volto a regolare, con struttura unitaria, il rientro progressivo dell'esposizione creditoria delle suddette società del Gruppo nei confronti del Comune stesso, nonché a riconciliare puntualmente alcune partite di credito in contestazione o non interpretate in modo concorde e, con l'occasione, a procedere alla revisione e rideterminazione di alcune delle obbligazioni previste nei rapporti contrattuali in essere.

L'Accordo si inquadra nell'ambito dei diversi rapporti esistenti tra il Comune di Torino, maggior cliente del Gruppo, e le suddette società; in particolare: AMIAT, affidataria dei servizi di gestione integrata dei rifiuti urbani e di viabilità invernale, nonché dei servizi e lavori relativi alla chiusura e alla gestione post-operativa dell'impianto di interramento controllato di Basse di Stura e di ulteriori servizi connessi e/o complementari ai suddetti; Iren Energia, affidataria dei servizi di illuminazione pubblica e semaforico, nonché della gestione degli impianti termici ed elettrici degli immobili di proprietà comunale adibiti a servizi alla collettività; Iren Mercato, attualmente fornitore al Comune di energia termica per il teleriscaldamento e, in precedenza, di energia elettrica per l'illuminazione pubblica e gli impianti semaforici.

Le iniziative intraprese rappresentano una evoluzione della serie di addenda contrattuali sottoscritti tra il 2012 e il 2015 e, più specificamente, dell'accordo stipulato nel 2012 da Iren (anche in nome e per conto di Iride Servizi S.p.A., ora Iren Energia, e di Iren Mercato) con il Comune di Torino per finalità analoghe a quelle attuali, e comprendono anche l'avvio di progetti nell'ambito dei servizi già prestati. Per quanto interessa Iren, la conclusione dell'Accordo prevede in particolare:

• l'ottenimento del riconoscimento formale da parte del Comune della posizione creditoria del Gruppo, anche a seguito della riconciliazione di partite in contestazione o non interpretate in maniera concorde tra le parti;
• la contestuale formalizzazione di piani di rientro del credito scaduto al 30 giugno 2018 verso il Comune e la fissazione di obiettivi di progressiva riduzione dei saldi annuali di scaduto che il Comune si impegna a rispettare per consentire un ordinato incasso dei crediti ed un miglioramento della posizione finanziaria lorda del Gruppo, con l'obiettivo di addivenire al loro azzeramento entro il 2026;
• l'introduzione di meccanismi di compensazione di partite e l'impegno ad esprimere il consenso, da parte del Comune, alla eventuale cessione dei crediti maturati nei suoi confronti;
• l'introduzione di meccanismi di tutela in caso di inadempimento del Comune, con la previsione, fra le altre, di un'articolata applicazione della misura degli interessi di mora (come maggiorazione degli interessi applicati in base ai conti correnti), a seconda della rilevanza dell'inadempimento, e della facoltà di far decadere il Comune dal beneficio del termine e di procedere con la risoluzione dei conti correnti;
• l'abilitazione, anche a fronte della rideterminazione e revisione di alcune obbligazioni contrattuali precedenti, alla realizzazione di progetti industriali sulla base dei contratti di servizi in essere e l'espletamento della procedura di revisione triennale ordinaria prevista dal contratto di servizi AMIAT.

Si segnala che il percorso di definizione dell'Accordo ha preso avvio con l'approvazione, avvenuta in data 20 febbraio 2018 da parte del Consiglio di Amministrazione di Iren S.p.A., previo parere favorevole del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate (COPC), di una proposta, da sottoporre al Comune di Torino, di accordo preliminare tra la Società (mandataria speciale con rappresentanza di AMIAT, Iren Energia e Iren Mercato) e il Comune stesso, per addivenire ad un successivo Accordo (definitivo) teso a definire alcuni rapporti tra le parti.

Tale proposta di accordo preliminare è stata sottoposta al Comune di Torino che, con deliberazione della Giunta comunale del 27 marzo 2018, ha approvato i contenuti sostanziali dell'operazione. Il Comune e Iren hanno conseguentemente proceduto alla sottoscrizione di un Accordo Preliminare il 3 aprile, mediante scambio di corrispondenza, contenente gli elementi essenziali, i termini e le condizioni da riflettersi in maniera completa e puntuale nel successivo l'Accordo Definitivo, che le parti si sono impegnate a negoziare in buona fede e definire in prima battuta entro il 30 giugno 2018 e, a seguito di concorde proroga, entro il 15 luglio 2018.

A valle delle successive interlocuzioni, le parti hanno deliberato di procedere alla sottoscrizione del contratto definitivo con delibera del Consiglio di Amministrazione di Iren S.p.A. assunta il 2 luglio 2018, dopo il rilascio del parere favorevole del COPC, e con delibere, in data 3 luglio, della Giunta comunale di Torino e dei competenti organi amministrativi delle altre società del Gruppo coinvolte nell'operazione. L'Accordo Definitivo è stato, come anzidetto, conseguentemente stipulato in data 12 luglio 2018.

La sottoscrizione da parte di Iren dell'accordo è stata configurata come operazione di maggiore rilevanza ai sensi dell'art. 4, comma 1, lettera a) del Regolamento recante disposizioni in materia di operazioni con parti correlate adottato da CONSOB con delibera n. 17221 del 12 marzo 2010, come successivamente modificato, in quanto l'indice di rilevanza del controvalore dell'operazione supera la soglia del 5% della capitalizzazione di Iren S.p.A. In conseguenza di quanto esplicato, è stato emesso un documento informativo, pubblicato e depositato nei termini di legge, a cui si rimanda per maggiori informazioni.

Scissione di FSU con beneficiaria FCT Holding

Il 27 luglio 2018 ha avuto efficacia la scissione parziale non proporzionale asimmetrica di Finanziaria Sviluppo Utilities S.r.l. (FSU). Sino a tale data, la società era detentrice di una partecipazione pari al 32,67% del capitale sociale di Iren S.p.A.., e risultava partecipata al 50% dal Comune di Genova e al 50%, indirettamente, dal Comune di Torino attraverso Finanziaria Città di Torino Holding S.p.A. (FCT Holding, interamente controllata da quest'ultimo). Per effetto della scissione:

• metà del patrimonio netto di FSU è stato assegnato a FCT Holding, contro l'annullamento della relativa partecipazione di quest'ultima in FSU e con conseguente riduzione della metà del capitale sociale;
• a seguito della riduzione del capitale, il Comune di Genova è dunque divenuto titolare del 100% del capitale sociale di FSU.

A seguito di tale operazione, FSU (interamente controllata dal Comune di Genova) e FCT Holding (interamente controllata dal Comune di Torino) sono venute a detenere ognuna, alla data di efficacia, una partecipazione in Iren S.p.A. pari al 16,335% del capitale sociale.

Acquisizione di Spezia Energy Trading

In data 6 settembre 2018 Iren Mercato ha acquisito Spezia Energy Trading, società controllata da Spienergy, con sede a La Spezia, e facente parte del Gruppo ENOI. Spezia Energy Trading opera nella commercializzazione di energia elettrica e gas sia ai clienti finali, in prevalenza Piccole e Medie Imprese (PMI), sia sul mercato all'ingrosso.

Sulla base degli accordi, a Spezia Energy Trading è stato conferito, prima del closing dell'operazione di acquisizione, tutto il portafoglio clienti di Spienergy, costituito da contratti in ambito energia elettrica per 1,6 TWh (corrispondenti a circa 42.500 POD) e da contratti in ambito gas per 0,26 TWh (corrispondenti a circa 1.300 PDR), distribuito in particolare nell'area centro nord. L'attività acquisita è interessata da un programma di ulteriore sviluppo ed integrazione con il portafoglio clienti di Iren Mercato.

L'operazione consente una forte accelerazione del piano di crescita in ambito PMI della Business Unit Mercato rispetto a quanto previsto nel piano industriale, avvalendosi di un portafoglio clienti di buona marginalità in territori contigui a quelli di riferimento del Gruppo ed insieme al potenziamento della rete di vendita indiretta integrato dallo sviluppo di nuovi canali distributivi.

Partnership industriale con Fratello Sole nel settore dell'efficienza energetica e dell'e-mobility

Il 7 settembre 2018 Iren Energia ha perfezionato una partnership industriale con Fratello Sole S.c.a.r.l., società operante a sostegno di enti solidaristici e di utilità sociale nell'ambito del risparmio dei costi energetici.

La partnership, nel rispetto dei principi contenuti nel Piano Industriale, ha ad oggetto la partecipazione alla neocostituita società Fratello Sole Energie Solidali S.r.l., impresa sociale senza scopo di lucro che si occuperà di fornire servizi di gestione ed efficientamento energetico relativamente al patrimonio immobiliare dei soci del terzo settore fondatori di Fratello Sole S.c.a.r.l.. L'operazione riguarda un patrimonio immobiliare potenziale di 300 edifici e gli interventi si svilupperanno nei prossimi 4 anni, con la possibilità del parallelo sviluppo di progetti di e-mobility a favore dei clienti.

A seguito dell'operazione, Fratello Sole Energie Solidali è partecipata al 60% da Fratello Sole e al 40% da Iren Energia che agirà in qualità di partner tecnico.

La società sarà responsabile degli interventi di efficienza energetica e coinvolgerà il partner tecnico in qualità di soggetto attuatore e/o main contractor per le analisi di fattibilità, progettazione ed implementazione.

Emissione di un secondo Green Bond di 500 milioni di euro

A valere sul Programma Euro Medium Term Notes (EMTN) in essere, il 12 settembre 2018 Iren S.p.A ha concluso con pieno successo l'emissione del suo secondo Green Bond, per un importo di 500 milioni di euro ed una durata di 7 anni, rafforzando ulteriormente il percorso di ottimizzazione del proprio profilo finanziario e la propria presenza nel segmento green, anche attraverso uno strutturato programma di emissioni incentrato principalmente sulla sostenibilità economica, ambientale e sociale dei progetti finanziati.

Tali titoli, che hanno un taglio unitario minimo di 100.000 euro e scadono il 19 settembre 2025, pagano una cedola lorda annua pari a 1,95% e sono stati collocati a un prezzo di emissione pari a 99,129%. Il tasso di rendimento lordo effettivo a scadenza è pari a 2,085%, corrispondente ad un rendimento di 150 punti base sopra il tasso midswap a 7 anni. Il nuovo bond è quotato sul mercato regolamentato della Borsa d'Irlanda (Irish Stock Exchange) e presso il sistema multilaterale di negoziazione "ExtraMOT PRO", organizzato e gestito da Borsa Italiana, nel segmento dedicato ai Green Bond.

Il Green Bond è destinato al finanziamento e rifinanziamento di progetti legati all'efficienza energetica, alle fonti rinnovabili, all'efficientamento nella gestione del ciclo dei rifiuti, alla depurazione delle acque reflue ed alla mobilità elettrica, tutti ambientalmente sostenibili e riconosciuti tali tramite certificazione da parte di un ente indipendente (DNV GL).

L'attuale emissione va ad aggiungersi al Green Bond di medesimo importo collocato nell'ottobre 2017, portando al totale di 1 miliardo di euro di emissioni "verdi" effettuate da Iren, pari a circa il 40% del proprio portafoglio obbligazionario, a testimonianza dell'impegno tangibile del Gruppo nell'inclusione delle tematiche "ESG" (Environment, Social and Governance) nel processo di studio e selezione delle opzioni strategiche di investimento.

Piano industriale al 2023

Il 26 settembre 2018 il Consiglio di Amministrazione ha approvato il Piano industriale al 2023, che conferma l'impianto strategico del precedente Piano con l'aggiunta di nuove opportunità di crescita derivanti dallo sviluppo conseguito negli ultimi quattro anni.

I principali trend che, nei prossimi anni, influenzeranno le strategie del Gruppo sono l'energia in transizione, lo sviluppo sostenibile, la rivoluzione tecnologica e il ruolo centrale del cliente/cittadino; da essi traggono origine le scelte alla base del Piano, riassumibili nei seguenti pilastri strategici fra loro correlati:

• crescita organica, legata allo sviluppo del servizio idrico integrato, alle attività a favore dei clienti, al teleriscaldamento, agli impianti di trattamento rifiuti e alla partecipazione alle gare gas;
• efficienza, con un'ulteriore azione verso l'efficientamento in aggiunta alle sinergie già conseguite nel triennio precedente, principalmente tramite iniziative di Performance Improvement;
• clienti: la ridefinizione del ruolo del cliente/cittadino, sempre più attivo e partecipe nelle scelte d'acquisto, orienta gli investimenti verso processi digitali di relazione con il cliente e verso un piano di sviluppo di servizi innovativi ad alto valore aggiunto (mobilità elettrica, efficienza energetica e New Downstream);
• sostenibilità ambientale, mediante la definizione di target "ESG" (Environment, Social, Governance) in risposta agli obiettivi fissati dalle Nazioni Unite in merito al cambiamento climatico attraverso l'uso delle risorse idriche, l'economia circolare, la decarbonizzazione e le città resilienti;
• persone: forte focus sulle competenze e su un'agile ed efficiente organizzazione, attraverso un miglioramento dei processi di Talent & Performance Management in termini di selezione intelligente delle risorse umane, di crescita formativa ed incentivazione delle stesse. Si prevede un forte ricambio generazionale supportato dall'inserimento di nuove risorse in misura maggiore rispetto alle uscite previste;
• digitalizzazione e innovazione: viene perseguito lo sviluppo attraverso la realizzazione diretta di progetti di Industria 4.0 e di digitalizzazione al fine di incrementare l'efficienza e offrire ai

clienti/cittadini servizi in linea alle nascenti necessità. A ciò si aggiunge un programma di Corporate Venture Capital in un processo strutturato di open innovation.

Sulla base di tali pilastri strategici il Gruppo Iren si prefigge:

• un EBITDA di 1.020 milioni di euro nel 2023, con un aumento di circa 200 milioni rispetto al dato consuntivo 2017, principalmente dovuto a crescita organica (120 milioni) e sinergie (65 milioni);
• un utile netto di Gruppo, sempre nel 2023, pari a circa 300 milioni di euro;
• investimenti complessivi in arco piano, inclusi quelli già effettuati nell'esercizio in chiusura, pari a 3 miliardi di euro (superiori di 500 milioni rispetto al Piano Industriale precedente). Fra di essi, gli investimenti previsti nei settori regolati ammontano a 1,4 miliardi (di cui circa 1 miliardo destinato al potenziamento del ciclo idrico, attraverso l'efficientamento, lo sviluppo della rete idrica e la realizzazione di impianti di trattamento acque). Agli investimenti di sviluppo, associati al teleriscaldamento, all'efficienza energetica, agli impianti di trattamento e alla riconferma delle concessioni della distribuzione gas, sono riservati circa 900 milioni. Infine, sono previsti circa 700 milioni di euro di manutenzione sulle attività non regolate;
• una generazione di cassa che permetta di raggiungere un rapporto Posizione finanziaria netta/EBITDA al 2023 pari a 2,3x, al di sotto del valore di 3,0x ritenuto al momento adeguato per ottimizzare la struttura finanziaria del Gruppo, di modo da consentire la destinazione di risorse finanziarie aggiuntive ad altre opzioni di crescita per linee interne ed esterne, non incluse negli obiettivi di piano ma già chiaramente identificate;
• un dividendo previsto di 8,4 €c/azione per l'esercizio 2018, in aumento del 20% rispetto all'ultimo distribuito. Inoltre, si prevedono incrementi successivi costanti nell'ordine del 10% annuo, con un dividendo pari a 13,5 €c/azione nel 2023. Dal 2019 il pay-out ratio è previsto attestarsi al 50% - tale remunerazione è compatibile con il mantenimento del livello di investment grade (Rating Fitch pari a BBB).

Acquisizione di Maira S.p.A.

Iren Energia ha perfezionato, il 28 settembre 2018, l'operazione di acquisizione della quota di controllo di Maira S.p.A., con sede legale a San Damiano Macra (CN). L'operazione prevede altresì la possibilità di esercizio da parte di Iren Energia, all'avveramento di determinate condizioni, di un'opzione call per l'acquisto del 60% delle quote della partecipata Alpen 2.0 S.r.l., avente sede legale a Torino.

Maira è una società attiva nella realizzazione e nella gestione di impianti idroelettrici in Piemonte e attualmente ha in concessione e gestisce 3 impianti mini idroelettrici per una potenza installata complessiva di 5 MW, con una produzione annua di circa 15 GWh.

Alpen 2.0 S.r.l. è stata costituita per diventare una piattaforma di acquisizione ed esercizio di impianti mini idroelettrici principalmente nell'area del Nord Ovest ed ha in corso lo sviluppo di alcuni progetti greenfields sul territorio piemontese, per una producibilità complessiva di circa 18 GWh/anno.

L'operazione si inserisce in un percorso di sviluppo della Business Unit Energia attraverso il rafforzamento della presenza sui territori di riferimento del Gruppo, con particolare riferimento alla produzione da fonte rinnovabile.

Acquisizione del 48,85% di SETA, operatore pubblico nell'area nord di Torino

In data 17 ottobre 2018 Iren Ambiente ha perfezionato l'operazione di acquisizione da SMC Smaltimenti controllati S.p.A. (Gruppo Waste Italia) di un ramo di azienda costituito dalla partecipazione del 48,85% del capitale sociale della Società Ecologica Territorio Ambiente (SETA) S.p.A. e dalle attività di chiusura e gestione post mortem della discarica di Chivasso 0.

SETA è affidataria del servizio integrato di raccolta dei rifiuti urbani nell'ambito del Bacino 16 (Provincia di Torino) per circa 228 mila abitanti serviti in una trentina di comuni dell'area a nord di Torino. La società è controllata al 51,15% da alcuni comuni facenti parte del Consorzio di Bacino 16, sia direttamente per il 32,37% e sia indirettamente per il tramite dell'ente consortile stesso che ne detiene il 18,78%.

L'operazione si è concretizzata al temine di un percorso che ha visto Iren Ambiente manifestare il proprio interesse all'acquisizione del ramo di azienda nell'ambito di una procedura di concordato preventivo richiesta da SMC ed avviata presso il Tribunale di Milano nel mese di luglio 2018. Il prezzo di acquisto del ramo è stato pari a 2,9 milioni di euro.

SETA ha in organico oltre 230 dipendenti ed ha realizzato nel 2017 ricavi per 36,3 milioni di euro, con un totale annuo di rifiuti raccolti pari a circa 90 Kton. L'ingresso nel capitale della società consentirà di realizzare importanti sinergie con le altre realtà del Gruppo che operano nel territorio dell'area metropolitana torinese.

Conferma del rating Iren

In data 28 novembre 2018 l'agenzia Fitch ha confermato per il Gruppo il rating "BBB" (investment grade), con outlook stabile. Il giudizio si basa principalmente sull'aggiornamento del piano industriale al 2023 che, in continuità rispetto agli anni precedenti, conferma la prevalenza delle attività regolate e quasi regolate (pari a circa il 70% del Margine Operativo Lordo), nonché sui risultati positivi raggiunti negli ultimi esercizi. Fitch, infine, nell'esprimere il suo giudizio valuta positivamente la disciplina finanziaria del management nel perseguire i target fissati.

SITUAZIONE ECONOMICA, PATRIMONIALE E FINANZIARIA DEL GRUPPO IREN

Situazione economica

CONTO ECONOMICO DEL GRUPPO IREN

	migliaia di euro
	Esercizio 2018	Esercizio 2017	Var. %
Ricavi
Ricavi per beni e servizi	3.764.386	3.448.664	9,2
Variazione dei lavori in corso	(84)	(22.792)	(99,6)
Altri proventi	276.387	271.263	1,9
Totale ricavi	4.040.689	3.697.135	9,3
Costi operativi
Costi materie prime sussidiarie di consumo e merci	(1.377.066)	(1.248.639)	10,3
Prestazioni di servizi e godimento beni di terzi	(1.271.959)	(1.166.638)	9,0
Oneri diversi di gestione	(64.653)	(99.814)	(35,2)
Costi per lavori interni capitalizzati	33.198	27.724	19,7
Costo del personale	(393.618)	(389.552)	1,0
Totale costi operativi	(3.074.098)	(2.876.919)	6,9
MARGINE OPERATIVO LORDO	966.591	820.216	17,8
Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni
Ammortamenti	(354.947)	(321.865)	10,3
Accantonamenti a fondo svalutazione crediti	(52.217)	(46.660)	11,9
Altri accantonamenti e svalutazioni	(28.933)	(31.342)	(7,7)
Totale ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni	(436.097)	(399.867)	9,1
RISULTATO OPERATIVO	530.494	420.349	26,2
Gestione finanziaria
Proventi finanziari	42.844	46.246	(7,4)
Oneri finanziari	(148.976)	(128.678)	15,8
Totale gestione finanziaria	(106.132)	(82.432)	28,8
Risultato di partecipazioni contabilizzate con il metodo del patrimonio netto	776	22.532	(96,6)
Rettifica di valore di partecipazioni	(35.614)	8.670	(*)
Risultato prima delle imposte	389.524	369.119	5,5
Imposte sul reddito	(116.287)	(104.359)	11,4
Risultato netto delle attività in continuità	273.237	264.760	3,2
Risultato netto da attività operative cessate	-	-	-
Risultato netto del periodo	273.237	264.760	3,2
attribuibile a:
- Utile (perdita) del periodo attribuibile agli azionisti	242.116	237.720	1,8
- Utile (perdita) del periodo attribuibile alle minoranze	31.121	27.040	15,1

(*) Variazione superiore al 100%

Ricavi

Nell'esercizio 2018 il Gruppo ha conseguito ricavi per 4.041 milioni di euro, in aumento del 9,3% rispetto ai 3.697 milioni di euro dell'esercizio 2017. Concorrono all'incremento dei ricavi l'ampliamento del perimetro di consolidamento: Salerno Energia Vendite e il gruppo Iren Rinnovabili, consolidate rispettivamente dal 1° maggio 2017 e dal 1° gennaio 2018, Maira e Spezia Energia Trading consolidate da ottobre 2018, ed in particolare le società del gruppo ACAM La Spezia, a partire dal 1° aprile 2018. Oltre che dall'incremento dei prezzi delle commodities, i ricavi sono favorevolmente influenzati da importanti sopravvenienze legate alla gestione dei certificati di efficienza energetica e dalla revisione della stima dei crediti per fatture da emettere della business unit Mercato.

Margine Operativo Lordo

Il margine operativo lordo ammonta a 967 milioni di euro, in crescita del 17,8% rispetto agli 820 milioni dell'esercizio 2017.

Il 2018 si è caratterizzato per un peggioramento dello scenario energetico, con conseguente pressione sui margini dei settori energetici, sia di produzione di energia elettrica che di vendita gas. Tuttavia, il miglioramento della gestione dei certificati di efficienza energetica, in parte grazie al riconoscimento di maggiori quantitativi e principalmente per effetto dell'emergere di sopravvenienze legate alla loro valorizzazione conseguente ad un incremento dei prezzi di mercato, ha consentito di assorbire gli effetti negativi di tale scenario. L'impatto economico di detta sopravvenienza è di 60 milioni. L'esercizio ha inoltre beneficiato di una ulteriore sopravvenienza attiva di 41 milioni riconducibile alla revisione della stima di crediti per fatture da emettere prevalentemente relativi alla vendita di gas.

Il miglioramento del margine, oltre che dalle componenti straordinarie di cui sopra, deriva inoltre dalle sinergie operative, dall'incremento della produzione idroelettrica, che ha beneficiato di un'idraulicità particolarmente favorevole, e dalle variazioni di perimetro connesse al consolidamento di Salerno Energia Vendite, Spezia Energia Trading, del gruppo ACAM La Spezia e del gruppo Iren Rinnovabili.

Risultato operativo

Il risultato operativo è pari a 530 milioni di euro, in aumento del +26,2% rispetto ai 420 milioni di euro dell'esercizio 2017. Si registrano maggiori ammortamenti per circa 33 milioni di euro, di cui circa 12 milioni di euro attribuibili all'ampliamento del perimetro di consolidamento sopra citato, oltre a maggiori accantonamenti netti e svalutazioni per circa 3 milioni di euro.

Oneri e Proventi finanziari

Le componenti economiche di natura finanziaria esprimono un saldo di oneri finanziari netti di 106,1 milioni di euro (82,4 milioni di euro nell'esercizio 2017).

In particolare, gli oneri finanziari ammontano a 149 milioni (128,7 milioni nel 2017). L'aumento rispetto all'esercizio precedente è principalmente imputabile ai maggiori oneri per operazioni di liability management; la diminuzione del costo medio dell'indebitamento finanziario ne mitiga gli effetti.

I proventi finanziari ammontano a 42,8 milioni di euro, in diminuzione rispetto ai 46,2 milioni del 2017.

Risultato di collegate contabilizzate con il metodo del patrimonio netto

I risultati pro-quota delle società collegate contabilizzate con il metodo del patrimonio netto ammontano complessivamente a +0,7 milioni di euro.

Il dato dell'esercizio 2017, significativamente superiore e pari a +22,5 milioni, annoverava fra l'altro il proquota dei risultati positivi di OLT Offshore LNG Toscana (+12,5 milioni di euro), conseguiti a seguito della favorevole definizione dello scenario regolatorio, collegata alla remunerazione addizionale del capitale investito relativa a precedenti esercizi, nonché l'utile del gruppo ASTEA, influenzato dalla plusvalenza realizzata a seguito della cessione della sua controllata ASTEA Energia.

Rettifica di valore di partecipazioni

Tale voce si attesta nel periodo a -35,6 milioni di euro, ed è in gran parte riferita:

• alla svalutazione integrale della partecipazione in OLT Offshore LNG Toscana per 27,7 milioni, operata per l'allineamento al fair value previsto in conseguenza della probabile cessione, alla luce delle risultanze emerse nel programma di attività avviato a tal fine;
• alle svalutazioni riferite alle partecipate Acque Potabili (5 milioni) e AMAT (2,1 milioni, ad azzeramento del valore), operate rispettivamente in ragione delle prospettive di incertezza reddituale e dell'avverso contesto regolatorio.

Il dato dell'esercizio precedente (+8,7 milioni di euro) includeva principalmente gli effetti della rideterminazione al fair value delle interessenze pregresse in alcune collegate, parzialmente compensata dalla svalutazione integrale della partecipata Fingas.

Risultato prima delle imposte

Per effetto delle dinamiche sopra indicate il risultato consolidato prima delle imposte si attesta a 389,5 milioni di euro, in aumento rispetto ai 369,1 milioni dell'esercizio 2017 (+5,5%).

Imposte sul reddito

Le imposte sul reddito del periodo sono pari a 116,3 milioni di euro, in aumento del 11,4% rispetto al periodo di confronto, anche in correlazione all'incremento del risultato ante imposte, con un tax rate effettivo pari al 29,9% (28,3% nell'esercizio 2017). L'incremento del tax rate è dovuto soprattutto a componenti di reddito negativi straordinari non deducibili.

Risultato netto del periodo

In conseguenza di quanto sopra esposto, nell'esercizio si rileva un risultato netto sostanzialmente in linea rispetto all'esercizio precedente (+3,2%), che si attesta a 273,2 milioni di euro. Il dato è riconducibile al risultato di pertinenza del Gruppo per 242,1 milioni, mentre l'utile attribuibile alle minoranze è pari a 31,1 milioni.

Situazione patrimoniale e finanziaria

STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO DEL GRUPPO IREN (1)

			migliaia di euro
	31.12.2018	31.12.2017	Var. %
Attivo immobilizzato	5.786.294	5.412.159	6,9
Altre attività (Passività) non correnti	(431.648)	(177.981)	(*)
Capitale circolante netto	132.325	181.869	(27,2)
Attività (Passività) per imposte differite	148.745	64.011	(*)
Fondi rischi e Benefici ai dipendenti	(621.063)	(618.194)	0,5
Attività (Passività) destinate a essere cedute	524	8.724	(94,0)
Capitale investito netto	5.015.177	4.870.588	3,0
Patrimonio netto	2.562.371	2.498.803	2,5
Attività finanziarie a lungo termine	(147.867)	(165.767)	(10,8)
Indebitamento finanziario a medio e lungo termine	3.013.303	3.023.888	(0,4)
Indebitamento finanziario netto a medio lungo termine	2.865.436	2.858.121	0,3
Attività finanziarie a breve termine	(849.993)	(675.468)	25,8
Indebitamento finanziario a breve termine	437.363	189.132	(*)
Indebitamento finanziario netto a breve termine	(412.630)	(486.336)	(15,2)
Indebitamento finanziario netto	2.452.806	2.371.785	3,4
Mezzi propri ed indebitamento finanziario netto	5.015.177	4.870.588	3,0

(*) 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 consolidato

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

L'attivo immobilizzato al 31 dicembre 2018 ammonta a 5.786 milioni di euro, incrementatosi rispetto al 31 dicembre 2017, quando era pari a 5.412 milioni. L'aumento (+374 milioni) è da ricondursi essenzialmente alla somma algebrica delle seguenti determinanti:

• gli investimenti tecnici in immobilizzazioni materiali ed immateriali (447 milioni), gli ammortamenti (355 milioni) e le dismissioni (23 milioni) del periodo;
• le attività acquisite, comprensive dell'avviamento, a seguito del consolidamento del gruppo ACAM e di ReCos, in gran parte costituite da impiantistica relativa al servizio idrico integrato e alla filiera ambiente (263 milioni) oltre che di Maira (9 milioni), principalmente inerenti ad asset mini-idroelettrici, e di Spezia Energy Trading (5 milioni).

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

Le "Altre attività (Passività) non correnti" esprimono un saldo negativo pari a 432 milioni di euro. L'incremento della passività netta rispetto al 31 dicembre 2017, pari a 254 milioni di euro, è in gran parte riconducibile all'iscrizione di risconti passivi a lungo termine, relativi sia all'effetto cumulato al 1° gennaio 2018 del cambio di trattamento contabile dei contributi di allacciamento, adottato a partire da tale data a seguito dell'entrata in vigore dell'IFRS 15 - Ricavi da contratti con i clienti, sia alla variazione di perimetro dovuta al consolidamento delle società del gruppo ACAM.

L'iscrizione dell'effetto fiscale derivante dalla prima applicazione dell'IFRS 15 sopra richiamata ha determinato buona parte dell'aumento della voce Attività (Passività) per imposte differite, che si incrementa di 85 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2017 attestandosi a 149 milioni al termine del periodo.

Il Capitale Circolante Netto è pari a 132 milioni di euro (182 milioni di euro al 31 dicembre 2017); la diminuzione (-50 milioni, pari al 27,2%) è riconducibile principalmente, da un lato, al decremento della posizione relativa ai titoli di efficienza energetica e, dall'altro, all'andamento delle componenti commerciali e tariffarie.

I "Fondi Rischi e Benefici ai Dipendenti" ammontano a 621 milioni di euro e risultano sostanzialmente in linea rispetto al dato del 31 dicembre 2017.

Il decremento della voce "Attività (Passività) destinate ad essere cedute", pari a 8 milioni di euro, è relativo all'alienazione della partecipazione nella collegata Mestni Plinovodi avvenuta nel periodo. Si segnala inoltre che in tale voce è stata classificata la partecipazione in OLT Offshore LNG Toscana, integramente svalutata come evidenziato in precedenza nel commento alla situazione economica alla voce "Rettifica di valore di partecipazioni".

Il Patrimonio Netto ammonta a 2.562 milioni di euro, contro i 2.499 milioni del 31 dicembre 2017 (+64 milioni). Le principali movimentazioni del periodo sono inerenti, oltre al risultato netto (+273 milioni), all'effetto cumulato al 1° gennaio 2018 derivante dalla prima applicazione degli IFRS 9 e 15 (-138 milioni), all'aumento di capitale, con relativo sovrapprezzo, sottoscritto dagli enti pubblici soci ex ACAM (+53 milioni), all'erogazione di dividendi (-113 milioni) ed alla variazione della riserva cash flow hedge (-16 milioni).

L'indebitamento finanziario netto al termine del periodo è pari a 2.453 milioni di euro, in aumento di 81 milioni rispetto al 31 dicembre 2017 (+3,4%). L'incremento risente delle business combinations avvenute nell'esercizio, in particolare per l'acquisizione del gruppo ACAM, per circa 180 milioni. Per ulteriori dettagli analitici si rinvia al rendiconto finanziario di seguito presentato.

RENDICONTO FINANZIARIO DEL GRUPPO IREN

Variazione indebitamento finanziario netto

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

			migliaia di euro
	Esercizio 2018	Esercizio 2017	Var. %
A. (Indebitamento) Finanziario Netto iniziale	(2.371.785)	(2.457.107)	(3,5)
Flusso finanziario generato dall'attività operativa
Risultato del periodo	273.237	264.760	3,2
Rettifiche per movimenti non finanziari	738.824	611.342	20,9
Erogazioni benefici ai dipendenti	(16.764)	(5.675)	(*)
Utilizzo fondo rischi e altri oneri	(40.272)	(26.625)	51,3
Variazione altre attività/passività non correnti	13.450	22.721	(40,8)
Altre variazioni patrimoniali	(58.329)	(17.586)	(*)
Imposte pagate	(128.947)	(123.338)	4,5
B. Cash flow operativo prima delle variazioni di CCN	781.199	725.599	7,7
C. Flusso finanziario derivante da variazioni di CCN	(3.302)	(65.705)	(95,0)
D. Cash flow operativo (B+C)	777.897	659.894	17,9
Flusso finanziario da (per) attività di investimento
Investimenti in attività materiali e immateriali	(446.984)	(357.299)	25,1
Investimenti in attività finanziarie	(800)	(17.486)	(95,4)
Realizzo investimenti e variazione attività destinate ad essere cedute	22.780	7.164	(*)
Variazione area di consolidamento	(231.324)	(66.575)	(*)
Dividendi incassati	3.339	4.143	(19,4)
E. Totale flusso finanziario da attività di investimento	(652.989)	(430.053)	51,8
F. Free cash flow (D+E)	124.908	229.841	(45,7)
Flusso finanziario da attività di finanziamento
Aumento capitale	52.622	-	-
Erogazione di dividendi	(113.080)	(89.965)	25,7
Interessi pagati	(113.539)	(157.866)	(28,1)
Interessi incassati	14.595	15.589	(6,4)
Variazione fair value strumenti derivati di copertura	(15.945)	24.000	(*)
Altre variazioni	(30.582)	63.723	(*)
G. Totale flusso finanziario da attività di finanziamento	(205.929)	(144.519)	42,5
H. Variazione (Indebitamento) Finanziario Netto (F+G)	(81.021)	85.322	(*)
I. (Indebitamento) Finanziario Netto finale (A+H)	(2.452.806)	(2.371.785)	3,4

(*) Variazione superiore al 100%

L'incremento dell'indebitamento finanziario deriva dalle seguenti determinanti:

• un cash flow operativo pari a +778 milioni, superiore a quanto registrato nel 2017;
• un flusso finanziario da attività di investimento (-653 milioni) che sconta gli investimenti tecnici del periodo (447 milioni, in aumento rispetto ai 357 milioni del 2017) e l'effetto dell'acquisizione delle società del gruppo ACAM, ReCos, Maira e Spezia Energy Trading (231 milioni, presenti alla voce "variazione area di consolidamento"), al netto del cash-in derivante dalla cessione della partecipazione in Mestni Plinovodi e di alcuni rami d'azienda relativi a gestioni idriche di ambiti non di riferimento del Gruppo (per un totale di 23 milioni, presenti alla voce "Realizzo investimenti ed attività destinate ad essere cedute"). Si evidenzia che, non considerando gli effetti della variazione dell'area di consolidamento, il flusso finanziario da attività di investimento porterebbe ad un free cash flow del periodo superiore a quello dell'esercizio 2017;
• per quanto riguarda le componenti del flusso finanziario dell'attività di finanziamento (pari a -206 milioni di euro), si segnala che le uscite relative ai dividendi erogati (-113 milioni) e agli interessi netti pagati nel periodo (-99 milioni) sono parzialmente compensate dal flusso positivo derivante dall'aumento di capitale riservato ai soci pubblici ex ACAM per 53 milioni.

Si segnala infine che il rendiconto finanziario redatto secondo la configurazione espressa come variazione delle disponibilità liquide è presentato nelle Note Illustrative al Bilancio Consolidato.

ANALISI PER SETTORI DI ATTIVITÀ

Il Gruppo Iren opera nei seguenti settori di attività:

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

Nei prospetti seguenti vengono esposti il capitale investito netto comparato ai valori al 31 dicembre 2017 e i conti economici dell'esercizio 2018 (fino al risultato operativo) per settore di attività, raffrontati ai dati dell'esercizio 2017.

Nell'esercizio 2018, in linea con i contributi 2017, le attività non regolate contribuiscono alla formazione del margine operativo lordo per il 27%, le attività regolate pesano per il 45%, mentre le attività semi-regolate per il 28%. La contribuzione di attività regolate e non regolate è determinata escludendo l'effetto straordinario e non ripetibile relativo alla valorizzazione dei certificati di efficienza energetica riportato a commento del settore energia e al netto dell'effetto di revisione della stima dei crediti per fatture da emettere così come descritto a commento del settore mercato.

							milioni di euro
	Reti	Ambiente	Energia	Mercato	Altri servizi	Non allocabili	Totale
Capitale immobilizzato	2.609	946	1.882	146	61	142	5.786
Capitale circolante netto	(21)	70	47	41	(5)		132
Altre attività e passività non correnti	(610)	(156)	(122)	(7)	(8)		(903)
Capitale investito netto (CIN)	1.978	860	1.807	180	49	142	5.015
Patrimonio netto							2.562
Posizione Finanziaria netta							2.453
Mezzi propri ed indebitamento finanziario netto							5.015

Situazione patrimoniale riclassificata per settori di attività al 31 dicembre 2018

Situazione patrimoniale riclassificata per settori di attività al 31 dicembre 2017

							milioni di euro
	Reti	Ambiente	Energia	Mercato	Altri servizi	Non allocabili	Totale
Capitale immobilizzato	2.272	933	1.876	131	32	168	5.412
Capitale circolante netto	59	50	50	10	14		182
Altre attività e passività non correnti	(435)	(166)	(101)	(25)	4		(723)
Capitale investito netto (CIN)	1.896	817	1.825	116	49	168	4.871
Patrimonio netto							2.499
Posizione Finanziaria netta							2.372
Mezzi propri ed indebitamento finanziario netto							4.871

Conto Economico per settori di attività esercizio 2018

							milioni di euro
	Reti	Ambiente	Energia	Mercato	Altri servizi	Elisioni e rettifiche	Totale
Totali ricavi e proventi	947	610	1.345	2.602	83	(1.546)	4.041
Totale costi operativi	(605)	(455)	(1.020)	(2.463)	(77)	1.546	(3.074)
Margine Operativo Lordo (EBITDA)	342	155	325	139	6	-	967
Amm.ti, acc.ti netti e svalutazioni	(166)	(80)	(137)	(53)	(1)	-	(437)
Risultato operativo (EBIT)	176	75	188	86	5	-	530

Conto Economico per settori di attività esercizio 2017

							milioni di euro
	Reti	Ambiente	Energia	Mercato	Altri servizi	Elisioni e rettifiche	Totale
Totali ricavi e proventi	936	551	1.104	2.418	127	(1.438)	3.697
Totale costi operativi	(600)	(402)	(849)	(2.307)	(157)	1.438	(2.877)
Margine Operativo Lordo (EBITDA)	336	149	255	111	(31)	-	820
Amm.ti, acc.ti netti e svalutazioni	(157)	(81)	(117)	(42)	(2)	-	(400)
Risultato operativo (EBIT)	179	67	138	69	(33)	-	420

A partire dal 1° gennaio 2018 il conto economico consolidato del Gruppo accoglie le grandezze economiche delle società del gruppo Iren Rinnovabili, a partire dal 1° aprile 2018 quelle delle società del gruppo ACAM La Spezia e, da ottobre 2018, di Maira e di Spezia Energy Trading; i risultati economici dell'esercizio 2018 sono quindi influenzati dall'inclusione di tali grandezze nel perimetro di consolidamento. Si segnala inoltre che le voci di conto economico comprendono, lungo l'intero arco temporale in oggetto, i risultati della controllata Salerno Energia Vendite, mentre nel 2017 erano inclusi a partire dal 1° maggio.

SBU Reti

Nell'esercizio 2018 il settore di attività Reti, che comprende i business della Distribuzione Gas, Energia Elettrica e del Servizio Idrico Integrato, ha registrato ricavi per 947 milioni di euro, in lieve crescita del +1,2% rispetto ai 936 milioni di euro dell'esercizio 2017. Concorre all'incremento dei ricavi il consolidamento di ACAM Acque a far data dal 1° aprile 2018.

Il margine operativo lordo (EBITDA) è stato pari a 342 milioni di euro in aumento del +1,6% rispetto ai 336 milioni di euro dell'esercizio 2017.

Il risultato operativo netto (EBIT) è stato pari a 176 milioni di euro (-1,4% rispetto 179 milioni di euro dell'esercizio 2017). La dinamica positiva del margine operativo lordo è più che compensata dai maggiori ammortamenti per circa 13 milioni di euro e minori accantonamenti netti, al netto di svalutazioni, per circa 5 milioni di euro.

Di seguito vengono esposte le dinamiche dei margini operativi lordi dei settori interessati.

		Esercizio 2018	Esercizio 2017	∆ %
Ricavi	€/mil.	947	936	1,2%
Margine operativo lordo (Ebitda)	€/mil.	342	336	1,6%
Ebitda Margin		36,1%	35,9%
da Reti Elettriche	€/mil.	74	76	-2,9%
da Reti Gas	€/mil.	80	87	-7,6%
da Servizio Idrico Integrato	€/mil.	188	173	8,3%
Risultato Operativo (Ebit)	€/mil.	176	179	-1,4%
Investimenti	€/mil.	268	207	29,0%
in Reti Elettriche	€/mil.	44	31	42,4%
in Reti Gas	€/mil.	59	55	7,0%
in Servizio Idrico Integrato	€/mil.	165	121	35,7%
Energia elettrica distribuita	GWh	3.836	4.248	-9,7%
Gas immesso in rete	Mmc	1.303	1.305	-0,2%
Acqua Venduta	Mmc	187	181	3,1%

SBU Reti - Energia elettrica

Il margine operativo lordo è stato pari a 74 milioni di euro, in flessione del -2,9% rispetto ai 76 milioni di euro dell'esercizio 2017.

La flessione del margine è da ricondursi principalmente ai minori ricavi di allacciamento e da sopravvenienze attive relative al trasporto elettrico manifestatesi nel 2017 e non più ripetibili, parzialmente compensati da minori costi operativi e da un aumento della perequazione elettrica.

Nel periodo sono stati effettuati investimenti per 44 milioni di euro in aumento del +42,4% rispetto ai 31 milioni di euro dell'esercizio 2017, prevalentemente inerenti ai nuovi allacciamenti, alla costruzione di nuove cabine BT/MT e linee BT/MT oltre al completamento di alcune cabine primarie.

SBU Reti - Distribuzione Gas

Il margine operativo lordo della distribuzione gas ammonta a 80 milioni di euro, in diminuzione del -7,6% rispetto agli 87 milioni di euro dell'esercizio 2017. La flessione del margine è da ricondursi principalmente ad un effetto, negativo in rapporto al 2017, legato ai titoli di efficienza energetica, soltanto parzialmente compensato dal miglioramento del vincolo ricavi (VRT).

Gli investimenti di periodo realizzati ammontano a 59 milioni di euro, in aumento del +7% rispetto ai 55 milioni del 2017, e riguardano quanto previsto dalle delibere di ARERA, in particolare l'adeguamento della rete alla protezione catodica e l'installazione di misuratori elettronici.

SBU Reti - Ciclo Idrico

Il margine operativo lordo di periodo ammonta a 188 milioni di euro, in aumento del +8,3% rispetto ai 173 milioni di euro dell'esercizio 2017. L'incremento del margine è da ricondursi principalmente all'incremento dei ricavi tariffari (VRG), a sinergie connesse alla razionalizzazioni dei costi operativi e al consolidamento di ACAM Acque a far data dal 1° aprile 2018, che hanno più che compensato il venir meno di partite straordinarie relative all'esercizio 2017, in particolare per conguagli tariffari e rimborsi assicurativi, non ripetibili.

Gli investimenti di periodo ammontano a 165 milioni di euro, in forte aumento (+35,7%) rispetto ai 121 milioni di euro del 2017, e sono relativi alla realizzazione, sviluppo e manutenzione di reti ed impianti di distribuzione, alla rete fognaria e, in particolare, alla realizzazione di nuovi impianti di depurazione.

SBU Ambiente

Al 31 dicembre 2018 i ricavi del settore ammontano a 610 milioni di euro, in aumento del +10,7% rispetto ai 551 milioni di euro dell'esercizio 2017. L'incremento dei ricavi è da ricondursi per circa 39 milioni di euro all'ampliamento del perimetro di consolidamento correlato ad ACAM Ambiente e ReCos, ai maggiori ricavi dell'attività di raccolta e di intermediazione dei rifiuti speciali, ai maggiori ricavi energetici ed ai ricavi correlati all'incremento dei quantitativi di rifiuti smaltiti.

		Esercizio 2018	Esercizio 2017	∆ %
Ricavi	€/mil.	610	551	10,7%
Margine operativo lordo (Ebitda)	€/mil.	155	149	4,5%
Ebitda Margin		25,5%	27,0%
Risultato Operativo (Ebit)	€/mil.	75	67	11,1%
Investimenti	€/mil.	31	27	15,4%
Energia Elettrica venduta	GWh	486	497	-2,3%
Energia termica prodotta	GWht	177	181	-2,5%
Rifiuti gestiti	ton	2.268.791	2.015.568	12,6%
Raccolta differenziata area Emilia	%	74,3	69,9	6,3%
Raccolta differenziata area Piemonte	%	47,3	46,4	1,9%
Raccolta differenziata area Liguria	%	69,9	-	(*)
(*) Variazione superiore al 100%

Il margine operativo lordo del settore ammonta a 155 milioni di euro in miglioramento del +4,5% rispetto ai 149 milioni di euro dell'esercizio 2017. Il miglioramento del margine è attribuibile principalmente all'apporto positivo derivante dall'incremento dei volumi di rifiuti smaltiti in impianti del Gruppo (discarica REI e i WTE), all'incremento del prezzo dell'energia elettrica prodotta, parzialmente assorbiti dal venir meno di alcuni fattori straordinari positivi, legati alle tariffe di smaltimento, che avevano caratterizzato l'esercizio 2017 e da minori ricavi da servizi di raccolta e da servizi accessori al servizio di igiene ambientale. Il risultato operativo ammonta a 75 milioni di euro in miglioramento del +11,1% rispetto ai 67 milioni di euro dell'esercizio 2017. Si sono registrati maggiori ammortamenti per 8 milioni di euro, di cui 2 milioni da variazione di perimetro per il consolidamento di ACAM Ambiente, più che controbilanciati da minori accantonamenti per 9 milioni di euro.

Gli investimenti realizzati nell'esercizio ammontano a 31 milioni di euro, in aumento del +15,4% rispetto ai 27 milioni di euro dell'esercizio 2017, e si riferiscono ad investimenti per la manutenzione dei diversi impianti e ad investimenti in attrezzature e mezzi a supporto della raccolta rifiuti con la modalità portaporta e differenziata.

SBU Energia

Al 31 dicembre 2018 i ricavi della SBU Energia ammontano a 1.345 milioni di euro, in incremento del 21,9% rispetto ai 1.104 milioni di euro dell'esercizio. A far data dal 1° gennaio 2018 la SBU Energia ricomprende i risultati economici delle società del gruppo Iren Rinnovabili.

		Esercizio 2018	Esercizio 2017	∆ %
Ricavi	€/mil.	1.345	1.104	21,9%
Margine operativo lordo (Ebitda)	€/mil.	325	255	27,2%
Ebitda Margin		24,1%	23,1%
Risultato Operativo (Ebit)	€/mil.	188	138	36,0%
Investimenti	€/mil.	80	56	42,6%
Energia elettrica prodotta	GWh	8.371	8.398	-0,3%
da fonte idroelettrica e altre rinnovabili	GWh	1.496	1.111	34,7%
da fonte cogenerativa	GWh	5.692	5.979	-4,8%
da fonte termoelettrica	GWh	1.183	1.308	-9,5%
Calore prodotto	GWht	2.755	2.815	-2,1%
da fonte cogenerativa	GWht	2.255	2.469	-8,7%
da fonte non cogenerativa	GWht	500	346	44,4%
Volumetrie teleriscaldate	Mmc	94	87	7,6%

Al 31 dicembre 2018 l'energia elettrica prodotta è stata pari a 8.371 GWh, in lieve flessione del -0,3% rispetto ai 8.398 GWh dell'esercizio 2017. La flessione ha riguardato prevalentemente il settore termoelettrico per effetto dello scenario energetico non favorevole sulla marginalità della generazione elettrica.

La produzione termoelettrica complessiva è stata pari a 6.875 GWh, di cui 5.692 GWh da fonte cogenerativa, in flessione del -4,8% rispetto ai 5.979 GWh dell'esercizio 2017 e 1.183 GWh da fonte termoelettrica in senso stretto, in diminuzione del -9,5% rispetto ai 1.308 GWh dell'esercizio 2017.

La produzione da fonti rinnovabili è stata pari a 1.496 GWh, di cui 1.476 GWh idroelettrica e, marginalmente per circa 20 GWh da altre rinnovabili (fotovoltaico), e complessivamente in aumento del +34,7% rispetto ai 1.111 GWh dell'esercizio 2017.

La produzione di calore del periodo è stata pari a 2.755 GWht, in diminuzione del -2,1% rispetto ai 2.815 GWht dell'esercizio precedente. Complessivamente le volumetrie teleriscaldate ammontano a circa 94 Mmc in aumento del +7,6% rispetto ai circa 87 Mmc dell'esercizio 2017.

Il margine operativo lordo (EBITDA) ammonta a 325 milioni di euro, in aumento del +27,2% rispetto ai 255 milioni di euro dell'esercizio 2017.

L'esercizio 2018 è stato caratterizzato da un peggioramento del quadro energetico rispetto all'esercizio 2017, riconducibile ad un incremento del costo del gas superiore rispetto all'incremento dei prezzi dell'energia elettrica, oltre ad un significativo incremento dell'incidenza degli oneri per certificati ETS (cosiddetta CO2). Nonostante le sfavorevoli condizioni di scenario, si è registrato complessivamente un rilevante incremento dell'EBITDA grazie, da un lato, ad un incremento della marginalità unitaria del mercato dei servizi di dispacciamento (MSD) e, principalmente, alle sopravvenienze, per circa 60 milioni, conseguenti alla valorizzazione dei certificati di efficienza energetica (TEE) assegnati in corso d'anno e relativi al periodo 2015-2017, oltre che ad un loro significativo incremento dei prezzi di mercato. Questo ha consentito di assorbire i maggiori costi dei certificati ETS (CO2) e il venir meno di partite straordinarie riferibili al capacity payment, che avevano caratterizzato l'esercizio 2017 e non più ripetibili. Contribuisce al miglioramento del margine il consolidamento di Iren Rinnovabili.

Il risultato operativo del settore energia ammonta a 188 milioni di euro in aumento del +36% rispetto agli 138 milioni di euro dell'esercizio 2017. La dinamica del margine operativo lordo è stata parzialmente assorbita dall'aumento degli ammortamenti per 5 milioni di euro e da maggiori accantonamenti e svalutazioni per complessivi 15 milioni di euro.

Gli investimenti di periodo ammontano a 80 milioni di euro, in aumento del +42,6% rispetto ai 56 milioni del 2017, e si riferiscono per 31 milioni alle reti del teleriscaldamento, per 34 milioni alla cogenerazione, per 8 milioni alla produzione termoelettrica e per 7 milioni al comparto idroelettrico.

SBU Mercato

Al 31 dicembre 2018 i ricavi del settore ammontano a 2.602 milioni di euro in aumento del +7,6% rispetto ai 2.418 milioni di euro dell'esercizio 2017. A far data da maggio 2017 rientra, come accennato, nel perimetro di consolidamento della SBU Mercato la società Salerno Energia Vendite, operante principalmente a Grosseto e Salerno nel settore della vendita di gas ed energia elettrica. Spezia Energy Trading è inoltre consolidata a partire dall'ultimo trimestre del 2018.

Il margine operativo lordo (EBITDA) ammonta a 139 milioni di euro, in aumento del +25,4% rispetto ai 111 milioni di euro dell'esercizio 2017. Il miglioramento del margine è attribuibile principalmente ad una sopravvenienza attiva per circa 41 milioni di euro riconducibile alla revisione della stima dei crediti per fatture da emettere, cosiddetti "ratei consumi", relativi ad esercizi pregressi, di cui la parte preponderante è relativa alla vendita gas.

Al netto della sopravvenienza di cui sopra, il margine ammonterebbe a 98 milioni di euro in flessione dell' 11,8% principalmente per il peggioramento del margine della vendita gas (-14,1% rispetto al 2017), in particolare dovuto al venir meno delle favorevoli condizioni di approvvigionamento, legate all'utilizzo dello stoccaggio, che avevano caratterizzato l'esercizio 2017.

Risulta in flessione anche la vendita di energia elettrica del -5,3% rispetto al 2017 per effetto di un peggioramento dello scenario connesso all'incremento repentino del prezzo di acquisto dell'energia elettrica che ha caratterizzato il secondo semestre del 2018.

Il risultato operativo (EBIT) ammonta a 86 milioni di euro, in aumento del +25,2% rispetto ai 69 milioni di euro dell'esercizio 2017. Al netto della sopravvenienza il margine operativo ammonterebbe a 45 milioni di euro, in flessione di -34,8%. La dinamica negativa del margine operativo lordo viene amplificata da maggiori ammortamenti per circa 5 milioni di euro e maggiori accantonamenti per analoga cifra.

Il seguente prospetto di conto economico riporta anche i risultati al netto dell'effetto connesso alla revisione della stima dei crediti per fatture da emettere, che ha determinato l'anzidetto effetto positivo straordinario pari a circa 41 milioni di euro. Ai fini comparativi gestionali con l'esercizio 2017 sono quindi riportati i valori "adjusted" (al netto della suddetta sopravvenienza attiva).

∆ adj %	Esercizio 2018 adjusted			Esercizio 2018	Esercizio 2017	∆ %
5,9%	2.561	Ricavi	€/mil.	2.602	2.418	7,6%
-11,8%	98	Margine operativo lordo (Ebitda)	€/mil.	139	111	25,4%
	3,8%	Ebitda Margin		5,3%	4,6%
-5,3%	19	da Energia Elettrica	€/mil.	21	20	6,2%
-14,1%	77	da Gas	€/mil.	126	90	40,3%
43,5%	2	da Calore e altri servizi	€/mil.	-8	1	(*)
-34,8%	45	Risultato Operativo (Ebit)	€/mil.	86	69	25,2%
		Investimenti		31	21	51,0%
		Energia Elettrica Venduta	GWh	8.931	9.741	-8,3%
		Gas Acquistato	Mmc	2.845	2.860	-0,6%
		Gas commercializzato dal Gruppo	Mmc	1.159	1.122	3,3%
		Gas destinato ad usi interni	Mmc	1.477	1.530	-3,5%
		Gas in stoccaggio	Mmc	209	208	0,0%

(*) Variazione superiore al 100%

Commercializzazione Energia Elettrica

I volumi venduti di energia elettrica ammontano a 8.931 GWh (al netto di pompaggi, perdite di rete, ritiri dedicati e comprensivo degli sbilanciamenti) in flessione del -8,3% rispetto ai 9.741 GWh del 2017.

I volumi venduti sul mercato libero, comprendente i segmenti dei clienti business, retail e grossisti, ammontano complessivamente a 8.329 GWh in flessione del -8,4% rispetto ai 9.088 GWh dell'esercizio 2017. La flessione delle vendite del mercato libero è da ricondursi al segmento dei grossisti, con vendite che ammontano a 1.516 GWh in diminuzione del -50% rispetto ai 3.032 GWh del 2017. Risultano invece in aumento le vendite ai clienti finali sia del segmento business, attestandosi a 5.453 GWh rispetto ai 4.771 Gwh del 2017 (+14,3%), sia del segmento retail pari a 1.360 GWh rispetto ai 1.286 GWh dell'esercizio 2017 (+5,8%).

Le vendite del mercato tutelato ammontano a 483 GWh, anch'esse in flessione (-8,8%) rispetto ai 529 GWh dell'esercizio 2017.

Il margine operativo lordo (EBITDA) della vendita di energia elettrica ammonta a 21 milioni di euro, in miglioramento del +6,2% rispetto ai 20 milioni di euro dell'esercizio 2017. Anche la vendita di energia elettrica ha beneficiato di una sopravvenienza attiva per circa 2 milioni di euro riconducibili alla revisione della stima dei crediti per fatture da emettere. Al netto della posta in oggetto il margine operativo lordo ammonterebbe però a 19 milioni di euro, in flessione del -5,3% rispetto all'esercizio precedente. La flessione del primo margine, conseguente ad una dinamica crescente dei prezzi di acquisto dell'energia elettrica, è stata parzialmente assorbita dall'aumento delle componenti di commercializzazione.

Commercializzazione Gas Naturale

I volumi acquistati ammontano a 2.845 Mmc in diminuzione (-0,6%) rispetto ai 2.860 Mmc dell'esercizio 2017.

Il gas commercializzato dal gruppo ammonta a 1.159 Mmc in aumento del +3,3% rispetto ai 1.122 Mmc dell'esercizio 2017, mentre il gas impiegato per consumi interni ammonta a 1.477 Mmc, in flessione del - 3,5% rispetto ai 1.530 Mmc del 2017.

Il margine operativo lordo (EBITDA) della vendita gas ammonta a 126 milioni di euro in aumento +40,3% rispetto ai 90 milioni di euro dell'esercizio 2017. Il miglioramento è stato generato da una sopravvenienza attiva del valore di circa 49 milioni di euro riconducibili alla revisione della stima dei crediti per fatture da emettere di cui sopra. Al netto di questa componente, il margine operativo ammonterebbe a 77 milioni in flessione del -14,1% rispetto all'esercizio 2017. Il peggioramento del margine è riconducibile ai margini in flessione ed al venir meno delle favorevoli condizioni di approvvigionamento garantite dall'utilizzo dello stoccaggio che avevano caratterizzato l'esercizio 2017. Contribuiscono ad assorbire, anche se pur parzialmente, l'effetto combinato di dette componenti negative, alcuni conguagli per recuperi tariffari correlati alla delibera ARERA 737/17 e il consolidamento di Salerno Energia Vendite e Spezia Energy Trading.

Vendita calore e altri servizi

La vendita calore e altri servizi presenta un margine operativo lordo negativo per -8 milioni di euro, in diminuzione rispetto al dato positivo e pari ad 1 milione di euro del 2017. La flessione del margine è stata generata da una sopravvenienza negativa per revisione della stima dei crediti per fatture da emettere pari a circa 10 milioni di euro. Al netto della componente negativa il margine ammonterebbe a 2 milioni di euro, in aumento rispetto al 2017 per i recuperi tariffari correlati alla delibera ARERA 737/17.

Gli investimenti di periodo ammontano a 31 milioni di euro in aumento rispetto ai 21 milioni di euro dell'esercizio 2017.

Servizi e altro

I ricavi del periodo del settore, che comprende i servizi di illuminazione pubblica, illuminazione semaforica, gestione impianti termici ed altre attività, ammontano a 83 milioni di euro in diminuzione rispetto ai 127 milioni di euro dell'esercizio 2017. La diminuzione dei ricavi è attribuibile ad una diversa allocazione di attività che in precedenza erano considerate comuni e ripartite su più aree di business, ed ora rientrano principalmente nella produzione dell'energia elettrica.

		Esercizio 2018	Esercizio 2017	∆ %
Ricavi	€/mil.	83	127	-34,4%
Margine operativo lordo (Ebitda)	€/mil.	6	-31	(*)
Ebitda Margin		7,4%	-24,2%
Risultato Operativo (Ebit)	€/mil.	5	-33	(*)
Investimenti	€/mil.	38	47	-19,5%
(*) Variazione superiore al 100%

Il margine operativo lordo ammonta a 6 milioni di euro in aumento rispetto ai -31 milioni dell'esercizio 2017. Il miglioramento del margine è riconducibile principalmente al fatto che nell'esercizio 2017 è stato contabilizzato nel settore "Servizi e altro", in quanto costo non ricorrente e trasversale a tutti i settori di attività, l'accantonamento dell'incentivo all'esodo ex art. 4 Legge Fornero per circa 34 milioni di euro.

Gli investimenti di periodo ammontano a 38 milioni di euro, in aumento rispetto ai 47 milioni di euro del 2017, e sono relativi prevalentemente ai sistemi informativi, agli automezzi ed ai servizi immobiliari.

BILANCI ENERGETICI

Bilancio dell'energia elettrica

GWh	Esercizio 2018	Esercizio 2017	Variaz. %
FONTI
Produzione lorda del Gruppo	9.002	9.033	(0,3)
a) Idroelettrica	1.528	1.136	34,5
b) Cogenerativa	5.692	5.979	(4,8)
c) Termoelettrica	1.183	1.308	(9,6)
d) Produzione da WTE e discariche	599	610	(1,8)
Acquisto da Acquirente Unico	533	556	(4,1)
Acquisto energia in Borsa Elettrica	5.189	4.703	10,3
Acquisto energia da grossisti e importazioni	1.715	2.430	(29,4)
Totale Fonti	16.439	16.722	(1,7)
IMPIEGHI
Vendite a clienti di maggior tutela	483	529	(8,7)
Vendite in Borsa Elettrica e GSE	6.873	6.241	10,1
Vendite a clienti finali e grossisti	8.341	9.167	(9,0)
Pompaggi, perdite di distribuzione e altro	742	785	(5,5)
Totale Impieghi	16.439	16.722	(1,7)

Bilancio del gas

Milioni di metri cubi	Esercizio 2018	Esercizio 2017	Variaz. %
FONTI
Contratti con condizioni pluriennali	437	468	(6,6)
Contratti con condizioni mercato a breve e medio periodo	2.211	2.174	1,7
Prelievi da stoccaggio	197	218	(9,6)
Totale Fonti	2.845	2.860	(0,5)
IMPIEGHI
Gas commercializzato dal Gruppo	1.159	1.122	3,3
Gas destinato ad usi interni (1)	1.477	1.530	(3,5)
Gas in stoccaggio	209	208	0,0
Totale Impieghi	2.845	2.860	(0,5)

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

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

Situazione economica

CONTO ECONOMICO DI IREN S.p.A.

			migliaia di euro
	Esercizio 2018	Esercizio 2017	Var. %
Ricavi
Ricavi per beni e servizi	179.288	154.608	16,0
Altri proventi	11.850	6.131	93,3
Totale ricavi	191.138	160.739	18,9
Costi operativi
Costi materie prime sussidiarie di consumo e merci	(17.790)	(10.636)	67,3
Prestazioni di servizi e godimento beni di terzi	(106.372)	(92.735)	14,7
Oneri diversi di gestione	(7.203)	(5.384)	33,8
Costi per lavori interni capitalizzati	10.369	9.746	6,4
Costo del personale	(78.239)	(72.519)	7,9
Totale costi operativi	(199.235)	(171.529)	16,2
Margine Operativo Lordo (EBITDA)	(8.097)	(10.790)	(25,0)
Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni
Ammortamenti	(14.945)	(11.247)	32,9
Accantonamenti al fondo svalutazione crediti	(9.600)	(214)	(*)
Accantonamenti e svalutazioni	(55)	3.285	(*)
Totale ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni	(24.600)	(8.176)	(*)
Risultato Operativo (EBIT)	(32.697)	(18.966)	72,4
Gestione finanziaria
Proventi finanziari	265.480	285.312	(7,0)
Oneri finanziari	(126.831)	(108.039)	17,4
Totale gestione finanziaria	138.649	177.273	(21,8)
Rettifica di valore di partecipazioni	-	-	-
Risultato prima delle imposte	105.952	158.307	(33,1)
Imposte sul reddito	19.976	8.649	(*)
Risultato netto delle attività in continuità	125.928	166.956	(24,6)
Risultato netto da attività operative cessate	-	-	-
Risultato netto del periodo	125.928	166.956	(24,6)

(*) Variazione superiore al 100%

Ricavi

Il totale dei ricavi di IREN S.p.A. è pari a 191 milioni di euro ed è principalmente riferito alle attività di servizio per prestazioni a favore delle società del Gruppo. L'incremento della voce risente prevalentemente dell'operazione di fusione per incorporazione delle società ACAM S.p.A. e InTeGra S.r.l. avente efficacia contabile dal 1° aprile 2018.

Costi operativi

I costi operativi sono pari a 199 milioni di euro e includono prestazioni di servizi e godimento beni di terzi (106 milioni di euro), oneri diversi di gestione (7 milioni di euro) e costo del personale (78 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, ed è anch'esso influenzato dalla variazione di perimetro dovuta alla fusione di ACAM e InTeGra.

Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni

Gli ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni ammontano a circa 25 milioni di euro. Gli ammortamenti, in aumento rispetto all'esercizio precedente, ammontano a 15 milioni; gli accantonamenti a fondo svalutazione crediti, pari a 10 milioni, si riferiscono a crediti finanziari e riflettono la nuova metodologia prevista dal principio contabile IFRS 9.

Oneri e proventi finanziari

Il saldo oneri e proventi finanziari è positivo per 139 milioni di euro.

I proventi finanziari, pari a 266 milioni di euro, includono tra l'altro dividendi da società controllate e da altre imprese (201 milioni), interessi attivi su finanziamenti a società controllate e collegate (50 milioni) e a joint venture (13 milioni).

Gli oneri finanziari sono pari a 127 milioni di euro, e si riferiscono essenzialmente a interessi passivi su mutui e prestiti obbligazionari (119 milioni) e sugli strumenti derivati adottati a copertura del rischio di oscillazione dei tassi di interesse (4 milioni).

Risultato prima delle imposte

Il risultato prima delle imposte è positivo per 106 milioni di euro.

Imposte sul reddito

Le imposte sul reddito sono positive per 20 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 126 milioni di euro.

Situazione patrimoniale e finanziaria

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

			migliaia di euro
	31.12.2018	31.12.2017	Var. %
Attivo immobilizzato	2.637.590	2.598.575	1,5
Altre attività (Passività) non correnti	65	(549)	(*)
Capitale circolante netto	63.250	19.308	(*)
Attività (Passività) per imposte differite	12.756	8.835	44,4
Fondi rischi e Benefici ai dipendenti	(57.046)	(50.586)	12,8
Attività destinate a essere cedute	240	240	-
Capitale investito netto	2.656.855	2.575.823	3,1
Patrimonio netto	1.789.787	1.703.087	5,1
Attività finanziarie a lungo termine	(1.620.371)	(1.551.273)	4,5
Indebitamento finanziario a medio e lungo termine	2.676.602	2.644.420	1,2
Indebitamento finanziario netto a medio lungo termine	1.056.231	1.093.146	(3,4)
Attività finanziarie a breve termine	(675.421)	(523.259)	29,1
Indebitamento finanziario a breve termine	486.258	302.849	60,6
Indebitamento finanziario netto a breve termine	(189.163)	(220.410)	(14,2)
Indebitamento finanziario netto	867.068	872.736	(0,6)
Mezzi propri ed indebitamento finanziario netto	2.656.855	2.575.823	3,1

(*) Variazione superiore al 100%

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

Attivo immobilizzato

Le immobilizzazioni immateriali, materiali e finanziarie sono pari a 2.638 milioni di euro.

Capitale Circolante Netto

Il capitale circolante netto è positivo per 63 milioni di euro. Le attività per imposte anticipate ammontano a 13 milioni di euro, mentre i Fondi Rischi e Benefici a dipendenti sono pari a circa 57 milioni di euro.

Patrimonio netto

L'esercizio 2018 si è chiuso con un Patrimonio netto pari a 1.790 milioni di euro.

Indebitamento finanziario netto

L'indebitamento finanziario netto a fine 2018 ammonta a 867 milioni di euro. In particolare l'indebitamento a medio-lungo termine, pari a 1.056 milioni di euro, è composto da passività finanziarie per 2.676 milioni di euro e da attività finanziarie per 1.620 milioni di euro. Queste ultime sono rappresentate in gran parte da finanziamenti verso controllate. La posizione finanziaria netta a breve termine è pari a 189 milioni di euro e si compone di debiti, prevalentemente verso istituti bancari, per 486 milioni di euro, crediti finanziari a breve termine, prevalentemente verso società del Gruppo, per 418 milioni di euro, e disponibilità liquide per 257 milioni di euro.

RENDICONTO FINANZIARIO DI IREN S.p.A.

Variazione indebitamento finanziario netto

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

			migliaia di euro
	Esercizio 2018	Esercizio 2017	Var. %
A. Posizione Finanziaria Netta iniziale	(872.736)	(977.654)	(10,7)
Flusso finanziario generato dall'attività operativa
Risultato del periodo	125.928	166.957	(24,6)
Rettifiche per movimenti non finanziari	(126.252)	(160.649)	(21,4)
Erogazioni benefici ai dipendenti	(2.653)	(927)	(*)
Utilizzo fondo rischi e altri oneri	(2.968)	(2.501)	18,7
Variazione altre attività/passività non correnti	(699)	15.477	(*)
Altre variazioni patrimoniali	-	696	(100,0)
Imposte pagate	8.862	24.073	(63,2)
B. Cash flow operativo prima delle variazioni di CCN	2.218	43.126	(94,9)
C. Flusso finanziario derivante da variazioni di CCN	(6.249)	(20.753)	(69,9)
D. Cash flow operativo (B+C)	(4.031)	22.373	(*)
Flusso finanziario da (per) attività di investimento
Investimenti in attività materiali e immateriali	(27.156)	(25.953)	4,6
Investimenti in attività finanziarie	-	-	-
Realizzo investimenti e variazione attività destinate ad essere cedute	-	-	-
Dividendi incassati	200.560	210.470	(4,7)
Acquisto rami aziendali	(53.794)	-	-
E. Totale flusso finanziario da attività di investimento	119.610	184.517	(35,2)
F. Free cash flow (D+E)	115.579	206.890	(44,1)
Flusso finanziario da attività di finanziamento
Aumento capitale	52.623	-	-
Erogazione di dividendi	(91.065)	(79.764)	14,2
Interessi pagati	(94.220)	(140.897)	(33,1)
Interessi incassati	64.514	77.702	(17,0)
Variazione fair value strumenti derivati di copertura	(853)	18.605	(*)
Altre variazioni	(40.910)	22.382	(*)
G. Totale flusso finanziario da attività di finanziamento	(109.911)	(101.972)	7,8
H. Variazione Posizione Finanziaria Netta (F+G)	5.668	104.918	(94,6)
I. Posizione Finanziaria Netta finale (A-H)	(867.068)	(872.736)	(0,6)

(*) 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 2017 e al 31 dicembre 2016 e quelli risultanti dal bilancio consolidato.

		migliaia di euro
31/12/2018	Patrimonio Netto	Risultato del periodo
Patrimonio netto e utile del bilancio d'esercizio della Capogruppo	1.789.787	125.928
Differenza fra valore di carico e valore delle società collegate valutate con il metodo del patrimonio netto	32.831	10.395
Maggior valore risultante dal consolidamento rispetto al valore di carico delle partecipazioni consolidate	395.457	296.081
Storno dividendi da società controllate/collegate	0	(200.521)
Eliminazione Margini Infragruppo	(53.555)	2.695
Altre	20.923	7.538
Patrimonio netto e utile del Gruppo	2.185.443	242.116

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 2 milioni di euro sul conto economico e negativo per 33 milioni di euro sul Patrimonio Netto).

		migliaia di euro
31/12/2017	Patrimonio Netto	Risultato del periodo
Patrimonio netto e utile del bilancio d'esercizio della Capogruppo	1.703.087	166.956
Differenza fra valore di carico e valore delle società collegate valutate con il metodo del patrimonio netto	22.130	34.584
Maggior valore risultante dal consolidamento rispetto al valore di carico delle partecipazioni consolidate	449.504	242.430
Storno dividendi da società controllate/collegate	0	(210.461)
Eliminazione Margini Infragruppo	(56.249)	7.593
Altre	3.658	(3.382)
Patrimonio netto e utile del Gruppo	2.122.130	237.720

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

Acquisizione di Busseto Servizi

L'8 gennaio 2019 IRETI e il Comune di Busseto (provincia di Parma) hanno stipulato il contratto relativo al trasferimento della totalità delle quote di Busseto Servizi S.r.l.. La società gestisce il servizio di distribuzione del gas metano nello stesso Comune, con oltre 3.000 punti di riconsegna presenti su un totale di 90 km di rete. L'operazione consegue all'esito dell'asta pubblica bandita dal Comune il 18 luglio 2018, aggiudicata a IRETI per circa 4,1 milioni di euro.

Le condizioni contrattuali legate all'acquisizione prevedono, fino alla prossima gara d'Ambito Territoriale Minimo (ATeM), il mantenimento di Busseto Servizi come entità societaria separata, del relativo personale attualmente dipendente, la conservazione di una sede operativa nel centro storico della città nonché l'impegno per Iren a non cedere le quote della società per 2 anni.

L'operazione riveste una particolare rilevanza dal punto di vista industriale, in quanto l'infrastruttura di distribuzione del gas di Busseto Servizi è situata in uno dei principali ATeM di riferimento per il Gruppo, di cui IRETI detiene, dopo tale acquisizione, il 77% della rete.

Acquisizione del Gruppo San Germano

Il 30 gennaio 2019 il Gruppo, attraverso Iren Ambiente, ha perfezionato l'acquisizione dell'intera quota di partecipazione della società San Germano S.r.l. e della sua controllata CMT S.p.A., detenuta dal Gruppo Derichebourg. L'operazione ha assunto efficacia al verificarsi di alcune condizioni sospensive previste nel contratto preliminare di acquisizione, sottoscritto fra le parti il 17 ottobre 2018.

San Germano ha sede a Pianezza (Torino) e si occupa di raccolta e trasporto rifiuti (per 250 kton/anno) in 145 comuni per circa un milione di abitanti serviti nelle regioni Piemonte, Sardegna, Lombardia e Emilia Romagna, con un fatturato annuo di circa 65 milioni di euro. La società si avvale di 20 siti operativi e presenta un organico di oltre 800 dipendenti.

CMT si occupa di trattamento di rifiuti da raccolta differenziata e riciclaggio di carta, cartone e plastica, con un fatturato di circa 11 milioni di euro, attraverso 6 siti in Piemonte e Sardegna, fra i quali Pianezza e La Loggia, per una capacità autorizzata di circa 100 Kton/anno.

L'operazione si inserisce in un percorso di sviluppo di Iren attraverso la Business Unit Ambiente, favorendo il conseguimento di obiettivi di crescita industriale grazie all'acquisizione di maggiori capacità competitive nell'attività di raccolta e allo sviluppo delle attività di riciclaggio, sia ampliando la presenza nei territori di riferimento (Piemonte ed Emilia Romagna) che estendendo l'attività in nuove aree geografiche ritenute di interessante prospettiva (Sardegna).

Patto parasociale fra IREN e First State Investments relativo ad OLT Offshore LNG Toscana S.p.A.

Il 22 marzo 2019 è stato sottoscritto un patto parasociale tra, da un lato, Iren Mercato e ASA - Azienda Servizi Ambientali S.p.A. (ASA), società partecipata al 40% dal Gruppo, e, dall'altro lato, First State SP S.à r.l. ("First State Investments" – FSI), relativo alla governance e alla circolazione delle partecipazioni di OLT Offshore LNG Toscana (OLT), società che ha sviluppato e gestisce l'impianto di rigassificazione "FSRU Toscana" da 3,75 miliardi di mc all'anno, ancorato al largo della costa toscana.

First State Investments, divisione internazionale di Colonial First State Global Asset Management, opera nella gestione di investimenti infrastrutturali e detiene, fra l'altro, un ampio portafoglio di partecipazioni in utilities operanti in diversi paesi europei.

La stipula del patto avviene contestualmente alla sottoscrizione di un contratto di compravendita tra FSI e Uniper Global Commodities SE (che detiene, congiuntamente ad Iren Mercato, il controllo di OLT), avente ad oggetto la vendita di tutte le azioni OLT di proprietà della stessa Uniper, ed avrà efficacia all'atto del closing di tale compravendita.

Ai sensi degli accordi attualmente in essere tra Uniper, Iren e ASA, ad Iren e ASA è attribuito un diritto di co-vendita avente a oggetto tutte o parte delle azioni di OLT di cui sono attualmente titolari, agli stessi termini e condizioni previsti per la cessione delle azioni di proprietà di Uniper. Tale diritto potrà essere esercitato entro 6 mesi dalla ricezione – avvenuta lo stesso 22 marzo 2019 – della notifica relativa alla vendita da parte di Uniper a FSI.

A seguito di tali sviluppi e nell'ambito degli accordi raggiunti con Uniper e con FSI, il Gruppo Iren valuterà, in linea con le considerazioni già effettuate dagli amministratori nel corso del 2018, tutte le opzioni percorribili per valorizzare la propria partecipazione in OLT, considerata non più strategica nell'ambito del portafoglio di attività del Gruppo, continuando al contempo a sostenere lo sviluppo della società.

Assemblea degli Azionisti: approvazione della proposta di modifica dello statuto e dell'acquisto di azioni proprie

Il 5 aprile 2019 l'Assemblea degli Azionisti di Iren S.p.A., in sede Straordinaria, ha approvato la modifica degli articoli 5.4; 18.1; 19.2; 19.3; 19.4; 19.6; 25.5; 27.1; 28.1; 28.2; 28.3 dello statuto sociale.

Le modifiche principali riguardano (i) la cessazione della delega conferita al Consiglio di Amministrazione per aumenti di capitale riservati a Soggetti Pubblici; (ii) l'aumento del numero dei consiglieri, che passa da 13 a 15 e persegue l'obiettivo di garantire una rappresentanza sia ai soci ex ACAM entrati nella compagine sociale di Iren S.p.A., sia al socio FCT a seguito della scissione di FSU; (iii) la maggioranza qualificata di alcune delibere del Consiglio di Amministrazione; (iv) l'aumento del numero dei consiglieri tratti dalla lista di maggioranza, che passa da 11 a 13; (v) l'aumento del numero dei componenti effettivi del Collegio Sindacale, che passa da 3 a 5.

L'Assemblea, nella stessa data ed in sede Ordinaria, ha inoltre autorizzato il Consiglio di Amministrazione ad acquistare e disporre di azioni proprie di Iren S.p.A., anche in via frazionata, ai sensi degli articoli 2357 e seguenti del codice civile, e dell'art. 132 del D.lgs. 24 febbraio 1998, n. 58.

L'Assemblea ha definito, secondo quanto proposto dal Consiglio di Amministrazione, finalità, termini e condizioni dell'esercizio della suddetta autorizzazione ed ha conferito allo stesso ogni più ampio potere, da esercitarsi con la più ampia discrezionalità, affinché proceda all'attuazione degli atti di acquisto nel pieno rispetto della normativa vigente.

Al riguardo, il Consiglio di Amministrazione potrà effettuare operazioni di acquisto e di disposizione di azioni proprie per un massimo di 65.000.000 azioni della Società, tali comunque da non eccedere un ventesimo del capitale sociale. Il programma di acquisto di azioni proprie è consentito per diciotto mesi a decorrere dalla presente delibera assembleare. Il controvalore massimo delle azioni acquistabili nell'ambito di tale programma non potrà essere superiore all'ammontare degli utili distribuibili e delle riserve disponibili risultanti dall'ultimo bilancio approvato.

Tale operazione ha la finalità di dotare il Gruppo di una provvista di azioni disponibili per operazioni di crescita esterna, anche in sostituzione dell'aumento di capitale deliberato nel 2016 e revocato con l'approvazione delle modifiche statutarie anzidescritte.

Nella stessa data, il Consiglio di Amministrazione, preso atto di tale delibera assembleare, ha a sua volta dato mandato all'Amministratore Delegato di avviare il programma di acquisto di azioni proprie, per un massimo di 26.000.000 di azioni, di modo comunque da non superare il 2% del capitale sociale. Inoltre, il Consiglio ha autorizzato l'AD a determinare i criteri e le condizioni relative agli atti di alienazione, disposizione e/o utilizzo delle azioni proprie, avuto riguardo alle modalità realizzative in concreto impiegate, all'andamento dei prezzi delle azioni nel periodo precedente all'operazione e al migliore interesse per la Società.

Adesione alle raccomandazioni del Codice di Autodisciplina delle Società Quotate (edizione luglio 2018) e approvazione degli Orientamenti agli Azionisti sulla composizione quali-quantitativa del Consiglio di Amministrazione

Sempre il 5 Aprile 2019, il Consiglio di Amministrazione ha inoltre deliberato l'adesione alle raccomandazioni del Codice di Autodisciplina delle società quotate, nell'edizione del luglio 2018, unitamente all'aggiornamento del documento in cui viene data evidenza delle soluzioni di governance adottate dalla Società con riferimento alle previsioni del Codice stesso.

In esecuzione a quanto raccomandato dal Criterio Applicativo 1.C.1. lett. (h) del Codice, tenuto conto del mandato in scadenza con l'approvazione del bilancio d'esercizio al 31 dicembre 2018, il Consiglio ha parimenti approvato gli orientamenti agli Azionisti sulla composizione quali-quantitativa dell'organo amministrativo che sarà nominato per il triennio 2019-2021.

EVOLUZIONE PREVEDIBILE DELLA GESTIONE

Per il 2019, la crescita del PIL italiano è attesa ad un tasso inferiore rispetto agli ultimi anni, a causa principalmente del rallentamento dell'economia globale e della contrazione dei consumi e degli investimenti pubblici e privati in Italia.

In tale contesto Iren, grazie anche ai maggiori investimenti pianificati e realizzati nei settori regolati per migliorare l'efficienza delle reti di distribuzione, è prevista mantenere flussi di cassa stabili ed anticiclici. Gli investimenti cresceranno soprattutto nel ciclo idrico integrato, con l'obiettivo di fornire servizi di qualità migliore e ridurre le perdite di rete, in un'ottica di utilizzo sostenibile della risorsa.

Rimanendo in tema di sostenibilità, sarà ulteriormente ampliato il servizio di raccolta rifiuti porta a porta in modo da incrementare la percentuale di raccolta differenziata già oggi superiore alla media nazionale. Data la carenza di infrastrutture di trattamento e smaltimento rifiuti che interessa gran parte del sistema italiano, il Gruppo svilupperà nei prossimi mesi importanti impianti di trattamento dei rifiuti, per perseguire, in modo maggiormente incisivo, il concetto di economica circolare.

Per quanto riguarda i business energetici, generazione e vendita, l'incremento della volatilità del prezzo dell'energia elettrica, del gas e della CO2 non permette un'elevata prevedibilità dell'andamento dei margini di tali settori per il 2019. Il Gruppo Iren si è attivato tramite operazioni di copertura per contenere la suddetta volatilità oltre che migliorare la flessibilità dei propri impianti produttivi per poter cogliere nuove opportunità nel mercato energetico. Con riferimento ai temi Environment, Social and Governance (ESG), il Gruppo Iren continuerà ad ampliare la propria rete di teleriscaldamento, offrire soluzioni per migliorare l'efficienza energetica degli edifici ed incrementare i servizi ad alto valore aggiunto per la clientela finale tra i quali assumeranno importanza sempre maggiore i progetti di mobilità elettrica, il New Downstream e i nuovi servizi digitali.

Oltre agli investimenti presentati nel Piano Industriale, il Gruppo è costantemente alla ricerca di nuove opportunità di investimento sia per linee interne che per linee esterne. Queste ultime confermano il ruolo di Iren come società multiutility aggregatrice nel Nord-Ovest italiano.

GESTIONE FINANZIARIA

Scenario di riferimento

Nel corso dell'anno 2018 la parte a breve della curva dei tassi ha mantenuto una sostanziale stabilità, mentre la parte a medio lungo termine risente di una sensibile volatilità e, a partire da ottobre 2018, registra una fase tendenzialmente ribassista. L'ultimo intervento della Banca Centrale Europea risale al taglio dei tassi operato a marzo 2016; il tasso di riferimento è attualmente pari a 0%.

Esaminando l'andamento del tasso euribor a sei mesi si rileva che il parametro, in territorio di tassi negativi da novembre 2015 e da lungo tempo stabile, nel corso del 2018 ha avviato un lieve movimento in risalita e attualmente risulta pari a -0,23%. Le quotazioni dei tassi fissi, riflesse nei valori dell'IRS a 5 e 10 anni, hanno registrato fasi alterne e, con i recenti ribassi, si trovano non molto distanti dai minimi storici del 2016.

Attività svolta

Nel corso del 2018 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 2018, come esplicato nel paragrafo "Fatti di rilievo del periodo" si evidenzia che nel mese di settembre 2018 è stato concluso con pieno successo, per il quarto anno consecutivo, il collocamento di un'emissione obbligazionaria, di tipo Green Bond, per un importo benchmark di 500 milioni di Euro a valere sul Programma Euro Medium Term Notes (EMTN) da 2 miliardi di Euro. Le obbligazioni, rating Fitch BBB, hanno cedola pari a 1,95% e scadenza 19 settembre 2025 (durata 7 anni) e sono quotate presso il mercato regolamentato della borsa irlandese, dove è stato depositato il prospetto informativo e presso il mercato ExtraMOT di Borsa Italiana.

Nel mese di dicembre sono stati inoltre utilizzati complessivi 80 milioni di euro a valere sul finanziamento "BEI Idro Genova e Parma" di complessivi 180 milioni di euro, sottoscritto a dicembre 2014 e ampliato nel 2016. A seguito di tale operazione i finanziamenti diretti con Banca Europea per gli Investimenti (BEI), con durata fino a 15 anni, non utilizzati e disponibili risultano ancora pari complessivamente a 155 milioni di euro.

Ai fini dell'ottimizzazione della struttura finanziaria del Gruppo e in connessione con l'emissione obbligazionaria sopra citata, è proseguita l'attività di liability management a valere su posizioni di debito in essere; in tale ambito sono stati rimborsati anticipatamente finanziamenti bancari della capogruppo per complessivi 262 milioni di euro e si è deciso di procedere, alla scadenza della rata interessi di giugno 2019, al rimborso anticipato volontario di ulteriori finanziamenti in portafoglio con conseguente classificazione a breve termine di un importo complessivo pari a 199 milioni di euro.

Nell'ambito del Gruppo sono state inserite nel perimetro di consolidamento posizioni di debito per complessivi 15 milioni di euro delle Società ReCos, ACAM e Maira, oltre all'accensione di una nuova posizione di 1 milione di euro di Studio Alfa mentre, con finalità di ottimizzazione, sono state anticipatamente estinte posizioni di debito di Iren Rinnovabili e sue controllate, di ASM Vercelli, ACAM, Ireti e Maira per complessivi 34 milioni di euro, incluse tre posizioni di derivato di copertura.

L'indebitamento finanziario al termine del periodo è costituito al 33% da prestiti e al 67% 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 i rischi di variazione nei tassi di interesse, il Gruppo utilizza contratti di copertura, seguendo un'ottica non speculativa. Nel periodo non sono stati perfezionati nuovi contratti di Interest Rate Swap. Al 31 dicembre 2018 la quota di debito a tasso variabile non coperta con strumenti di derivato tasso è pari al 6% dell'indebitamento finanziario lordo, in linea con l'obiettivo del Gruppo Iren di mantenere un'adeguata protezione da significativi rialzi del tasso di interesse.

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

La composizione dell'indebitamento finanziario lordo per scadenza e per tipologia di tasso, confrontata con la situazione al 31 dicembre 2017 è riportata nel seguente grafico.

Rating

A novembre 2018 l'agenzia Fitch ha confermato ad Iren e alle sue emissioni senior unsecured il rating BBB, con outlook stabile. Il giudizio si basa principalmente sull'aggiornamento del piano industriale al 2023 che, in continuità rispetto agli anni precedenti, conferma la prevalenza delle attività regolate e quasi regolate (pari a circa il 70% del Margine Operativo Lordo) e sul positivo track record dei risultati raggiunti nel periodo 2015 – 2018. Fitch, infine, nell'esprimere il suo giudizio valuta positivamente la disciplina finanziaria del management volta a perseguire i target fissati. A sostegno del profilo di liquidità del Gruppo e del livello di rating, Iren dispone delle anzidette linee di finanziamento a medio lungo termine sottoscritte e disponibili ma non utilizzate per 155 milioni di euro, che si aggiungono alle disponibilità liquide correnti.

RISCHI E INCERTEZZE

La gestione dei rischi aziendali rappresenta una componente essenziale del Sistema di Controllo Interno della corporate governance di una Società quotata e il Codice di 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, calore 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 opera 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, inclusi quelli relativi alle operazioni di M&A;
• valutazione delle esigenze assicurative del Gruppo, progettazione dei programmi, stipula e gestione delle polizze.

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

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

1. RISCHI FINANZIARI

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

a) Rischio di liquidità

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

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

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

b) Rischio di cambio

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

c) Rischio tassi di interesse

Il Gruppo Iren è esposto alle fluttuazioni dei tassi d'interesse soprattutto per quanto concerne la misura degli oneri finanziari relativi all'indebitamento. La strategia del Gruppo Iren è quella di limitare l'esposizione al rischio di volatilità del tasso di interesse, mantenendo al contempo un costo della provvista contenuto. Nel corso delle Commissioni Financial Risk, si verifica il rispetto dei limiti imposti dalla policy per quanto riguarda le principali metriche e si analizzano la situazione di mercato, l'andamento dei tassi di interesse, il valore delle coperture stipulate e la rispondenza alle condizioni imposte dai covenant.

2. RISCHIO DI CREDITO

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

Il Gruppo, nello svolgimento della propria attività, è esposto al rischio che i crediti possano non essere onorati alla scadenza con conseguente aumento dell'anzianità e dell'insolvibilità sino all'aumento dei crediti sottoposti a procedure concorsuali o inesigibili. Tale rischio risente, tra gli altri fattori, anche della situazione economico-finanziaria congiunturale.

Per limitare l'esposizione al rischio di credito, sono stati attivati strumenti tra i quali l'analisi di solvibilità dei Clienti in fase di acquisizione attraverso un'accurata valutazione del merito creditizio, l'affidamento dei crediti di Clienti cessati e/o attivi a società di recupero crediti esterne e l'introduzione di nuove modalità di recupero per la gestione del contenzioso legale. Inoltre, sono offerti ai Clienti metodi di pagamento attraverso canali digitali.

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

Il rischio di credito è coperto, per alcune tipologie di Clienti business, con opportune forme di garanzie bancarie o assicurative a prima richiesta emesse da soggetti di primario standing creditizio.

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

Le condizioni di pagamento generalmente applicate alla clientela sono riconducibili alla normativa o ai regolamenti vigenti o in linea con gli standard del mercato libero; in caso di mancato pagamento, è prevista l'applicazione di interessi di mora nella misura indicata nei contratti o dalla normativa.

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

Il controllo sui rischi di credito è inoltre rafforzato dalle procedure di monitoraggio e reportistica, al fine di individuare in modo tempestivo possibili contromisure.

Inoltre, su base trimestrale, la Direzione Risk Management si occupa di raccogliere ed integrare i principali dati in merito all'evoluzione dei crediti commerciali delle società del Gruppo, in termini di tipologia della clientela, stato del contratto, filiera di business e fascia di ageing. La valutazione del rischio credito è effettuata sia a livello consolidato che di Business Unit e società.

Alcune delle suddette valutazioni sono effettuate a intervalli inferiori al trimestre o su specifica esigenza.

3. RISCHIO ENERGETICO

Il Gruppo Iren è esposto al rischio prezzo, sulle commodity energetiche trattate, ossia energia elettrica, gas naturale, titoli di emissione ambientale, ecc., dal momento che sia gli acquisti sia le vendite risentono delle oscillazioni dei prezzi di dette commodity direttamente ovvero attraverso formule di indicizzazione. 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 ad una strategia di gestione attiva delle posizioni per stabilizzare il margine cogliendo le opportunità offerte dai mercati; essa si realizza sia mediante l'allineamento delle indicizzazioni delle commodity in acquisto e in vendita, sia attraverso lo sfruttamento verticale e orizzontale delle varie filiere di business, sia operando sui mercati finanziari.

A tal fine viene eseguita un'attività di pianificazione della produzione per gli impianti del Gruppo, degli acquisti e delle vendite di energia e di gas naturale, sia in relazione ai volumi che alle formule di prezzo. L'obiettivo è ottenere una sufficiente stabilità dei margini attraverso:

• 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.

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

4. RISCHI OPERATIVI

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

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

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

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

Lungo tutte le fasi di gestione, ciascun rischio è sottoposto su base continuativa a un processo di controllo e monitoraggio durante il quale si verifica la corretta ed efficace messa in atto delle attività di trattamento approvate e pianificate, nonché l'insorgenza di eventuali nuovi rischi operativi. Al processo di gestione dei rischi operativi è associato un sistema organico e strutturato di reportistica per la rappresentazione dei risultati dell'attività di misura e di gestione dei rischi.

Lo svolgimento di ciascuna delle fasi del processo avviene sulla base di standard e riferimenti definiti a livello di Gruppo. Con periodicità almeno trimestrale, si aggiorna la situazione dei rischi del Gruppo, nella quale sono evidenziati la dimensione e il livello di controllo di tutti i rischi monitorati, compresi quelli finanziari, 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 opera 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 informatici (Cyber Risk) sono definiti come l'insieme di minacce interne ed esterne che possono compromettere la continuità aziendale o causare a terzi danni da responsabilità civile in caso di perdita o divulgazione di dati sensibili. Da un punto di vista interno, i rischi operativi di tipo informatico sono strettamente correlati all'attività del Gruppo Iren, che gestisce infrastrutture di rete ed impianti, anche tramite telecontrollo, sistemi di gestione operativa contabile e di fatturazione e le piattaforme di trading delle commodity energetiche. Il Gruppo Iren è infatti uno dei principali operatori italiani sulla borsa elettrica ed eventuali indisponibilità accidentali del sistema potrebbero portare conseguenze economiche rilevanti, legate alla mancata presentazione di offerte di vendita e di acquisto dell'energia. Allo stesso tempo, problematiche relative alla supervisione e acquisizione dati di sistemi fisici potrebbero causare fermi impianti e danni collaterali anche gravi. Un blocco dei sistemi di fatturazione potrebbe inoltre determinare ritardi nell'emissione delle bollette e dei relativi incassi, nonché danni d'immagine.

A mitigazione di tali rischi sono state predisposte specifiche misure, quali ridondanze, sistemi in alta affidabilità e debite procedure di emergenza, che periodicamente sono sottoposte a simulazioni, al fine di garantirne l'efficacia.

Il Gruppo Iren è inoltre esposto al rischio di attacchi informatici volti sia all'acquisizione di dati sensibili sia a produrre il blocco dell'operatività, danni agli impianti e alle reti e a compromettere la continuità dei servizi. Benchmark di mercato mostrano inoltre che sono sempre più frequenti attacchi volti all'acquisizione di dati propri e di terzi, con conseguenti azioni di responsabilità civile e sanzioni anche gravi, e all'acquisizione di segreti industriali. Le tecnologie di sicurezza perimetrale sono state aggiornate. La rete dati è stata ulteriormente segregata secondo l'utilizzo funzionale, inoltre è stato introdotto il sistema di gestione delle vulnerabilità, esteso anche a fornitori che trattano a vario titolo dati aziendali sensibili. E' in avvio il supporto di un Security Operation Center (SOC) esterno per il presidio h24, con l'utilizzo delle piattaforme di sicurezza Iren.

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 2023 che ne definisce gli orientamenti strategici ed i relativi obiettivi industriali da cui derivano le grandezze economiche, patrimoniali e finanziarie di riferimento. Detti obiettivi si riferiscono a:

• a) efficientamento dell'organizzazione e dei processi del Gruppo e relativi saving;
• b) sviluppo (investimenti in settori regolati e quasi regolati, incremento della base clienti, efficienza energetica);
• c) consolidamento dei settori regolati (rinnovo delle concessioni: distribuzione gas, ciclo idrico integrato e settore ambiente)
• d) crescita esterna;
• e) scenario energetico;
• f) sostenibilità e target ESG (Environment, Social, Governance).

Detto Piano è stato sottoposto, in applicazione delle policy di Gruppo, ad un risk assessment effettuato dalla Direzione Risk Management e ai relativi stress test che ne hanno evidenziato la sostanziale tenuta anche a fronte di eventi avversi caratterizzati da specifiche sensitivity. Oltre alle analisi di rischio legate al Piano, la Direzione Risk Management contribuisce con risk assessment specifici alle operazioni di merger & acquisition che stanno coinvolgendo il Gruppo Iren.

RAPPORTI CON PARTI CORRELATE

Sino alla data del 30 giugno 2018, sono rimasti in vigore (i) il "Regolamento Interno in materia di operazioni con parti correlate" (in seguito anche "Regolamento interno OPC"), nella versione da ultimo aggiornata con deliberazione del Consiglio di Amministrazione di IREN assunta in data 13 marzo 2015, previo parere favorevole del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate della Società (in seguito anche "COPC", interamente composto da Amministratori indipendenti); (ii) la Procedura operativa per la gestione delle Operazioni con Parti Correlate, che integra e dettaglia le previsioni del predetto Regolamento Interno OPC, approvata dal Consiglio di Amministrazione di IREN in data 15 marzo 2016, previo parere favorevole del COPC.

Con la finalità di addivenire all'unificazione dei succitati documenti e ad una conseguente razionalizzazione delle relative previsioni, in data 12 aprile 2018, previo parere favorevole da parte del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate, il Consiglio di Amministrazione di IREN ha approvato la Procedura in materia di Operazioni con Parti Correlate (in seguito anche "Procedura OPC"), con entrata in vigore differita al 1° luglio 2018, data in cui ha sostituito la documentazione in precedenza vigente in materia, ossia il Regolamento Interno OPC e la Procedura Operativa per la gestione delle operazioni con parti correlate, diventando l'unico documento di riferimento nel Gruppo. Nelle more dell'entrata in vigore della Procedura OPC di cui sopra, sono state apportate al relativo testo alcune modifiche di carattere formale, sottoposte, previo parere favorevole del COPC, al Consiglio di Amministrazione di IREN, che in data 2 luglio 2018 ha approvato una versione aggiornata della Procedura OPC.

La vigente Procedura OPC è pubblicata sul sito Iren (www.gruppoiren.it).

I documenti di cui sopra sono stati predisposti in attuazione:

• delle disposizioni in materia di operazioni con parti correlate di cui all'art. 2391-bis del Codice Civile;
• del Regolamento recante disposizioni in materia di operazioni con parti correlate, adottato dalla Consob con delibera n. 17221 del 12 marzo 2010 e ss.mm.ii. ("Regolamento Consob"), tenuto conto delle indicazioni di cui alla Comunicazione Consob n. DEM/10078683 del 24 settembre 2010 ("Comunicazione Consob");
• delle disposizioni di cui all'art. 114 del D. Lgs. 24 febbraio 1998, n. 58 (il "Testo Unico della Finanza" ovvero "TUF") nonché di quanto previsto dal Regolamento (UE) n. 596/2014 in materia di abusi di mercato.

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

• (i) disciplinare l'effettuazione delle operazioni con parti correlate da parte di IREN, direttamente o per il tramite di società controllate, individuando procedure e regole interne idonee ad assicurare la trasparenza e la correttezza sostanziale e procedurale di tali operazioni, nonché
• (ii) stabilire le modalità di adempimento dei relativi obblighi informativi, ivi compresi quelli previsti dalle disposizioni di legge e regolamentari vigenti e applicabili.

Questi, in estrema sintesi, prevedono:

• a) l'individuazione del perimetro delle parti correlate;
• b) definizione di operazione con parte correlata;
• c) l'individuazione dei casi di esclusione nonché delle operazioni c.d. "di importo esiguo";
• d) procedure applicabili alle operazioni di minore rilevanza;
• e) procedure applicabili alle operazioni di maggiore rilevanza;
• f) soggetti preposti all'istruttoria in materia di operazioni con parti correlate;
• g) operazioni di competenza assembleare;
• h) forme di pubblicità.

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

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

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

QUADRO NORMATIVO

Nel seguito sono presentati i principali riferimenti normativi del 2018 in relazione ai settori di competenza del Gruppo Iren.

SERVIZI PUBBLICI LOCALI DI INTERESSE ECONOMICO E NORMATIVA DI INTERESSE GENERALE

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 c.20 e ss, 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 Determinazione dell'8 novembre 2017, n. 1134, l'Autorità Nazionale Anti Corruzione ha emanato le "Nuove linee guida per l'attuazione della normativa in materia di prevenzione della corruzione e trasparenza da parte delle società e degli enti di diritto privato controllati e partecipati dalle pubbliche amministrazioni e degli enti pubblici economici", che confermano l'esclusione delle società quotate dalla normativa, fatta salva l'applicazione alle sole attività di pubblico interesse svolte da società appartenenti ad un gruppo quotato ma partecipate direttamente da una Pubblica Amministrazione. Le Linee Guida motivano l'esclusione alla luce della necessità di un ulteriore approfondimento da parte del Ministero dell'Economia e delle Finanze e della Commissione Nazionale per le Società e la Borsa che, ad oggi non risulta ancora terminato.

Il Testo Unico in materia di società a partecipazione pubblica (TUSP) è stato pubblicato in Gazzetta Ufficiale con D.Lgs.19 agosto 2016, n. 175, in vigore dal 23 settembre 2016. Il TUSP è stato da ultimo modificato dall'art. 1 comma 721 della Legge di Bilancio 2019 (L. 30 dicembre 2018, n. 145), la quale ha previsto l'applicazione dello stesso alle società quotate ed alle società da esse controllate solo se espressamente previsto.

Codice dei contratti pubblici

Il Codice dei Contratti Pubblici attualmente in vigore è stato approvato con D.lgs. 18 aprile 2016, n. 50 e rettificato con successivi provvedimenti, da ultimo il D.L. 14 dicembre 2018, n. 135 (D.L. Semplificazioni) e la L. 30 dicembre 2018, n. 145 (Legge di Bilancio 2019).

Si segnalano in particolare:

• l'art. 5 del DL Semplificazioni (rubricato "Norme in materia di semplificazione e accelerazione delle procedure negli appalti pubblici sotto soglia comunitaria"), che ha apportato una modifica all'art. 80, comma 5 del D. Lgs 50/2016, introducendo una serie di cause di esclusione dalle procedure di appalto o di concessione riferibile alle condotte degli operatori economici in fase di partecipazione alla gara o di esecuzione di un precedente contratto. Le modifiche trovano applicazione per le sole procedure i cui bandi o avvisi di indizione sono stati pubblicati successivamente alla data di entrata in vigore del decreto e, in difetto, per le procedure in cui, alla medesima data, non sono stati ancora inviati gli inviti a presentare offerte. Sul tema, erano già intervenute le Linee Guida ANAC 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". L'ANAC, in data 28 settembre 2018, ha trasmesso al Consiglio di Stato, per l'acquisizione del relativo parere, lo schema di documento di revisione delle linee guida in questione, accompagnato da una relazione illustrativa delle scelte adottate. Allo stato è verosimile che il testo in questione dell'articolo sarà corrispondentemente adeguato successivamente alla conversione in legge del decreto in commento;

• l'articolo 1, comma 912 della Legge di Bilancio 2019, che ha innalzato le soglie per l'affidamento diretto e tramite procedura negoziata degli appalti di lavori. In particolare ha previsto che "nelle more di una complessiva revisione del codice dei contratti pubblici, di cui al decreto legislativo 18 aprile 2016, n. 50, fino al 31 dicembre 2019, le stazioni appaltanti, in deroga all'articolo 36, comma 2, del medesimo codice, possono procedere all'affidamento di lavori di importo pari o superiore a 40.000 euro e inferiore a 150.000 euro mediante affidamento diretto previa consultazione, ove esistenti, di tre operatori economici e mediante le procedure di cui al comma 2, lettera b), del medesimo articolo 36 per i lavori di importo pari o superiore a 150.000 euro e inferiore a 350.000 euro".

In attuazione del Codice, continua l'attività di revisione e pubblicazione delle Linee Guida da parte dell'ANAC. Nel corso del 2018 sono stati pubblicati i seguenti principali provvedimenti:

• Delibera n. 4 del 10 gennaio 2018: revisione delle 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";
• Delibera n. 138 del 21 febbraio 2018: revisione delle Linee Guida n. 1, recanti "Indirizzi generali sull'affidamento dei servizi attinenti all'architettura e all'ingegneria";
• Delibera n. 206 del 1° marzo 2018: revisione delle 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";
• Delibera n. 318 del 28 marzo 2018: Linee Guida n. 9 recanti "Monitoraggio delle amministrazioni aggiudicatrici sull'attività dell'operatore economico nei contratti di partenariato pubblico privato";
• Delibera n. 424 del 2 maggio 2018: revisione delle Linee Guida n. 2, recanti "Offerta economicamente più vantaggiosa";
• Deliberazione n. 614 del 4 luglio 2018: Linee Guida n. 11, recanti "Indicazioni per la verifica del rispetto del limite di cui all'articolo 177, comma 1, del codice da parte dei soggetti pubblici o privati titolari di concessioni di lavori, servizi pubblici o forniture già in essere alla data di entrata in vigore del codice non affidate con la formula della finanza di progetto ovvero con procedure di gara ad evidenza pubblica secondo il diritto dell'Unione europea".

In data 2 novembre 2018 è stato pubblicato sul Portale ANAC l'Atto di segnalazione n. 4 del 17 ottobre 2018, concernente la verifica degli affidamenti dei concessionari ai sensi dell'art.177 del D. Lgs. 50/2016 e gli adempimenti dei concessionari autostradali ai sensi dell'art.178 dello stesso codice.

Dette Linee Guida, e l'Atto di segnalazione sopra indicati, sono state impugnati innanzi al TAR del Lazio dalle società del Gruppo Iren, insieme alle altre società quotate concessionarie di servizi pubblici locali, con intervento ad adiuvandum di Utilitalia. L'udienza di discussione nel merito è fissata per il prossimo 22 maggio 2019.

Riforma della Legge Fallimentare

In merito al tema in oggetto, al 31 dicembre 2018 non vi è stato l'intervento del Governo, che entro il 14 novembre avrebbe dovuto redigere una disciplina organica relativa a procedure concorsuali, composizione delle crisi da sovraindebitamento e sistema dei privilegi e delle garanzie, in attuazione di quanto previsto dalla Legge n. 155 del 19 ottobre 2017 di delega al Governo "per la riforma delle discipline della crisi di impresa e dell'insolvenza".

In data 10 gennaio 2019 il Consiglio dei Ministri ha approvato in esame definitivo il decreto legislativo che introduce il nuovo Codice della crisi d'impresa e dell'insolvenza, concludendo l'iter di attuazione della Legge Delega.

AFFIDAMENTO E SVOLGIMENTO DEL SERVIZIO DISTRIBUZIONE GAS

La disciplina del servizio di Distribuzione gas è stata profondamente modificata dalle disposizioni del c.d. 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 e le concessioni sono attualmente in regime di prorogatio in attesa della indizione e dell'aggiudicazione delle gare ad evidenza pubblica.

Nonostante le date come individuate dalla Legge 21 del 25 febbraio 2016 "Conversione in legge, con modificazioni, del decreto legge 20 dicembre 2015 n. 210", siano state ampiamente superate (come da elenco di seguito riportato), ad oggi le gare negli Ambiti Territoriali Minimi (ATEM) indicati, di interesse per le società IRETI ed ASM Vercelli, affidatarie del servizio, non hanno ancora preso avvio.

• 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

In tema di svolgimento ed affidamento del servizio distribuzione gas occorre citare la delibera 382/2012/R/gas, che riporta lo schema di contratto di servizio tipo per la distribuzione del gas naturale, il citato DM 226/2011 per lo schema di bando tipo e il DM 22 maggio 2014 del Ministero dello Sviluppo Economico inerente alle "Linee Guida su criteri e modalità applicative per la valutazione del valore di rimborso degli impianti di distribuzione del gas naturale".

La Legge 4 agosto 2017, n. 124 (GU 14 agosto 2017, n. 189) "Legge annuale per il mercato e la concorrenza" all'articolo 1, comma 93, norma invece il caso in cui, rispettati certi parametri aggregati d'ambito, lo scostamento VIR/RAB degli impianti – laddove il VIR sia stato determinato sulla base delle Linee guida del Ministero - possa non essere soggetto al vaglio dell'ARERA. Al comma 94, prevede che l'ARERA deliberi un iter semplificato per l'esame del bando e disciplinare di gara laddove tali documenti siano stati redatti in aderenza a quelli "tipo" predisposti dai dd.mm..

Il comma 95, infine, prevede una modifica all'art. 10 del DM 226/2011 con riferimento alla partecipazione in ATI alla gara per l'assegnazione del servizio. Al proposito, prevede infatti che "Ai fini della partecipazione alle gare d'ambito di raggruppamenti temporanei d'impresa e dei consorzi ordinari, i requisiti di capacità tecnica individuati dall'articolo 10, comma 6, lettere a., c. e d., del citato regolamento di cui al decreto 12 novembre 2011, n. 226, possono essere posseduti anche da uno solo dei partecipanti; i requisiti individuati dal predetto articolo 10, comma 6, lettera b., devono essere posseduti cumulativamente dai partecipanti."

Il Decreto Legislativo n. 56/2017, pubblicato il 5 maggio 2017, ha apportato disposizioni integrative e correttive al Codice dei contratti pubblici, e in particolare ha integrato la disciplina e fornito un chiarimento in merito al campo di applicazione del decreto legislativo 18 aprile 2016, n. 50 in materia di gare per l'affidamento del servizio di distribuzione gas, da leggersi in continuità con la Circolare Direttoriale Mise del 23 marzo 2017.

IRETI ha impugnato il D.M. 22 maggio 2014 e il successivo D.M. 106/2015, e pende avanti il Consiglio di Stato il ricorso per l'impugnazione della sentenza n. 11242/2016 con la quale il Tribunale Amministrativo Regionale del Lazio ha rigettato i ricorsi proposti per l'annullamento degli atti di cui sopra.

Il Consiglio di Stato ha rimesso, per altro giudizio promosso sullo stesso tema, la questione avanti la Corte di Giustizia dell'Unione Europea affinché stabilisca "se tali principi e norme ostano ad una normativa nazionale… che prevede una applicazione retroattiva dei criteri di determinazione dell'entità dei rimborsi spettanti agli ex concessionari con incidenza su pregressi rapporti negoziali ovvero se tale applicazione sia giustificata, anche alla luce del principio di proporzionalità, dall'esigenza di tutelare altri interessi pubblici, di rilevanza europea, afferenti all'esigenza di consentire una migliore tutela dell'assetto concorrenziale del mercato di riferimento unitamente alla maggiore protezione degli utenti del servizio che potrebbero subire, indirettamente, gli effetti di un eventuale maggiorazione delle somme spettanti agli ex concessionari".

Con la deliberazione 69/2018/R/Gas l'Autorità ha espresso le proprie osservazioni inerenti i valori di VIR dei comuni dell'ATEM Genova 1 – Città e Impianto di Genova con scostamento tra VIR e RAB maggiori del 10%, in relazione alle previsioni di cui all'articolo 15, comma 5 del decreto legislativo 164/00, come modificato in ultimo dall'articolo 1, comma 16, del decreto-legge 145/13.

Unbundling funzionale

La Separazione Funzionale, o unbundling, nei gruppi integrati verticalmente si traduce nell'obbligo di gestire le infrastrutture essenziali in modo neutrale, senza favorire in alcun modo qualsivoglia impresa che svolge attività commerciali nel settore dell'energia. Secondo le norme di Unbundling Funzionale, la distribuzione del gas naturale è gestita in modo neutrale nel caso in cui sia affidata ad un Gestore Indipendente, vale a dire ad un amministratore che, pur operando all'interno del gruppo integrato, sia dotato di un'ampia autonomia decisionale ed organizzativa, oppure se il Gestore Indipendente adotti una serie di misure idonee ad impedire comportamenti discriminatori in materia di governance, organizzazione, procedure, sistemi informativi, personale, approvvigionamenti e molti altri importanti aspetti della gestione aziendale. La Delibera 296/2015/R/com emanata da ARERA (Autorità di Regolazione per Energia, Reti e Ambiente) ha approvato le disposizioni in merito agli obblighi di separazione (unbundling) funzionale per le imprese operanti nei settori dell'energia elettrica e del gas (TIUF – Testo Integrato Unbundling Funzionale) 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.

IRETI fa parte del gruppo IREN che forma un'Impresa Verticalmente Integrata (IVI) nel settore sia dell'energia elettrica che del gas naturale ai sensi dell'art. 1.1 del TIUF, in quanto nel gruppo sono esercitate sia attività rientranti nell'elenco di cui all'art. 4.1 del TIUF, sia attività liberalizzate del settore energetico. Pertanto, al fine della realizzazione della separazione funzionale, ha proceduto ad affidare l'amministrazione dell'attività di distribuzione del gas naturale e dell'energia elettrica ad un Gestore Indipendente, in possesso di tutti i poteri e le caratteristiche previste dalla normativa.

Con DCO 307/2017 ARERA ha illustrato gli orientamenti dell'Autorità in tema di riconoscimento dei costi sostenuti dalle imprese distributrici di energia elettrica e di gas naturale per il cambio del marchio e delle relative politiche di comunicazione, a seguito dell'introduzione delle disposizioni del TIUF (Allegato A alla deliberazione 296/2015/R/com) in materia.

Nell'ambito della suddetta consultazione, l'Autorità ha avviato una raccolta dati avente ad oggetto i costi operativi e di capitale sostenuti dagli operatori per adempiere agli obblighi di separazione del marchio.

Servizio di default

Il servizio di default è un servizio complementare e sostitutivo al servizio di fornitura di ultima istanza, di carattere temporaneo, destinato ad operare quando nella gestione dei contratti di fornitura con i clienti finali si verificano, anche per periodi transitori, situazioni in cui il cliente resta privo del proprio venditore. Il servizio in esame è stato introdotto dall'Autorità di Regolazione in attuazione dell'art. 7, comma 4, del D.lgs. 2011 n. 93 con la deliberazione ARG/gas 99/11. 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. 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.

Con la Delibera 513/2017/R/gas del 6 luglio 2017 l'Autorità ha definito la disciplina di dettaglio per la valutazione delle istanze finalizzate al versamento parziale o all'esonero dal versamento dell'ammontare previsto, a fronte del gas prelevato, nei casi di mancata disalimentazione fisica dei punti di riconsegna forniti nel servizio di default distribuzione, poi ulteriormente integrata con successiva Delibera 190/2018/R/gas del 29 marzo 2018. I citati provvedimenti si pongono in esito ad un complesso dialogo con gli operatori che ha condotto all'individuazione di una tassonomia di ipotesi tipiche fondate su casistiche realmente accadute e rappresentate all'Autorità dagli stessi operatori.

AFFIDAMENTO E SVOLGIMENTO DEL SERVIZIO 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. L'attività di distribuzione è affidata a IRETI (già AEM Torino Distribuzione S.p.a. e già AMPS S.p.a.) dal ministero delle Attività produttive in concessione fino al 2030 rispettivamente sui territori dei Comuni di Torino e Parma e, tramite ASM Vercelli, nel comune di Vercelli.

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 sono stati introdotti obblighi di separazione funzionale anche per gli esercenti l'attività di distribuzione di energia elettrica.

Codice di Rete (CADE) e oneri generali di sistema

La Delibera ARERA 481/17/R/eel ha definito la nuova struttura degli oneri generali di sistema.

La disciplina degli oneri generali di sistema (OGS) si trova in primo luogo all'art. 3, comma 11, del D.Lgs. n. 79/99, all'art. 39, comma 3, del D.L. 22 giugno 2012, n. 83 nonché, per le modalità di esazione degli stessi, gli artt. 40 e seguenti del Testo Integrato delle disposizioni per l'erogazione dei servizi di trasmissione e distribuzione dell'energia elettrica (TIT).

Il TAR Lombardia, in accoglimento di ricorsi presentati da alcuni venditori, ha dichiarato illegittima la Delibera 268/2015/R/eel (CADE - Codice di rete tipo per il trasporto dell'energia elettrica) nella parte in cui prevede che le garanzie che i venditori sono tenuti a prestare al distributore debbano coprire gli OGS oltre ai corrispettivi per il trasporto. Tale pronuncia ha chiarito che sono i clienti finali i soggetti della filiera elettrica obbligati, dal punto di vista giuridico ed economico, a sostenere gli OGS, evidenziando l'assenza di norme che prevedessero la traslazione in capo ai venditori dell'obbligazione gravante sui clienti finali e non riconoscendo in questo ambito all'Autorità un potere di eterointegrazione dei contratti tra distributore e venditore.

L'Autorità ha appellato la sentenza ed è intervenuta transitoriamente con la Delibera 109/2017/R/eel da un lato riducendo la quantificazione delle garanzie e, dall'altro avviando un procedimento finalizzato ad individuare meccanismi volti a riconoscere un'adeguata compensazione ai venditori e ai distributori dell'eventuale mancato incasso delle componenti tariffarie a copertura degli OGS.

La sentenza del Consiglio di Stato n. 5620/2017 del 30 novembre 2017 ha rigettato l'appello dell'Autorità confermando l'annullamento della Delibera 268/2015/R/eel ed implicitamente "confermando" la piena vigenza della Delibera 109/2017/R/eel.

ARERA, con un comunicato stampa pubblicato il 29 dicembre 2017, a valle della decisione del Giudice Amministrativo sopra richiamata, ha affermato che la deliberazione 109/2017 racchiude una disciplina transitoria e provvisoria la quale trova piena applicazione in tutte le sue parti nei confronti di tutti i soggetti incisi (imprese distributrici e utenti del trasporto), con particolare riferimento agli obblighi di versamento degli oneri generali di sistema già statuiti dalla regolazione in conformità alla normativa vigente in capo a tali soggetti.

Con Delibera 50/2018/R/eel del 1° febbraio 2018, l'ARERA, nel confermare l'attuale gestione degli OGS, ha però introdotto il reintegro degli OGS versati ma non riscossi e non recuperabili dal distributore, che può presentare richiesta di accesso al reintegro qualora sia adempiente ai versamenti degli OGS dal 1° gennaio 2016 e in riferimento a venditori con contratto di trasporto risolto da almeno 6 mesi. Il reintegro è coperto da apposito conto istituito presso la Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali, utilizzato anche per il reintegro dei crediti OGS dei venditori, come delineato nel DCO 52/2018/R/eel.

Successivamente con delibera 430/2018/R/eel del 2 agosto 2018, l'ARERA ha previsto il termine di conclusione del procedimento per l'ottemperanza alle sentenze pronunciate del Tar Lombardia, Sez. II, in tema di garanzie fornite da parte dell'utente di trasporto, di cui alla delibera 109/2017/R/eel, ampliandone l'ambito, e fissando come nuovo termine di conclusione il 30 giugno 2019. In data 11 dicembre 2018, con delibera 655/2018/R/eel, l'Autorità ha definito gli interventi urgenti in termini di regole e di rimedi risolutori applicabili da parte delle imprese distributrici, nei casi di mancato adeguamento o mancata integrazione delle garanzie prestate dall'utente del trasporto.

AFFIDAMENTO E SVOLGIMENTO DEL 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 (T.U. Ambientale, 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.

In merito alle gestioni esistenti, come sancito dall'art. 34 del D.L. n. 179/12 convertito in L. n. 221/12 ed integrata dalla Legge 29 luglio 2015, n.115, art. 8, comma 1, gli affidamenti dei servizi effettuati da società quotate e controllate da quotate resteranno attivi fino alla scadenza naturale prevista per ciascuna di esse sulla base degli atti regolanti il rapporto con i singoli Comuni.

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 dicembre 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. ATERSIR è l'Agenzia di regolazione dei servizi pubblici locali ambientali della Regione Emilia-Romagna.

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 (ATO Costiero) Provincia di Savona;
• ATO Centro/Ovest 2 (ATO Padano) 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.

La Provincia di Savona ha approvato il 30 settembre 2015 la delibera nr. 70/2015, con la quale ha disposto l'approvazione dei Piani degli 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.

La Legge Regionale n. 1 del 24 febbraio 2014 e s.m.i. aveva operato la delimitazione degli ambiti territoriali ottimali con la individuazione di due ATO Centro Ovest (1 e 2, rispettivamente ATO costiero e padano).

Con la Legge Regionale n. 17 del 23 settembre 2015 l'ATO costiero Centro Ovest 1 era stato suddiviso in due sub-ambiti territoriali ottimali (Centro Ovest 1 e 3, quest'ultimo c.d. "ponente").

La sentenza della Corte Costituzionale n.173, depositata il 17 luglio 2017, ha comportato l'abrogazione della L.R. 17/2015 relativamente alla delimitazione del terzo ATO, ripristinando la situazione iniziale prevista dalla L.R. 1/2014, con un unico ambito costiero (ATO Centro Ovest 1) ed uno padano (ATO Centro Ovest 2).

Due le censure fondamentali: una di natura processuale, ossia la tardività della costituzione in giudizio della Regione Liguria, la seconda, di natura sostanziale, ossia la Regione Liguria aveva emanato una norma che, in realtà, doveva essere di competenza statale. Si legge infatti: "Alle Regioni è attribuita la facoltà di modificare la dimensione degli ATO, che tuttavia deve essere 'di norma non inferiore almeno a quella del territorio provinciale'. La deroga delle dimensioni definite dalla legislazione statale è possibile, ma deve rispettare i criteri stabiliti dalla stessa, costituiti dall'unità del bacino idrografico, dall'unicità e dall'adeguatezza della gestione. La deroga, inoltre, è consentita purché la Regione motivi la scelta in base a criteri di differenziazione territoriale e socio-economica e in base a principi di proporzionalità, adeguatezza ed efficienza rispetto alle caratteristiche del servizio, anche su proposta dei comuni".

Ad oggi, facendo seguito alla sentenza delle Corte Costituzionale n.173/2017 la Provincia è impegnata, in qualità di Ente di Governo dell'Ambito Centro Ovest 1, a predisporre e approvare un nuovo piano d'ambito unico, ed un nuovo affidamento del servizio idrico integrato.

Il Ministero delle Infrastrutture e dei Trasporti con nota del 17 aprile 2018 ha ribadito il principio e la posizione per cui il servizio idrico in area portuale non è materia regolata dal D.M. del 14 novembre 1994 (poi abrogato dal D. Lgs. 232/2017) "in quanto prevale il D. Lgs. 152/2006 quale norma legislativa posteriore che ridisciplina l'intera materia del servizio idrico integrato". Sul punto si era già espresso il TAR Toscana con sentenza 933/2017, secondo cui l'individuazione dei servizi di interesse generale nei porti, rientranti nella competenza dell'Autorità di sistema portuale (e, quindi, da affidare da parte di questa tramite procedura ad evidenza pubblica) vanno individuati anche con riferimento alle discipline di settore relativi alle diverse tipologie di servizi. Pertanto, il servizio idrico integrato, anche in ambito portuale, è disciplinato dal D.Lgs 152/2006.

AFFIDAMENTO E SVOLGIMENTO DEL SERVIZIO TELERISCALDAMENTO

Allo stato attuale della normativa, e secondo i più recenti orientamenti giurisprudenziali (TAR Lombardia sez. I sent. 9 maggio 2014 n. 1217), il servizio del teleriscaldamento non costituisce di per sé un servizio pubblico locale, ma rappresenta comunque un monopolio naturale.

La qualificazione del teleriscaldamento non è, pertanto, univoca e viene rimessa alla valutazione discrezionale e motivata dei singoli enti, in base alle singole condizioni del mercato di riferimento ed all'esistenza o meno di limitazioni alla concorrenza che possano rappresentare una barriera ad offerte universali e non discriminatorie. Peraltro nel settore è stata avviata da tempo un'attività regolatoria da parte dell'ARERA.

AFFIDAMENTO E SVOLGIMENTO DEL 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) e nel Decreto del Presidente della Repubblica 13 marzo 2013, n. 59 (Autorizzazione Unica Ambientale).

Normativa regionale

Posto che le Autorità d'Ambito Territoriale sono cessate al 31 dicembre 2012, la Regione Emilia Romagna ha istituito l'Agenzia Territoriale dell'Emilia Romagna (ATERSIR), 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 invece 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 Piemonte 7/2012 ha ulteriormente modificato la struttura degli Ambiti, prevedendone una articolazione su quattro. I quattro 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.

La Regione Emilia Romagna ha approvato di recente i seguenti atti:

• L.R. 21 dicembre 2017, n. 24, recante "disciplina regionale sulla tutela e l'uso del territorio";
• L.R. del 20 aprile 2018, n. 4, Allegato A.2 Disciplina della valutazione dell'impatto ambientale dei progetti;
• Delibera di Giunta Regionale del 15 gennaio 2018, n. 34 Disposizioni relative ai flussi di rifiuti di cui al Piano regionale dei rifiuti approvato con Delibera Assemblea Legislativa n. 67 del 3 maggio 2016;
• Delibera Giunta Regionale del 22 ottobre 2018 n. 1758 Analisi concernenti l'andamento della produzione dei rifiuti nell'anno 2018 e disposizioni relative ai flussi di rifiuti in attuazione dell'art. 25 delle Norme tecniche del Piano regionale di gestione dei rifiuti approvato con Delibera Assemblea Legislativa n. 67 del 3 maggio 2016;
• Delibera di Giunta Regionale del 22 ottobre 2018 n. 1762 Regolamento Tipo per la disciplina della tariffa rifiuti corrispettiva: presa d'atto dei lavori del Comitato Guida per l'attuazione del Protocollo di intesa tra Regione Emilia-Romagna, ATERSIR ed ANCI in materia di tariffazione puntuale.

La Regione Piemonte ha emanato di recente i seguenti atti:

• Deliberazione Consiglio Regionale del 16 gennaio 2018, n. 253-2215 Piano regionale di gestione dei rifiuti speciali (PRRS);
• L.R. del 10 gennaio 2018, n. 1 Norme in materia di gestione dei rifiuti e servizio di gestione integrata dei rifiuti urbani e modifiche alle leggi regionali 26 aprile 2000, n. 44 e 24 maggio 2012, n. 7;
• Delibera Assemblea Legislativa del 6 marzo 2018, n. 1 epigrafe Integrazione del Piano Regionale dei rifiuti e delle bonifiche approvato con Delibera Assemblea Legislativa del 25 marzo 2015, n. 14 (Piano Regionale dei rifiuti e delle bonifiche comprensivo di piano di monitoraggio e dichiarazione di sintesi). Adozione dei criteri di valutazione del rischio di definizione delle priorità di intervento;
• Delibera di Giunta Regionale del 20 luglio 2018 n. 27-7252 L.R. n. 1/2018 art. 3 Delibera del Comitato Regionale 19 aprile 2016, n. 140-14161 - Piano regionale di gestione dei rifiuti urbani e dei fanghi di depurazione. Disposizioni sulla sperimentazione per la riduzione della produzione dei rifiuti con strumenti differenti dall'applicazione della tariffazione puntuale in attuazione del Piano di Monitoraggio ambientale.

La Regione Liguria, con la L.R. n. 1 del 24 febbraio 2014 (successivamente modificata con Legge n. 12/15), detta le norme per l'individuazione degli ambiti territoriali ottimali per l'esercizio delle funzioni concernenti la gestione integrata dei rifiuti.

E' stato costituito un ambito regionale unico, articolato in quattro aree coincidenti con i territori della Città Metropolitana di Genova e delle Province di Imperia, Savona e La Spezia.

L'Ente preposto al governo del ciclo dei rifiuti nell'ATO regionale è la Regione Liguria, che esercita tali funzioni attraverso un Comitato d'Ambito costituito da: Presidente della Giunta Regionale o suo delegato, gli assessori regionali competenti, il sindaco della Città Metropolitana di Genova o suo delegato, i presidenti delle Province o loro delegati.

Le funzioni connesse all'organizzazione ed all'affidamento dei servizi, da svolgersi in riferimento alla rispettiva area territoriale, competono alla Città Metropolitana di Genova e alle Province di Imperia, La Spezia e Savona.

Tali soggetti possono delimitare sul rispettivo territorio zone omogenee ai sensi della Legge n. 56/14 (Legge Delrio) che rappresentano bacini di gestione, designando un Comune capofila e delegando le funzioni relative all'affidamento dei servizi ai Comuni ricadenti in ciascun bacino.

La citata legge n. 1/14 prevede altresì che le Province e la Città Metropolitana provvedano ad approvare il Piano d'Area ed il Piano Metropolitano, contenente la strutturazione ed organizzazione dei servizi relativi alla raccolta ed al trasporto dei rifiuti, alla raccolta differenziata e all'utilizzo delle infrastrutture al servizio della raccolta differenziata, la definizione dei bacini di affidamento nonché la gestione dei rifiuti residuali indifferenziati ed il loro smaltimento, entro un anno dall'approvazione del Piano regionale, avvenuta con DCR n. 14 del 25 marzo 2015.

La Regione Liguria ha emanato di recente i seguenti provvedimenti:

• Deliberazione Consiglio Regionale n. 1 del 6 marzo 2018 - Integrazione del Piano regionale dei rifiuti e delle bonifiche approvato con deliberazione dell'Assemblea legislativa della Liguria n.14 del 25 marzo

2015 (Piano regionale dei rifiuti e delle bonifiche comprensivo di Piano di monitoraggio e dichiarazione di sintesi). Adozione dei criteri di valutazione del rischio di definizione delle priorità di intervento;

• Deliberazione Giunta Regionale n. 574 del 14 luglio 2017 Determinazione dell'onere contributivo per il sistema gestionale d'ambito, con la quale viene determinata la misura del contributo dovuto alla Regione per il sistema gestionale d'ambito dei rifiuti in ragione dei risultati di riciclaggio raggiunti nell'anno 2016 dai Comuni, accertati con delibera della Giunta Regionale n. 448 del 7 giugno 2017;
• Deliberazione di Giunta Regionale del 31 ottobre 2018 n. 889 Attività di trattamento sui rifiuti urbani residui preliminari al conferimento in discarica per rifiuti non pericolosi. Integrazione delle Linee guida regionali di cui alla Delibera di Giunta Regionale 20 dicembre 2016, n. 1208.

Normativa nazionale

È stato pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale del 18 giugno 2018 il regolamento sulla cessazione della qualifica di rifiuto del fresato d'asfalto: si tratta del Decreto del Ministero dell'Ambiente 28 marzo 2018, n. 69, in vigore dal 3 luglio 2018.

Il Decreto Ministeriale del 1° febbraio 2018, in vigore dal 23 febbraio 2018, riguarda chi esercita attività di raccolta e trasporto dei rifiuti non pericolosi di metalli ferrosi e non ferrosi ed è iscritto all'Albo nazionale gestori ambientali sia secondo la procedura ordinaria, come descritta dall'art. 212 del D. Lgs. 152/2006, che secondo le modalità semplificate d'iscrizione.

Con la delibera n. 108 del 22 dicembre 2017, pubblicata sulla Gazzetta Ufficiale del 15 maggio 2018, il CIPE (Comitato Interministeriale per la Programmazione Economica) ha aggiornato la Strategia Nazionale per lo Sviluppo Sostenibile (SNSvS), il documento nazionale di riferimento per l'attuazione dei 17 obiettivi di sviluppo sostenibile (Sustainable Development Goals – SDGs) definiti dall'Agenda 2030 (Agenda Globale per lo sviluppo sostenibile, adottata nel 2015 alle Nazioni Unite.

E' stato inoltre emanato il Decreto del Ministero dell'Ambiente n. 94 del 28 marzo 2018, che prevede nuove regole per la redazione dei verbali di accertamento, contestazione e notificazione dei procedimenti previsti nell'ambito del sistema sanzionatorio in materia di valutazione di impatto ambientale (VIA).

La Legge 21 settembre 2018, n. 108, ha convertito il D.L. "Milleproroghe", prorogando al 30 giugno 2019 il termine per la decorrenza dell'obbligo di gestione in forma associata delle funzioni fondamentali dei piccoli comuni (fino a 5.000 abitanti, 3.000 se in Comunità montane): tra queste rientra, in particolare, la gestione associata della raccolta, avvio a recupero e smaltimento dei rifiuti urbani e la riscossione dei relativi tributi. La Legge 130/2018 (c.d. Decreto Ponte Morandi), in tema di fanghi da depurazione in agricoltura, ha confermato che l'unica norma di riferimento vigente è il D. Lgs. 99/1992, aggiungendo una serie di eccezioni. La Legge 1° dicembre 2018, n. 132 (conversione decreto sicurezza), prevede all'art. 26 bis l'obbligo per i gestori di impianti di stoccaggio e di lavorazione dei rifiuti, esistenti o di nuova costruzione, di predisporre un piano di emergenza interna.

Si ricorda infine che dal 1° gennaio 2019 è vigente la Legge 30 dicembre 2018, n. 145 (Legge di Bilancio 2019) con varie disposizioni anche in tema di ambiente.

SISTRI

Il D.L. 14 dicembre 2018, n. 135, contenente "Disposizioni urgenti in materia di sostegno e semplificazione per le imprese e per la pubblica amministrazione" (DL Semplificazioni) ha abrogato il sistema elettronico di controllo della tracciabilità dei rifiuti (SISTRI) a partire dal 1° gennaio 2019.

Normativa europea

Dal 4 luglio 2018 sono entrate in vigore in Europa le quattro direttive (tutte datate 30 maggio 2018) "Circular Economy", pubblicate sulla GUUE L. 150 del 14 giugno 2018.

La direttiva 849 modifica le precedenti relative ai veicoli fuori uso, alle pile, agli accumulatori e ai RAEE, la n. 850 modifica la direttiva 1999/31/CE sulle discariche, la 852 le norme sugli imballaggi e, infine, la 851 che modifica in modo ampio e sostanziale la stessa direttiva madre sui rifiuti, ossia la direttiva 98/2008/CE. Le citate norme dovranno essere recepite dagli Stati Membri entro il 5 luglio 2020.

La Comunicazione della Commissione UE n. 124 pubblicata sulla GUUE C 124 del 9 aprile ("orientamenti tecnici sulla classificazione dei rifiuti") chiarisce invece la classificazione dei c.d. "codici a specchio".

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.

La L. 205/2017 ha prorogato per il 2018 per i Comuni la modalità di commisurazione della TARI in base al criterio medio ordinario.

CONCESSIONI E AFFIDAMENTI

CONCESSIONI DI GRANDE DERIVAZIONE AD USO IDROELETTRICO

La novità legislativa riguarda l'introduzione avvenuta con Legge 11 febbraio 2019 n. 12 (pubblicata in GURI 12 febbraio 2019, n. 36), in sede di conversione del Decreto Legge 14 dicembre 2018, n. 135 ("Decreto Legge "Semplificazioni"), di una nuova disciplina in materia di grandi derivazioni idroelettriche che prevede:

• la modifica del regime proprietario e dei criteri per la determinazione dell'indennità dovuta al concessionario uscente alla scadenza della concessione: per le opere cd. "bagnate" è previsto il trasferimento senza compenso in proprietà alle Regioni in stato di regolare funzionamento, salvo – nel caso in cui il concessionario abbia eseguito a proprie spese, nel periodo di validità della concessione, investimenti previsti nell'atto di concessione o comunque autorizzati sulle opere "bagnate" - il versamento di un indennizzo pari al valore della parte di bene non ammortizzato; per le opere cd. "asciutte", è prevista l'applicazione dell'art. 25 co. 2 e ss. del R.D. 1775/1933 in base al quale lo Stato ha facoltà di immettersi nell'immediato possesso delle stesse, corrispondendo un prezzo uguale al valore di stima del materiale in opera, calcolato al momento dell'immissione in possesso, al netto dei beni ammortizzati. In ogni caso, per le opere asciutte la corresponsione del prezzo avverrà secondo le modalità che saranno stabilite dalle leggi regionali, fermo restando un diverso regime a seconda che si tratti di beni mobili ed immobili di cui si prevede o meno l'utilizzo da parte del nuovo concessionario;
• l'affidamento alle Regioni del compito di disciplinare con proprie leggi, entro il 31 marzo 2020, le modalità e le procedure di assegnazione delle concessioni di grande derivazione. Tali nuovi concessioni potranno avere una durata compresa tra i 20 ed i 40 anni, incrementabili fino ad un massimo di 10 anni. Le procedure dovranno essere avviate entro due anni dalla data di entrata in vigore della relativa legge regionale;
• la previsione di un canone semestrale per i concessionari di grandi derivazioni da corrispondere alle Regioni. Tale canone sarà determinato da legge regionale, sentita l'ARERA, ed articolato in una componente fissa legata alla potenza nominale media di concessione ed in una componente variabile legata ai ricavi;
• la possibilità per le Regioni di disporre con legge l'obbligo per i concessionari di grande derivazione a scopo idroelettrico di fornire annualmente e gratuitamente alle stesse 220 kWh per ogni kW di potenza nominale media di concessione, per almeno il 50% destinata ai servizi pubblici e categorie di utenti dei territori provinciali interessati dalle derivazioni;
• l'attribuzione alle Regioni che non vi abbiano già provveduto, della potestà a disciplinare con propria legge (entro un anno dall'entrata in vigore della norma e comunque non oltre il 31 marzo 2020) modalità, condizioni e quantificazione dei corrispettivi aggiuntivi e gli eventuali altri oneri conseguenti dovuti per le concessioni di grandi derivazioni che prevedono un termine di scadenza anteriore al 2023, comprese quelle già scadute "per la prosecuzione per conto delle Regioni stesse dell'esercizio delle derivazioni, delle opere e degli impianti oltre la scadenza della concessione e per il tempo necessario al completamento delle procedure di assegnazione e comunque non oltre il 31 dicembre 2023"; si precisa inoltre, che il concessionario scaduto "fino all'assegnazione della concessione" è tenuto a fornire su richiesta della Regione energia nelle misura e secondo le modalità stabilite dalla norma nonché a corrispondere un canone aggiuntivo, rispetto a quello demaniale, per l'esercizio degli impianti nelle more dell'assegnazione. La definizione del valore minimo di detto canone aggiuntivo è rimessa ad un decreto del MISE (sentita l'ARERA) e previo parere della Conferenza Stato-Regioni ma, in mancanza, esso

potrà essere determinato dalle Regioni in misura comunque non inferiore a 20 Euro per ogni kW di potenza nominale media di concessione per ogni annualità.

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

ENERGIA ELETTRICA

IRETI 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 inoltre presente nel settore della distribuzione dell'Energia Elettrica nelle seguenti principali aree:

• Comune di Vercelli, con la controllata ASM Vercelli S.p.A., che gestisce nella Città il servizio pubblico di distribuzione dell'energia elettrica in forza di concessione ministeriale, che ha termine di scadenza al 31 dicembre 2030;
• area Marchigiana, con DEA S.p.A., controllata di ASTEA S.p.A., gestisce il servizio pubblico di distribuzione dell'energia elettrica nei comuni di Osimo (AN), Recanati (MC) e Polverigi (AN), con scadenza al 31 dicembre 2030.

TELERISCALDAMENTO

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

• Comune di Torino e Moncalieri (TO);

• Città di Nichelino (TO);

• Beinasco (TO);

• Reggio Emilia;
• Parma;
• Piacenza;
• Genova.

Inoltre, Iren Energia detiene 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.

SERVIZIO IDRICO INTEGRATO

Area ligure

IRETI S.p.A. è titolare dell'affidamento della gestione del servizio idrico integrato nei 67 comuni della Provincia di Genova 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 Iren Acqua S.p.A. (già Mediterranea delle Acque, controllata al 60% da IRETI), Iren Acqua Tigullio S.p.A. (già IdroTigullio, controllata al 66,55% da Iren Acqua) e AMTER S.p.A. (partecipata al 49% sempre da Iren Acqua).

IRETI esercisce inoltre il servizio di distribuzione di acqua potabile nei Comuni di Camogli, Rapallo, Coreglia e Zoagli nell'ATO Genovese e il servizio idrico integrato nel Comune di Bolano in Provincia di La Spezia.

La società (per il perimetro ex Acquedotto di Savona) gestisce infine il solo segmento del servizio idrico nei seguenti ATO:

• Savonese, nei comuni di Albissola Marina, Albissola Superiore, Quiliano, Vado Ligure, Celle Ligure, Noli, Spotorno, Bergeggi, Savona, Stella, Varazze;
• Centro Ovest 2 comprende tutti i comuni gravitanti sul versante padano, gestendo il servizio, tramite il Consorzio C.I.R.A. nei comuni di Altare, Cairo Montenotte, Carcare, Cengio;
• per quanto concerne la Provincia di Imperia: Bordighera, Camporosso, Isolabona, Dolceacqua, Perinaldo, Vallecrosia, San Biagio della Cima, Vallebona, Seborga, Soldano. Per AIGA, IRETI gestisce in prorogatio una parte del territorio del Comune di Ventimiglia.

In data 11 aprile 2018 è stata inoltre finalizzata l'operazione di acquisizione da parte di IREN del Gruppo ACAM, attivo a La Spezia e Provincia, il quale gestisce (attraverso ACAM Acque) il servizio idrico con concessione valida fino al 31 dicembre 2033.

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, in regime di salvaguardia, fatta eccezione per la convenzione dell'ATO di Parma che fissa la scadenza dell'affidamento al 30 giugno 2025, in virtù della cessione a privati del 35% del capitale di AMPS effettuata nel 2000 dal Comune di Parma con procedura ad evidenza pubblica.

La gestione del Servizio Idrico Integrato nei bacini di Parma, Piacenza e Reggio Emilia è in capo 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.

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 conseguenza del contenzioso instauratosi nell'ambito di Rimini e degli esiti negativi dello stesso, il Consiglio d'Ambito di ATERSIR, in data 31 gennaio 2018, ha deliberato la revoca in autotutela degli atti relativi alla procedura ristretta indetta per Piacenza e di dare mandato alla struttura tecnica dell'Agenzia di svolgere il procedimento di aggiornamento dell'elenco dei beni destinati all'esercizio del Servizio Idrico Integrato e del relativo valore residuo da riconoscere al gestore uscente ai fini del nuovo affidamento, e di dare mandato agli uffici tecnici per la redazione degli atti della Procedura aperta per l'affidamento in concessione del SII. Si è in attesa della pubblicazione del bando.

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

Con delibera del Consiglio Locale di Reggio Emilia - CLRE 2018/2 del 30 luglio 2018 - sono state approvate le "Linee guida degli Enti Locali della provincia di Reggio Emilia per la futura società mista a controllo pubblico titolare del servizio idrico integrato", utili ad orientare l'Agenzia nello svolgimento dell'istruttoria tecnica, economica e giuridica propedeutica alla redazione della documentazione finalizzata alla procedura di gara volta alla realizzazione del Progetto "ARCA" - Azienda Reggiana per la Cura dell'Acqua. Si è in attesa della pubblicazione del bando di gara.

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

ATO	REGIME	DATA DI STIPULA	DATA DI SCADENZA
Area Genovese	Convenzione ATO/gestore	16 aprile 2004/ 5 ottobre 2009	31 dicembre 2032
Reggio Emilia	Convenzione ATO/gestore	30 giugno 2003	31 dicembre 2011(*)
Parma	Convenzione ATO/gestore	27 dicembre 2004	30 giugno 2025
Piacenza	Convenzione ATO/gestore	20 dicembre 2004	31 dicembre 2011(*)
Vercelli	Convenzione ATO/gestore	13 marzo 2006	31 dicembre 2023
La Spezia	Convenzione ATO/gestore	20 ottobre 2006	31 dicembre 2033

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

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;
• 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 nei principali territori in cui opera il Gruppo:

ATO	REGIME	DATA DI STIPULA	DATA DI SCADENZA
Reggio Emilia	Convenzione ATO/gestore	10 giugno 2004	31 dicembre 2011(*)
Parma	Convenzione ATO/gestore	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(**)
Vercelli (Comune)	Convenzione Comune/gestore	22 gennaio 2003	31 dicembre 2028
Altri Comuni del Vercellese (eccetto Borgosesia)	Contratto d'appalto con C.O.Ve.Va.R.	1° febbraio 2011	31 gennaio 2019
La Spezia (Comune)	Convenzione Comune/gestore	10 giugno 2005	31 dicembre 2028 (raccolta e spazzamento) 30 gennaio 2043 (smaltimento rifiuti)

(*) 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.

Si segnala che Iren Ambiente ha presentato offerta sia per la gara per "L'affidamento in concessione del servizio pubblico di gestione integrata dei rifiuti urbani e assimilati nel bacino territoriale di Parma" (44 Comuni) sia per l'analoga gara a Piacenza.

ACAM Ambiente, controllata da Iren Ambiente ed attiva a La Spezia e Provincia, gestisce il servizio del ciclo integrale dei rifiuti, con affidamento in house, in 20 Comuni della Provincia (compreso il Comune di La Spezia). Inoltre svolge l'attività di smaltimento di rifiuti, con affidamento in appalto/in economia/in house, in altri 12 Comuni della Provincia stessa.

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.

Dal 1° ottobre 2018, a seguito di scissione parziale del ramo d'azienda relativo alla gestione del servizio di illuminazione pubblica, degli impianti semaforici e della manutenzione degli impianti termici, elettrici e speciali per il Comune di Torino, Iren Rinnovabili è subentrata a Iren Energia nelle predette attività.

NORMATIVA REGOLATORIA ENERGIA E GAS ESERCIZIO 2018

Di seguito si rappresentano i principali provvedimenti regolatori riferiti al 2018 di maggior impatto per i business energetici del Gruppo Iren.

GAS

Energy Management gas

Del 670/2017 - Disposizioni in merito all'effettuazione delle sessioni di aggiustamento con riferimento agli anni a partire dal 2013 e fino all'entrata in vigore della nuova disciplina del settlement gas e Del 782/2017

La delibera stabilisce che la determinazione delle partite economiche di aggiustamento avvenga con un procedimento articolato in due processi: il primo funzionale al calcolo del conguaglio delle partite economiche attribuite all'utente del bilanciamento (UdB) al momento del bilancio definitivo, applicando nuovamente l'algoritmo già utilizzato in sessione di bilanciamento e rideterminando il disequilibrio di ciascun UdB; il secondo volto a valorizzare la quantità di competenza di ogni UdB, oggetto di compensazione, della differenza tra immesso e prelevato al punto di riconsegna della rete di trasporto (ReMi), ripartendo la quota annua riconosciuta di tale differenza in proporzione ai prelievi allocati nell'anno all'UdB presso il medesimo ReMi.

In merito, con la delibera 782/2017 l'Autorità ha approvato disposizioni operative a determinazione delle partite fisiche ed economiche di aggiustamento relativamente agli anni 2013-2016. A fine giugno 2018 Snam ha pubblicato gli esiti della sessione di aggiustamento pluriennale 2013-2016; a valle delle verifiche da parte degli UdB, resesi necessarie in quanto si sono verificate alcune criticità operative nella messa a disposizione del dato, la sessione si è conclusa a fine agosto 2018.

Del 72/2018 - Riforma della disciplina in materia di settlement gas

ARERA ha approvato la disciplina a regime in materia di settlement gas e ha pubblicato il nuovo TISG (Testo integrato delle disposizioni per la regolazione delle partite fisiche ed economiche del servizio di bilanciamento del gas naturale). La nuova disciplina introduce il fattore di correzione climatica Wkr al fine di migliorare la profilazione dei prelievi gas su rete di distribuzione rilevati con frequenza inferiore al mese; questo approccio dovrebbe contribuire a ridurre il valore degli scostamenti sui city gate. Inoltre è previsto che l'approvvigionamento del differenziale tra quanto misurato sui REMI e quanto attribuito agli UdB sia effettuato dal Responsabile del Bilanciamento (RdB) nell'ambito dell'attività di bilanciamento a livello nazionale; ai fini di copertura viene utilizzato il fondo per la copertura degli oneri connessi al settlement del gas. I prelievi attribuiti (P) a ciascun UdB saranno valorizzati tenendo conto del fattore Wkr del giorno k; il disequilibrio di ogni UdB sarà calcolato sulla base dei prelievi attribuiti. Le penali di scostamento verranno calcolate sulla capacità utilizzata (C) calcolata in esito alla sessione di bilanciamento, valorizzata con il Wkr consuntivo pubblicato da SNAM. Lo scostamento ∆IO pari alla differenza tra P e C per ogni UdB, è valorizzato al prezzo marginale del mercato a pronti. E' in corso la consultazione relativa al recepimento nel Codice di rete di SNAM della nuova disciplina. Il nuovo TISG entrerà in vigore dal 1° gennaio 2020. E' stata rinviata a successivi provvedimenti la definizione di un sistema di premi/penalità atto ad incentivare i distributori a ridurre gli scostamenti tra i dati misurati presso i Punti di Riconsegna (PdR) e le misure al ReMi.

DCO 114/2018 - Revisione dei processi di definizione dei rapporti commerciali tra utenti del bilanciamento e utenti della distribuzione. Revisione dei processi di conferimento della capacità ai punti di riconsegna della rete di trasporto

ARERA propone di avvalersi del Sistema Informativo Integrato (SII) al fine di ricostruire le filiere gas (rapporti tra UdB e Utenti della Distribuzione - UdD). Per quanto concerne i processi di conferimento presso i city gate, ARERA propone una semplificazione consistente nell'attribuzione di una capacità d'ufficio basata sulla tipologia di prelievo e la conseguente abrogazione delle penali di scostamento.

DCO 512/2018 - Criteri di regolazione tariffaria per il servizio di trasporto e misura del gas naturale per il quinto periodo di regolazione (5PRT)

Per il quinto periodo di regolazione ARERA propone una ripartizione entry/exit dei ricavi 40/60 (come per il transitorio) e, in aggiunta, l'inclusione delle reti regionali nel perimetro entry/exit, come previsto dal Codice TAR, con attribuzione dei ricavi da rete regionale totalmente all'exit (il rapporto entry/exit risultante sarebbe 28/72). Per quando riguarda la determinazione dei prezzi di riferimento l'ARERA propone la metodologia basata sulla distanza ponderata per la capacità prevista sempre dal codice TAR. Le proposte di ARERA sono volte a salvaguardare la competitività del sistema Italia relativamente ai costi di importazione ed esportazione di gas naturale.

Infine, relativamente alla determinazione dei ricavi riconosciuti, ARERA intende iniziare ad introdurre alcuni elementi incentivanti (elementi di regolazione output based propedeutici al graduale passaggio alla regolazione TOTal EXpense). Non è stato ancora proposto alcun aggiornamento del WACC.

Del 32/2019 - Ottemperanza alla sentenza del Consiglio di Stato 4825/2016 di annullamento della deliberazione dell'Autorità ARG/gas 89/10 – modalità di regolazione delle partite economiche tra venditori e clienti finali per il periodo 2010-2012

Il provvedimento disciplina le modalità di ristoro dei venditori conseguenti la rideterminazione del coefficiente k, avvenuta con deliberazione 737/2017/R/gas, funzionale alla determinazione del prezzo della materia prima gas del servizio di tutela nel biennio 1° ottobre 2010 - 30 settembre 2012, per l'ottemperanza alla sentenza del Consiglio di Stato 4825/2016. Il conguaglio è applicabile solo ai clienti che avevano diritto alla tutela gas in quegli anni: clienti domestici, condomini e altri fino ad un consumo annuo di 200.000 mc/anno. Gli importi saranno recuperati tramite la componente UG2 di cui all'art. 40.3 dell'RTDG (Regolazione delle Tariffe dei servizi di Distribuzione e misura del Gas). La soluzione definita dalla delibera prevede il recupero da parte dei venditori tramite presentazione di apposita istanza a CSEA; Ciascun venditore ha diritto ad accedere al meccanismo in base al numero dei punti serviti e in base ai volumi di gas prelevati per ciascuna tipologia di cliente finale.

Reti gas

Del 69/2018 - Osservazioni riguardanti il valore di rimborso da riconoscere ai titolari degli affidamenti e delle concessioni per il servizio di distribuzione del gas naturale, per i Comuni dell'ATEM Genova 1 – Città e Impianto di Genova

Con tale delibera l'Autorità ha ritenuto idonei il Valore Industriale Residuo (VIR) dell'ATEM di Genova che presentano uno scostamento rispetto alla Regulatory Asset Base (RAB) superiore del 10%, ai fini dei riconoscimenti tariffari.

Del 149/2018 – Determinazione delle tariffe di riferimento definitive per i servizi di distribuzione e misura del gas, per l'anno 2017

Con tale delibera sono state approvate le tariffe di riferimento definitive per i servizi di distribuzione e misura del gas per l'anno 2017, sulla base dell'RTDG, delle richieste di rettifica dei dati presentate entro metà febbraio 2018 e delle istanze di rideterminazione tariffaria presentate da alcune imprese distributrici. Per IRETI (i) sono state accolte le istanze relative ad alcuni Comuni di Genova per l'uscita dalla tariffa d'ufficio; (ii) per la rideterminazione tariffaria sono stati richiesti approfondimenti per alcuni Comuni (iii); è stato confermato il perdurare delle analisi per l'istanza relativa alla località di Reggio Emilia.

D.M. 2 marzo 2018 (Ministero dello Sviluppo Economico) - Promozione dell'uso del biometano nel settore dei trasporti

Con tale decreto l'Italia si pone l'obiettivo di raggiungere al 2020 la soglia del 10% del consumo di energie rinnovabili nel settore dei trasporti, al cui interno è stato fissato il sub target nazionale per il biometano avanzato e gli altri biocarburanti avanzati, pari allo 0,9% al 2020 e all'1,5% nel 2021. Il meccanismo previsto nel decreto non incide sulle bollette del gas né dell'elettricità: infatti viene finanziato esclusivamente dai "soggetti obbligati" (operatori economici che vendono benzina e gasolio, e che hanno da tempo l'obbligo di immettere una parte di combustibili sotto forma di biocarburanti, il cui costo è oggi già incluso nel prezzo finale alla pompa). E' inoltre previsto che si sostituiscano biocarburanti, per lo più di importazione (biodiesel), con biometano prodotto sul territorio nazionale, promuovendo la filiera nazionale, aiutando il ciclo dei rifiuti (FORSU) e gli agricoltori nazionali. Il decreto individua e stabilisce le modalità per l'erogazione degli incentivi (CIC – Certificati di Immissione in Consumo) per la produzione e la distribuzione di biocarburanti avanzati e in particolare di biometano avanzato ricavato da rifiuti, prevedendo una durata dell'incentivo per un periodo massimo di 10 anni. Viene inoltre stabilita la non cumulabilità con altri incentivi pubblici, con alcune deroghe: in particolare per gli impianti di produzione di biometano a partire da FORSU raccolta in maniera differenziata fin dall'origine, solo ai fini della cumulabilità degli incentivi, non si considerano parti dell'impianto di produzione di biometano le sezioni di ricezione e stoccaggio, pretrattamento ed eventuale trattamento, in quanto comunque funzionali alla gestione del ciclo dei rifiuti in accordo alla gerarchia comunitaria del relativo trattamento.

DCO 361/2018 - Aggiornamento delle direttive per le connessioni degli impianti di produzione di biometano alle reti del gas naturale e attuazione delle disposizioni del decreto 2 marzo

L'Autorità ha messo in consultazione gli orientamenti in tema di connessione alle reti gas degli impianti di biometano. Il regolatore definisce le misure per l'attuazione del decreto MISE del 2 marzo 2018 per la "Promozione dell'uso del biometano e degli altri biocarburanti avanzati nel settore dei trasporti" di cui sopra. L'Autorità ritiene che sia opportuno prevedere che i gestori di rete, nel definire le specifiche di qualità per l'immissione in rete facciano riferimento agli standard nazionali del decreto 18 maggio 2018 e per quelli in esso non previsti agli standard europei. Dal punto di vista della sicurezza, si propone un Piano di valutazione dei rischi da concordare tra produttori, gestori di rete e autorità competenti. In merito, ARERA dovrebbe affidare al Comitato Italiano Gas (CIG) la predisposizione di linee guida sulle modalità di controllo dei parametri qualitativi del biometano. Circa gli impieghi per autotrazione, il regolatore conferma l'obbligo di installazione di apparecchiature di purificazione presso le stazioni di servizio a valle del punto di riconsegna. Il DCO infine elenca le misure relative alla determinazione della quantità di biometano ammessa agli incentivi, alle disposizioni in materia di misura ai fini della determinazione di tale quantità ed attribuisce l'attività di certificazione al Gestore dei Servizi Energetici (GSE).

DCO 216/2018 - Attuazione delle disposizioni dell'articolo 14 del decreto legislativo 257/16 in materia di reti isolate di GNL, con riferimento ai profili tariffari relativi alla copertura dei costi delle infrastrutture di rete

L'ARERA propone, per le reti isolate di Gas Naturale Liquido (GNL), una regolazione analoga a quella sui gas diversi dal naturale. Per la Sardegna viene definito un ambito ad hoc a valle della realizzazione della relativa dorsale di distribuzione. Verrà avviata una successiva consultazione circa la remunerazione del servizio di vendita per emanare la delibera finale entro il 2018.

ARERA prevede che i corrispettivi di distribuzione e misura coprano, oltre ai costi delle infrastrutture di rete, di esercizio e manutenzione delle reti canalizzate, anche quelli connessi ai depositi di stoccaggio e ai rigassificatori locali direttamente connessi. Il riconoscimento avverrà su base parametrica mediante la definizione di un costo standard dimensionato per unità di volume di GNL rigassificato immesso in rete. In relazione ai corrispettivi a copertura dei costi operativi, l'Autorità intende valutare l'ipotesi di prevedere l'applicazione di una componente specifica a copertura dei costi operativi relativi alla gestione delle reti di distribuzione in località a regime, da fissare in coerenza con la componente prevista per i gas diversi dal naturale. Non troveranno invece copertura tariffaria i costi della commercializzazione del servizio di distribuzione.

Del 529/2018/R/gas - Avvio di procedimento per la formazione di provvedimenti in materia di tariffe e qualità, relativi al servizio di distribuzione e misura del gas, per il quinto periodo di regolazione

L'Autorità ha avviato il procedimento per l'avvio del V periodo regolatorio e ha stabilito che gli investimenti 2019 siano riconosciuti in coerenza con i criteri previsti dalla RTDG per gli anni precedenti e non a costi standard. Inoltre viene ribadito che il metodo dei costi standard dovrà essere implementato entro il 30 novembre 2019, ovvero entro la definizione della nuova RTDG.

Del 669/2018 - Aggiornamento degli obblighi di messa in servizio degli smart meter gas (G4-G6)

ARERA fissa nuovi obblighi di posa dei contatori G4/G6. In particolare, le imprese che al 31 dicembre 2013 servivano più di 200.000 PdR, entro il 2020 dovranno aver sostituito l'85% dei gruppi di misura tradizionali. L'Autorità ha inoltre annunciato che con riferimento alle performance dei sistemi di smart metering, ARERA condurrà ulteriori approfondimenti, anche in collaborazione con AGCOM, per valutare in particolare se il livello di raggiungibilità in telelettura/telegestione degli smart meter gas registrato con le attuali tecnologie di comunicazione debba essere considerato superabile solo con un salto tecnologico o sia ancora migliorabile grazie ad una maggior cura procedurale/installativa da parte delle imprese di distribuzione o, eventualmente, ad interventi regolatori, specie se finalizzati ad incrementare l'accessibilità e la raggiungibilità in telelettura/telegestione degli stessi misuratori.

ENERGIA ELETTRICA

Energy management

DCO TERNA - Mercato della Capacità (CM) - Disciplina del sistema di remunerazione della disponibilità di capacità di energia elettrica - Fasi di Prima e Piena Attuazione

In seguito all'approvazione nel febbraio 2018, da parte della Commissione Europea, di sei meccanismi di capacità tra cui quello italiano, Terna ha posto in consultazione a marzo 2018 i due documenti relativi alla disciplina del capacity market in fase di prima e piena attuazione.

Rispetto alla precedente consultazione (novembre 2016), e in esito all'interazione con la Commissione Europea, con i documenti di marzo 2018 Terna ha integrato la disciplina con i seguenti elementi:

• partecipazione estesa a tutte le risorse, ma con regole specifiche per la remunerazione della domanda (che comunque può partecipare alle aste in modo diretto);
• ammesse anche le Fonti di Energia Rinnovabile incentivate, a patto che rinuncino (limitatamente al periodo di consegna) agli incentivi erogati dal GSE (in questa categoria sono inclusi lo scambio sul posto e il ritiro dedicato, che quindi precludono la partecipazione alla remunerazione della capacità, mentre sono esclusi i Certificati Bianchi e il Conto Termico);
• apertura alla partecipazione anche diretta della capacità di generazione estera, per cui Terna terrà conto anche della capacità di import non offerta dagli operatori, simulandone una partecipazione indiretta (con premio posto pari a 0 €/MW/anno);
• esenzione dagli obblighi per la capacità in manutenzione;
• passaggio da nomina ex ante a nomina ex post da parte degli operatori delle unità con cui si assolve l'obbligo;
• valore dell'Indice di Emissione utilizzato per creare una priorità di selezione delle offerte di vendita sulle aste;
• in discussione la possibilità, in fase di piena attuazione, di scambiare un prodotto di capacità annuale, in linea con le previsioni europee, anziché triennale, così da semplificare la struttura del meccanismo e rispondere alle linee guida europee.

Nelle more di una piena implementazione della disciplina (con Decreto ministeriale attuativo), Terna dovrà inoltre preparare uno studio circa l'adeguatezza del sistema e stimare la curva di domanda per i prossimi dieci anni.

Del 261/2018 - Modifiche e integrazioni ai criteri e alle condizioni per la disciplina del sistema di remunerazione della disponibilità di capacità produttiva di energia elettrica introdotto dall'Autorità con Del. 98/11

Con tale delibera vengono modificati criteri e condizioni per la disciplina del capacity market elettrico e viene stabilito, tra l'altro, che verranno indicati in seguito, con delibere asta per asta, i parametri economici quali i premi massimi, i valori delle ordinate dei punti rilevanti delle curve di domanda, i valori dei parametri per il calcolo del prezzo di esercizio e l'importo della soglia minima.

Le modifiche apportate rispetto alla originaria Del 98/11 riguardano sostanzialmente:

• la definizione della metodologia per il prezzo di esercizio, che avviene direttamente da parte dell'Autorità, la quale potrà aggiornarla nel tempo;
• la modifica degli obblighi di offerta e dei criteri per la definizione dei prezzi di riferimento, per tener conto delle quantità accettate sul Mercato Infragiornaliero (MI) e per evitare condotte opportunistiche;
• la differenziazione tra premio massimo alla capacità esistente e nuova, e l'introduzione del concetto di premio massimo offribile (bid cap);
• criteri transitori per la definizione di curve di domanda in funzione dei costi della capacità;
• l'equiparazione alla nuova capacità, cui è concessa una remunerazione più alta, anche della capacità esistente oggetto di significativo rinnovamento e della c.d. capacità "da adeguare", ossia a cui le autorità competenti hanno imposto l'adeguamento a prefissati standard;
• la partecipazione implicita, equiparata a offerte a premio nullo, delle unità in regime di essenzialità;
• la priorità, a parità di premio offerto, della capacità flessibile e con minori emissioni di CO2.

Nelle more della piena implementazione della disciplina (con Decreto ministeriale attuativo), l'Autorità dovrà dare un parere sulla disciplina consultata da Terna, approvare il regolamento per la partecipazione delle unità di consumo e definire i parametri economici finali del meccanismo.

RETI ELETTRICHE

Sistemi di Smart Metering 2G

Del. 88/2018 – Disposizioni in materia di configurazione dei sistemi smart metering 2G

L'Autorità ha approvato le disposizioni funzionali per configurare/visualizzare sul display del 2G, ed ha disposto che le informazioni contrattuali ad uso dei venditori venissero configurate tramite il SII da ottobre 2018.

Del. 307/2018 - Ulteriore estensione della durata del monitoraggio della performance della comunicazione tramite "Chain 2" nel sistema di smart metering di seconda generazione (2G) di edistribuzione

Il provvedimento ha posticipato la conclusione del procedimento di definizione della versione 2.1 al 31 marzo 2019 e il monitoraggio delle performances della comunicazione su "Chain 2" nel sistema 2G di edistribuzione al 31 dicembre 2018 per estenderlo ad ulteriori soggetti e verificare i monitoraggi attuali. Parallelamente a tale delibera, il DCO 245/2018 continua il processo di definizione delle specifiche funzionali dei 2G versione "2.1".

Tariffe di distribuzione e misura dell'energia elettrica

Del. 237/2018

A seguito di un processo consultivo è stato definito il regime tariffario della distribuzione e misura elettrica dal 2018 per i distributori (DSO) fino a 100.000 punti di prelievo (POD), nello specifico:

• Parametrico per i DSO < 25.000 POD;
• Individuale di riferimento per i DSO tra i 25.000 e i 100.000 POD.

Per il 2016 e 2017 è confermato per tutti i DSO il regime tariffario del precedente periodo regolatorio.

Del. 497/2018

Tale delibera definisce le tariffe definitive di distribuzione e misura 2016 per i DSO tra 25.000 e 100.000 POD e consente - seppure con ritardo - di adeguare le tariffe 2017 e 2018 di tali DSO.

Qualità del servizio elettrico: resilienza del sistema

Del. 31/2018 – direttive per l'integrazione di sezioni relative alla resilienza del sistema elettrico nei piani di sviluppo delle imprese distributrici

La delibera prevede che:

• dal 2018 i DSO con oltre 300.000 clienti, dal 2020 i DSO direttamente connessi alla Rete di Trasmissione Nazionale redigano e pubblichino entro il 30 giugno (del 2018) il Piano di Resilienza contenente gli interventi scelti dal DSO per aumentare l'efficacia di tenuta/ripristino della rete ed elenchi il dettaglio su costi/benefici/tempi di ciascun intervento/raggruppamento di interventi;
• i DSO con oltre 100.000 clienti finali inviino ad ARERA i benefici attesi dei singoli interventi e l'avanzamento;
• ARERA esamini le proposte di azioni speciali di ripristino presentate da un apposito Tavolo di lavoro ARERA – operatori (Tavolo Resilienza);
• Siano incluse, tra i fattori critici, le ondate di calore.

Del 668/2018 – meccanismo incentivante per interventi di incremento della tenuta alle sollecitazioni delle reti di distribuzione dell'energia elettrica dovute a eventi metereologici estremi

La delibera prevede l'introduzione di:

• Premi/penali per interventi contenuti nei piani di sviluppo del periodo 2018-2023 avviati dal 2017 e che termineranno tra il 2019 e il 2024;
• penali per tutti gli interventi di resilienza effettuati in ritardo, proporzionali al costo dell'intervento e crescenti in funzione del ritardo di realizzazione;
• premi per i soli interventi con Benefici maggiori dei Costi con un massimo del 20% del beneficio netto, nel limite di un tetto massimo di premi netti (cioè al netto delle penalità) del 25% del costo totale a preventivo degli interventi di resilienza del Piano di Sviluppo (esclusi i meno probabili).

La delibera stabilisce che le penali irrogate nel triennio 2019-2021 (analogamente al successivo 2022-2024) vengano annullate totalmente se nel triennio gli interventi conclusi entro le date indicate nel primo Piano di Resilienza in cui compaiono si riferiscano ad almeno il 90% degli utenti interessati valutati a consuntivo. Infine la stessa stabilisce che i premi siano dimezzati in caso di ritardo (semestre) e se si verificano interruzioni per lo stesso fenomeno meteorologico avverso nei 5 anni successivi.

DCO 331/2018 – bonifica delle colonne montanti vetuste della rete di distribuzione dell'energia elettrica nei condomini

Il documento illustra i meccanismi che possano favorire la rimozione degli ostacoli all'acquisizione delle necessarie autorizzazioni da parte delle imprese distributrici per intervenire nelle proprietà private. Questo al fine di garantire l'efficiente erogazione del servizio di distribuzione in condizioni di sicurezza.

Del 50/2018 – disposizioni relative al riconoscimento degli oneri altrimenti non recuperabili per il mancato incasso degli oneri generali di sistema

Confermando l'attuale gestione dei versamenti degli oneri generali di sistema (OGS), la delibera introduce la possibilità di richiedere il reintegro degli stessi non riscossi e non recuperabili (per fatture scadute da almeno 12 mesi e per crediti non incassati immobilizzati in fallimenti/liquidazione coatta/concordato preventivo) da parte dei DSO adempienti ai versamenti degli OGS dal 1° gennaio 2016 riferiti a Utenti del trasporto con contratto risolto da almeno 6 mesi.

Del 430/2018 - estensione del procedimento delle garanzie ed esazione degli OGS

La delibera amplia l'ambito ed estende al 30 giugno 2019 il termine di conclusione del procedimento per l'ottemperanza alle sentenze del TAR in tema di garanzie fornite dall'utente di trasporto, per arrivare a soluzioni di riforma organica della regolazione settoriale.

Del 4/2018 – integrazione del codice di rete per adeguamento delle garanzie

La delibera prevede l'inserimento, in tutti i rapporti contrattuali pendenti alla data del 12 dicembre 2018 (in cui l'utente sia tenuto ad adeguare o integrare le proprie garanzie), della risoluzione del contratto di trasporto quando il venditore, nonostante il sollecito seguito dalla diffida ad adempiere del DSO, non proceda nei termini previsti ad adeguare la garanzia.

Superamento Tutela

Del 51/2018 – Portale confrontabilità offerte

La Delibera definisce la disciplina per la realizzazione e la gestione da parte dell'Acquirente Unico del "Portale Confrontabilità Offerte" previsto dall'art. 1.61 della Legge Concorrenza e rivolto ai clienti finali domestici e alle piccole/medie imprese. In particolare esso:

• a) approva il regolamento per il funzionamento del Portale Offerte;
• b) stabilisce le tempistiche per la sua implementazione per fasi successive;
• c) rimanda a successivi provvedimenti la definizione di alcuni dettagli per lo sviluppo futuro del Portale Offerte.

Il Portale Offerte è stato sviluppato nelle seguenti fasi progressive di caricamento e pubblicazione di:

• tutte le offerte a Prezzo Libero A Condizioni Equiparate di Tutela PLACET- di energia elettrica e di gas naturale;
• offerte (incluse le dual fuel) rivolte ai clienti domestici e formulate da venditori presenti nel TrovaOfferte;
• tutte le altre offerte rivolte alla generalità dei clienti finali di piccole dimensioni, pubblicizzate o diffuse sui siti internet e/o presso gli sportelli fisici dei venditori, su altri siti internet e sui principali mezzi di informazione con copertura territoriale almeno pari alla regione;
• tutte le altre offerte a seguire.

Del 89/2018 – Approvazione moduli delle condizioni generali di fornitura delle offerte PLACET

A seguito della del. 555/2017 ARERA ha approvato e reso disponibili quattro moduli distinti (in base alla tipologia di clientela e all'oggetto della fornitura), ricordando che le clausole contrattuali ivi contenute riproducono disposizioni della regolazione e della normativa vigenti e pertanto fungono da riferimento sia per i clienti che intendano verificare il loro contratto sia per i venditori che decideranno di redigere autonomamente le Condizioni Generali di Fornitura delle offerte PLACET. L'Autorità ha quindi vietato ai venditori che adottano tali moduli di apportarvi modifiche e/o integrazioni anche mediante patti integrativi e aggiuntivi del contratto.

Del 762/2017 - proposta al Ministro dello Sviluppo Economico in merito all'Elenco dei soggetti abilitati alla vendita di energia elettrica ai clienti finali

La deliberazione approva la proposta al Ministro dello Sviluppo Economico in merito ai criteri, requisiti e modalità per l'ammissione dei soggetti esercenti l'attività di vendita dell'energia elettrica nell'Elenco Venditori Elettricità (EVE) previsto dalla c.d. legge concorrenza 124/2017. Ciò ai fini della predisposizione del relativo decreto ministeriale.

La proposta individua tre ordini di requisiti per l'accesso all'elenco: di onorabilità, di natura finanziaria e tecnici, distinguendoli tra imprescindibili, per l'iscrizione e la permanenza nell'Elenco, e "alert", ai fini della sola permanenza. La proposta ha avuto il 7 giugno 2018 un parere del Consiglio di Stato sostanzialmente favorevole. Si è in attesa del pronunciamento definitivo da parte del MISE.

Del 366/2018 - Semplificazione schede confrontabilità offerte

ARERA ha approvato gli interventi in vigore dal 1° ottobre 2018 per l'armonizzazione dei criteri di calcolo della spesa annua delle schede di confrontabilità del Codice di condotta commerciale con quelli del Portale Offerte, nonché interventi di semplificazione della struttura delle schede stesse. ARERA ha deciso di:

• escludere imposte e tasse dalla stima della spesa annua;
• includere nella spesa annua stimata delle schede di confrontabilità gli eventuali sconti applicati automaticamente in virtù dell'adesione all'offerta, dando separata evidenza degli eventuali altri sconti condizionati nel riquadro "Descrizione dello sconto e/o del bonus";
• utilizzare nelle schede lo stesso criterio previsto dal Regolamento per la stima della spesa annua delle offerte a prezzo variabile;
• armonizzare la struttura delle schede EE e gas;

ARERA ha inoltre riordinato il testo del Codice di condotta commerciale vigente, rendendo disponibile il nuovo testo nonché un documento che indica le modifiche e le integrazioni adottate con la presente delibera.

D.L. n.91/2018, convertito in L. 108/2018 (c.d. 'Milleproroghe 2018')

La legge proroga il termine del Servizio di Maggior Tutela elettrica al 1° luglio 2020.

Tariffe

Del 737/2017 - Ottemperanza alla sentenza del Consiglio di Stato 4825/2016, di annullamento della deliberazione ARG/gas 89/10 - Determinazione ora per allora del valore della materia prima gas per il periodo da ottobre 2010 fino alla Riforma gas dell'Autorità e DCO 516/2018 - Ottemperanza alla sentenza del Consiglio di Stato 4825/2016, di annullamento della deliberazione ARG/gas 89/10 - Orientamenti relativi alle modalità di regolazione delle partite economiche tra venditori e clienti finali - Delibera 32/2019-Ottemperanza alla sentenza del Consiglio di Stato 4825/2016, di annullamento della deliberazione ARG/gas 89/10 - Modalità di regolazione delle partite economiche tra venditore e clienti finali per il periodo 2010-12

La delibera 737/2017 aveva stabilito il valore del parametro K della componente QE valido per il periodo 2010-2012; tale revisione riconosce il maggior costo degli approvvigionamenti gas sostenuti dagli operatori e determina un incremento ora per allora della tariffa gas tutelata. Il DCO 516/2018 e la successiva delibera 32/2019 definiscono le modalità di recupero degli ammontari pregressi. La soluzione definita dalla delibera 32/2019 prevede il recupero tramite presentazione di apposita istanza alla CSEA; l'istanza dovrà indicare il numero dei punti serviti nel periodo con i relativi volumi di gas prelevati per ciascuna tipologia di cliente finale (clienti domestici, condomini, altri punti di riconsegna che prelevino fino a 200 kSm3/anno). L'istanza dovrà contenere altresì una dichiarazione di non aver già fatturato gli importi sottostanti (istanza resa ai sensi del DPR 445/2000). L'importo riconosciuto ai distributori sarà scontato di un 'unpaid ratio' differenziato per tipologia di cliente finale e verrà riconosciuto dalla CSEA in tre rate: ¼ il 1 aprile 2020, ½ il 31 dicembre 2020 e il residuo il 31 dicembre 2021. Gli importi saranno recuperati tramite la componente UG2 di cui all'art.40.3 del RTDG.

Fatturazione

Del 97/2018 - Attuazione urgente delle disposizioni della legge 205/2017 in materia di fatturazione e misura nel mercato al dettaglio dell'energia elettrica e avvio di procedimento per la completa attuazione delle suddette disposizioni nei settori dell'energia elettrica e del gas naturale

ARERA definisce le misure di prima attuazione della Legge di Bilancio 2018 in tema di fatturazione e misura per il settore elettrico (così da garantire l'effettiva operatività delle misure) e avvia un procedimento per la completa attuazione delle disposizioni della suddetta legge nei settori energetici.

• La prescrizione biennale prevista dalla Legge di Bilancio (relativa a tutti i rapporti commerciali della filiera, quindi anche tra distributori e venditori) decorre dal termine entro cui l'esercente del servizio è obbligato a emettere il documento di fatturazione. Il venditore dovrà emettere la fattura relativa a conguagli operati sulla base di rettifiche del dato di misura entro 45 giorni dal momento in cui tale rettifica è resa disponibile nell'ambito del SII;
• per il settore elettrico:
• o in sede di prima applicazione, le previsioni della legge hanno riguardato i clienti finali domestici e non domestici connessi in BT;
• o il venditore deve informare le suddette categorie di utenti (contestualmente all'emissione della fattura e comunque almeno 10 giorni prima della scadenza dei termini di pagamento) della possibilità di eccepire:
  • la prescrizione del credito relativo a importi che il venditore avrebbe dovuto fatturare più di 2 anni prima, nei casi di rilevanti ritardi;
  • il diritto a non versare gli importi fatturati, nei casi di rettifiche di dati di misura relative a periodi superiori a 2 anni.

E' stata avviata la consultazione per definire i casi di responsabilità del cliente finale e, conseguentemente, i limiti di responsabilità del distributore nella rilevazione delle letture (DCO 570/2018).

Del 569/2018 - Disposizioni per il rafforzamento delle tutele a vantaggio dei clienti finali nei casi di fatturazione di importi riferiti a consumi risalenti a più di due anni

Con la delibera 569/2018 l'ARERA ha stabilito che gli importi prescrittibili possano essere fatturati separatamente o nella fattura di ciclo purché adeguatamente evidenziati e purché relativamente a questi non si attivino forme di pagamento automatico. Nell'attesa dell'implementazione delle misure a carico dei distributori, è possibile inserire in fattura un messaggio che, non potendo ancora discernere tra responsabilità del distributore o del cliente, indichi genericamente l'eventualità dell'applicabilità della prescrizione breve.

Del 264/2018 – interventi urgenti in materia di fatturazione

ARERA chiarisce che nell'ipotesi in cui il venditore possa eccepire all'impresa distributrice la prescrizione del credito nei casi previsti dalla legge di bilancio 2018 e dalla deliberazione 97/2018/R/COM, non dovrà fatturare ai clienti finali le somme corrispondenti.

DCO 52/2018 – Meccanismo di riconoscimento degli OGS non riscossi e altrimenti non recuperabili, applicabile agli utenti del servizio di trasporto di energia elettrica

La consultazione propone la reintegrazione degli OGS versati ai DSO dai venditori del mercato libero e dagli esercenti la salvaguardia (questi ultimi dal 2019) ma non incassati dai Clienti Finali.

L'istanza è facoltativa, annuale, con 2 sessioni di liquidazione; la prima avverrà nel 2019. E' prevista una sessione di anticipo straordinaria con calcoli semplificati già nel 2018 per eventuali utenti del trasporto con grave esposizione sugli OGS. Le condizioni necessarie di partecipazione sono:

• che il contratto di trasporto con il DSO non sia risolto;
• ottemperanza al pagamento delle fatture di trasporto;
• effettuazione di tutte le azioni per un'efficiente gestione del credito.

Gli OGS ammessi al meccanismo sono relativi a fatture con termini di pagamento scaduti da almeno 12 mesi alla data di presentazione dell'istanza di partecipazione, di competenza a partire dal 1° gennaio 2016 e verificabili da CSEA.

TELERISCALDAMENTO

Del 23/2018 - Disposizioni per l'esclusione dal novero delle reti di teleriscaldamento e teleraffrescamento soggette a regolazione

La deliberazione presenta le disposizioni per l'esclusione delle infrastrutture di trasporto dell'energia che non rispettano i requisiti generali previsti dal decreto legislativo 102/2014 dall'ambito di applicazione della regolazione del servizio di teleriscaldamento e teleraffrescamento definita dall'Autorità ai sensi del medesimo decreto. Con la del. 369/2018 ARERA ha rigettato alcune delle istanze di esclusione ricevute dagli operatori.

Del 24/2018 (come modificata dalla 277/2018) - Disposizioni in materia di contributi di allacciamento e modalità per l'esercizio del diritto di recesso

La deliberazione definisce la regolazione in materia di criteri per la determinazione dei contributi di allacciamento e di modalità per l'esercizio da parte dell'utente del diritto di disattivazione della fornitura e di scollegamento dalla rete di telecalore per il periodo 1° ottobre 2018 - dicembre 2020.

Del 661/2018 - Regolazione della qualità commerciale dei servizi di teleriscaldamento e teleraffrescamento, per il periodo di regolazione 1° luglio 2019 - 31 dicembre 2021

La deliberazione definisce la regolazione della qualità commerciale del servizio di telecalore per il periodo di regolazione 1° luglio 2019 - dicembre 2021 e prevede l'avvio di un procedimento per la rivalutazione delle disposizioni in materia di esercizio del diritto di recesso stabilite dal TUAR (testo unico dei corrispettivi di allacciamento e del diritto di recesso) ed alcune modifiche dello stesso.

DCO 637/2018 - Disposizioni in materia di trasparenza nel servizio di teleriscaldamento e teleraffrescamento. Inquadramento generale e primi orientamenti

Il documento per la consultazione presenta i primi orientamenti in materia di trasparenza del servizio di telecalore, con riferimento ai contratti di fornitura, ai prezzi di erogazione del servizio, ai documenti di fatturazione, alle informazioni in tema di qualità commerciale e alle prestazioni di carattere ambientale nonché al monitoraggio dei prezzi del servizio da parte dell'Autorità.

DCO 691/2018 - Regolazione della qualità tecnica del servizio di teleriscaldamento e teleraffrescamento. Inquadramento generale e primi orientamenti

Il documento per la consultazione presenta i primi orientamenti in materia di qualità tecnica del servizio di telecalore, con riferimento alla sicurezza e alla continuità del servizio, nonché alle prestazioni energetiche ed ambientali.

RIGASSIFICAZIONE

Aste per assegnazione capacità

Del 110/2018 - Approvazione del codice di rigassificazione predisposto dalla società OLT Offshore Lng Toscana S.p.A.

Con tale delibera ARERA ha positivamente verificato, e conseguentemente approvato, lo schema di codice di rigassificazione presentato da OLT ai sensi dell'articolo 24, comma 5, del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164. Lo schema di codice implementa, inoltre, le disposizioni del Testo Integrato per l'accesso ai servizi di Rigassificazione (TIRG) che introduce meccanismi di mercato basati su procedure ad asta per il conferimento agli utenti della capacità di rigassificazione.

Del 186/2018 - Definizione dei criteri per il calcolo dei prezzi di riserva per il conferimento della capacità di rigassificazione e Del 308/2018 - Disposizioni in materia di procedure di conferimento della capacità di rigassificazione

Il primo provvedimento definiva i criteri per il calcolo del prezzo di riserva per le procedure di conferimento delle capacità di rigassificazione. Poiché nelle aste svolte nel primo semestre dell'anno per il conferimento della capacità di rigassificazione dei terminali GNL di OLT Offshore (Livorno) e di GNL Italia (Panigaglia, SP) è stato assegnato un solo slot di discarica pur in presenza di più offerte, perché tutte sono state formulate a un prezzo troppo basso rispetto a quello di riferimento fissato dall'Autorità, ARERA, con la seconda delibera ha aggiornato i criteri per la definizione del prezzo di riserva. La "taratura" dei criteri dei prezzi di riserva si è resa necessaria al fine di allineare le condizioni di offerta a quelle espresse dal mercato, con l'obiettivo di minimizzare gli oneri sostenuti del sistema in applicazione del fattore di copertura dei ricavi ed aumentare la liquidità del mercato del gas.

Del 398/2018 – Chiusura istruttoria in materia di riconoscimento dei costi sostenuti della società OLT Offshore LNG Toscana S.p.A. per l'approvvigionamento del GNL necessario alla produzione di energia elettrica In ottemperanza alle recenti sentenze del Consiglio di Stato (n. 3356/2016 e 3552/2016), l'Autorità ha deliberato circa i criteri da adottare per il riconoscimento dei costi sostenuti per l'approvvigionamento del GNL necessario alla produzione di energia elettrica, prevedendo di riconoscere i soli quantitativi di boiloff gas necessari all'autoproduzione di energia elettrica per il funzionamento del terminale valorizzandoli sulla base della media registrata dal PFOR nell'anno tariffario.

DCO 590/2018 - Orientamenti per la regolazione dei depositi di stoccaggio di GNL e dei servizi di small scale LNG forniti da infrastrutture regolate

La consultazione affronta i seguenti temi:

• impianti di stoccaggio: l'Autorità ritiene connessi o funzionali all'allacciamento e alla realizzazione della rete di trasporto esclusivamente i depositi di stoccaggio GNL considerati strategici ai sensi del D.Lgs 257 e che, pertanto, "svolgono un'attività di rigassificazione funzionale all'immissione in rete". Nel valutare la strategicità delle infrastrutture, ARERA intende utilizzare i requisiti per l'analisi costi/benefici definiti nella delibera 468/2018 sui Piani decennali della rete di trasporto;

• accesso alle infrastrutture per l'erogazione dei servizi di Small Scale Lng (SSLng): in caso di "capacità dedicata" a tali servizi, ciascuna impresa potrà definire le procedure in autonomia (purché non comprometta in nessun modo il servizio di rigassificazione) a fronte di un riconoscimento economico per l'utilizzo di parte dell'infrastruttura. Nel caso di servizi SSLng che impegnano parte della capacità di rigassificazione, i soggetti interessati dovranno disporre di tale capacità (e quindi avere precedentemente partecipato alle procedure di conferimento) o averne acquistata da altri utenti;

• sul fronte tariffe, per i terminali che mettono a disposizione capacità dedicata si propone di istituire corrispettivi specifici, per quelli che impegnano una parte della capacità di rigassificazione si attuano le condizioni economiche previste per la rigassificazione stessa;

• riguardo al fattore di garanzia l'Autorità è orientata a riconoscerlo ai rigassificatori che offrono anche servizi SSLng, ma non ai depositi. Per questi il Regolatore valuta comunque un meccanismo più limitato nel tempo e relativo alla sola capacità destinata alla rigassificazione.

ALTRI TEMI TRASVERSALI

Unbundling funzionale

Comunicato 15/2/2018 - Presentazione istanze di riconoscimento dei costi sostenuti per il cambio del marchio e delle relative politiche di comunicazione (debranding)

L'Autorità ha avviato la raccolta relativa alla presentazione delle istanze per il riconoscimento dei costi sostenuti dalle imprese distributrici di energia elettrica e di gas naturale per il cambio del marchio e la ridefinizione delle Politiche di Comunicazione.

Remunerazione capitale investito servizi infrastrutturali

Del 639/2018 - Aggiornamento del tasso di remunerazione del capitale investito per i servizi infrastrutturali dei settori elettrico e gas, per gli anni 2019-2021

Con tale provvedimento viene effettuato l'aggiornamento infra-periodo dei parametri base del WACC comuni a tutti i servizi infrastrutturali regolati dei settori elettrico e gas, ai sensi di quanto previsto dall'articolo 5 del TIWACC, e del livello di gearing. Vengono approvati i valori del WACC per i servizi infrastrutturali regolati del settore elettrico, per il triennio 2019-2021 pari a 5,9%; i WACC in ambito gas, valevoli per l'anno 2019, vengono fissati per la misura al 6,8%, per la distribuzione al 6,3% e per la rigassificazione al 6,8%.

Prescrizione breve

DCO 408/2018 - Prescrizione per fatturazione di importi riferiti a consumi risalenti a più di due anni: strumenti di rafforzamento delle tutele a vantaggio dei clienti finali (ambito soggettivo di applicazione, obblighi informativi dei venditori e gestione reclami); DCO 570/2018 - Prescrizione biennale in applicazione della legge 205/17: interventi finalizzati a efficientare le interazioni tra i soggetti della filiera e ottimizzare la raccolta del dato di misura funzionale alla fatturazione del cliente finale

ARERA intende intensificare le misure di tutela incrementando il livello di trasparenza delle comunicazioni sulla prescrizione breve in fattura: è richiesto ai venditori di discernere, all'atto dell'emissione di fatture relative ad importi prescrittibili, tra responsabilità del venditore/distributore e del cliente (messaggi differenziati, evidenza separata degli importi, variazione del metodo di pagamento in caso sia attivo un Sepa Direct Debit - domiciliazione). Al fine di individuare i casi di responsabilità del ritardo della fatturazione attribuibili al cliente finale (casi in cui la prescrizione breve non si applica), il DCO 570/2018 individua azioni in capo ai distributori quali l'adeguata informativa preliminare ai giri del personale che effettua le letture ed informazioni ex post; qualora, nonostante le informative il cliente finale non consenta l'accesso per effettuare le letture, il distributore potrà attribuire la responsabilità al cliente ed inviare l'informativa al SII e quindi al venditore.

Incentivi – Certificati bianchi

Del 487/2018 - Definizione del contributo tariffario a copertura dei costi sostenuti dai distributori di energia elettrica e gas naturale soggetti agli obblighi nell'ambito del meccanismo dei titoli di efficienza energetica, ai sensi del decreto interministeriale 10 maggio 2018

L'Autorità ha approvato le nuove regole sul contributo tariffario per i TEE, che, in attuazione del decreto interministeriale "correttivo" del 10 maggio scorso, prevedono, tra le altre cose, la fissazione di un tetto a 250 euro/titolo. La previgente formula di determinazione del contributo ha trovato applicazione fino alla data di pubblicazione della delibera. Il Gestore ha inoltre modificato il testo delle Regole di funzionamento del Mercato dei Titoli di Efficienza Energetica eliminando i passaggi relativi al "prezzo di riferimento rilevante di sessione", ormai non più necessario dopo l'introduzione del cap di 250 €/TEE.

PERSONALE E FORMAZIONE

Personale

Al 31 dicembre 2018 risultano in forza al Gruppo Iren 7.042 dipendenti, in aumento rispetto ai 6.285 dipendenti al 31 dicembre 2017. Nella tabella seguente si riporta la consistenza degli addetti al 31 dicembre 2018, suddivisa per Holding e società di primo livello e relative controllate, confrontata con il dato al 31 dicembre 2017.

Società	Organico al 31.12.2018	Organico al 31.12.2017
Iren S.p.A.	1.036	945
IRETI e controllate	2.120	1.952
Iren Ambiente e controllate	2.550	2.266
Iren Energia e controllate	832	653
Iren Mercato e controllate	504	469
Totale	7.042	6.285

Le principali variazioni dell'organico rispetto al 31 dicembre 2017 sono dovute a:

• ingresso nel Gruppo delle Società Iren Rinnovabili, Studio Alfa e Coin Consultech per complessive 135 risorse al 1° gennaio 2018; a partire dal 1° ottobre tali società sono ricomprese fra le controllate di Iren Energia. Il numero dei dipendenti al 31 dicembre 2017 non includeva il personale appartenente a tali società, seppur presenti in perimetro, in quanto acquisite alla fine dell'esercizio e dunque non partecipanti alla determinazione del costo del personale di Gruppo nel 2017;
• ingresso nel Gruppo di ACAM (incorporata in Iren S.p.A.) e delle sue controllate ACAM Acque (controllata da IRETI), ACAM Ambiente (controllata da Iren Ambiente), In.Te.Gra. (incorporata in Iren S.p.A.) e Centrogas Energia (incorporata in Iren Rinnovabili), per complessive 699 risorse;
• stipula del contratto tra SEI Energia S.p.A. (affittante) ed Iren Energia S.p.A. (affittuaria) che prevede, con decorrenza dal 6 settembre 2018, l'affitto di Ramo di Azienda comprendente le attività di Teleriscaldamento nei Comuni di Rivoli, Collegno e Grugliasco, per complessive 21 risorse;
• finalizzazione in data 6 settembre 2018, da parte di Iren Mercato S.p.A., dell'operazione di acquisto del 100% del capitale sociale di Spezia Energy Trading S.r.l. per complessive 22 risorse;
• perfezionamento in data 28 settembre 2018, da parte di Iren Energia S.p.A. dell'acquisizione del 66,23% del capitale sociale della Società Maira S.p.A. per complessive 2 risorse;
• acquisizione, in data 17 ottobre 2018, da parte di Iren Ambiente S.p.A., di un ramo di azienda da SMC Smaltimenti Controllati costituito dalla partecipazione del 48,85% nel capitale di SETA S.p.A. e dalle attività di chiusura e gestione post mortem della discarica di Chivasso 0 per complessive 2 risorse;
• cessione di ramo e cessioni di contratto da IRETI alla società Gestione Acqua (8 risorse);
• avvio del nuovo piano di ricambio generazionale.

Formazione e addestramento del personale

Anche per il 2018 la formazione conferma il suo ruolo di supporto e accelerazione dei processi di cambiamento e trasformazione in atto all'interno del Gruppo Iren.

Risultato di una pianificazione organica che tende a strutturare e rinforzare competenze e capacità legate a ruoli e mansioni, attraverso una attenta analisi dei fabbisogni formativi alimentata dai risultati derivanti dalla rilevazione delle competenze, dai progetti e riorganizzazioni che interessano il Gruppo, la formazione tende sempre di più a una prospettiva di costante continuità lungo tutta la vita professionale del personale, accompagnandola negli aspetti legati

• all'inserimento in azienda,
• all'introduzione di nuove modalità di lavoro,
• all'aggiornamento delle conoscenze tecnico-specifiche,
• alla sicurezza
• nonché
• alla valorizzazione delle competenze relazionali e comportamentali.

Questo fa di essa un supporto importante non solo alla valorizzazione del ruolo acquisito ma anche alla riqualificazione delle professionalità inserite nei percorsi di mobilità interna, attraverso azioni mirate e dedicate.

Ai dipendenti del Gruppo (inclusi i lavoratori con contratto di somministrazione) sono state erogate circa 131.000 ore di formazione (+26,8% rispetto al 2017), con circa 6.600 risorse che hanno partecipato ad almeno una iniziativa formativa, pari a circa il 95% del totale (+7,5%).

In particolare, sono stati coinvolti in almeno una iniziativa formativa il 100% dei dirigenti, dei quadri e degli impiegati e l'80% degli operai.

La media pro capite è in rilevante crescita e pari a circa 18,9 ore (+15% rispetto all'anno precedente). La media di genere è risultata pari a 14,6 ore per le donne (+34% rispetto all'anno precedente) e a 20,4 ore per gli uomini (+10,3% rispetto all'anno precedente). Anche analizzando il dato a livello di singole qualifiche si registrano valori in forte crescita nelle ore medie di formazione: 31,2 ore per i dirigenti (+59% rispetto al 2017), 25,5 per i quadri (+38,6%), 20,7 per gli impiegati (+24%) e 16,2 per gli operai (+0,6%).

Si conferma punto di forza per il 2018 l'attività progettuale interna delle iniziative formative, con docenza a cura sia di formatori interni che di consulenti esterni (cosiddetta formazione interna), che ha rappresentato il 91% del monte ore complessivo (+1% rispetto all'anno precedente).

E' inoltre in forte crescita la formazione manageriale, che ha registrato un incremento di oltre il 139% rispetto al 2017. Risultano invece stabili, seppur con valori elevati, la formazione e l'addestramento specialistici, che rappresentano il 49,5% del monte ore complessivamente erogato.

All'interno dell'azione formativa di Gruppo continuano ad avere una forte rilevanza le attività di formazione sulla sicurezza nelle pratiche quotidiane di lavoro: sono state infatti quasi 31.000 le ore di formazione erogate complessivamente in ambito qualità, sicurezza e ambiente, con particolare riferimento alla formazione legata all'accordo Stato-Regioni.

L'investimento economico sostenuto dal Gruppo nel 2018, al netto dei costi del personale in formazione e dei docenti interni, è stato di circa 970.000 euro: circa 600.000 euro dell'importo sono relativi all'utilizzo dei fondi di formazione finanziata (Fonservizi e Fondirigenti), con un incremento del 15% rispetto all'anno precedente. Anche nel 2018 l'indice di soddisfazione delle attività formative risulta positivo seppur in leggero calo (78,2% rispetto all'80% dell'anno precedente), così come quello di apprendimento pari all'86,6%.

ORGANIZZAZIONE E SISTEMI INFORMATIVI

Organizzazione

Nel corso del 2018, sono proseguiti i numerosi interventi di riorganizzazione del Gruppo volti principalmente al rafforzamento dell'unitarietà di governo, al raggiungimento degli obiettivi di efficacia ed efficienza operativa ed alla maggior focalizzazione sul business, in coerenza con quanto previsto nelle Linee Guida Strategiche del Piano Industriale approvato dal Consiglio di Amministrazione di IREN S.p.A.

Inoltre, sono proseguite le operazioni di razionalizzazione ed integrazione volte a completare, anche mediante operazioni di trasferimento di attività e/o rami interni al perimetro societario, il Modello Organizzativo di Gruppo, nonché di rafforzarlo con l'ingresso di nuove realtà acquisite a seguito di operazioni societarie e di Merger&Acquisition (gruppo Iren Rinnovabili e gruppo ACAM), anche attraverso forme di coordinamento funzionale, ove non possibili altre forme di integrazione societaria.

Per favorire il raggiungimento degli obiettivi di Gruppo e delle singole Società che ne fanno parte sono stati avviati o sono proseguiti importanti progetti sviluppati insieme ad un profondo percorso di change management, basati su quattro principali direttrici: la relazione con il Cliente, il miglioramento del servizio e delle performance, la digitalizzazione e le risorse umane.

Facendo rimando al successivo paragrafo "Sistemi Informativi", si riportano di seguito a titolo esemplificativo alcuni progetti in essere che presentano implicazioni organizzative:

• per quanto riguarda la relazione con il Cliente, è proseguito il programma mirato a ridisegnare l'intero processo di gestione e relazione con i Clienti, dal primo contatto alla fatturazione, con l'introduzione di un innovativo sistema di Customer Relationship Management (CRM);
• per quanto riguarda il miglioramento del servizio e delle perfomance, in ambito Business Unit Reti è stato pressoché completato il progetto per l'utilizzo di un nuovo sistema di Asset Management e di un sistema di Work Force Management (WFM), mentre in ambito Business Unit Ambiente, è stato avviato il progetto denominato "Just Iren" che prevede la realizzazione di un nuovo modello gestionale, operativo e informatico in grado di ottimizzare la gestione del processo di raccolta, spazzamento e conferimento rifiuti favorendo altresì l'interazione con il Cliente/Cittadino e con gli Enti locali cui si presta il servizio;
• per quanto riguarda la digitalizzazione, oltre alla formalizzazione della strategia digitale nell'ambito del Piano Industriale, si è completato il progetto "Smartphone per tutti", che consente a tutto il personale di disporre di uno strumento fondamentale di supporto per la digitalizzazione dei processi e delle attività;
• per quanto riguarda le risorse umane, è proseguito il lavoro sui sistemi di Performance Management e Compensation ed è stato avviato il progetto di implementazione del nuovo sistema informativo finalizzato alla gestione dell'intero processo di Recruiting e di Career & Succession Planning.

Fra gli interventi per il miglioramento organizzativo si ricordano inoltre il progetto pilota di Robotic Process Automation che si è sviluppato nell'area della gestione della rilevazione presenze, il progetto per rendere operativa la fatturazione elettronica ed il progetto di gestione digitale dei contratti Intercompany.

Nel corso del 2018 si è inoltre svolto per la prima volta un sondaggio fra tutto il personale sui comportamenti e le politiche organizzative del Gruppo, con l'utilizzo della metodologia messa a punto a livello internazionale da una primaria Società di Consulenza strategica. Tale sondaggio, che ha registrato un buon livello di partecipazione, ha consentito a sua volta di individuare alcune azioni di miglioramento, che sono state avviate nel quarto trimestre dell'anno.

Sistemi informativi

Il 2018 ha visto l'avvio, il prosieguo ed il completamento di importanti progetti strategici per il Gruppo. In particolare sono partite le fasi esecutive dei progetti IRENWAY (revisione architetturale e di processo del settore della distribuzione), JUST IREN (ridisegno della mappa applicativa della BU Ambiente) e WorkForce Management (WFM) sul servizio idrico.

E' invece stato completato il progetto WFM per la distribuzione gas, consolidato l'ambito legato al workflow del ciclo passivo, completata la distribuzione dei device prevista dal Progetto Smartphone per Tutti e gli Analytics per il settore del teleriscaldamento.

Sono inoltre proseguite le attività relative al programma di Trasformazione Mercato ed è stata avviata la fase inerente al piano di fattibilità del mondo Work Force Management - Asset Management anche per il settore della distribuzione energia elettrica.

Di seguito viene fornita una panoramica più ampia dei principali progetti, suddivisi per Business Unit o inerenti ad ambiti trasversali ai business del Gruppo.

In area CORPORATE è stato completato il progetto di Robotic Process Automation per la gestione e quadratura delle presenze. Sempre in ambito HR sono continuati i progetti "Budget del Personale", che si propone di definire e implementare un modello di budgeting, planning, forecasting e data import consuntivo che copra completamente le attività di pianificazione, reporting e analisi, e l'adozione del nuovo strumento di Performance Management sulla piattaforma Success factor con i moduli di Recruiting, Succession e Career Development.

Dal lato del progetto riguardante i processi di Ciclo Passivo, è in fase di completamento l'integrazione con la piattaforma di Bravo Solution per la gestione degli appalti ed è terminata la raccolta delle segnalazioni ricevute durante le prime fasi dello stesso.

Per il progetto "DWH del Credito", terminata la fase 1 nel primo semestre 2018, sono state verificate le quadrature anche sui sistemi Net@DIS e SAP per l'ambito idrico e sono in corso le ultime attività per la definitiva chiusura della fase 2.

Si sono concluse le attività legate al progetto Smartphone per Tutti, il cui obiettivo è quello di dare in dotazione a tutta la popolazione aziendale uno smartphone al fine di fruire più efficacemente dei servizi messi a disposizione dei dipendenti Iren.

Infine, sono arrivati alla prima delivery i progetti sulla fatturazione elettronica, partita il 1° gennaio 2019, e di gestione delle presenze, che prevede la possibilità di inserire giustificativi di assenza tramite smartphone da parte del personale dipendente.

Sono in corso l'adeguamento ICT al General Data Protection Regulation e i Digital Payments, con lo scopo di adeguare i Sistemi Informativi aziendali alle ultime indicazioni normative in ambito privacy e pagamenti. Da ultimo, ma non meno importante, sono state avviate le operazioni di adeguamento dei sistemi delle principali funzioni di staff legate alle recenti operazioni societarie: ACAM, Iren Rinnovabili, Studio Alfa, il ramo d'azienda relativo al teleriscaldamento di SEI Energia e Spezia Energy Trading.

Relativamente alla BU ENERGIA, nel 2018 il progetto di maggior rilevanza è stato la Reportistica del Teleriscaldamento basata su Qlik Sense, un applicativo di nuova introduzione che ha dato modo di condurre analisi smart volte anche a migliorare la proposizione commerciale. La prima wave del progetto ha riguardato l'analisi dei dati di produzione, distribuzione e vendita calore con obiettivi di incremento di saturazione, rivisitazione tariffe, cross selling, saving industriali e miglior pianificazione.

Sono inoltre in corso le attività di porting delle funzionalità e del workflow del precedente applicativo custom di reportistica TLR su MOBI TLR e Gestione Lavori TLR, per quanto riguarda l'estensione della rete e le sottostazioni.

Tra le attività principali, è infine in corso una sperimentazione, all'interno del "Piano Industria 4.0", relativa alla creazione di una check list informatizzata per l'ispezione degli impianti. Tale sperimentazione avrà durata di circa 5 mesi e avrà per oggetto la check list dell'operatore nei confronti dell'unità di produzione 3GT della centrale termoelettrica di Moncalieri.

Si è infine completato il porting dei contratti di erogazione servizi precedentemente in capo ad Iren Energia ed ora di pertinenza di Iren Rinnovabili.

In ambito Telecontrollo prosegue l'estensione del sistema di Telegestione del Teleriscaldamento nell'area emiliana.

Per la BU AMBIENTE il programma JUSTIREN, a valle dell'assegnazione della gara al System Integrator, è arrivato nella fase esecutiva, con una definizione puntuale di un piano di attività che vedrà l'area di operatività torinese come prima interessata dai rilasci del programma nel marzo 2020, per chiudersi nel maggio 2021 con la totalità dei territori in cui Iren fornisce il servizio di igiene ambientale.

Sempre per l'area Torino si sono completate le attività relative al lancio dell'App Junker per la gestione della raccolta differenziata, anche con l'ampliamento di due nuovi quartieri, Lingotto e Filadelfia.

Sono inoltre stati rilasciati i sistemi ECOS Commerciale e ECOS web per la gestione dei rapporti con i Comuni clienti ed avviato il progetto di integrazione del contact Center ECOS in ACAM.

Per quanto concerne la BU MERCATO, continua l'iniziativa di "Trasformazione Mercato" con le fasi realizzative di migrazione delle piattaforme di fatturazione e la rivisitazione del canale Web. Inoltre sono stati avviati stream volti:

• alla gestione Analytics;
• alla revisione della Document Composition;
• al miglioramento di utilizzo dei canali social;
• all'integrazione con l'ambito delle offerte New DownStream (extra commodity);
• all'introduzione SAP BW per reportistica.

Nel primo semestre 2018 il nuovo sistema CRM è stato reso disponibile per le sole commodity gas ed elettricità. Il secondo semestre ha visto alcuni ritardi che hanno portato ad un rilascio di funzionalità parziali a inizio dicembre.

Inoltre, si prevede il completamento delle attività legate alla fatturazione Gas&Power tramite le attività la migrazione dati su SAP ISU di tutti i sistemi di fatturazione Iren (Net@, CNRG), e l'adozione di una nuova piattaforma web. Relativamente alla nuova piattaforma di gestione dei Call Center si è conclusa la seconda parte del progetto, che ha previsto il rilascio delle funzionalità avanzate e l'integrazione con il nuovo CRM.

Relativamente alla BU RETI, è divenuto operativo il nuovo sistema di Work Force Management in particolare per la commodity gas in tutti i sottoambiti (Work Force Automation, Schedulatore e Pronto Intervento). Sono inoltre state avviate, con una e parziale messa in produzione, le attività per il settore idrico.

Sempre in ambito BU Reti proseguono inoltre i numerosi sviluppi software legati agli adeguamenti normativi previsti dall'ARERA sugli attuali sistemi del settore della distribuzione.

Ha altresì preso l'avvio il progetto strategico Iren WAY volto alla rivisitazione e standardizzazione dei processi e dei sistemi informativi a supporto delle attività commerciali delle Reti. Assegnata la gara al System Integrator per lo sviluppo del sistema, è ora in corso la fase di redazione della Business Blue Print, ossia l'analisi funzionale della soluzione prevista.

Sono infine stati consolidati i sistemi afferenti al contesto delle gare gas e ottimizzati processi e sistemi su Authority.net per la trasmissione dei dati e l'interfacciamento nei confronti dell'Autorità.

Da ultimo, anche se certamente non per importanza, nell'ambito trasversale dei Sistemi Informativi Territoriali prosegue il progetto GEOIREN che ha visto il rilascio della componente Web in ambito gas. Nel primo trimestre è stato rilasciato il sistema GEOWeb per IRETI e sono in fase di realizzazione le attività per la convergenza verso una piattaforma unica di gestione degli indirizzi di Iren. E' inoltre stata formalizzata la richiesta di offerta tramite gara per il cosiddetto "Ufficio toponomastica", ossia la normalizzazione degli indirizzi su tutte le banche dati Iren, ed è stata valutata ed accettata l'adozione di uno strumento Geographic Information System in particolare per la distribuzione elettrica. L'attività è prevista concludersi entro agosto del 2019.

In ambito Telelettura/Telegestione sono proseguite le attività di copertura in radio frequenza dei contatori secondo il piano di progetto, raggiungendo la copertura dell'86%. Si sono inoltre concluse le valutazioni di fattibilità per la migrazione dei numeri verdi della BU Reti su una nuova piattaforma tecnologica e ingaggiato il relativo fornitore, anche per la fase implementativa.

Sul piano delle iniziative trasversali, in ambito Infrastrutture proseguono le iniziative di consolidamento e razionalizzazione, in particolare:

• è in corso il consolidamento dei sistemi di back-up su un'unica piattaforma, con la seconda copia degli stessi in Cloud;

• in ambito Sicurezza si è avviato a fine anno il servizio di Security Operations Center 24/7, con il supporto di un provider esterno;

• E' stato rilasciato lo strumento di monitoraggio End To End che permette di misurare le prestazioni dei sistemi informativi e delle piattaforme applicative;

• in ambito Distribuito sono stati avviati il progetto per rivedere la piattaforma di gestione delle video conferenze, la rivisitazione delle sale C.d.A. del Gruppo, la sostituzione delle stampanti multifunzione e del relativo sistema di gestione.

Nell'ambito della DIGITAL TRANSFORMATION, in particolare per quanto riguarda le soluzioni di Big Data e Analytics, nei mesi maggio e giugno la Direzione ICT ha svolto una serie di workshop che hanno coinvolto i principali vendor e alcune società di consulenza, così da approfondire le soluzioni e le esperienze attualmente presenti sul mercato e avere un loro punto di vista. In particolare si sono approfonditi alcuni specifici use cases:

• smart metering;
• monitoraggio impianti e reti;
• customer intelligence (soluzioni ed esperienze a supporto di Profilazione clienti e gestione offerte, Campaign management, ecc.);
• HR analytics.

A livello più ampio e strategico, sempre in tema di Digital Transformation, a luglio ha preso avvio il progetto di Strategia Digitale, per il quale sono state coinvolte tutte le Business Unit e Direzioni Corporate. Il progetto ha avuto come obiettivi:

• condividere i trend dell'evoluzione digitale;
• misurare la digital readiness del Gruppo;
• definire la strategia digitale di Iren;
• individuare e prioritizzare le iniziative digitali;
• valutare gli impatti economici, tecnologici, organizzativi e predisporre il business case;
• definire la roadmap di implementazione;

L'iniziativa si è conclusa a fine novembre con i seguenti deliverables: digital readiness attuale e obiettivo a tendere, strategia digitale, roadmap e investimenti necessari, modello valutazione iniziative e governance e un business case di 5 iniziative.

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;
• il rispetto e la valorizzazione delle persone;
• l'attenzione e il governo dei rischi, a fronte di un'analisi continua del contesto dell'organizzazione e delle esigenze ed aspettative delle parti interessate;
• l'innovazione e il cambiamento;
• lo sviluppo sostenibile;
• la responsabilità e la cooperazione con la comunità degli stakeholders.

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.

Iren, Iren Ambiente, Iren Energia, IRETI, AMIAT, Iren Laboratori, Iren Acqua e Iren Acqua Tigullio hanno sistemi certificati secondo gli standard internazionali ISO 9001 (Qualità), ISO 14001 (Ambiente) e OHSAS 18001 (Sicurezza). Inoltre, Iren Mercato è certificata con riferimento alle norme internazionali ISO 9001 (Qualità) e OHSAS 18001 (Sicurezza) e al Documento Tecnico Certiquality 66 relativo alla Vendita di Energia Verde. Tutte le suddette Società, per quanto attiene alle ISO 9001 e ISO 14001, hanno effettuato il passaggio alla revisione 2015 delle suddette norme, aggiornando il proprio sistema di gestione sulla base dei nuovi requisiti normativi, completando il percorso di aggiornamento di tutti i Sistemi Certificati del Gruppo Iren.

Nel corso del 2018 sono stati condotti, con esiti positivi, gli audit di sorveglianza da parte degli Organismi di Certificazione che hanno confermato la validità di tutte le Certificazioni in possesso da parte delle Società. Infine, subito a valle dell'operazione societaria che ha portato alla riorganizzazione di Iren Rinnovabili, la Società ha ottenuto le certificazioni Qualità (ISO 9001), Ambiente (ISO 14001), Sicurezza (OHSAS 18001), Efficienza Energetica (ISO 50001), ESCO (UNI 11352) ed F-Gas.

RICERCA E SVILUPPO

L'innovazione tecnologica nel Gruppo IREN è centrale nelle scelte strategiche e nella definizione dei prodotti e servizi offerti.

Il Piano Industriale al 2023, approvato dal Consiglio di Amministrazione di IREN S.p.A. il 27 settembre 2018, 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 sta investendo riguardano:

• efficienza energetica declinata su più livelli e asset (cliente, edificio, 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;
• processi finalizzati a massimizzare il recupero energetico e di materia da differenti frazioni di rifiuti;
• Internet of Things ("IoT") e domotica;
• strumenti ICT di "data intelligence";
• gestione ottimizzata del ciclo idrico integrato (distrettualizzazione, individuazione e riduzione delle perdite di rete) e strumenti a supporto della sensoristica in campo;
• sistemi per la riduzione quantitativa ed il recupero di materia e/o energia da fanghi derivanti da processi di trattamento delle acque reflue;
• mobilità elettrica e guida autonoma;
• soluzioni "industria 4.0" a supporto del personale coinvolto in attività operative e di manutenzione impianti, per la manutenzione predittiva e per il monitoraggio in campo;
• progetti in ottica smart city.

IREN gestisce i processi di innovazione attraverso un modello di open innovation e, coerentemente con tale modello, ha in corso proficue collaborazioni con Università, Centri di Ricerca, Poli d'innovazione e Startup 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 2018 è stato caratterizzato sia dal prosieguo delle attività tecniche relative ai diversi progetti cofinanziati del Gruppo sia dallo sviluppo, anche in partnership con aziende e startup innovative, di progetti tecnologici interni sulla base di una pianificazione che, partendo da un'analisi dello scenario di lungo periodo, è volta a dotare il Gruppo degli strumenti necessari a cogliere le opportunità e a mitigare i rischi derivanti dall'evoluzione dei mercati in cui opera.

Inoltre, nella seconda metà del 2018 è stato lanciato "IREN UP", l'innovativo programma di Corporate Venture Capital con l'obbiettivo di affiancare le startup Italiane a più alto potenziale nel settore cleantech, dalle tecnologie pulite all'economia circolare. Nell'ambito di quanto sopra, IREN mette a disposizione un inedito pacchetto di servizi personalizzato che potrà includere sperimentazione, supporto tecnico, consulenza legale, test di mercato, accordi commerciali e industriali. Il programma prevede investimenti per oltre 20 milioni di euro per i primi tre anni, con ticket di investimento da 100.000 a 2 milioni di euro, a seconda della fase di vita della startup e delle necessità.

Anche in relazione al programma IREN UP, nel corso del 2018 sono proseguite e rafforzate le attività di ricerca di startup che abbiano sviluppato soluzioni innovative in grado di apportare benefici sulle linee di business del Gruppo, anche attraverso la partecipazione ad eventi dedicati a mettere in contatto la domanda e l'offerta di tecnologia.

A tale proposito, è stata lanciata la seconda edizione della IREN Startup Award, competizione a cui hanno partecipato oltre 170 startup, e che ha visto vincitori la startup Smart Track nella categoria seed e la startup Ecoplasteam nella categoria growth. Nello specifico Smart Track ha sviluppato una piattaforma che utilizza dispositivi indossabili e sensori in grado di segnalare tempestivamente situazioni di emergenza per la salute e l'incolumità dei lavoratori, mentre Ecoplasteam ha messo a punto un processo per il trattamento dei rifiuti poliaccoppiati (ad esempio il Tetrapak) che produce l'EcoAllene, un innovativo materiale plastico totalmente riciclabile con una grandissima varietà di utilizzi nella realizzazione di oggetti e componentistica. Entrambe le startup, oltre ad un contributo economico al progetto, riceveranno un programma personalizzato di accelerazione finanziato da IREN.

A completamento di quanto sopra, la startup Bepooler è risultata vincente per quanto riguarda la categoria speciale relativa alla mobilità eco sostenibile.

Inoltre, in attuazione della Convenzione Quadro di collaborazione per la ricerca tra l'Università degli Studi di Torino e Iren S.p.A., il 19 luglio si è tenuto l'evento di chiusura della Challenge lanciata da IREN presso il ContaminationLab di Torino, luogo di incontro per studenti di tutte le discipline provenienti dal Politecnico e dall'Università degli Studi di Torino. Più di 80 studenti si sono candidati per rispondere alla prima sfida proposta da IREN, "Individuazione di nuovi modelli di mobilità elettrica in contesti urbani ad alta densità abitativa" – fra di essi, 32 sono stati selezionati per intraprendere un percorso formativo di alcune settimane e 4 hanno avuto accesso ad altrettante borse di studio per collaborare con IREN per 10 mesi. I ragazzi del team vincitore, Up The Frequency, hanno iniziato da Settembre 2018 a collaborare su progetti di mobilità di interesse del Gruppo.

Nel 2018, Iren si è aggiudicata il premio Innovazione SMAU 2018 con il piano Industria 4.0 per la Business Unit Energia. Nello specifico, il progetto ha avuto l'obiettivo di individuare soluzioni innovative nella gestione della Business Unit, con particolare riferimento al settore manutentivo delle divisioni termoelettrica, idroelettrica e teleriscaldamento.

Anche nel 2018, il Gruppo è risultato finalista nella categoria "Tecnologia, Ricerca & Innovazione" nel premio assegnato da Top Utility, dopo essersi aggiudicato il primo posto nell'edizione 2017.

Si riportano nel seguito i principali progetti in corso, per un valore complessivo a carico del Gruppo IREN pari a circa 7,5 milioni di euro, di cui 3,5 milioni oggetto di finanziamento. Relativamente a tali importi, la spesa sostenuta nel corso del 2018 è stata pari a 740.000 euro, di cui circa 500.000 euro coperti da finanziamento.

PROGETTI DI RICERCA FINANZIATI IN CORSO

Servizi Idrici

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, Iren Acqua, 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: Il progetto prevede un capitolato tecnico con attività progettuali previste sulla rete acquedottistica a servizio del comprensorio di Rapallo e dell'area metropolitana genovese. Più in dettaglio, la rete acquedottistica asservita alla città di Rapallo è stata modellizzata e calibrata con il supporto dell'Università di Bologna. Il sistema acquedottistico è stato inoltre distrettualizzato mediante l'installazione di valvole di controllo della pressione permettendo importanti risparmi in termini di volumi d'acqua erogata. In area metropolitana genovese è prevista attività similare sulla rete di drenaggio urbana, attività che verrà svolta con il supporto dell'Università di Palermo.

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 rilevanti opportunità 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 endusers.
• Stato: Durante il 2017 Iren ha partecipato alla definizione delle specifiche strumentali ed ha coordinato le attività connesse alla standardizzazione di prodotto e/o delle procedure di validazione delle analisi effettuate. Nel 2018, IREN è stata coinvolta nelle attività di monitoraggio degli standard emessi dagli enti di unificazione e nel debugging della catena di misura compresa nello strumento, che include una filiera dedicata alla concentrazione dei batteri, sviluppata dall'Università di Monaco. La filiera verrà successivamente installata presso le sezioni di un sistema acquedottistico gestito da IRETI in località Prato (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: IRETI, Iren S.p.A., Iren Rinnovabili, Centro Ricerche Produzioni Animali C.R.P.A., Hera Ambiente, SOL.
• Stato: Nel corso del 2018 si è provveduto ad inviare agli enti preposti i documenti per proseguire con la fase 2 del progetto che vede per IREN l'installazione del sistema di compressione, accumulo e distribuzione del biometano per gli automezzi. Sono proseguite le attività di analisi del biometano prodotto dall'impianto di upgrading per la verifica delle conformità secondo normativa. Si sono inoltre presi i contatti con i fornitori tecnologici della stazione di compressione, stoccaggio e distribuzione e si sono preparati i documenti che disciplinano le attività di verifica in laboratorio degli effetti del biometano utilizzato negli automezzi. Sono quindi iniziate le attività di cantierizzazione del depuratore per l'installazione della stazione di compressione, stoccaggio e distribuzione. Il coordinatore ASTER ha provveduto a richiedere un prolungamento del termine di progetto per ulteriori 6 mesi.

Energia

CHESTER (Horizon 2020)

Il progetto ha l'obiettivo di sviluppare ed integrare una soluzione innovativa di tipo Power-to-Heat-to-Power che consenta la massimizzazione dello sfruttamento delle RES elettriche non programmabili e RES termiche già abbinate a sistemi di TLR. Il sistema oggetto dello studio, denominato CHEST, sfruttando pompe di calore, accumuli a calore latente e cicli organici rankine (ORC), consentirà di trasformare l'energia elettrica in calore, stoccarlo e successivamente produrre nuovamente energia elettrica.

• Partner: Iren S.p.A., Iren Energia, TECNALIA, DLR, University of Stuttgart, PLANENERGI FOND, AIGUASOL, Encontech B.V., University of Ghent, University of Ulster, Universitat Politecnica De Valencia, PNO Innovation, GOIENER.
• Stato: Il kick off di progetto è avvenuto a fine aprile 2018. Sono stati messi a punto i primi deliverable di progetto che riguardano il modello matematico della soluzione tecnologica e la raccolta dei dati degli impianti che costituiscono gli use cases di progetto. Si è inoltre iniziato a delineare i principali componenti del sistema CHEST e ad applicare il modello matematico agli use cases di progetto.

ESACOM (Bando regione Piemonte poli di innovazione)

Il progetto ESACOM (acronimo di Energy SAving and COMfort optimisation) intende sviluppare una piattaforma di sensori, algoritmi, database e App in grado di fornire uno strumento, scalabile a diversi livelli, di gestione dei dati e di attuazione; si tratta di un supporto per le decisioni di ottimizzazione energetica, al fine di attuare un management energetico che tenga conto dell'effettivo stato di benessere degli utenti di un edificio.

Il progetto prevede la sperimentazione della piattaforma su due edifici civili nella città di Torino.

Partner: Iren S.p.A. (coordinatore), Iren Energia, Pro Logic Informatica, Modelway, Screen 99, Eurix.

Stato: Il progetto è iniziato ufficialmente nel mese di settembre 2017. Nei mesi successivi Iren, con i partner di progetto, è stata coinvolta nella definizione dell'architettura generale di sistema, dei protocolli di comunicazione e delle specifiche del portale web per l'attuazione e la visualizzazione dei risultati della regolazione energetica. Nel mese di marzo si è conclusa la definizione delle specifiche di sistema ed in seguito sono state avviate le installazioni presso i piloti; parallelamente è stato avviato lo sviluppo dei singoli elementi della piattaforma.

EVERYWH2ERE (Horizon 2020)

L'obiettivo del progetto è quello di sviluppare un gruppo elettrogeno a cella combustibile "plug and play", facile da trasportare a livello urbano per alimentazione elettrica temporanea in diversi settori (cantieri, festival musicali, eventi temporanei, centri espositivi).

Il gruppo Iren, in qualità di terza parte di Environment Park, testerà uno skid ad idrogeno per la produzione di energia elettrica durante eventi/fiere (modalità gruppo di continuità/generatore mobile).

• Partner: D'appolonia, VTT, Powercell Sweden AB, Genport, Swiss Hydrogen, Mahytec, FHA, Delta1 gUg, Environment Park, Acciona Construccion, ICLEI, Linde Gas Italia
• Stato: Il kick off di progetto è avvenuto nel mese di Febbraio 2018 ed Iren ha partecipato al progetto in qualità di supporto ad Environment Park al fine di fornire indicazioni tecnico/normative in merito la tecnologia da sviluppare.

Evolution2G (EMEurope Call 2016)

Il progetto "eVolution2G", iniziato a giugno 2018, vuole approfondire e testare direttamente sul campo il concetto di Vehicle to Grid (V2G), ovvero un sistema in cui i veicoli elettrici hanno un ruolo di bilanciamento sulle reti elettriche.

Le innovazioni principali del progetto si basano su:

• sviluppo di quadricicli leggeri con un sistema di gestione della batteria innovativo e un sistema di ricarica bidirezionale, in grado di interfacciarsi con la rete elettrica sia per ricaricarsi sia per "cedere" la propria carica;
• sviluppo di un prototipo di EMCS (Energy Management and Control System), per la gestione dei dati a seconda dei diversi soggetti interessati, nell'ottica di migliorare l'equilibrio della rete elettrica;
• test su prototipi di soluzioni di ricarica V2G, sia a livello domestico che a livello pubblico/urbano.

Partner: Iren S.p.A. (coordinatore), Mecaprom, CTC Cartech Company, Aalborg University.

Stato: Nei primi sei mesi del progetto i partner hanno finalizzato il design dei vari sottosistemi, individuato le specifiche tecniche per la fornitura dei sistemi di ricarica in ottica V2G e effettuato il benchmarking di soluzioni/progetti simili, oltre all'analisi normativa

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: Nel mese di giugno si è svolto a Torino il meeting finale del progetto durante il quale è stata effettuata una dimostrazione del sistema pilota di ricarica induttiva dinamica situato presso l'autoporto di Susa. Nel corso delle ultime attività Iren ha supportato i partner di progetto nella validazione dei relativi risultati.

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: Nel corso del 2018, si è proceduto allo sviluppo di vari servizi della piattaforma NEMO. Iren è coinvolta nella definizione delle specifiche dei servizi legati agli attori del mercato elettrico. In particolare Iren sta lavorando, con il supporto di alcuni fornitori, all'interfaccia di alcune colonnine ad uso flotte interne con la piattaforma NEMO per il test di alcune funzionalità innovative (es. il route planning basato su effettivo consumo delle batterie).

OTTEMPO (bando regione Piemonte poli di innovazione)

Il progetto si propone di studiare e testare modalità di distribuzione, attraverso una rete di telecomunicazione in fibra ottica o wireless, del campione di tempo, ossia l'ora esatta, con una precisione nell'ordine dei microsecondi per il settore delle società multiservizi (multiutility). In particolare, le applicazioni operative saranno rivolte a sistemi di monitoraggio e analisi in tempo reale delle reti di distribuzione elettrica e del servizio idrico.

Partner: IREN S.p.A., Consorzio TOP-IX, Hal Service.

Stato: Il progetto è stato avviato nei primi mesi del 2018; le prime attività per IREN riguarderanno la definizione delle specifiche e l'impostazione dei piloti in ambito elettrico ed idrico.

PLANET – (Horizon 2020)

Il progetto mira a sviluppare tecnologie e analisi dei vincoli regolatori per lo sfruttamento sinergico delle reti di distribuzione (elettriche, gas e termiche). Durante il progetto verranno: modellizzate tecnologie di accumulo e conversione; simulati sistemi intelligenti di gestione automatizzata multigrid; creati nuovi business model; testati, in un pilota fisico, sistemi di conversione di energia.

• Partner: Iren S.p.A., Iren Energia, IRETI, Iren Mercato, Politecnico di Torino, ISMB, Teknologian tutkimuskeskus VTT Oy, HYPERTECH, CERTH, Grindrop, ITM Power (trading), VAASAETT, FGH, Sorea, Merit Consulting House.
• Stato: A fine novembre 2017 si è svolto il kick-off meeting del progetto. Le prime attività di progetto hanno riguardato l'identificazione degli use cases, ed è in corso l'elaborazione più di dettaglio di quelli ritenuti maggiormente di interesse da parte degli end-users per l'implementazione della piattaforma informatica di elaborazione dati. In particolare Iren sta identificando il sito (edificio residenziale) su cui realizzare il pilota sperimentale e le tecnologie che verranno testate nel pilota stesso.

Pump-Heat – (Horizon 2020)

Il progetto ha l'obiettivo di aumentare la flessibilizzazione degli impianti convenzionali a fonte fossile, in particolare cicli combinati, al fine di soddisfare le sempre maggiori esigenze della rete per compensare le fluttuazioni di offerta derivanti dalle fonti rinnovabili. Il progetto studierà l'abbinamento di pompe di calore a impianti a ciclo combinato cogenerativi e cicli combinati convenzionali; verrà inoltre analizzato l'abbinamento con sistemi per lo stoccaggio di calore e freddo.

In particolare, presso la centrale Iren di Moncalieri (TO) verrà realizzato un impianto pilota nel quale verranno testate le tecnologie studiate e sviluppate nel corso del progetto per quanto riguarda le applicazioni a cicli combinati cogenerativi.

• Partner: Iren S.p.A. ed Iren Energia, Università degli Studi di Genova, D'appollonia, Ansaldo Energia, KTH, Aristotele University, Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe, Mayekawa, Siemens, Alfalaval, i-TES, Limmat Scientific, Novener, Orlen.
• Stato: Il progetto ha avuto ufficialmente inizio a ottobre 2017. Nel 2018 è stata portata avanti la progettazione preliminare del pilota e sono state realizzate le interfacce per il collegamento dello stesso all'impianto a ciclo combinato 3GT della Centrale Termoelettrica di Moncalieri. In particolare Iren ha in capo la progettazione del Balance of Plant per la connessione con l'impianto esistente dei prototipi di pompa di calore e di accumulo termico con materiale a cambiamento di fase.

Store&Go – (Horizon 2020)

Il progetto STORE&GO dimostrerà 3 innovativi sistemi di Power to Gas (P2G) 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 P2G 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 P2G in realtà di produzione termoelettrica.

• Partner: Iren S.p.A. e Iren Energia, Politecnico di Torino, Hysytech, Atmostat, Climeworks; Studio BFP, DWGV, HSR, altri partner universitari e industriali.
• Stato: È stata completata, in collaborazione con il Politecnico di Torino, l'analisi tecnico-economica relativa all'abbinamento del P2G in cicli combinati al fine di aumentarne la flessibilità e recupero dell'energia persa negli sbilanciamenti e dell'abbinamento del P2G per compensare le fluttuazioni delle fonti rinnovabili non programmabili. A maggio è stato inaugurato nella cittadina tedesca di Falkenhagen il primo dimostratore previsto nel progetto, mentre lo scorso settembre è stato inaugurato il pilota italiano, realizzato nel Comune di Troia (Puglia).

ALTRE ATTIVITA' DI INNOVAZIONE

Nel corso del 2018, affiancati ai progetti finanziati, Iren ha avviato numerosi progetti autofinanziati, che hanno visto impegnate risorse interne ed esterne all'azienda. In particolare, per quanto riguarda le collaborazioni esterne, Iren ha attivato 34 contratti di ricerca con Università italiane, di cui 13 conclusi nel 2018, che hanno riguardato molteplici aspetti: dalla progettazione e sperimentazione di soluzioni impiantistiche innovative a supporto dei business Iren alla realizzazione di modelli e all'individuazione di nuovi processi e servizi.

Si riportano di seguito alcuno progetti autofinanziati significativi:

Trasmissione acustica dei dati

Nel corso del 2017 è stato progettato e installato sulla condotta Liteggia-Serra (gestita da Iren Tigullio), un sistema prototipale che ha dimostrato la fattibilità della tecnica di telemetria acustica su tubazioni metalliche, applicata alla gestione del riempimento di una vasca montana. L'apparato permette l'invio di segnali e dati tramite condotte idriche in condizioni di indisponibilità di trasmissioni dati con vettori convenzionali (GPRS, radio link, Wi-Fi, satellite).

Nei primi mesi del 2018 è stato avviato un ulteriore progetto di ricerca, con l'obiettivo di finalizzare ed ingegnerizzare il sistema prototipale sviluppato, nonché sperimentare la trasmissione acustica dei dati su condotte di materiale plastico, in modo da estenderne l'applicazione anche ad altri siti.

Durante il 2018 le attività progettuali sono state realizzate relativamente all'Hardware e al Software dedicati alla ricezione e trasmissione dei dati, allo sviluppo di un protocollo digitale dei dati utilizzabile nella modalità di trasmissione acustica, alla progettazione e realizzazione di una microturbina al fine di rendere energeticamente autonomo il sistema di trasmissione acustica, all'applicabilità del sistema di trasmissione anche a tubazioni di polietilene. Il nucleo tecnologico sviluppato è stato oggetto di deposito brevettuale e di presentazione di una proposta, in corso di valutazione, in ambito Horizon Prize – Zero Power Water Monitoring.

Monitoraggio dei transitori idraulici nelle reti di distribuzione idrica

Nel corso del 2018 sono stati testati i dispositivi per il monitoraggio dei transitori idraulici nelle reti di distribuzione idrica. I logger di pressione, individuati a valle di una attività di scouting tecnologico, permettono la registrazione dei c.d. "colpi di ariete" e la loro visualizzazione georeferenziata, contestualmente all'analisi di indicatori che rappresentano i cicli di sovrappressione cumulati nel tempo. Il test ha fornito risultati soddisfacenti e IRETI, che gestisce il servizio idrico integrato, procederà nel 2019 con l'installazione di ulteriori loggers, integrati nel sistema informativo aziendale, sperimentando l'utilizzo delle misure acquisite nella gestione delle pressioni in un distretto idrico da individuare.

Gestione dei fanghi di depurazione

Durante il 2018 sono proseguite le attività per l'analisi e la valutazione di sistemi di trattamento fanghi finalizzati a ridurne la quantità ed efficientare il processo migliorando la produzione di sottoprodotti (biogas o biometano), riducendone i costi di gestione complessivi. La valutazione comprende la definizione di bilanci di massa e l'analisi dei costi, dei benefici e delle implicazioni tecnico-economiche.

In particolare, sono proseguite le attività nell'ambito del contratto di ricerca attivato con TICASS, con lo scopo di valutare i benefici, in termini di riduzione delle quantità di fanghi da smaltire, derivati dall'introduzione di trattamenti di idrolisi negli impianti di depurazione gestiti dal Gruppo.

Parallelamente è stata avviata un attività di collaborazione con una startup, con l'obiettivo di valutare rese ed applicabilità di un innovativo processo di conversione idrotermica in grado di trasformare fanghi ed altri rifiuti organici ad elevato contenuto di umidità (tra cui digestato) in un biocarbone con caratteristiche chimico fisiche paragonabili a quelle della torba o della lignite fossile.

Verrà altresì svolta una attività di benchmarking in collaborazione con atenei e poli d'innovazione nell'ambito di accordi di partenariato esistenti con università dei territori in cui Iren opera.

Progetti inseriti nel programma di ricerca di Fondazione Amga

Durante il 2018, Iren ha collaborato ad alcuni progetti inseriti nel programma delle attività di Fondazione AMGA; tali progetti si riferiscono a tematiche economico regolatorie e ad aspetti tecnico-scientifici connessi alla qualità delle risorse idriche. Tra di essi si ricordano le ricerche su:

• (i) la determinazione del costo standard del capitale nella regolazione delle public utilities con particolare riferimento al contesto dei rifiuti;
• (ii) l'analisi di scenario per la valutazione dell'immissione di biometano nelle reti di distribuzione e trasporto di gas naturale;
• (iii) analisi dello stato dell'arte e applicazione di un modello semplificato di funzionamento della rete del gas naturale a casi studio di interesse pratico-gestionale, finalizzata alla valutazione delle possibili ricadute generate dall'immissione di biometano;
• (iv) applicazioni di analisi costi-benefici al settore energetico;
• (v) caratteristiche di costo ed economie di scala nel settore dei servizi ambientali;
• (vi) applicazione dei Piani di Sicurezza sulle Acque al servizio idrico: aspetti metodologici e divulgativi per i portatori di interesse coinvolti.

Ambiente

Studio di fattibilità di un impianto per la produzione di carburanti da plastiche miste da rifiuto

Nel corso del 2018 è stato affidato un studio per la progettazione preliminare di un impianto per la produzione di carburanti, conformi a determinate specifiche tecniche, utilizzando come input plastiche miste da rifiuto (plasmix) attraverso un processo pirolitico. In particolare, il plasmix è composto dalle plastiche miste residuali derivanti dagli impianti di selezione della plastica da raccolta differenziata. Essendo un materiale eterogeneo, ad ora difficilmente trova uno sbocco nel mercato del riciclo ed è spesso avviato a discarica o incenerimento.

Nello specifico, lo studio ha previsto il dimensionamento preliminare di un impianto in piena scala attraverso valutazioni di tipo tecnico (bilanci di massa ed energia) ed economico, con un dettaglio sugli output che possono essere ottenuti.

Attività di ricerca sui rifiuti legnosi

Nel corso del 2018 è stato portato a termine, in collaborazione con TICASS, uno studio dei principali processi e soluzioni tecnologiche per il trattamento dei rifiuti legnosi gestiti da Iren, con particolare riferimento alle frazioni ingombranti, con lo scopo di analizzarne l'applicabilità e conseguenti impatti tecnici ed economici sui layout impiantistici del Gruppo.

Lo studio, avviato a marzo, è iniziato con una prima analisi di benchmark dei principali processi presenti in ambito europeo e del contesto normativo (nazionale/comunitario). In seguito, è stato realizzato un approfondimento sui sistemi di pre-trattamento meccanico per la riduzione dimensionale e l'eliminazione delle impurità presenti, con una stima di massima dei costi associati.

Lo studio è terminato con un analisi dei processi più innovativi, finalizzati all'estrazione (per via chimica o biologica) di elementi ad elevato valore aggiunto dal rifiuto legnoso.

Energia

Programma Industria 4.0

Nel corso del 2017, Iren ha portato avanti un'attività di ricerca di soluzioni innovative rientranti nella definizione di "Industria 4.0" applicabili alla Business Unit Energia, con particolare riferimento al settore della manutenzione. L'analisi si è focalizzata su verticali specifiche, ossia la sicurezza dell'operatore, il monitoraggio di infrastrutture ed i big data, concentrandosi sui settori termoelettrico, idroelettrico e teleriscaldamento. Al termine dell'attività di analisi, è stata individuata una ventina di progetti, oggetto di sperimentazione nel corso del 2018.

Le attività in oggetto hanno previsto lo studio e l'adozione di soluzioni a pilotaggio remoto da affiancare alle attuali pratiche aziendali adottate durante le ispezioni. In continuità con quanto già svolto nel 2017, sono proseguite le attività di rilievo sugli invasi con l'impiego di droni, al fine di quantificare i volumi di residui.

L'attività di sperimentazione è stata anche estesa all'ispezione di versanti rocciosi sovrastanti gli invasi. Le soluzioni oggetto della collaborazione hanno permesso di ridurre notevolmente le durate delle attività svolte con tecniche convenzionali e aumentato la sicurezza degli addetti coinvolti. È inoltre in fase di ultimazione lo sviluppo di un rover per l'ispezione della gallerie di derivazione: il robot sarà in grado di percorrere le gallerie acquisendo immagini e mappature 3D, comunicando con l'esterno mediante una rete wireless che dispiegherà durante l'ispezione.

Sempre nel settore idroelettrico, ed in particolare presso gli impianti di Venaus e Telessio, proseguono i test sull'utilizzo, in contesto operativo, di sistemi "smart glasses" al fine di permettere l'interazione tra campo di operatività e sale controllo e consentire una comunicazione di dati in real-time.

Sono state organizzate giornate di formazione indirizzate agli addetti di manutenzione.

L'attività di monitoraggio è stata estesa anche alle reti di teleriscaldamento e grazie all'impiego di una termocamera ad alta risoluzione, montata su un velivolo, è stato possibile sorvolare, in una notte invernale, la città di Torino e identificare attraverso un software di elaborazione delle immagini termiche le perdite di acqua e calore della rete.

In campo manutenzione predittiva si sta testando presso l'unità a ciclo combinato nel Nuovo Polo Energetico di Reggio Emilia un modello che, partendo dai dati di esercizio dell'impianto, è in grado di predirne il funzionamento, ottimizzando così le attività manutentive e prevenendo eventuali mal funzionamenti e guasti.

In ambito teleriscaldamento è stata avviata un'attività che riguarda il monitoraggio da remoto dei parametri ambientali delle camere valvole della rete, considerati spazi confinati, sfruttando una tecnologia di connettività in grado di inviare i dati ad un database centralizzato ed analizzare tali informazioni. Il progetto ha come obiettivo l'incremento della sicurezza degli operatori e fornire informazioni aggiuntive utili per pianificare le attività di manutenzione in detti spazi.

Installazione di sistemi di accumulo sulla rete di teleriscaldamento

Iren, nella città di Torino, ha in corso la realizzazione di un nuovo sistema di accumulo di calore a servizio della rete di teleriscaldamento presso il sito di Mirafiori Nord, che, aggiunto agli attuali 15.000 m³esistenti nella città, aumenterà l'attuale capacità complessiva di ulteriori 2.500 m³ . Inoltre, nella seconda metà del 2018, si è concluso con l'ottenimento del permesso di costruzione l'iter autorizzativo per la realizzazione del sistema di accumulo del quartiere di San Salvario, volto all'ottimizzazione della gestione della rete, nonché all'estensione della volumetria di utenza servita dal teleriscaldamento. I lavori di costruzione sono in fase di avvio.

Monitoraggio del ghiacciaio Ciardoney

Nel corso del 2018 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. L'iniziativa, avviata negli anni '90, è svolta nell'ambito di una convenzione con la Società Meteorologica Italiana, rinnovata il 28 giugno durante il 7° Convegno Nazionale "Energia e Territorio" tenutosi a Locana (TO). 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 di settembre 2018 ha fatto rilevare che, nonostante l'inverno molto nevoso in alta quota sulle Alpi occidentali, anche quest'anno il bilancio di massa è stato negativo, pari a -1,45 m di acqua equivalente nell'insieme del ghiacciaio, molto simile alla situazione osservata nel settembre 2017 (-1,39 m) e alla (sfavorevole) media dei precedenti 26 anni di osservazione (-1,31 m). Massiccio anche il regresso della fronte, -15,5 m, valore che porta a quasi 460 m il ritiro complessivo rispetto a quanto rilevato con le prime misure del 1972.

Rete LoRA su Torino

Nel corso del secondo semestre 2018 è stata avviata una prima fase sperimentale del progetto LoRa che prevede la realizzazione di una rete di connettività Internet of Things (IoT) basata su protocollo di comunicazione LoRaWan a copertura della Città di Torino. Questa prima fase è stata caratterizzata dall'approvvigionamento ed installazione di 5 gateway LoRa per garantire la copertura di rete e dalla realizzazione di due server: uno per la gestione dei gateway (Network Server) e uno per la realizzazione di dashboard e rappresentazione dei dati (Application Server). La scelta del posizionamento di questi primi 5 gateway è stata condotta in coordinamento con la Città di Torino per dare la possibilità di testare apparecchiature IoT in ottica servizi smart (es. Smart Parking). Sulla base dei risultati ottenuti in questa fase, sarà quindi possibile intraprendere i successivi passi che prevedono l'estensione della rete LoRa a copertura dell'intero territorio cittadino.

IREN E LA SOSTENIBILITÀ

La sostenibilità è al centro dell'agenda del Gruppo Iren che, oltre ad assumerla come pilastro di sviluppo strategico, ne rendiconta le politiche e le performance con particolare riguardo alle tematiche ambientali, sociali, relative al personale, ai diritti umani, alla lotta alla corruzione attiva e passiva.

Tali temi, insieme agli altri individuati come rilevanti dall'analisi di materialità condotta coinvolgendo gli stakeholder, sono rendicontanti e approfonditi nel Bilancio di Sostenibilità del Gruppo Iren che assolve anche la funzione di Dichiarazione consolidata di carattere non Finanziario (DNF) prevista dal D.Lgs. 254/2016. Una funzione sostanziale che sottolinea come l'approccio strategico alla responsabilità sociale assuma sempre più importanza nel lungo termine per la competitività delle imprese, e che rafforza l'orientamento del Gruppo sia in termini di trasparenza informativa sia nel considerare la sostenibilità una leva strategica di crescita.

Il Piano Industriale al 2023, presentato a settembre, concretizza la vision e la mission del Gruppo e definisce le seguenti linee strategiche: clienti, crescita organica, efficienza, sostenibilità ambientale, persone, digitalizzazione e innovazione. Gli obiettivi e i target definiti in questi ambiti, rappresentano un contributo di Iren ai propositi dell'Agenda Onu al 2030, e rendono sempre più il Bilancio di Sostenibilità/Dichiarazione non finanziaria – a cui si rimanda ai sensi del D.Lgs. 254/2016 – uno strumento di monitoraggio dell'operatività, degli impatti economici, ambientali e sociali.

Il documento è predisposto, sotto il coordinamento della Direzione Corporate Social Responsibility e Comitati Territoriali, in conformità con lo Standard GRI (Global Reporting Initiative) e del supplemento Utility del settore elettrico – G4 Sector Disclosure, ed è sottoposto ad approvazione del Consiglio d'Amministrazione contestualmente al progetto di Bilancio d'esercizio e al Bilancio consolidato.

ALTRE INFORMAZIONI

Protezione delle persone fisiche con riferimento ai dati personali

In applicazione a quanto previsto dal D. Lgs. 196/03 e s.m.i., denominato "Codice in materia di protezione dei dati personali", Iren S.p.A. e le principali Società del Gruppo hanno predisposto nel corso degli anni un sistema di gestione del trattamento dei dati e della loro sicurezza, coerente con la normativa vigente ed allineato all'evoluzione organizzativa che ha interessato il Gruppo.

Nel corso del 2017 è stato avviato per Iren S.p.A. e per le principali società del Gruppo il "Progetto di implementazione del sistema aziendale per la protezione dei dati personali" al fine di adeguare il Sistema Privacy esistente al nuovo Regolamento UE 679/16 (GDPR), continuando parallelamente a garantire la compliance alla normativa nazionale vigente (D. Lgs. 196/2003 e s.m.i., i provvedimenti integrativi emessi dal Garante Privacy, ecc.).

Il GDPR ha cambiato sostanzialmente il concetto di Privacy con l'obiettivo di rafforzare i diritti degli individui per la protezione dei dati personali, introducendo tra l'altro, i concetti di privacy by design e by default e di accountability, obbligando così le Società ad impostare la propria Privacy sin dall'inizio, adottando le migliori soluzioni al fine di minimizzare il trattamento dei dati personali.

Il Progetto avviato è stato sviluppato nel corso del 2018 e nel mese di maggio si è proceduto all'individuazione del Data Protection Officer (DPO) di Iren S.p.A. nella figura della Responsabile Compliance Sistema 231 e Privacy, successivamente designata dal Titolare del trattamento (AD di Iren S.p.A.). Lo stesso ha poi dato istruzione, nell'ambito dell'attività di direzione e coordinamento sulle società controllate, ai Titolari del trattamento delle stesse, affinché provvedessero alla nomina del DPO nella stessa persona scelta per la Capogruppo.

Successivamente tutti i Titolari delle principali Società del Gruppo hanno provveduto pertanto a designare il DPO nella persona del DPO di Capogruppo e a darne opportuna comunicazione all'Autorità di Controllo.

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 Iren S.p.A. non è sottoposta all'attività di direzione e coordinamento di altra società.

Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Societari e Relazione sulla Remunerazione

La Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Societari e la Relazione sulla Remunerazione, approvate dall'organo di amministrazione e pubblicate entro i termini di Legge, 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. (in allora controllata pariteticamente dai Comuni di Torino, attraverso FCT Holding S.p.A., e di Genova) ed i Comuni di Reggio Emilia, Parma, Piacenza ed altri Comuni dell'area emiliana sottoscrittori di patti parasociali ad hoc – con l'obiettivo di dare vita ad una nuova entità in grado di sviluppare sinergie industriali e di rappresentare un polo per ulteriori aggregazioni sul mercato nazionale.

Alla data del 31 dicembre 2018 erano vigenti fra gli azionisti pubblici di Iren tre Patti Parasociali, di seguito elencati:

• Patto FSU – c.d. Parti Emiliane – Soci Spezzini, efficace dal 9 maggio 2016.

Tale patto (in seguito anche il "Patto Parasociale") è riconducibile ad un sindacato di blocco e di voto avente la finalità di garantire lo sviluppo della Società, delle sue partecipate e della sua attività, nonché di assicurare alla medesima unità e stabilità di indirizzo, anche attraverso l'utilizzo dello strumento della maggiorazione del voto, ed in particolare: (i) determinare modalità di consultazione ed assunzione congiunta di talune deliberazioni dell'Assemblea dei soci della Società; e (ii) disciplinare taluni limiti alla circolazione delle azioni conferite.

Il Patto FSU-Parti Emiliane ha durata di 3 anni e si rinnoverà tacitamente, salva la facoltà di recesso con le modalità e nei termini di cui al 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 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-Soci Spezzini; (ii) prevedere ulteriori impegni ai fini di garantire lo sviluppo della Società, delle sue partecipate e della sua attività, nonché di assicurare alla medesima unità e stabilità di indirizzo; (iii) attribuire un diritto di prelazione a favore degli aderenti nell'ipotesi di cessione delle azioni della Società diverse dalle azioni oggetto del Sindacato di Blocco ai sensi del Patto; nonché (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 ha durata di 3 anni e si rinnoverà tacitamente, salva la facoltà di recesso con le modalità e nei termini di cui al medesimo Sub Patto, per ulteriori due anni; successivamente, ogni eventuale ulteriore rinnovo dovrà essere preventivamente concordato per iscritto.

• Sub Patto FSU – FCT, efficace dal 17 luglio 2018.

Tale patto è riconducibile ad un sindacato di voto avente la finalità di far sì che, a seguito della Scissione, FCT e FSU esercitino congiuntamente i poteri di voto e di indicazione dei candidati alle cariche sociali di IREN, in sostanziale conformità con quanto previsto dallo Statuto di FSU vigente sino alla data della Scissione; il tutto, nell'ambito e con il necessario rispetto del Patto Parasociale, di modo che le previsioni riguardanti FSU in tale Patto Parasociale rifluiscano in capo congiuntamente, senza soluzione di continuità, a FSU e FCT, le quali agiranno come parte sola dinanzi agli altri pattisti, in conformità con quanto previsto nel Sub-Patto.

Il Sub patto FSU-FCT ha durata di tre anni dalla data di efficacia della Scissione e si rinnova automaticamente alla scadenza per un periodo di ulteriori 2 anni, salva disdetta da comunicarsi almeno 6 mesi prima della scadenza.

Come indicato nei "Fatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura del periodo", in data 5 aprile 2019, l'Assemblea Straordinaria di IREN, riunitasi in unica convocazione, ha approvato talune modifiche statutarie derivanti dalla stipula di un Atto Integrativo e modificativo del Patto Parasociale sottoscritto in data 9 maggio 2016 (in seguito "Addendum al Patto Parasociale") volto ad aggiornare, tra l'altro la governance a seguito dei mutamenti derivanti dalla scissione dell'Aderente FSU e dall'adesione al Patto delle cosiddette "Parti Spezzine".

Tra le modifiche statutarie, si segnala, in particolare, l'aumento del numero dei componenti del Consiglio di Amministrazione da 13 a 15 e l'aumento del numero dei componenti Effettivi del Collegio Sindacale da 3 a 5.

Tale Addendum ha avuto efficacia dal 5 aprile 2019.

Sempre con efficacia 5 aprile 2019 le "Parti Emiliane" hanno sottoscritto un "Addendum al Sub Patto Parti Emiliane" per garantire il coordinamento con il Patto Parasociale come modificato dall'Addendum. Per ciò che riguarda i contenuti dell'Addendum al Patto Parasociale e al Sub Patto Parti Emiliane, si rinvia al contenuto dei rispettivi messi a disposizione del pubblico.

In merito, si segnala che nel periodo tra il 1° gennaio 2018 e il 31 dicembre 2018, 14 Aderenti al Patto hanno venduto, sul mercato, complessivamente n. 40.180.564 azioni apportate al patto FSU – Parti Emiliane mentre Finanziaria Sviluppo Utilities s.r.l. ha acquistato n. 32.750.001 azioni.

In data 11 aprile 2018 si è perfezionata l'operazione di aggregazione tra IREN e il Gruppo ACAM avviata nel maggio 2017 con la presentazione dell'offerta da parte di IREN nell'ambito della procedura trasparente promossa da ACAM per l'individuazione di un operatore economico con cui attuare un'aggregazione societaria ed industriale, e proseguita il 29 dicembre 2017 con la sottoscrizione di un accordo di investimento tra IREN, ACAM e 31 soggetti pubblici soci di ACAM e la contestuale deliberazione da parte del Consiglio di Amministrazione della Società di un aumento di capitale a pagamento, in via scindibile, riservato ai soci di ACAM che avessero assunto l'impegno di cedere in favore della Società la propria intera partecipazione detenuta in ACAM, in esecuzione parziale della delega conferitagli ai sensi dell'art. 2443 cod. civ. dall'Assemblea dei soci in data 9 maggio 2016.

A seguito dell'avveramento di tutte le condizioni sospensive dedotte nell'Accordo di Investimento, tra cui il necessario nulla osta da parte dell'Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato, l'operazione di aggregazione è stata realizzata attraverso, tra l'altro (i) l'acquisizione da parte di IREN del totale del capitale sociale di ACAM e (ii) la contestuale sottoscrizione da parte di 27 soci di ACAM di complessive n. 24.705.700 nuove azioni ordinarie di IREN S.p.A. nell'ambito dell'Aumento di Capitale di cui sopra.

Con efficacia 8 maggio 2018, il Comune di La Spezia e 25 comuni della provincia di La Spezia hanno aderito al Patto Parasociale apportando tutte le azioni detenute al sindacato di voto e di blocco. Pertanto alla luce delle sopraelencate modifiche, il numero degli Aderenti al Patto Parasociale è aumentato da 65 a 91.

Per completezza si segnala che in data 11 gennaio 2018 tutte le residue n. 62.305.465 azioni di risparmio sono state convertite in azioni ordinarie di Iren S.p.A, pertanto, a seguito dell'operazione di aggregazione di cui supra, il capitale sociale risulta pari ad euro 1.300.931.377,00, rappresentato da sole azioni ordinarie.

In data 27 luglio 2018, è divenuto efficace l'atto di scissione parziale non proporzionale asimmetrica dell'Aderente Finanziaria Sviluppo Utilities S.r.l., in forza della quale il cinquanta per cento del patrimonio netto è stato attribuito alla beneficiaria Finanziaria Città di Torino Holding S.p.A., che è divenuta titolare di n. 212.499.617 azioni ordinarie, successivamente ridotte a n. 179.567.787 a seguito della cessione di n. 32.931.830 azioni.

L'atto di scissione ha determinato quindi una variazione del numero degli aderenti al Patto FSU – c.d. Parti Emiliane da 91 a 92.

La Società adotta un sistema di governo societario di tipo tradizionale, conforme, come si vedrà infra, ai principi contenuti nel Codice di Autodisciplina delle Società Quotate emanato dal Comitato per la Corporate Governance – edizione luglio 2018 (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 (come da ultimo modificato in relazione al nuovo ammontare del capitale sociale di IREN, a seguito dell'esecuzione dell'operazione di aumento di capitale conseguente all'ingresso di nuovi soci pubblici legato all'integrazione tra il Gruppo IREN e il gruppo ACAM), il Consiglio di Amministrazione delega proprie competenze ad uno o più dei suoi componenti e può inoltre attribuire al Presidente, al Vice Presidente e all'Amministratore Delegato deleghe, purché non confliggenti le une con le altre.

Dichiarazione circa l'osservanza delle norme in materia di governo societario

Il sistema di corporate governance di Iren è in linea con le previsioni del Testo Unico della Finanza e del Codice di Autodisciplina delle Società Quotate.

Da ultimo, con deliberazione del Consiglio di Amministrazione del 5 aprile 2019, la Società ha formalmente aderito al Codice di Autodisciplina delle Società Quotate nella versione aggiornata nel luglio 2018.

A valle dell'adesione è stata data informativa al pubblico mediante comunicato stampa diffuso al mercato. In pari data, il Consiglio di Amministrazione ha altresì approvato l'aggiornamento del documento nel quale viene data evidenza delle soluzioni di governance adottate dalla Società con riferimento alle previsioni del Codice, pubblicato sul sito web del Gruppo IREN (www.gruppoiren.it), nella Sezione "Investitori – Corporate Governance –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).

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.

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 Ambiente 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

Come sopra accennato, 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 se ne riporta la composizione:

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

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 sono invece 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 2018 il Consiglio di Amministrazione di IREN ha tenuto n. 19 riunioni.

Al 31 dicembre 2018, nel Consiglio di Amministrazione, formato da 13 amministratori, nove¹ di essi risultano in possesso di requisiti di indipendenza sia ai sensi del combinato disposto degli artt. 147-ter, comma 4, e 148, comma 3, TUF, sia ai sensi 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

¹ Durante la seduta del 13 febbraio 2018, il Consiglio di Amministrazione di Iren ha accertato la sussistenza 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 anche in capo al Consigliere Alessandro Ghibellini.

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.

Alla data del 31 dicembre 2018, si sono tenute 4 riunioni 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 27 novembre 2018, 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 2019-2021 per 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 2018-2023 (quale approvato dal Consiglio di Amministrazione in data 26 settembre 2018).

Per maggiori informazioni sulla politica di remunerazione, si rinvia alla Relazione sulla Remunerazione per l'esercizio 2018, 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 2018.

Come previsto dal Codice Civile, gli amministratori che hanno un interesse in una particolare operazione lo comunicano preventivamente. In merito, con deliberazione assunta in data 2 luglio 2018, è stato approvato dal Consiglio di Amministrazione l'attuale testo della Procedura in materia di Operazioni con Parti Correlate di IREN.

COMITATO PER LA REMUNERAZIONE E LE NOMINE

Il Consiglio di Amministrazione ha costituito al proprio interno un Comitato per la Remunerazione e le Nomine (in seguito anche "CRN"), composto da Amministratori non esecutivi, la maggioranza dei quali indipendenti, tra i quali viene scelto il Presidente.

Il Comitato ha le funzioni istruttorie, propositive e consultive nei confronti del Consiglio di Amministrazione, 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 (recepiti nell'ambito di un Regolamento approvato dal Consiglio di Amministrazione di IREN S.p.A. in data 1° agosto 2018), infra elencate:

• a) formulare proposte al Consiglio di Amministrazione della Società in ordine alla definizione della politica per la remunerazione degli Amministratori e dei Dirigenti con Responsabilità Strategiche del Gruppo IREN, in conformità con la normativa vigente e avuto riguardo ai criteri raccomandati dal Codice, previa interazione con il Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità della Società, per quanto attiene ai profili di rischio;
• b) sottoporre all'approvazione del Consiglio di Amministrazione della Società la Relazione annuale sulla Remunerazione predisposta ai sensi dell'art. 123-ter TUF, per la sua presentazione all'Assemblea degli azionisti convocata per l'approvazione del bilancio d'esercizio;
• c) valutare periodicamente l'adeguatezza, la coerenza complessiva e la concreta applicazione della politica di cui supra sub a), avvalendosi a tale ultimo riguardo delle informazioni fornite dai competenti organi delegati e formulando al Consiglio di Amministrazione proposte in materia;

• d) presentare proposte o esprimere pareri al Consiglio di Amministrazione della Società sulla remunerazione degli amministratori esecutivi e degli altri amministratori che ricoprono particolari cariche nonché sulla fissazione degli obiettivi di performance correlati alla componente variabile di breve e di medio-lungo periodo connessi a tale remunerazione;

• e) monitorare l'applicazione delle decisioni adottate dal Consiglio stesso verificando, in particolare, l'effettivo raggiungimento degli obiettivi di performance di breve e di medio-lungo periodo di cui al punto supra sub d);

• f) formulare al Consiglio di Amministrazione della Società le proposte relative alla remunerazione dei componenti dei Comitati costituiti all'interno del Consiglio stesso;
• g) istruire il procedimento di auto-valutazione annuale (c.d. board evaluation) sul funzionamento del Consiglio stesso e dei suoi Comitati nonché sulla loro dimensione e composizione, tenendo anche conto di elementi quali le caratteristiche professionali, di esperienza, anche manageriale, e di genere dei suoi componenti, nonché della loro anzianità di carica; nello specifico, previo coordinamento con il Presidente del Consiglio di Amministrazione, il Comitato individua i temi oggetto della valutazione, avuto riguardo alle best practices, anche avvalendosi dell'assistenza di un consulente esperto nel settore;
• h) tenuto conto degli esiti della board evaluation di cui supra sub g), formulare pareri al Consiglio di Amministrazione in merito alla dimensione e alla composizione dello stesso e dei suoi Comitati (inclusi i requisiti di professionalità, onorabilità e indipendenza dei relativi membri) ed esprimere raccomandazioni in merito alle figure professionali e manageriali la cui presenza all'interno del Consiglio sia ritenuta opportuna, affinché il Consiglio di Amministrazione possa esprimere il proprio orientamento agli azionisti prima della nomina del nuovo organo amministrativo;
• i) esprimere raccomandazioni al Consiglio di Amministrazione in merito al numero massimo di incarichi di Amministratore o di Sindaco in altre Società quotate in mercati regolamentati (anche esteri), in società finanziarie, bancarie, assicurative o di rilevanti dimensioni, compatibile con un efficace svolgimento dell'incarico di Amministratore di IREN S.p.A., tenendo in considerazione la partecipazione dei Consiglieri ai Comitati costituiti all'interno del Consiglio;
• j) esprimere raccomandazioni al Consiglio di Amministrazione in merito a eventuali fattispecie problematiche connesse all'applicazione del divieto di concorrenza previsto a carico degli Amministratori dall'art. 2390 cod. civ.;
• k) compatibilmente con le vigenti disposizioni statutarie, proporre al Consiglio di Amministrazione candidati alla carica di Amministratore nei casi di cooptazione ex art. 2386, comma 1, cod. civ., ove occorra sostituire Amministratori indipendenti, assicurando il rispetto delle prescrizioni sul numero minimo di amministratori indipendenti e sulle quote riservate al genere meno rappresentato;
• l) effettuare l'istruttoria sulla predisposizione del piano per la successione degli Amministratori esecutivi, qualora il Consiglio di Amministrazione valuti di adottare tale piano;
• m) riferire, per il tramite del suo Presidente, sulle questioni più rilevanti esaminate dal Comitato in occasione della prima adunanza utile del Consiglio di Amministrazione di IREN;
• n) riferire sulle modalità di esercizio delle proprie funzioni all'Assemblea degli azionisti convocata per l'approvazione del bilancio di esercizio, tramite il suo Presidente ovvero altro componente da questi indicato.

Nessun Consigliere prende parte alle riunioni del Comitato in cui vengono formulate le proposte al Consiglio di Amministrazione della Società relative alla propria remunerazione, salvo che si tratti di proposte che riguardano la generalità dei componenti i Comitati costituiti nell'ambito dell'organo amministrativo.

Nello svolgimento delle proprie funzioni, il Comitato ha la facoltà di accedere alle informazioni e alle funzioni aziendali necessarie per lo svolgimento dei propri compiti, nonché di avvalersi di consulenti esterni, nei termini stabiliti dal Consiglio di Amministrazione.

Nel caso di operazioni aventi ad oggetto le remunerazioni degli Amministratori della Società e dei Dirigenti con Responsabilità Strategiche del Gruppo IREN, il Comitato svolge altresì le funzioni di Comitato di amministratori indipendenti preposto all'esame e all'istruttoria di cui alla vigente Procedura in materia di Operazioni con Parti Correlate, limitatamente ai casi in cui la sua composizione permette di soddisfare i requisiti minimi di indipendenza e non correlazione dei suoi membri richiesti dal Regolamento Consob O.P.C..

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 2018 il Comitato per la Remunerazione e le Nomine si è riunito 18 volte (di cui una volta in via congiunta con il Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità), elaborando proposte e pareri che sono riportati nei verbali delle riunioni del Comitato medesimo.

Come da indicazioni del Codice, alle riunioni del Comitato hanno partecipato il Presidente del Collegio Sindacale e/o altro/i sindaco/i da lui designato/i.

COMITATO CONTROLLO, RISCHI E SOSTENIBILITÁ

In ossequio a quanto stabilito dal Codice, il Consiglio di Amministrazione ha costituito al proprio interno un Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità.

Alla data del 31 dicembre 2018, il Comitato è composto da tre Amministratori non esecutivi e indipendenti² .

Il Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità assolve al generale compito di supportare, con un'adeguata attività istruttoria, le valutazioni e le decisioni del Consiglio di Amministrazione relative al sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, nonché quelle relative all'approvazione delle relazioni 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.

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;

² In data 13 febbraio 2018, è stato accertato in capo a tutti i componenti del citato Comitato il 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.

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 S.p.A. ha altresì attribuito funzioni consultive e propositive nei confronti dell'organo amministrativo in materia di sostenibilità all'allora 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 corporate social responsibility delle attività culturali e di promozione dell'immagine del Gruppo.

Il Comitato esprime pareri al Consiglio di Amministrazione della Società in merito:

• alla definizione di politiche di "sostenibilità" e di principi di comportamento, al fine di assicurare la creazione di valore nel tempo per gli azionisti e per tutti gli altri stakeholder;
• alla definizione di un piano di sostenibilità (priorità strategiche, impegni e obiettivi) per lo sviluppo della responsabilità economica, ambientale e sociale del Gruppo.

Nel corso dell'esercizio 2018 il Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità di IREN S.p.A. ha tenuto 11 riunioni (di cui una in via congiunta con il Comitato per la Remunerazione e le Nomine).

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.

COMITATO PER LE OPERAZIONI CON PARTI CORRELATE

In ossequio a quanto stabilito dall'allora vigente Regolamento interno in materia di Operazioni con Parti Correlate (ripreso nell'ambito dell'attuale Procedura in materia di Operazioni con Parti Correlate), il Consiglio di Amministrazione ha costituito un apposito Comitato per le Operazioni con Parti Correlate ("COPC").

Il COPC 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, nell'ambito della vigente Procedura in materia di Operazioni con Parti Correlate sono stati previsti i meccanismi per l'individuazione degli eventuali soggetti preposti, in via alternativa, all'istruttoria. Nello specifico, fatte salve le competenze del CRN nel caso di operazioni aventi ad oggetto le remunerazioni degli Amministratori della Società e dei Dirigenti con Responsabilità Strategiche del Gruppo, è previsto che:

• ove possibile, il COPC venga integrato con altri Amministratori indipendenti e "non correlati nella singola operazione da esaminare" presenti nel Consiglio di Amministrazione della Società, attribuendo al medesimo organo amministrativo il compito di individuare un Sotto Comitato composto di tre Amministratori indipendenti e non correlati in relazione alla singola operazione con Parte Correlata da esaminare;

• qualora non vi sia neppure un componente del COPC né del Consiglio di Amministrazione in possesso dei succitati requisiti di indipendenza e non correlazione, dell'istruttoria saranno investiti, quali Presidi Alternativi (a) il Collegio Sindacale della Società ovvero (b) un Esperto Indipendente nominato dal Consiglio di Amministrazione della Società.

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 2018 il COPC si è riunito 11 volte, elaborando, fra l'altro, pareri che sono riportati nei verbali delle riunioni del Comitato medesimo.

Alle riunioni del Comitato hanno partecipato il Presidente del Collegio Sindacale e/o altro/i sindaco/i da lui designato/i.

Comitato per la Remunerazione e le Nomine	Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità	Comitato per le Operazioni con Parti Correlate
Marta Rocco (Presidente)	Paolo Pietrogrande (Presidente)	Barbara Zanardi (Presidente)
Moris Ferretti	Alessandro Ghibellini	Lorenza Franca Franzino
Isabella Tagliavini	Marco Mezzalama	Licia Soncini

COMPOSIZIONE DEI COMITATI

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.

In data 19 aprile 2018, l'Assemblea degli Azionisti ha provveduto a nominare i membri dell'organo di controllo, che rimarrà in carica per gli esercizi 2018/2019/2020 (sino all'approvazione del bilancio della Società afferente all'esercizio 2020).

Di seguito si riporta la composizione del Collegio Sindacale nominato dall'Assemblea dei Soci del 28 aprile 2015 e in carica sino al 19 aprile 2018:

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

Di seguito si riporta la composizione del Collegio Sindacale nominato dall'Assemblea dei Soci del 19 aprile 2018, 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	Cristina Chiantia	Torino	7 maggio 1975
Sindaco Effettivo	Simone Caprari	Reggio Emilia	10 gennaio 1975
Sindaco Supplente	Donatella Busso	Savigliano (CN)	30 giugno 1973
Sindaco Supplente	Marco Rossi	Piacenza	5 gennaio 1978

Gli artt. 27 e segg. dello Statuto, cui espressamente si rimanda, stabiliscono le modalità di nomina del Collegio Sindacale attraverso il voto di lista.

I membri del Collegio Sindacale assistono alle Assemblee ed alle riunioni del Consiglio di Amministrazione. La presenza di almeno un membro del Collegio Sindacale alle sedute del Consiglio di Amministrazione assicura l'informativa al Collegio Sindacale sull'attività svolta dalla società e sulle operazioni di maggior rilievo economico, finanziario e patrimoniale effettuate dalla stessa e dalle sue controllate ed in particolare sulle operazioni nelle quali gli amministratori abbiano un interesse.

Come precisato supra, in ottemperanza alle indicazioni del Codice, alle riunioni dei Comitati costituiti all'interno del Consiglio di Amministrazione tenutesi nel corso dell'esercizio 2018, hanno partecipato il Presidente del Collegio Sindacale e/o altro/i sindaco/i da lui designato/i in carica alla data della riunione.

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, Rischi e Sostenibilità, partecipando alle relative riunioni.

Nel corso del 2018 si sono tenute 14 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

PricewaterhouseCoopers S.p.A. - Incarico conferito dall'assemblea degli Azionisti in data 14 maggio 2012 per il novennio 2012-2020.

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, Rischi e Sostenibilità e al Presidente del Collegio Sindacale;
• riferire tempestivamente al Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità (o al Consiglio di Amministrazione) in merito a problematiche e criticità emerse nello svolgimento della propria attività o di cui abbia avuto comunque notizia, affinché il Comitato (o il Consiglio) possa prendere le opportune iniziative.

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. Al 31 dicembre 2018 i Consiglieri di Amministrazione Moris Ferretti, Lorenza Franca Franzino, Alessandro Ghibellini, 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 secondo le soluzioni di Corporate Governance adottate da IREN S.p.A..

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 più volte aggiornato nel corso degli anni ed approvato nella sua attuale versione dal Consiglio di Amministrazione in data 20 dicembre 2017.

Nel corso dell'anno 2018 è proseguito per la Holding e le principali Società del Gruppo il Progetto di sostanziale revisione ed aggiornamento dei Modelli di Organizzazione, gestione e controllo al fine di garantirne la costante coerenza 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 economicofinanziarie, 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.

PROPOSTE DEL CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE ALL'ASSEMBLEA DEGLI AZIONISTI

PROPOSTE RELATIVE AL PUNTO ALL'ORDINE DEL GIORNO "Bilancio di esercizio al 31 dicembre 2018, Relazione sulla gestione e proposta di destinazione dell'utile: deliberazioni inerenti e conseguenti."

Signori Azionisti,

in relazione a quanto precedentemente esposto, Vi proponiamo:

• di approvare il Bilancio di esercizio al 31 dicembre 2018 di Iren S.p.A. e la Relazione sulla gestione predisposta dal Consiglio di Amministrazione;
• di approvare la proposta di destinazione dell'utile di esercizio pari ad Euro 125.927.825,42 come segue:
• quanto ad Euro 6.296.391,27 pari al 5% dell'utile di esercizio, a riserva legale;
• quanto a massimi Euro 109.278.235,67 a dividendo agli Azionisti, corrispondente ad Euro 0,084 per ciascuna delle massime n. 1.300.931.377 azioni ordinarie costituenti il capitale sociale della Società, con la precisazione che le azioni proprie non beneficeranno del dividendo; il dividendo sarà posto in pagamento a partire dal giorno 26 giugno 2019, contro stacco cedola il 24 giugno 2019 e record date il 25 giugno 2019;
• in una apposita riserva di utili portati a nuovo, l'importo residuo pari ad almeno Euro 10.353.198,48.

Reggio Emilia, lì 12 aprile 2019

Per il Consiglio di Amministrazione Il Presidente Paolo Peveraro

Bilancio Consolidato e Note Illustrative

al 31 dicembre 2018

PROSPETTO DELLA SITUAZIONE PATRIMONIALE - FINANZIARIA

migliaia di euro
	Note	31.12.2018	di cui parti correlate	31.12.2017	di cui parti correlate
ATTIVITA'
Attività materiali	(1)	3.471.958		3.449.344
Investimenti immobiliari	(2)	12.820		13.137
Attività immateriali a vita definita	(3)	2.009.986		1.653.977
Avviamento	(4)	149.713		127.320
Partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto	(5)	134.594		161.255
Altre partecipazioni	(6)	7.223		7.126
Crediti commerciali non correnti	(7)	69.068	10.286	69.801	3.436
Attività finanziarie non correnti	(8)	147.867	137.329	165.767	148.247
Altre attività non correnti	(9)	43.130	6.944	44.614	7.896
Attività per imposte anticipate	(10)	360.298		277.771
Totale attività non correnti		6.406.657	154.559	5.970.112	159.579
Rimanenze	(11)	73.799		61.984
Crediti commerciali	(12)	983.836	112.518	895.788	144.376
Crediti per imposte correnti	(13)	11.445		7.365
Crediti vari e altre attività correnti	(14)	241.879	537	276.347	177
Attività finanziarie correnti	(15)	78.775	26.889	506.382	461.592
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	(16)	369.318		169.086
Totale attività correnti		1.759.052	139.944	1.916.952	606.145
Attività destinate ad essere cedute	(17)	402.424	401.900	8.724
TOTALE ATTIVITA'		8.568.133	696.403	7.895.788	765.724

migliaia di euro
	Note	31.12.2018	di cui parti correlate	31.12.2017	di cui parti correlate
PATRIMONIO NETTO
Patrimonio netto attribuibile agli azionisti
Capitale sociale		1.300.931		1.276.226
Riserve e Utili (Perdite) a nuovo		642.396		608.184
Risultato netto del periodo		242.116		237.720
Totale patrimonio netto attribuibile agli azionisti		2.185.443		2.122.130
Patrimonio netto attribuibile alle minoranze		376.928		376.673
TOTALE PATRIMONIO NETTO	(18)	2.562.371		2.498.803
PASSIVITA'
Passività finanziarie non correnti	(19)	3.013.303		3.023.888
Benefici ai dipendenti	(20)	108.109		116.483
Fondi per rischi ed oneri	(21)	439.497		430.133
Passività per imposte differite	(22)	211.553		213.760
Debiti vari e altre passività non correnti	(23)	474.778	111	222.595	583
Totale passività non correnti		4.247.240	111	4.006.859	583
Passività finanziarie correnti	(24)	437.363	6.042	189.132	5.166
Debiti commerciali	(25)	914.938	32.073	827.477	32.790
Debiti vari e altre passività correnti	(26)	284.285	98	269.720	5
Debiti per imposte correnti	(27)	32.049		15.295
Fondi per rischi ed oneri quota corrente	(28)	89.887		88.502
Totale passività correnti		1.758.522	38.213	1.390.126	37.961
Passività correlate ad attività destinate ad essere cedute	(29)	-		-
TOTALE PASSIVITA'		6.005.762	38.324	5.396.985	38.544
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA'		8.568.133	38.324	7.895.788	38.544

PROSPETTO DI CONTO ECONOMICO

	migliaia di euro
	Note	Esercizio 2018	di cui parti correlate	Esercizio 2017	di cui parti correlate
Ricavi
Ricavi per beni e servizi	(30)	3.764.386	324.000	3.448.664	347.030
- di cui non ricorrenti		41.238
Variazione dei lavori in corso	(31)	(84)		(22.792)
Altri proventi	(32)	276.387	5.133	271.263	4.888
Totale ricavi		4.040.689	329.133	3.697.135	351.918
Costi operativi
Costi materie prime sussidiarie di consumo e
merci	(33)	(1.377.066)	(76.684)	(1.248.639)	(66.231)
Prestazioni di servizi e godimento beni di terzi	(34)	(1.271.959)	(30.136)	(1.166.638)	(29.281)
Oneri diversi di gestione	(35)	(64.653)	(9.975)	(99.814)	(8.539)
Costi per lavori interni capitalizzati	(36)	33.198		27.724
Costo del personale	(37)	(393.618)		(389.552)
Totale costi operativi		(3.074.098)	(116.795)	(2.876.919)	(104.051)
MARGINE OPERATIVO LORDO		966.591	212.338	820.216	247.867
Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni
Ammortamenti	(38)	(354.947)		(321.865)
Accantonamenti a fondo svalutazione crediti	(39)	(52.217)		(46.660)
Altri accantonamenti e svalutazioni	(39)	(28.933)		(31.342)
Totale ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni		(436.097)		(399.867)
RISULTATO OPERATIVO		530.494	212.338	420.349	247.867
Gestione finanziaria	(40)
Proventi finanziari		42.844	18.117	46.246	22.064
Oneri finanziari		(148.976)	(14)	(128.678)	(80)
Totale gestione finanziaria		(106.132)	18.103	(82.432)	21.984
Risultato di partecipazioni contabilizzate con il
metodo del patrimonio netto	(41)	776		22.532
Rettifica di valore di partecipazioni	(42)	(35.614)		8.670
Risultato prima delle imposte		389.524	230.441	369.119	269.851
Imposte sul reddito	(43)	(116.287)		(104.359)
Risultato netto delle attività in continuità		273.237		264.760
Risultato netto da attività operative cessate	(44)	-		-
Risultato netto del periodo		273.237		264.760
attribuibile a:
- Utile (perdita) del periodo attribuibile agli
azionisti		242.116		237.720
- Utile (perdita) del periodo attribuibile alle minoranze	(45)	31.121		27.040
Utile per azione ordinarie e di risparmio	(46)
- base (euro)		0,19		0,19
- diluito (euro)		0,19		0,19

PROSPETTO DELLE ALTRE COMPONENTI DI CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO

			migliaia di euro
		Esercizio 2018	Esercizio 2017
Utile/(perdita) del periodo - Gruppo e Terzi (A)		273.237	264.760
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 - variazioni di fair value delle attività finanziarie		(22.342) -	8.043 -
- quota degli altri utili/(perdite) delle imprese valutate con il metodo del patrimonio netto		222	753
Effetto fiscale delle altre componenti di conto economico complessivo		6.198	(1.508)
Totale altre componenti di conto economico complessivo che saranno successivamente riclassificate a Conto Economico, al netto dell'effetto fiscale (B1)	(47)	(15.922)	7.288
Altre componenti di conto economico complessivo che non saranno successivamente riclassificate a Conto Economico
- utili (perdite) attuariali piani per dipendenti a benefici definiti (IAS19)		2.403	2.963
- quota degli altri utili/(perdite) delle imprese valutate con il metodo del patrimonio netto relativi ai piani per dipendenti a benefici definiti (IAS 19)		(115)	(196)
Effetto fiscale delle altre componenti di conto economico complessivo		(1.248)	(481)
Totale altre componenti di conto economico complessivo che non saranno successivamente riclassificate a Conto Economico, al netto dell'effetto fiscale (B2)	(47)	1.040	2.286
Totale Utile/(perdita) complessiva (A)+(B1)+(B2)		258.355	274.334
attribuibile a:
- Utile (perdita) del periodo attribuibile agli azionisti		227.373	246.643
- Utile (perdita) del periodo attribuibile alle minoranze		30.982	27.691

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DELLE VOCI DI PATRIMONIO NETTO

	Capitale sociale	Riserva sovrap prezzo Emissione azioni	Riserva legale
31/12/2016 Rideterminato (*)	1.276.226	105.102	45.585
Riserva legale			4.413
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
31/12/2017	1.276.226	105.102	49.998
Prima applicazione IFRS 9 e IFRS 15
Utili portati a nuovo
01/01/2018	1.276.226	105.102	49.998
Aumento capitale	24.705	27.917
Riserva legale			8.348
Dividendi agli azionisti
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
31/12/2018	1.300.931	133.019	58.346

Riserva copertura flussi finanziari	Altre riserve e Utile (perdite) accumulate	Totale riserve e Utili (perdite) accumulate	Risultato del periodo	Totale patrimonio netto attribuibile agli azionisti	Patrimonio netto attribuibile alle minoranze	Totale Patrimonio netto
(8.421)	365.048	507.314	179.844	1.963.384	333.892	2.297.276
		4.413	(4.413)	-		-
		-	(79.764)	(79.764)	(10.201)	(89.965)
	95.667	95.667	(95.667)	-		-
	4.669	4.669		4.669	17.413	22.082
	(2.708)	(2.708)		(2.708)		(2.708)
	(10.096)	(10.096)		(10.096)	7.880	(2.216)
6.692	2.233	8.925	237.720	246.645	27.689	274.334
			237.720	237.720	27.040	264.760
6.692	2.233	8.925		8.925	649	9.574
(1.729)	454.813	608.184	237.720	2.122.130	376.673	2.498.803
	(133.719)	(133.719)		(133.719)	(4.273)	(137.992)
	237.720	237.720	(237.720)	-		-
(1.729)	558.814	712.185	-	1.988.411	372.400	2.360.811
		27.917		52.622		52.622
	(8.348)	-		-		-
	(91.065)	(91.065)		(91.065)	(21.908)	(112.973)
	-	-		-	2.943	2.943
	(445)	(445)		(445)	415	(30)
	8.551	8.551		8.551	(7.908)	643
(15.624)	877	(14.747)	242.116	227.369	30.986	258.355
			242.116	242.116	31.121	273.237
(15.624)	877	(14.747)		(14.747)	(135)	(14.882)
(17.353)	468.384	642.396	242.116	2.185.443	376.928	2.562.371

RENDICONTO FINANZIARIO

migliaia di euro

	Esercizio 2018	Esercizio 2017
A. Disponibilità liquide iniziali	169.086	253.684
Flusso finanziario generato dall'attività operativa
Risultato del periodo	273.237	264.760
Rettifiche per:
Imposte del periodo	116.287	104.359
Quota del risultato di collegate e joint ventures	(776)	(22.532)
Oneri (proventi) finanziari netti	106.132	82.432
Ammortamenti attività materiali e immateriali	354.947	321.865
Svalutazioni (Rivalutazioni) nette di attività	40.252	(3.379)
Accantonamenti netti a fondi	124.052	130.527
(Plusvalenze) Minusvalenze	(2.070)	(1.930)
Erogazioni benefici ai dipendenti	(16.764)	(5.675)
Utilizzo fondo rischi e altri oneri	(40.272)	(26.625)
Variazione altre attività/passività non correnti	13.450	22.721
Altre variazioni patrimoniali	(58.329)	(17.586)
Imposte pagate	(128.947)	(123.338)
B. Cash flow operativo prima delle variazioni di CCN	781.199	725.599
Variazione rimanenze	(10.280)	22.926
Variazione crediti commerciali	(65.436)	49.938
Variazione crediti tributari e altre attività correnti	53.302	(59.044)
Variazione debiti commerciali	35.121	(66.906)
Variazione debiti tributari e altre passività correnti	(16.009)	(12.619)
C. Flusso finanziario derivante da variazioni di CCN	(3.302)	(65.705)
D. Cash flow operativo (B+C)	777.897	659.894
Flusso finanziario da (per) attività di investimento
Investimenti in attività materiali e immateriali	(446.984)	(357.299)
Investimenti in attività finanziarie	(800)	(17.486)
Realizzo investimenti e variazione attività destinate ad essere cedute	22.780	7.164
Variazione area di consolidamento	(202.098)	(66.575)
Dividendi incassati	3.339	4.143
E. Totale flusso finanziario da attività di investimento	(623.763)	(430.053)
F. Free cash flow (D+E)	154.134	229.841
Flusso finanziario da attività di finanziamento
Aumento capitale	52.622	-
Erogazione di dividendi	(113.080)	(89.965)
Nuovi finanziamenti a lungo termine	581.000	550.000
Rimborsi di finanziamenti a lungo termine	(393.940)	(721.190)
Variazione debiti finanziari	(23.598)	66.452
Variazione crediti finanziari	42.038	22.541
Interessi pagati	(113.539)	(157.866)
Interessi incassati	14.595	15.589
G. Totale flusso finanziario da attività di finanziamento	46.098	(314.439)
H. Flusso monetario del periodo (F+G)	200.232	(84.598)
I. Disponibilità liquide finali (A+H)	369.318	169.086

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 di Genova, Parma, Piacenza, Reggio Emilia, Torino, Vercelli e dallo scorso aprile anche La Spezia.

I settori di attività nei quali il Gruppo opera sono:

• Energia (Produzione Idroelettrica e da altre fonti rinnovabili, 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, servizi di efficienza energetica 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 2018, comprende i bilanci della Società e delle sue controllate (unitamente, il "Gruppo" e, singolarmente, le "entità del Gruppo") e la quota di partecipazione del Gruppo in società a controllo congiunto e in società collegate, valutate secondo il metodo del patrimonio netto.

I. CONTENUTO E FORMA DEL BILANCIO CONSOLIDATO

Il Bilancio consolidato al 31 dicembre 2018 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 2018".

Gli schemi di bilancio adottati dal Gruppo Iren per la redazione del presente bilancio sono gli stessi applicati nella predisposizione del bilancio chiuso al 31 dicembre 2017, ad eccezione del prospetto di conto economico in cui è stata inserita la voce "Accantonamenti a fondo svalutazione crediti".

In linea con quanto precedentemente pubblicato, per la situazione patrimoniale-finanziaria la classificazione delle attività e passività è effettuata secondo il criterio "corrente/non corrente", con specifica separazione delle attività e passività cessate o destinate ad essere cedute. Le attività correnti, che includono disponibilità liquide e mezzi equivalenti, sono quelle destinate a essere realizzate, cedute o consumate nel normale ciclo operativo del Gruppo o nei dodici mesi successivi alla chiusura dell'esercizio; le passività correnti sono quelle per le quali è prevista l'estinzione nel normale ciclo operativo del Gruppo o nei dodici mesi successivi alla chiusura dell'esercizio.

Il Conto Economico è classificato in base alla natura dei costi. In aggiunta al Risultato Operativo, il prospetto di Conto Economico evidenzia il 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.

Nel presente fascicolo sono stati utilizzati alcuni indicatori alternativi di performance (IAP) che sono differenti dagli indicatori finanziari espressamente previsti dai principi contabili internazionali IAS/IFRS adottati dal Gruppo. Per il dettaglio di tali indicatori si rimanda allo specifico paragrafo "Indicatori Alternativi di Performance".

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 di alcune attività finanziarie, 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.

Il presente bilancio consolidato è espresso in euro, moneta funzionale della società. Tutti gli importi espressi in euro sono stati arrotondati alle migliaia.

INDICATORI ALTERNATIVI DI PERFORMANCE

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

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

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

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

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

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

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

Margine operativo lordo: determinato sottraendo al totale ricavi il totale dei costi operativi.

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

Risultato operativo: determinato sottraendo al Margine operativo lordo gli ammortamenti, gli accantonamenti e le svalutazioni operative.

Cash flow operativo: determinato a partire dal risultato netto del periodo, rettificato per la gestione finanziaria e per le voci non monetarie (ammortamenti, accantonamenti, svalutazioni…), a cui si sommano, le variazioni di Capitale circolante netto, gli utilizzi dei fondi e dei benefici ai dipendenti e altre variazioni operative.

Questo IAP è utilizzato dal Gruppo nell'ambito di documenti sia interni al Gruppo sia esterni e misura la capacità di generazione di cassa dell'attività operativa del gruppo e quindi la sua capacità di autofinanziamento.

Free cash flow: determinato aggiungendo al cash flow operativo le risorse finanziarie assorbite o generate dall'attività di investimento rappresentata da investimenti in attività materiali, immateriali e finanziarie, dalle dismissioni, dalle variazioni di area di consolidamento e dai dividendi incassati.

Investimenti: determinati dalla somma in investimenti in attività materiali, immateriali e finanziarie (partecipazioni) ed esposti al lordo dei contributi in conto capitale.

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

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

Questo IAP è utilizzato dal Gruppo nell'ambito di documenti sia interni al Gruppo sia esterni e rappresenta un utile strumento per la valutazione della performance operativa del Gruppo (sia nel suo complesso che a livello di singola Business Unit), anche mediante la comparazione con periodi o esercizi precedenti.

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

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

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.

Società Capogruppo: Iren S.p.A.

Società consolidate con il metodo integrale

Sono consolidate integralmente le quattro società responsabili delle singole linee di business e le loro controllate dirette e indirette

• 1) Iren Ambiente e le società da questa controllate:
• ACAM Ambiente
• AMIAT V e la controllata:
  • − AMIAT
• Bonifica Autocisterne
• Montequerce
• ReCos
• Ricupero Ecologici Industriali
• TRM
• 2) Iren Energia e la società da questa controllata:
• Iren Rinnovabili e la controllata:
  • − Studio Alfa e la controllata
  • Coin Consultech
• Greensource e le controllate:
  • − Enia Solaris
  • − Varsi Fotovoltaico
• Maira e la controllata:
  • − Formaira
• 3) Iren Mercato e la Società da questa controllata:
• Salerno Energia Vendite
• Spezia Energy Trading
• 4) IRETI e le Società da questa controllate:
• ACAM Acque
• ASM Vercelli e la controllata:
  • − ATENA Trading
• Consorzio GPO
• Iren Laboratori
• Iren Acqua e le controllate:
  • − Immobiliare delle Fabbriche
  • − Iren Acqua Tigullio

Nel corso del 2018 ha avuto efficacia l'incorporazione in Iren Ambiente S.p.A. delle controllate TRM V. S.p.A. e TRM Holding S.p.A. e il trasferimento di Iren Rinnovabili e delle sue controllate da Iren Ambiente S.p.A. a Iren Energia S.p.A.. Pur avendo avuto effetto sulla struttura del Gruppo, tali operazioni non hanno comportato variazioni dell'area di consolidamento. Tali operazioni sono avvenute nell'ambito del Progetto di razionalizzazione societaria e organizzativa "complessiva" di Gruppo, 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.

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 integrale è variata nel corso del 2018 a seguito dell'acquisizione del controllo del Gruppo ACAM e di ReCos S.p.A., entrambe avvenute nel mese di aprile, di Spezia Energy Trading e di Maira entrambe avvenute nel mese di settembre.

Inoltre nel corso del periodo è avvenuta una variazione nel perimetro di attività e passività del Gruppo a seguito dell'acquisizione da SMC S.p.A. di un ramo di azienda costituito dalla partecipazione del 48,85% del capitale sociale della Società Ecologica Territorio Ambiente (SETA) S.p.A. e delle attività di chiusura e gestione post mortem della discarica di Chivasso 0.

Il controllo di ACAM S.p.A. e delle sue controllate al 100% ACAM Acque, ACAM Ambiente, InTeGra e Centrogas Energia (quest'ultima trasferita ad Iren Rinnovabili il 1° ottobre) è avvenuto mediante l'acquisto da parte di Iren S.p.A. della totalità delle azioni della società per un corrispettivo pari a 59.000 migliaia di euro. Si specifica che tra le attività di ACAM S.p.A. era presente il 49% della società ReCos S.p.A..

Ai sensi dell'IFRS 3 – Aggregazioni aziendali il costo dell'aggregazione aziendale sopra indicato è stato allocato, alla data di acquisizione, alle attività identificabili acquisite e alle passività identificabili assunte.

La differenza positiva tra il fair value del corrispettivo trasferito e il valore contabile del patrimonio netto acquisito, pari a 25.375 migliaia di euro, è stata allocata al fair value degli assets in concessione del Servizio Idrico Integrato e del 49% della partecipazione in ReCos S.p.A.; in via residuale, è stato rilevato un avviamento pari a 18.209 migliaia di euro.

Si precisa che nel corso dell'ultimo trimestre dell'anno le società ACAM S.p.A. e InTeGra sono state incorporate in Iren S.p.A. e Centrogas Energia in Iren Rinnovabili S.p.A..

L'acquisizione del controllo di ReCos S.p.A., società operante nel trattamento e recupero rifiuti, in virtù dei patti parasociali esistenti, ha invece avuto luogo attraverso l'acquisizione del 20,5% del capitale sociale dall'altro socio Ladurner S.r.l. per un corrispettivo pari a 1.000 migliaia di euro. A seguito dell'operazione anzi descritta, unitamente alla quota di partecipazione precedentemente detenuta (il 25,5% in capo ad Iren Ambiente e il 49% ottenuto mediante acquisizione del gruppo ACAM), il Gruppo Iren detiene il 95% del capitale della società.

ReCos S.p.A., valutata ad equity sino al 31 marzo 2018, entra conseguentemente nel perimetro di consolidamento integrale a partire dal mese di aprile. In linea con quanto previsto dall'IFRS 3, l'acquisizione del controllo di ReCos S.p.A. ha comportato la rideterminazione al fair value della precedente interessenza detenuta (74,5% che ammontava a 5.340 migliaia di euro), con la conseguente iscrizione di un onere pari a 1.706 migliaia di euro iscritto alla voce "Rettifiche di valore di partecipazioni" (Nota 42).

Ai sensi dell'IFRS 3 – Aggregazioni aziendali il costo dell'aggregazione aziendale è stato allocato, alla data di acquisizione, alle attività identificabili acquisite e alle passività identificabili assunte.

Il fair value del corrispettivo trasferito nell'aggregazione aziendale, comprensivo del fair value, alla data di acquisizione, dell'interessenza nella società acquisita precedentemente posseduta dal Gruppo Iren, è pari a 4.634 migliaia di euro.

Dopo aver allocato la differenza positiva tra il fair value del corrispettivo trasferito (come sopra definito) e la corrispondente quota del valore contabile del patrimonio netto acquisito, pari a 8.353 migliaia di euro, al fair value della concessione di cui la società è titolare, in via residuale è stato rilevato un avviamento pari a 597 migliaia di euro.

Nei primi giorni di settembre Iren Mercato ha acquisito la totalità delle quote di Spezia Energy Trading S.r.l., società operante nel settore della commercializzazione di energia elettrica e gas, per un corrispettivo pari a 4.500 migliaia di euro.

Ai sensi dell'IFRS 3 – Aggregazioni aziendali il costo dell'aggregazione aziendale sopra indicato è stato allocato, alla data di acquisizione, alle attività identificabili acquisite e alle passività identificabili assunte.

Il differenziale positivo tra il fair value del corrispettivo trasferito e il valore contabile del patrimonio netto acquisito, pari a 4.793 migliaia di euro, è stato allocato al fair value della lista clienti della società; in via residuale, è stato rilevato un avviamento pari a 2.694 migliaia di euro.

A fine settembre, si è perfezionata l'acquisizione del controllo, da parte di Iren Energia, di Maira S.p.A., società attiva nella realizzazione e gestione di impianti mini-idroelettrici siti in Piemonte e, di conseguenza, della sua controllata totalitaria Formaira S.r.l.. L'operazione è avvenuta mediante acquisto di azioni dagli altri soci e sottoscrizione di aumento di capitale sociale per un corrispettivo complessivo di 5.355 migliaia di euro.

Ai sensi dell'IFRS 3 – Aggregazioni aziendali il costo dell'aggregazione aziendale sopra indicato è stato allocato, alla data di acquisizione, alle attività identificabili acquisite e alle passività identificabili assunte. La differenza positiva tra il corrispettivo trasferito e la corrispondente quota del patrimonio netto contabile acquisito, pari a 13 migliaia di euro, è stata interamente allocata al valore degli impianti idroelettrici. Pertanto, dato che il fair value, alla data di acquisizione, delle attività identificabili acquisite e delle passività assunte identificabili è risultato allineato al fair value del corrispettivo trasferito, nella contabilizzazione dell'aggregazione aziendale non è stato rilevato alcun avviamento o utile derivante da un acquisto a prezzi favorevoli.

Infine nel mese di ottobre Iren Ambiente ha perfezionato l'acquisto di un ramo di azienda da SMC S.p.A. costituito dalla partecipazione del 48,85% del capitale sociale della Società Ecologica Territorio Ambiente (SETA) S.p.A. e delle attività di chiusura e gestione post mortem della discarica di Chivasso 0. Il fair value del corrispettivo trasferito nell'aggregazione aziendale è pari a 2.812 migliaia di euro. Ai sensi dell'IFRS 3 – Aggregazioni aziendali il costo dell'aggregazione aziendale sopra indicato è stato allocato, alla data di acquisizione, alle attività identificabili acquisite e alle passività identificabili assunte. Il fair value determinato in via provvisoria, alla data di acquisizione, delle attività identificabili acquisite e delle passività assunte identificabili è risultato inferiore al fair value del corrispettivo trasferito e, pertanto, nella contabilizzazione provvisoria dell'aggregazione aziendale è stato rilevato un avviamento pari a 894 migliaia di euro.

Nella tabella seguente vengono riepilogati, per le cinque operazioni di aggregazione aziendale precedentemente descritte, il fair value del corrispettivo trasferito alla data di acquisizione, il pro quota del valore contabile delle attività acquisite (al netto dell'avviamento) e delle passività assunte e le rettifiche apportate a seguito della valutazione a fair value delle attività acquisite e delle passività assunte.

					migliaia di euro
	Gruppo ACAM	ReCos	Spezia Energy Trading	Gruppo Maira	Ramo "Ambiente"
Fair value del corrispettivo trasferito alla data di acquisizione (A)	59.000	4.634	4.500	5.355	2.812
Pro quota valore contabile delle attività acquisite (al netto dell'avviamento) e delle passività assunte (B)	33.625	(3.719)	(293)	5.342	1.918
Differenza (A-B)	25.375	8.353	4.793	13	894
Rettifiche apportate a seguito della valutazione a fair value delle attività acquisite e delle passività assunte:
Attività materiali	-	-	-	26	-
Attività immateriali	6.290	11.372	2.923	-	-
Partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto	2.390	-	-	-	-
Fiscalità differita	(1.514)	(3.208)	(824)	(7)	-
Patrimonio netto attribuibile alle minoranze	-	(408)		(6)	-
Avviamento	18.209	597	2.694	-	894

IV. PRINCIPI CONTABILI E CRITERI DI VALUTAZIONE

Di seguito sono indicati i criteri adottati nella redazione del bilancio consolidato al 31 dicembre 2018 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 2017, ad eccezione delle novità introdotte dall'IFRS 9 e dall'IFRS 15 rispettivamente in materia di strumenti finanziari e rilevazione dei ricavi, come evidenziato nel paragrafo "Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni applicati dal 1° gennaio 2018".

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 2017, anche nel 2018 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 normative attualmente vigenti 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 Minima	Aliquota Massima
Fabbricati	1,25%	20,00%
Costruzioni leggere	1,75%	10,00%
Automezzi	10,00%	25,00%
Attrezzature varie	5,00%	25,00%
Mobili e macchine ufficio	5,30%	20,00%
Hardware	5,00%	50,00%
Impianti	1,25%	50,00%

Le variazioni marginali di aliquote rispetto all'esercizio 2017, sono dovute alle nuove società entrate nel perimetro di consolidamento integrale, all'aggiornamento delle vite utili economico-tecniche dei singoli beni e all'esito delle verifiche effettuate sugli stessi dai tecnici responsabili degli impianti.

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.

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.

Le attività immateriali a durata definita sono ammortizzate sistematicamente in funzione della loro prevista utilità futura, in modo che il valore netto alla chiusura del periodo corrisponda alla loro residua utilità o all'importo recuperabile secondo i piani aziendali di svolgimento dell'attività produttiva. L'ammortamento inizia quando l'attività è disponibile per l'uso.

L'ammortamento delle attività immateriali è calcolato a quote costanti, sulla base delle seguenti vite utili:

		Anni
	da	a
Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione opere dell'ingegno	1	50
Concessioni, licenze, marchi e diritti simili	1	99
Software	1	33
Altre attività immateriali a vita utile definita	1	57

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.

L'avviamento viene allocato ad una o più unità generatrici di flussi finanziari (cash generating unit) e non viene ammortizzato, ma annualmente, o più frequentemente se specifici eventi o modificate circostanze indicano la possibilità che abbia subito una perdita di valore, viene sottoposto a impairment test, come evidenziato nel paragrafo "Perdita di valore di attività non finanziarie".

Attività non correnti possedute per la vendita – Attività operative cessate

Un'attività non corrente (o un gruppo in dismissione composto da attività e passività) viene classificata come posseduta per la vendita se il suo valore contabile sarà recuperato principalmente con un'operazione di vendita anziché tramite il suo utilizzo continuato. Immediatamente prima della classificazione iniziale dell'attività (o gruppo in dismissione) come posseduta per la vendita, i valori contabili dell'attività sono valutati in conformità ai principi contabili del Gruppo. Successivamente, l'attività (o gruppo in dismissione) viene valutata al minore tra il suo valore contabile e il fair value al netto dei costi di vendita. La perdita di valore di un gruppo in dismissione viene allocata in primo luogo all'avviamento, quindi alle restanti attività e passività in misura proporzionale, ad eccezione di rimanenze, attività finanziarie, attività per imposte differite, benefici per dipendenti, investimenti immobiliari e attività biologiche, che continuano ad essere valutate in conformità ai principi contabili del Gruppo. Le perdite di valore per la classificazione iniziale di un'attività come posseduta per la vendita e le differenze di valutazione successive sono rilevate a conto economico. Le variazioni di valore positive sono rilevate solo fino a concorrenza di eventuali perdite di valore accumulate.

Le attività operative cessate (discontinued operations) rappresentano una parte del gruppo che è stata dismessa o classificata per la vendita, e:

• a. rappresenta un importante ramo di attività o area geografica di attività
• b. fa parte di un unico programma coordinato di dismissione di un importante ramo autonomo di attività o un'area geografica di attività; o
• c. è una controllata acquisita esclusivamente in funzione di una rivendita.

Se si tratta di una singola attività non corrente (es. un immobile o una partecipazione in una società collegata), la rilevazione dell'utile o perdita derivante dalla cessione o dalla valutazione segue la natura dell'attività stessa.

Se si tratta di un attività operativa cessata ed è significativa nella voce "Risultato netto da attività operative cessate" viene esposto un unico importo rappresentato dal totale:

• i) degli utili o delle perdite dell'attività operativa cessata al netto degli effetti fiscali; e
• ii) dalla plusvalenza o minusvalenza, al netto degli effetti fiscali, rilevata a seguito della valutazione al fair value al netto dei costi di vendita o dell'avvenuta dismissione dell'attività.

Il conto economico del periodo comparativo è rideterminato in modo da garantire un confronto omogeneo. Se l'attività non è significativa, ricavi e costi dell'attività operativa cessata rimangono imputati riga per riga alle relative voci di conto economico, mentre il Risultato da attività discontinue accoglierà la sola plusvalenza o minusvalenza di cui al precedente punto ii).

Accordi per servizi in concessione

Il Gruppo IREN è soggetto all'applicazione dell'IFRIC 12, che definisce i criteri di rilevazione e valutazione da adottare per gli accordi tra settore pubblico e privato relativi allo sviluppo, finanziamento, gestione e manutenzione di infrastrutture in regime di concessione. In particolare nei casi in cui il soggetto concedente controlli l'infrastruttura, regolando e controllando le caratteristiche dei servizi forniti, i prezzi applicabili e mantenendo un interesse residuo sull'attività, il concessionario rileva o il diritto all'utilizzo della stessa infrastruttura o un'attività finanziaria o entrambi, in funzione delle caratteristiche degli accordi. Pertanto i concessionari che rientrano nelle fattispecie sopra descritte, non possono rilevare i beni patrimoniali dedicati all'erogazione del servizio quale immobilizzazione materiale nell'attivo dello stato patrimoniale, a prescindere dal riconoscimento del titolo di proprietà a favore degli stessi concessionari nei contratti di concessione.

In particolare il concessionario rileva un'attività finanziaria nella misura in cui ha un diritto contrattuale incondizionato a ricevere disponibilità liquide o un'altra attività finanziaria dal, o su istruzioni del, concedente per i servizi di costruzione. All'attività finanziaria rilevata sono applicate le disposizioni dello IAS 32, dello IFRS 9 e dell'IFRS 7.

Il concessionario rileva un'attività immateriale nella misura in cui ottiene il diritto (licenza) di far pagare gli utenti del servizio pubblico. Il diritto di far pagare gli utenti del servizio pubblico non è un diritto incondizionato a ricevere disponibilità liquide in quanto gli importi dipendono dalla misura in cui il pubblico utilizza il servizio. All'attività immateriale rilevata sono applicate le disposizioni dello IAS 38.

Se il concessionario è pagato per i servizi di costruzione in parte con un'attività finanziaria e in parte con un'attività immateriale, contabilizza separatamente ciascuna componente del corrispettivo del concessionario. Il corrispettivo ricevuto o da ricevere per entrambe le componenti viene rilevato inizialmente al fair value (valore equo) del corrispettivo ricevuto o da ricevere ed esposto nell'apposito conto di ricavo.

Con riferimento ai contributi ottenuti sulle immobilizzazioni rientranti nell'applicazione dell'IFRIC 12 si evidenzia che gli stessi sono classificati nelle Altre passività, con la distinzione tra la quota corrente e non corrente, mentre il relativo rilascio confluisce tra gli Altri ricavi.

Perdita di valore di attività non finanziarie

Gli IAS/IFRS richiedono di valutare l'esistenza di perdite di valore delle attività in presenza di indicatori specifici che facciano ritenere che tale problematica possa sussistere. Viene effettuata una verifica di perdita di valore (impairment test), che consiste nella stima del valore recuperabile dell'attività e nel confronto con il relativo valore netto contabile.

Il valore recuperabile è definito come il maggiore tra il fair value al netto dei costi di vendita (qualora esista un mercato attivo) e il valore d'uso del bene. Quest'ultimo è definito sulla base dell'attualizzazione dei flussi di cassa attesi dall'utilizzo del bene o da un'aggregazione di beni (le cosiddette Cash Generating Unit), al lordo delle imposte, applicando un tasso di sconto, ante imposte, che riflette le valutazioni correnti di mercato del valore temporale del denaro e dei rischi specifici dell'attività. Se il valore recuperabile è inferiore al valore contabile viene iscritta una perdita di valore. Se in esercizi successivi la perdita viene meno o si riduce, il valore contabile dell'attività o dell'unità generatrice di flussi finanziari è incrementato, con contropartita a conto economico, sino alla stima del nuovo valore recuperabile. Quest'ultimo non può eccedere il valore che sarebbe stato determinato se non fosse stata rilevata in precedenza alcuna perdita per riduzione di valore. Il ripristino di una perdita di valore non è applicabile all'avviamento.

Il valore d'uso è definito generalmente mediante attualizzazione dei flussi di cassa attesi dall'utilizzo del bene o di Cash Generating Units nonché dal valore che ci si attende dalla sua dismissione al termine della sua vita utile.

Le Cash Generating Unit sono state individuate coerentemente alla struttura organizzativa e di business del Gruppo, come attività che generano flussi di cassa in entrata indipendenti derivanti dall'utilizzo continuativo delle stesse.

Per attività non soggette ad ammortamento (avviamento, altre attività immateriali a vita utile indefinita) e per le immobilizzazioni immateriali non ancora disponibili per l'utilizzo, l'impairment test è effettuato con frequenza annuale indipendentemente dalla presenza di specifici indicatori.

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.

Strumenti finanziari

Tutti gli strumenti finanziari, inclusi i derivati, vengono rilevati nella situazione patrimoniale-finanziaria nel momento in cui l'impresa diviene parte del contratto e di conseguenza assume un diritto a ricevere flussi finanziari o un'obbligazione a pagare.

Per il trattamento contabile degli strumenti finanziari si fa riferimento al nuovo principio IFRS 9, omologato il 22 novembre 2016 con regolamento UE 2067/2016, che ha introdotto alcune significative novità in merito a classificazione e valutazione delle attività e passività finanziarie, riduzione di valore delle attività finanziarie e contabilizzazione delle operazioni di copertura.

- Attività e passività finanziarie

Al momento della rilevazione iniziale l'attività o passività finanziaria è valutata al fair value più o meno, nel caso di un'attività o passività finanziaria non valutata al fair value rilevato a conto economico, i costi dell'operazione direttamente attribuibili all'acquisizione o all'emissione dell'attività o passività finanziaria. Dopo la rilevazione iniziale l'attività o passività finanziaria è valutata come descritto di seguito.

Per quanto riguarda le attività finanziarie l'IFRS 9 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. In particolare il principio prevede le seguenti tre categorie per la classificazione delle attività finanziarie: a) attività finanziarie valutate al costo ammortizzato (amortised cost); b) attività finanziarie valutate al fair value rilevato nelle altre componenti di conto economico complessivo (FVOCI – fair value through other comprehensive income); c) attività finanziarie valutate al fair value rilevato a conto economico (FVTPL – fair value through profit and loss).

La classificazione all'interno delle categorie suindicate avviene sulla base del modello di business dell'entità e in relazione alle caratteristiche dei flussi di cassa generati dalle attività stesse:

• a) un'attività finanziaria è valutata al costo ammortizzato se il modello di business dell'entità prevede che l'attività finanziaria sia detenuta per incassare i relativi cash flow (quindi, in sostanza, non per realizzare profitti anche dalla vendita dello strumento) e le caratteristiche dei flussi di cassa dell'attività corrispondono unicamente al pagamento di capitale e interessi;
• b) un'attività finanziaria è misurata al Fair Value con contropartita le Altre componenti di conto economico complessivo se è detenuta con l'obiettivo sia di incassare i flussi di cassa contrattuali, sia di essere ceduta (modello Hold to Collect and Sell);
• c) infine se è un'attività finanziaria detenuta con finalità di negoziazione e comunque non rientra nelle fattispecie indicate ai precedenti punti a) e b) deve essere valutata al fair value con variazioni di valore imputate a conto economico.

L'IFRS 9 non ammette riclassificazioni tra categorie di attività finanziarie se non nei rari casi in cui vi è una modifica nel modello di business dell'entità. In tal caso gli effetti della riclassifica si applicano prospetticamente.

Ad ogni chiusura di bilancio tutte le attività finanziarie, ad eccezione di quelle valutate al fair value rilevato nell'utile (perdita) d'esercizio, sono sottoposte ad impairment test per determinare se vi siano oggettive evidenze che possono far ritenere non interamente recuperabile il valore dell'attività. A tal proposito l'IFRS 9 ha introdotto un nuovo modello di impairment basato sulle perdite attese, dove per "perdita" si intende il valore attuale di tutti i futuri mancati incassi, opportunamente integrato per tenere conto delle aspettative future ("forward looking information"). In accordo al general approach applicabile a tutte le attività finanziarie, la perdita attesa è funzione della probabilità di default (PD), della loss given default (LGD) e dell'esposizione al default (EAD): la PD rappresenta la probabilità che un'attività non sia ripagata e vada in default; l'LGD rappresenta l'ammontare che si prevede di non riuscire a recuperare qualora si verifichi l'evento di default; l'EAD rappresenta l'esposizione creditizia vantata nei confronti della controparte, incluse eventuali garanzie, collateral, ecc. La stima deve essere fatta inizialmente sulle perdite attese nei successivi 12 mesi; in considerazione dell'eventuale progressivo deterioramento del credito la stima deve essere adeguata per coprire le perdite attese lungo tutta la vita del credito.

Le passività finanziarie sono generalmente classificate come valutate al costo ammortizzato, ad eccezione dei derivati che sono valutati al fair value rilevato nell'utile (perdita) d'esercizio. La principale modifica introdotta dall'IFRS9 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 nelle altre componenti di conto economico complessivo.

- Altre partecipazioni

Tutti gli strumenti rappresentativi di capitale rientranti nell'ambito di applicazione dell'IFRS 9 - sia quotati che non quotati - devono essere valutati al fair value rilevato a conto economico (FVTPL – fair value through profit and loss). L'entità ha l'opzione di presentare nel Patrimonio netto (FVOCI – fair value through other comprehensive income) le variazioni di fair value degli strumenti rappresentativi di capitale che non sono detenuti per la negoziazione, per i quali invece tale opzione è vietata. Tale designazione è ammessa al momento della rilevazione iniziale, può essere adottata per singolo titolo ed è irrevocabile. Qualora ci si avvalga di tale opzione, le variazioni di fair value di tali strumenti non vengono mai riversate a Conto Economico.

Il gruppo Iren ha ritenuto di non avvalersi dell'opzione citata, pertanto le Altre partecipazioni, costituite da partecipazioni di minoranza in società non quotate che il Gruppo intende mantenere in portafoglio nel prossimo futuro, a decorrere dal 1 gennaio 2018 sono valutate a fair value rilevato a conto economico (FVTPL).

- 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 era già 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 vi è una documentazione formale della relazione di copertura e degli obiettivi aziendali di gestione del rischio e della strategia per effettuare la copertura;
• si suppone che la copertura sia altamente efficace nell'ottenere la compensazione dei cambiamenti nel fair value (fair value hedge) o nei flussi finanziari (cash flow hedge) attribuibili al rischio coperto;
• per le coperture di flussi finanziari, un'operazione prevista, che è oggetto di copertura, deve essere altamente probabile e deve presentare un'esposizione alle variazioni di flussi finanziari che potrebbe infine incidere sul risultato economico dell'esercizio;
• l'efficacia della copertura può essere attendibilmente valutata, ossia il fair value o i flussi finanziari dell'elemento coperto ed il fair value dello strumento di copertura possono essere attendibilmente valutati;
• la copertura è stata valutata sulla base di un criterio ricorrente ed è considerata altamente efficace per tutta la vita del derivato.

Gli strumenti finanziari di copertura vengono iscritti al fair value, determinato con modelli di valutazione adeguati 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. Ad ogni chiusura di bilancio, gli strumenti finanziari di copertura vengono sottoposti al test di efficacia al fine di verificare se la copertura abbia o meno i requisiti per essere qualificata come copertura efficace ed essere contabilizzata secondo i principi dell'hedge accounting. L'IFRS 9 ha abolito la soglia dell'80-125% prevista dallo IAS 39 e ha introdotto un nuovo concetto di efficacia della copertura che richiede la verifica della relazione economica esistente tra strumento coperto e strumento di copertura. Una relazione di copertura risulta efficace se:

• esiste una relazione economica tra lo strumento coperto e lo strumento di copertura;
• l'effetto credit risk non domina la variazione di valore che risulta dalla relazione economica;
• il rapporto tra la quantità dello strumento di copertura e la quantità dell'elemento coperto in termini di peso relativo non determina uno squilibrio in termini di hedge ratio.

Se i requisiti previsti per l'applicazione dell'hedge accounting sono soddisfatti e:

• si è in presenza di copertura di flussi finanziari (cash flow hedge), le variazioni del fair value dello strumento di copertura sono riportate a patrimonio netto per la quota efficace della copertura (intrinsic value) e sono rilevate a conto economico per la parte time value e per l'eventuale quota inefficace (overhedging);
• si è in presenza di copertura di fair value (fair value hedge), le variazioni del fair value, sia dello strumento di copertura che dello strumento coperto, sono rilevate a conto economico.

Se i requisiti previsti per l'applicazione dell'hedge accounting non sono soddisfatti gli utili o le perdite derivanti dalla valutazione al fair value del solo strumento finanziario di copertura, sono iscritti interamente a conto economico.

Tenuto conto di quanto precisato nell'IFRS 7, esteso dall'IFRS 13, in merito alla c.d. gerarchia del fair value, si evidenzia che per ogni categoria di strumento finanziario contabilizzato al fair value viene indicata la gerarchia di determinazione del fair value suddivisa tra:

• Livello 1: prezzi quotati (non rettificati) su mercati attivi per attività o passività identiche
• Livello 2: dati di input diversi dai prezzi quotati di cui al Livello 1 che sono osservabili per l'attività o la passività, sia direttamente (come nel caso dei prezzi), sia indirettamente (ovvero derivati dai prezzi)

Livello 3: dati di input relativi all'attività o alla passività che non sono basati su dati di mercato osservabili (dati non osservabili).

- Crediti e Debiti commerciali

I crediti e i debiti commerciali, la cui scadenza rientra nei normali termini commerciali, non sono attualizzati, poiché la componente temporale ha scarsa rilevanza nella loro valorizzazione, e sono iscritti al fair value (identificato dal loro valore nominale). Dopo la valutazione iniziale sono iscritti al costo ammortizzato. I crediti commerciali sono esposti al netto del fondo svalutazione crediti determinato, in accordo all'IFRS 9, applicando in luogo del general approach, valido per tutte le attività finanziarie ad eccezione di quelle valutate al fair value rilevato nell'utile (perdita) d'esercizio, il metodo semplificato e, più nello specifico, il modello della provision matrix, che si fonda sull'individuazione dei tassi di perdita (default rates) per fasce di scaduto osservati su base storica, applicati per tutta la vita attesa del credito e aggiornati in base ad elementi rilevanti di scenario futuro.

- Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti sono costituiti dai valori in cassa, dai depositi a vista e da investimenti finanziari a breve termine (scadenza a tre mesi o meno dalla data di acquisto) e ad alta liquidità che sono prontamente convertibili in valori di cassa noti e che sono soggetti ad un rischio irrilevante di variazione del loro valore.

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 commercializzazione, sono valutati al minore tra il costo (costituito dal costo d'acquisto, dai costi di trasformazione e gli altri costi sostenuti per portare le rimanenze nel luogo e nelle condizioni attuali) e il presunto valore netto di realizzo o di sostituzione.

Il costo delle rimanenze viene determinato adottando il criterio del costo medio ponderato.

Se il costo delle rimanenze non può essere recuperato poiché esse sono danneggiate, sono diventate in tutto o in parte obsolete o i loro prezzi di vendita sono diminuiti, sono svalutate fino al valore netto di realizzo. Se le circostanze che avevano precedentemente causato una svalutazione non sussistono più l'ammontare della svalutazione viene stornato.

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 nel momento in cui vengono approvati dall'assemblea degli azionisti.

Benefici ai dipendenti

I benefici successivi al rapporto di lavoro sono definiti sulla base di programmi che in funzione delle loro caratteristiche sono distinti in programmi "a contributi definiti" e programmi "a benefici definiti". Nei programmi a "contributi definiti" l'obbligazione dell'impresa, limitata al versamento dei contributi allo

Stato ovvero ad un patrimonio o ad un'entità giuridicamente distinta (cd. fondo), è determinata sulla base

dei contributi dovuti. Per il Gruppo rientrano in questa categoria il Trattamento di Fine Rapporto maturato a partire dal 1° gennaio 2007 che viene versato al fondo INPS e la parte versata alla previdenza integrativa. La passività relativa ai programmi a "benefici definiti", al netto delle eventuali attività al servizio del piano, è determinata sulla base di ipotesi attuariali. Per il Gruppo rientrano in questa categoria il Trattamento di fine rapporto maturato fino al 31 dicembre 2006 (o alla data di scelta da parte del dipendente nel caso di destinazione a fondi complementari), le agevolazioni tariffarie fornite al personale dipendente ed 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.

Per quanto riguarda la presentazione in bilancio, le variazioni della passività relativa all'obbligazione che sorge in relazione a un piano a benefici definiti sono disaggregate in tre componenti:

1) operativa (service cost), costi del personale;

2) finanziaria (finance cost), interessi attivi/passivi netti;

3) valutativa (remeasurement cost), utili/perdite attuariali.

Gli utili e le perdite derivanti dall'effettuazione del calcolo attuariale per quanto concerne i benefici successivi al rapporto di lavoro sono immediatamente rilevati nelle altre componenti del Conto economico complessivo con l'eccezione del premio fedeltà per cui la rilevazione è interamente a Conto economico.

In merito all'informativa integrativa, viene proposta l'informativa relativa alle caratteristiche dei piani e dei relativi importi iscritti in bilancio, al rischio derivante dai piani e comprendente una analisi di sensitività delle fluttuazioni nel rischio demografico.

Fondi per rischi e oneri

I fondi per rischi e oneri sono accantonati per coprire passività di ammontare o scadenza incerti che devono essere rilevati in bilancio quando ricorrono le seguenti contestuali condizioni:

• − l'impresa ha un'obbligazione attuale (legale o implicita), ossia in corso alla data di riferimento del bilancio, quale risultato di un evento passato;
• − è probabile che per adempiere all'obbligazione si renderà necessario un impiego di risorse economiche;
• − può essere effettuata una stima attendibile dell'importo necessario all'adempimento dell'obbligazione.

I rischi per i quali il manifestarsi di una passività è soltanto potenziale sono indicati nelle note al bilancio senza procedere allo stanziamento di un fondo.

In caso di eventi solamente remoti e cioè di eventi che hanno scarsissime possibilità di verificarsi non viene contabilizzato alcun fondo, né vengono fornite informazioni aggiuntive od integrative.

Gli accantonamenti sono iscritti al valore rappresentativo della migliore stima dell'ammontare che l'impresa pagherebbe per estinguere l'obbligazione, ovvero per trasferirla a terzi alla data di chiusura dell'esercizio. Se l'effetto di attualizzazione del valore del denaro è significativo, gli accantonamenti sono determinati attualizzando i flussi finanziari futuri attesi ad un tasso di sconto ante imposte che riflette la valutazione corrente del mercato del costo del denaro in relazione al tempo.

Quando viene effettuata l'attualizzazione, l'incremento dell'accantonamento dovuto al trascorrere del tempo è rilevato come onere finanziario.

I fondi post mortem sono attualizzati sulla base dei flussi di cassa indicati nella perizia redatta da un esperto indipendente.

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 per beni e servizi

I ricavi sono valutati al fair value del corrispettivo ricevuto o spettante, tenendo conto di eventuali sconti commerciali e riduzioni legate alla quantità.

Circa la corretta rilevazione dei ricavi da contratti con i clienti, si fa riferimento a quanto previsto dall'IFRS 15. Il nuovo principio, recepito dall'Unione Europea in data 22 settembre 2016 e successivamente modificato con il regolamento UE 1987/2017 del 31 ottobre 2017, si applica a tutti i contratti con i clienti, ad eccezione dei seguenti:

• Contratti di leasing (IAS 17)
• Contratti di assicurazione (IFRS 4)
• Contratti finanziari (IAS 39)
• Scambi non monetari tra entità operanti nello stesso settore.

Il nuovo principio definisce un modello di rilevazione dei ricavi basato su 5 steps:

• 1. identificazione del contratto con il cliente. Per contratto si intende l'accordo commerciale approvato tra due o più parti che crea diritti e obbligazioni esigibili. Un contratto è identificato quando tutte le seguenti condizioni sono soddisfatte: a) le parti hanno approvato il contratto (in forma scritta o secondo le pratiche commerciali abituali); b) è possibile identificare i diritti del cliente in merito ai beni o servizi che devono essere trasferiti; c) i termini di pagamento sono identificabili; d) il contratto ha sostanza commerciale; e) è probabile che il prezzo verrà incassato (si considera solo la capacità e l'intenzione a pagare da parte del cliente);
• 1. identificazione delle "Performance obligations" contenute nel contratto. Le attività eventualmente svolte per dare esecuzione al contratto, quali adempimenti amministrativi per la predisposizione del contratto stesso, non trasferiscono al cliente beni e servizi separati, pertanto non rappresentano obbligazioni di fare. Le eventuali spese iniziali non rimborsabili addebitate al cliente non sono ricavi a meno che non si riferiscano a beni o servizi distinti.

Se all'interno di un contratto un'entità concede al cliente un'opzione per acquistare beni e servizi futuri, tale opzione costituisce una performance obligation separata solo se conferisce al cliente un beneficio che non avrebbe potuto ottenere in altro modo, come ad esempio uno sconto maggiore di quelli tipicamente concessi per quei particolari beni o servizi. Un'opzione per acquistare un bene od un servizio ad un prezzo che riflette il suo stand-alone selling price, non è una performance obligation separata anche se può essere ottenuta solo stipulando il contratto in oggetto;

• 1. determinazione del "Transaction price". Al fine di determinare il prezzo dell'operazione occorre considerare, tra gli altri, i seguenti elementi: a) eventuali importi riscossi per conto di terzi, che devono essere esclusi dal corrispettivo; b) componenti variabili del prezzo (quali performance bonus, penali, sconti, rimborsi, incentivi, ecc.); c) componente finanziaria, nel caso in cui i termini di pagamento concedano al cliente una dilazione significativa;
• 1. allocazione del prezzo alle Performance obligations sulla base del "Relative Stand Alone Selling Price";
• 1. rilevazione dei ricavi quando la Performance obligation è soddisfatta. Il trasferimento del bene o servizio avviene quando il cliente ottiene il controllo del bene o servizio e cioè quando ha la capacità di deciderne e/o indirizzarne l'uso e ottenerne sostanzialmente tutti i benefici. Il trasferimento del controllo, e conseguentemente la rilevazione dei ricavi può avvenire in un determinato momento (point in time) oppure nel corso del tempo (over time).

In caso di modifica contrattuale, vale a dire un cambiamento dell'oggetto e/o del prezzo del contratto approvato dalle parti, se la modifica introduce nuovi beni e/o servizi distinti e l'incremento del corrispettivo contrattuale è pari allo stand alone selling price dei nuovi beni e/o servizi, la modifica contrattuale deve essere contabilizzata come un nuovo contratto. Se le due condizioni citate non sono soddisfatte e i beni e/o servizi ancora da consegnare sono distinti rispetto a quanto già trasferito al cliente prima della modifica, allora la modifica è da trattare come cancellazione del vecchio contratto ed introduzione di un nuovo contratto con effetto prospettico sui ricavi; in caso contrario la modifica deve essere trattata come prosecuzione del contratto originario con effetto retrospettico sui ricavi.

Contributi in conto impianti e contributi in conto esercizio

I contributi in conto impianti, vengono iscritti, quando gli stessi divengono esigibili, come ricavo differito e imputato come provento al conto economico sistematicamente durante la vita utile del bene a cui si riferiscono. Il ricavo differito relativo ai contributi stessi trova riscontro nello Stato Patrimoniale tra le altre passività, con opportuna separazione tra la parte corrente e quella non corrente.

I contributi in conto esercizio sono imputati a conto economico nel momento in cui sono soddisfatte le condizioni di iscrizione, ovvero quando si ha la certezza del riconoscimento degli stessi in contropartita dei costi a fronte dei quali i contributi sono erogati.

Altri proventi

Gli altri proventi includono tutte le fattispecie di ricavi non inclusi nelle tipologie precedenti e non aventi natura finanziaria.

I proventi sono valutati al fair value del corrispettivo ricevuto o spettante e sono rilevati quando:

• il valore dei ricavi può essere stimato attendibilmente;
• è probabile che l'impresa potrà fruire dei benefici economici derivanti dall'operazione.

Costi per l'acquisizione di beni e servizi

I costi sono valutati al fair value dell'ammontare pagato o da pagare. I costi per l'acquisizione di beni e servizi sono iscritti quando il loro ammontare può essere determinato in maniera attendibile. I costi per acquisto di beni sono riconosciuti al momento della consegna, che in base ai contratti in essere identifica il momento del passaggio dei rischi e benefici connessi. I costi per servizi sono iscritti per competenza in base al momento di ricevimento degli stessi.

Proventi ed oneri finanziari

I proventi e gli oneri finanziari sono rilevati per competenza sulla base degli interessi maturati sul valore netto delle relative attività e passività finanziarie utilizzando il tasso di interesse effettivo.

Gli oneri finanziari che sono direttamente imputabili all'acquisizione, costruzione, produzione di un impianto sono capitalizzati dal momento che:

• è probabile che comporteranno dei benefici economici futuri per l'impresa;
• sono attendibilmente determinati.

I dividendi da partecipazioni sono contabilizzati nel momento in cui sorge il diritto all'incasso, che normalmente corrisponde alla delibera assembleare di distribuzione dei dividendi.

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 modifiche dello IAS 12 approvate dalla Commissione Europea con regolamento UE 2017/1989 del 6 novembre 2017 forniscono alcuni chiarimenti in merito ai criteri da adottare per determinare se vi siano redditi imponibili futuri sufficienti a fronte dei quali utilizzare le differenze temporanee deducibili.

Le imposte differite sono state calcolate considerando l'aliquota fiscale prevista per l'esercizio in cui le differenze si riverseranno.

Il Gruppo ha esercitato l'opzione, ai sensi dell'art. 118 del nuovo Tuir, per il Consolidato fiscale che comporta il trasferimento da parte delle società consolidate delle proprie posizioni debitorie/creditorie IRES verso la Consolidante IREN S.p.A.. Quest'ultima determina l'IRES su una base imponibile corrispondente alla somma algebrica degli imponibili positivi e negativi delle singole società che partecipano al consolidato.

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 dal piano di riduzione nazionale.

Le quote di emissione acquisite nell'ambito delle attività legate al conseguimento di tali obiettivi, sono contabilizzate come immobilizzazioni immateriali. Le quote sono valutate inizialmente al fair value, rappresentato dall'effettivo prezzo d'acquisto, e non vengono ammortizzate. Le quote ricevute a titolo gratuito non sono valorizzate.

Per quanto riguarda gli obblighi relativi al periodo, le emissioni di CO2 effettuate vengono valorizzate al fair value, rappresentato dal prezzo di mercato di fine periodo e/o dal prezzo effettivo delle quote già acquistate, e sono stanziate mediante un accantonamento a fondo oneri, utilizzato al momento dell'annullamento dei diritti.

In caso di vendita delle quote di emissione, unitamente al decremento delle immobilizzazioni immateriali, viene rilevata l'eventuale plus/minusvalenza derivante dal prezzo di cessione.

Le quote di emissione eventualmente detenute per finalità di trading che alla fine dell'esercizio risultano invendute sono iscritte nello stato patrimoniale alla voce Rimanenze. Tali quote vengono valorizzate al minore tra costo e valore di mercato.

Altri titoli energetici

In stretta relazione con le attività svolte, il Gruppo è interessato da alcune tipologie di incentivi o titoli energetici strettamente connessi all'effettuazione di specifiche attività volte al risparmio energetico ed all'immissione nel sistema elettrico di energia prodotta da fonti rinnovabili. In particolare al Gruppo sono stati assegnati:

• dal GSE (Gestore dei Servizi Energetici) la tariffa incentivante "ex-certificati verdi", come stabilito dal DM 6 luglio 2012 a valere sulle produzioni per gli impianti che già beneficiavano di certificati verdi;
• dal GSE, titoli commerciabili che attestano l'effettuazione di interventi di risparmio energetico (Titoli di Efficienza Energetica – "TEE" -, i cosiddetti "certificati bianchi").

Contabilmente tali fattispecie sono trattate nel seguente modo:

• la tariffa incentivante (ex-certificati verdi) derivante dalla produzione annua di energia da fonti rinnovabili, è rilevata in accordo al principio della competenza economica alla maturazione del diritto;
• per quanto riguarda i certificati bianchi, il trattamento contabile si differenzia leggermente a seconda che l'entità sia tenuta o meno all'obbligo di restituzione dei TEE.

Infatti, I soggetti tenuti all'obbligo di restituzione dei TEE rilevano tra gli altri proventi il contributo relativo all'obbligo dell'anno e tra i costi per materie prime il costo dei TEE acquistati per soddisfare tale obbligo nell'esercizio di competenza. Se i titoli acquistati eccedono l'obbligo, il costo dei titoli acquistati in eccesso viene riscontato; se al contrario i titoli acquistati risultano insufficienti a soddisfare l'obbligo, viene stanziato il costo dei titoli ancora da acquistare per soddisfare l'obbligo dell'anno. Le entità non tenute all'obbligo di restituzione dei TEE:

• − qualora operanti nell'attività di trading, rilevano ricavi e costi dei titoli compravenduti e sospendono tra le Rimanenze gli eventuali titoli invenduti, valorizzati al costo medio ponderato e valutati al minore tra costo e mercato;
• − qualora maturino certificati bianchi nell'ambito di attività di efficienza energetica e risparmio energetico, i relativi ricavi vengono rilevati in ragione della competenza economica.

Utile per azione

- Utile base per azione

L'impresa calcola l'utile base per azione sulla base dell'utile o della perdita attribuibile agli azionisti possessori di azioni ordinarie della capogruppo. L'utile base per azione è calcolato dividendo l'utile o la perdita d'esercizio attribuibile agli azionisti possessori di azioni ordinarie per la media ponderata delle azioni ordinarie in circolazione nell'esercizio.

- Utile diluito per azione

L'impresa calcola l'utile diluito per azione sulla base dell'utile o della perdita attribuibile agli azionisti possessori di azioni della capogruppo.

Ai fini del calcolo dell'utile diluito per azione, il numero delle azioni ordinarie è la media ponderata delle azioni ordinarie più la media ponderata delle azioni ordinarie che potrebbero essere emesse al momento della conversione in azioni di tutte le potenziali azioni ordinarie con effetti di diluizione. Tale conversione deve avvenire all'inizio dell'esercizio oppure alla data di emissione delle potenziali azioni ordinarie.

PRINCIPI CONTABILI, EMENDAMENTI ED INTERPRETAZIONI APPLICATI DAL 1° GENNAIO 2018

A partire dal 1° gennaio 2018 risultano applicabili obbligatoriamente i seguenti principi contabili e modifiche ai principi contabili, emanati dallo IASB e recepiti, laddove previsto, dall'Unione Europea:

IFRS 15 – Ricavi da contratti con i clienti. Il principio, recepito dall'Unione Europea in data 22 settembre 2016 e successivamente modificato con il regolamento UE 1987/2017 del 31 ottobre 2017, si applica a tutti i contratti con i clienti, eccezion fatta per i contratti di leasing, i contratti assicurativi e gli strumenti finanziari.

Come meglio illustrato nel paragrafo relativo ai principi contabili applicabili ai Ricavi, l'IFRS 15 definisce un modello di rilevazione dei ricavi basato su 5 steps:

• i. identificazione del contratto con il cliente.
• ii. identificazione delle "Performance obligations" contenute nel contratto;
• iii. determinazione del "Transaction price";
• iv. allocazione del prezzo alle Performance obligations sulla base del "Relative Stand Alone Selling Price";
• v. rilevazione dei ricavi quando la Performance obligation è soddisfatta.

Lo standard prevede obbligatoriamente un'applicazione retroattiva, ma la transizione può avvenire secondo due modalità: retroattivamente a ciascun esercizio precedente presentato conformemente allo IAS 8 (full retrospective approach) oppure retroattivamente contabilizzando l'effetto cumulativo dalla data dell'applicazione iniziale (modified restrospective approach) nel Patrimonio netto di apertura al 1° gennaio 2018 (IFRS 15 par C3 b)). In caso di scelta del secondo approccio, l'IFRS 15 viene applicato retroattivamente solo ai contratti che non sono conclusi alla data dell'applicazione iniziale (1° gennaio 2018). Il Gruppo Iren ha scelto di applicare l'IFRS 15 utilizzando il secondo approccio.

In sede di applicazione del predetto principio si è evidenziata la necessità di prevedere un diverso trattamento contabile dei contributi di allacciamento fatturati dalle società che esercitano il servizio di distribuzione a titolo di rimborso dei costi sostenuti per l'allaccio/posa contatore. I relativi ricavi non possono essere considerati parte del corrispettivo del servizio di distribuzione in quanto non si ha il trasferimento del controllo del bene ai sensi dell'IFRS 15 e pertanto devono essere riscontati e rilasciati lungo la vita dell'asset di riferimento in linea con quanto previsto ai fini tariffari.

L'effetto cumulato al 1° gennaio 2018 ha comportato un incremento delle voci Debiti vari e altre passività non correnti/correnti pari a 186.571 migliaia di euro relative a Risconti per contributi di allacciamento che, al netto della corrispondenti Attività per imposte anticipate pari a 52.613 migliaia di euro, ha determinato una rettifica in diminuzione del saldo di apertura degli Utili portati a nuovo per 133.958 migliaia di euro.

Il nuovo trattamento contabile ha causato a livello economico una riduzione della voce Altri proventi per 2.056 migliaia di euro che, al netto del relativo effetto fiscale, ha prodotto un minor Utile del periodo pari a 1.476 migliaia di euro.

Per quanto riguarda l'applicazione del principio ad altre tipologie/fattispecie contrattuali con i clienti le verifiche svolte non hanno evidenziato impatti; sono state attivate, in relazione ai rapporti con i clienti, opportune procedure al fine della corretta rilevazione dei ricavi da contratti a partire dal 1° gennaio 2018 e della identificazione tempestiva di eventuali criticità nelle future offerte commerciali.

IFRS 9 – Strumenti finanziari. Il nuovo principio, omologato il 22 novembre 2016 con regolamento UE 2067/2016, ha introdotto alcune significative novità in merito ai seguenti aspetti:

• I. criteri per la classificazione e valutazione delle attività e passività finanziarie. Per quanto riguarda 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. In particolare il principio prevede le seguenti tre categorie per la classificazione delle attività finanziarie: a) attività finanziarie valutate al costo ammortizzato (amortised cost); b) attività finanziarie valutate al fair value rilevato nelle altre componenti di conto economico complessivo (FVOCI – fair value through other comprehensive income); c) attività finanziarie valutate al fair value rilevato a conto economico (FVTPL – fair value through profit and loss). Scompaiono quindi le categorie dei "loans and receivables", delle attività finanziarie disponibili per la vendita e delle attività finanziarie "held to maturity". Per le passività finanziarie la principale modifica 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 nelle altre componenti di conto economico complessivo;
• II. impairment delle attività finanziarie. Il principio introduce un nuovo modello di impairment basato sulle perdite attese, dove per "perdita" si intende il valore attuale di tutti i futuri mancati incassi, opportunamente integrato per tenere conto delle aspettative future ("forward looking information");
• III. operazioni di copertura (hedge accounting). Le modifiche introdotte si riferiscono in particolare al test di efficacia, con riferimento all'abolizione della soglia dell'80-125% prevista dallo IAS 39, alla contabilizzazione del costo della copertura, all'ampliamento degli elementi coperti e dell'informativa richiesta.

Con riferimento al punto I) non si evidenziano impatti significativi sul bilancio derivanti dall'applicazione dei requisiti di classificazione e valutazione delle attività finanziarie previsti dall'IFRS 9. Il Gruppo ha analizzato le caratteristiche dei flussi di cassa contrattuali di finanziamenti e crediti ritenendo che questi rispettino i criteri per la valutazione al costo ammortizzato. Per quanto riguarda le Altre partecipazioni si tratta di partecipazioni di minoranza in società non quotate, fino al 2017 classificate come Disponibili per la vendita e valutate a fair value con contropartita le Altre componenti di conto economico complessivo in accordo allo IAS 39, che il Gruppo intende mantenere in portafoglio nel prossimo futuro: a decorrere dal 1 gennaio 2018, in conformità all'IFRS 9, tali partecipazioni sono valutate a fair value rilevato a conto economico (FVTPL).

Per quanto riguarda il punto II) il fondo svalutazione crediti relativo ai crediti commerciali è stato rideterminato applicando il metodo semplificato previsto dall'IFRS 9. L'applicazione del nuovo principio è retroattiva, pertanto il Gruppo ha rideterminato il fondo svalutazione crediti al 31 dicembre 2017 utilizzando la nuova metodologia. Per effetto di tale nuova stima la voce Crediti Commerciali si decrementa di 5.308 migliaia di euro che, al netto delle corrispondenti Attività per imposte anticipate pari a 1.274 migliaia di euro, ha determinato una rettifica in diminuzione del saldo di apertura degli Utili portati a nuovo per 4.034 migliaia di euro al 1 gennaio 2018.

Inoltre sono stati oggetto di analisi i crediti finanziari verso società collegate, joint ventures e verso altri al fine di identificare eventuali problematiche di impairment. Le indagini svolte, con particolare riferimento al merito creditizio e alla probabilità di default, non hanno evidenziato, al 1 gennaio 2018, la necessità di apportare ulteriori svalutazioni.

Infine, in relazione al punto III) il Gruppo ha scelto di applicare l'IFRS 9 a partire dal 1 gennaio 2018, sebbene il principio conceda la possibilità di continuare ad applicare le regole di Hedge Accounting previste dallo IAS 39 fino a quando il principio IFRS 9 non verrà aggiornato con le regole relative al Macro Hedging. Le relazioni di copertura in essere che soddisfano la definizione di coperture efficaci in accordo allo IAS 39 non sono impattate dai nuovi criteri di hedge accounting dell'IFRS 9.

Modifica allo IAS 40 - Investimenti immobiliari. La modifica, omologata con regolamento UE 400/2018, 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. Non si prevedono impatti sul Gruppo derivanti dalla modifica in oggetto.

Infine si segnala che il 29 marzo 2018 lo IASB ha pubblicato la versione rivista del Conceptual Framework to Financial Reporting. Le principali modifiche rispetto alla versione del 2010 riguardano:

• migliori definizioni e guidance, in particolare con riferimento alla definizione di attività e passività;
• la revisione dei criteri per la rilevazione di attività e passività, nonché dei relativi costi e ricavi, cioè la rilevanza dell'informazione e la fedele rappresentazione in bilancio della transazione sottostante. Sono eliminati i concetti di "probabilità" e "attendibilità nella valutazione";
• la reintroduzione di importanti concetti, come stewardship, vale a dire la capacità del management di gestire in modo efficace ed efficiente le risorse della società, prevalenza della sostanza sulla forma e prudenza, soprattutto laddove sussiste incertezza nelle valutazioni. Il nuovo Framework evidenzia che le stime sono parte del bilancio e che un'elevata incertezza nelle valutazioni non implica che le stime non possano fornire informazioni rilevanti;
• un nuovo capitolo in tema di valutazione che descrive i possibili criteri di valutazione, ossìa costo storico o current value: il valore corrente può essere determinato come fair value, valore d'uso o costo di sostituzione. Per ciascuna attività e passività la società deve scegliere il criterio di valutazione che consente di fornire informazioni rilevanti in grado di rappresentare fedelmente la sostanza dell'operazione. Inoltre le informazioni fornite devono essere comparabili, verificabili, puntuali e comprensibili.

Dal momento che rappresenta un quadro concettuale di riferimento, ma non è un documento direttamente applicativo, il Framework non è soggetto al processo di omologazione da parte dell'Unione Europea ed è effettivo a partire dalla data di emissione.

PRINCIPI CONTABILI, EMENDAMENTI ED INTERPRETAZIONI OMOLOGATI NON ANCORA APPLICABILI E NON ADOTTATI IN VIA ANTICIPATA DAL GRUPPO

A partire dal 1° gennaio 2019 risulteranno applicabili i seguenti principi contabili e modifiche ai principi contabili che hanno già concluso il processo di endorsement comunitario:

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, che prescinde dalla forma contrattuale adottata (leasing, affitto o noleggio) e di fatto segna la fine della distinzione tra leasing operativo e leasing finanziario.

L'IFRS 16 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. Dal lato del locatario, il nuovo principio prevede la rilevazione nello stato patrimoniale delle attività e delle relative passività finanziarie per tutti i contratti di leasing di durata superiore ai 12 mesi, a meno che l'attività sottostante abbia un modico valore; nel conto economico dovranno essere rilevati separatamente ammortamenti e interessi passivi. Dal lato del locatore l'impatto sul bilancio si sostanzia solo in una maggiore informativa.

La sua applicazione nel Gruppo Iren è prevista a partire dal 1° gennaio 2019 pur essendo consentita un'applicazione anticipata per le entità che applicano l'IFRS 15. Sulla base delle analisi svolte i contratti in cui Iren si configura come locatario si riferiscono prevalentemente a leasing immobiliari e noleggi a lungo termine di automezzi e autoveicoli.

In accordo a quanto previsto dall'IFRS 16.C3 il gruppo Iren ha deciso di applicare il principio ai contratti precedentemente classificati come leasing in accordo allo IAS 17 Leasing e all'IFRIC 4 Determinare se un contratto contiene un leasing, anziché rideterminare se un contratto è o contiene un leasing.

Con riferimento ai leasing precedentemente classificati come leasing operativi, quali espedienti pratici previsti dalle disposizioni transitorie dell'IFRS 16, il gruppo Iren ha optato per:

• applicare il principio retroattivamente contabilizzando l'effetto cumulativo dell'applicazione iniziale dell'IFRS16 alla data dell'applicazione iniziale, senza rideterminare le informazioni comparative, bensì rilevando l'eventuale effetto cumulativo come rettifica del saldo di apertura degli utili portati a nuovo (IFRS 16.C5 b e C7);
• valutare la passività del leasing alla data di applicazione inziale al valore attuale dei restanti pagamenti dovuti attualizzati utilizzando il tasso di finanziamento marginale di Iren alla data di applicazione iniziale (IFRS 16.C8 a);
• valutare l'attività consistente nel diritto di utilizzo all'importo pari alla passività iniziale del leasing, al netto di eventuali risconti attivi iscritti nel prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria, immediatamente prima della data dell'applicazione iniziale (IFRS 16.C8 b (ii))
• non rilevare attività e passività relative a leasing la cui durata termina entro 12 mesi dalla data dell'applicazione iniziale. Tali leasing sono trattati come leasing a breve termine in accordo all'IFRS 16.C10 c.

Gli effetti della prima applicazione dell'IFRS 16, tenuto conto degli espedienti pratici citati, comporteranno un incremento delle passività finanziarie per un importo di circa 100 milioni di euro ed un pari incremento delle attività per Immobilizzazioni materiali. L'impatto sul patrimonio netto è pertanto nullo.

Modifica all'IFRS9 - Elementi di pagamento anticipato con compensazione negativa. Le modifiche, omologate con Reg. UE 2018/498 del 22 marzo 2018, introducono un'eccezione per particolari attività finanziarie che prevederebbero flussi di cassa contrattuali rappresentati esclusivamente da pagamenti di capitale e interessi (IFRS 9, par. 4.1.2), ma non soddisfano tale condizione solo per la presenza di una clausola contrattuale di rimborso anticipato. In particolare, gli emendamenti prevedono che le attività finanziarie con clausola contrattuale che consente (o impone) all'emittente di ripagare uno strumento di debito o permette (o impone) al possessore di rimborsare uno strumento di debito all'emittente prima della scadenza possono essere valutate al costo ammortizzato o al fair value con contropartita le Altre componenti di conto economico complessivo, subordinatamente alla valutazione del modello di business in cui sono detenute, se sono soddisfatte le seguenti condizioni:

• la società acquisisce o emette l'attività finanziaria con un premio o a uno sconto rispetto all'importo nominale del contratto;
• l'ammontare del rimborso anticipato rappresenta sostanzialmente l'importo nominale contrattuale e gli interessi contrattuali maturati (ma non pagati), che possono includere un ragionevole compenso aggiuntivo per la risoluzione anticipata del contratto; e
• all'atto della rilevazione iniziale da parte della società, il fair value dell'opzione di pagamento anticipato non è significativo.

Le modifiche sono applicabili a partire dal 1 ° gennaio 2019.

IFRIC 23 – Uncertainty over Income Tax Treatment. L'interpretazione, emessa a giugno 2017 e omologata con Reg. UE 2018/1595 del 23 ottobre 2018, chiarisce come applicare i requisiti di rilevazione e valutazione dello IAS 12 in caso di incertezza sui trattamenti fiscali relativi alle imposte sul reddito. Qualora vi siano incertezze sull'applicazione della normativa fiscale a una specifica operazione o gruppo di operazioni, l'IFRIC 23 richiede di valutare la probabilità che l'Autorità fiscale accetti la scelta fatta dalla società in merito al trattamento fiscale dell'operazione: in funzione di tale probabilità, la società dovrà iscrivere nel proprio bilancio un ammontare di imposte che potrà corrispondere o differire rispetto a quanto risulta dalla dichiarazione dei redditi. L'interpretazione è applicabile dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2019 o successivamente.

Amendments to IAS 28 – Long-term interests in associates and joint ventures. La modifica, emessa a ottobre 2017 e omologata con Reg. UE 2019/237 dell'8 febbraio 2019, chiarisce che la società deve applicare le disposizioni dell'IFRS 9 a qualsiasi altra interessenza a lungo termine, che nella sostanza rappresenta un'ulteriore componente della partecipazione nella società collegata o nella joint venture, alla quale non è applicato il metodo del patrimonio netto (es. azioni privilegiate, finanziamenti e crediti non commerciali). Le eventuali perdite rilevate in base al metodo del patrimonio netto, in eccesso rispetto alla partecipazione dell'entità in azioni ordinarie della collegata o della joint venture, sono attribuite alle altre componenti della partecipazione in ordine inverso rispetto al loro grado di subordinazione (ossia, priorità di liquidazione) dopo aver applicato l'IFRS 9. La modifica è applicabile a partire dal 1° gennaio 2019.

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 aggiornamenti ed emendamenti dei principi IFRS (già approvati dallo IASB):

Annual improvements to IFRSs 2015-2017 cycle. Emesso a dicembre 2017 il documento contiene modifiche formali e chiarimenti a principi già esistenti. Ciascuna delle modifiche sarà applicabile, previa omologazione, a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2019 o successivamente. Si evidenziano in particolare le seguenti modifiche:

• IFRS 3 Aggregazioni aziendali. L'emendamento precisa che un joint operator, che acquisisce il controllo di un'attività a controllo congiunto che rappresenta un business, deve rimisurare l'interessenza precedentemente detenuta nell'attività a controllo congiunto al fair value alla data di acquisizione.
• IFRS 11 Joint Arrangements. La modifica chiarisce che se una società che partecipa in un'attività a controllo congiunto che rappresenta un business (ai sensi dell'IFRS 3) senza esercitare un controllo congiunto, acquisisce il controllo congiunto, non deve rimisurare l'interessenza precedentemente detenuta.
• IAS 23 Oneri finanziari. La modifica stabilisce che il tasso di capitalizzazione applicato al fine di determinare l'ammontare di oneri finanziari capitalizzabili deve corrispondere alla media ponderata dei tassi di interesse relativi a tutti i finanziamenti in essere durante l'esercizio, diversi da quelli ottenuti specificamente allo scopo di acquisire un bene. Pertanto la parte dei finanziamenti specifici che rimane in essere quando il correlato "qualifying asset" è pronto per l'utilizzo o la vendita, deve essere inclusa nell'ammontare dei finanziamenti generici della società.

Amendments to IFRS 3 – Aggregazioni aziendali. La modifica ha interessato la definizione di business, da intendersi come un insieme integrato di attività che è possibile condurre e gestire allo scopo di fornire beni o servizi ai clienti, generare reddito da investimenti (come dividendi o interessi) o generare altri redditi da attività ordinarie. Tale precisazione consente di distinguere se un'acquisizione si riferisce ad un'impresa o ad un gruppo di attività: solo nel primo caso può essere iscritto un avviamento. La nuova definizione di business dovrà essere applicata alle acquisizioni effettuate a decorrere dal 1 gennaio 2020.

Definition of material - Amendments to IAS 1 e IAS 8. L'emendamento, emesso in data 31 ottobre 2018, ha lo scopo di precisare meglio la definizione di "significativo", fornire indicazioni utili all'identificazione delle informazioni rilevanti da inserire in bilancio e rendere omogenea l'applicazione del concetto di materialità all'interno del corpo dei Principi contabili internazionali. La modifica sarà applicabile, previa omologazione, a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2020 o successivamente.

Relativamente ai nuovi principi applicabili a partire dall'esercizio 2019 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 (*)	3.293.125	(3.638.739)	(451.320)	(1.210.974)	(1.976.445)
Coperture rischio tasso(**)	74.965	(74.965)	(17.210)	(44.181)	(13.574)

Passività finanziarie al 31 dicembre 2018:

(*) Il valore contabile dei "Debiti per mutui e bond" comprende sia la quota corrente che la quota non corrente.

(**) Il valore contabile delle "Coperture rischio tasso" comprende il fair value positivo e negativo dei contratti di copertura.

Passività finanziarie al 31 dicembre 2017:

	Valore contabile	Flussi finanziari contrattuali	entro i 12 mesi	1-5 anni	Oltre 5 anni
Debiti per mutui e bond (*)	3.063.470	(3.435.703)	(199.847)	(1.557.720)	(1.678.136)
Coperture rischio tasso(**)	82.537	(82.537)	(19.127)	(46.812)	(16.598)

migliaia di euro

(*) 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. Il dettaglio delle attività svolte in tale ambito e delle singole operazioni è riportato al capitolo "Gestione Finanziaria" della Relazione sulla Gestione.

L'indebitamento finanziario al termine del periodo è costituito al 33% da prestiti e al 67% da obbligazioni. Si evidenzia che al 31 dicembre 2018 il debito residuo per mutui risulta contrattualizzato per l'80% a tasso fisso e per il 20% 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, 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 2018 è negativo per 74.965 migliaia di euro.

I contratti di copertura stipulati, congiuntamente con i finanziamenti a tasso fisso, permettono di coprire dal rischio di crescita dei tassi di interesse circa il 94% dell'indebitamento finanziario lordo, in linea con l'obiettivo del Gruppo Iren di mantenere un'adeguata protezione da significativi rialzi del tasso di interesse.

Al fine di consentire una completa comprensione dei rischi di variazione dei tassi di interesse a cui è soggetto il Gruppo è stata condotta un'analisi di sensitività degli oneri finanziari netti e delle componenti valutative dei contratti finanziari derivati al variare dei tassi di interesse. Relativamente agli oneri finanziari tale analisi è stata effettuata, sulla base di presupposti di ragionevolezza, secondo le seguenti modalità:

• una variazione teorica in aumento ed in diminuzione di 100 basis points dei tassi di interesse euribor rilevati nel corso dell'esercizio è stata applicata all'indebitamento finanziario netto;
• 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 viene altresì applicata alla eventuale quota di interessi passivi capitalizzati nell'esercizio.

Con riferimento ai contratti derivati di copertura esistenti alla data di chiusura dell'esercizio è stata applicata una traslazione teorica in aumento ed in diminuzione di 100 basis points delle curve forward dei tassi di interesse impiegate per la determinazione dei fair value dei contratti stessi.

Nella seguente tabella sono riportati i risultati dell'analisi di sensitività anzi illustrata svolta con riferimento alla data del 31 dicembre 2018.

migliaia di euro

	aumento di	diminuzione di
	100 bps	100 bps
Incremento (diminuzione) degli oneri finanziari netti	(291)	314
Incremento (diminuzione) degli oneri da fair value contratti derivati	3.142	(3.337)
Incremento (diminuzione) della riserva copertura flussi finanziari	28.438	(31.212)

2. RISCHIO DI CREDITO

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

Il Gruppo, nello svolgimento della propria attività, è esposto al rischio che i crediti possano non essere onorati alla scadenza con conseguente aumento dell'anzianità e dell'insolvibilità sino all'aumento dei crediti sottoposti a procedure concorsuali o inesigibili. Tale rischio risente, tra gli altri fattori, anche della situazione economico-finanziaria congiunturale.

Per limitare l'esposizione al rischio di credito, sono stati attivati strumenti tra i quali l'analisi di solvibilità dei Clienti in fase di acquisizione attraverso un'accurata valutazione del merito creditizio, l'affidamento dei crediti di Clienti cessati e/o attivi a società di recupero crediti esterne e l'introduzione di nuove modalità di recupero per la gestione del contenzioso legale. Inoltre, sono offerti ai Clienti metodi di pagamento attraverso canali digitali.

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

Il rischio di credito è coperto, per alcune tipologie di Clienti business, con opportune forme di garanzie bancarie o assicurative a prima richiesta emesse da soggetti di primario standing creditizio.

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

Le condizioni di pagamento generalmente applicate alla clientela sono riconducibili alla normativa o ai regolamenti vigenti o in linea con gli standard del mercato libero; in caso di mancato pagamento, è prevista l'applicazione di interessi di mora nella misura indicata nei contratti o dalla normativa.

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

Il controllo sui rischi di credito è inoltre rafforzato dalle procedure di monitoraggio e reportistica, al fine di individuare in modo tempestivo possibili contromisure.

Inoltre, su base trimestrale, la Direzione Risk Management si occupa di raccogliere ed integrare i principali dati in merito all'evoluzione dei crediti commerciali delle società del Gruppo, in termini di tipologia della clientela, stato del contratto, filiera di business e fascia di ageing. La valutazione del rischio credito è effettuata sia a livello consolidato che di Business Unit e società.

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 Energia e AMIAT ed il Comune di Torino. Per maggiori dettagli si rimanda in particolare alla Nota di commento 8 "Attività finanziarie non correnti" delle Informazioni sulla situazione patrimoniale-finanziaria.

3. RISCHIO ENERGETICO

Il Gruppo Iren è esposto al rischio prezzo, sulle commodity energetiche trattate, ossia energia elettrica, gas naturale, 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 ad una strategia di gestione attiva delle posizioni per stabilizzare il margine cogliendo le opportunità offerte dai mercati; essa si realizza sia mediante l'allineamento delle indicizzazioni delle commodity in acquisto e in vendita, sia attraverso lo sfruttamento verticale e orizzontale delle varie filiere di business, sia operando sui mercati finanziari.

A tal fine viene eseguita un'attività di pianificazione della produzione per gli impianti del Gruppo, degli acquisti e delle vendite di energia e di gas naturale, sia in relazione ai volumi che alle formule di prezzo. L'obiettivo è ottenere una sufficiente stabilità dei margini attraverso:

• 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.

Oltre alla normale attività con contratti fisici, a copertura del portafoglio energetico del 2018, sono state stipulate operazioni di derivato Over the Counter (OTC) su commodity (Commodity swap su indici TTF, PSV e PUN) per complessivi 2,5 TWh. Ulteriori 9,4 TWh risultano contrattualizzati a copertura del portafoglio energetico 2019 e 2020. In merito all'attività sulla piattaforma regolamentata EEX, a partire da maggio 2018, sono state stipulate operazioni di derivato su PUN per un nozionale complessivo pari a 0,5 TWh per il 2018 e 3 TWh per il 2019 e 2020.

Il Fair Value di tali strumenti al 31 dicembre 2018 è complessivamente negativo per 18.016 migliaia di euro.

CONTABILIZZAZIONE STRUMENTI DERIVATI

Gli strumenti finanziari derivati sono valutati al fair value, determinato sulla base dei valori di mercato o, qualora non disponibili, secondo una tecnica di valutazione interna.

Ai fini della contabilizzazione degli strumenti derivati, all'interno di tali operazioni è necessario distinguere tra operazioni che rispettano tutti i requisiti richiesti dall' IFRS 9 per essere contabilizzate in accordo con le regole dell'hedge accounting e operazioni che non rispettano tutti i suddetti requisiti.

Operazioni contabilizzate in accordo con le regole dell'hedge accounting

Tali operazioni possono includere:

• operazioni di fair value hedge: il derivato e lo strumento coperto sono iscritti nello stato patrimoniale al fair value e la variazione dei rispettivi fair value è contabilizzata direttamente a conto economico;
• operazioni di cash flow hedge: il derivato è iscritto in bilancio al fair value con contropartita una specifica riserva di patrimonio netto per la componente efficace della copertura e il conto economico per la componente inefficace; al momento della manifestazione dello strumento coperto l'importo sospeso a patrimonio netto viene riversato a conto economico.

La classificazione a conto economico del riversamento dell'importo sospeso a patrimonio netto e della componente inefficace avviene in accordo con la natura dello strumento sottostante; nel caso di strumenti derivati su commodity tale importo viene contabilizzato nel margine operativo lordo, mentre nel caso di copertura del rischio di tasso nei proventi ed oneri finanziari.

Operazioni non contabilizzate in accordo con le regole dell'hedge accounting

Il derivato è iscritto nello stato patrimoniale al fair value.

La variazione del fair value del derivato 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 del periodo.

Al fine di fornire un'informativa quanto più possibile esaustiva è stato esposto anche il valore comparativo relativo al precedente esercizio.

				migliaia di euro
	31.12.2018		31.12.2017
	Valore contabile	Fair Value	Valore contabile	Fair Value
Attività per contratti derivati di copertura	311	311	1.812	1.812
Obbligazioni esigibili oltre 12 mesi	(2.185.550)	(2.174.032)	(1.777.885)	(1.879.082)
Obbligazioni esigibili entro 12 mesi	(89.069)	(91.779)	-	-
Mutui quota non corrente	(743.902)	(709.996)	(1.148.105)	(1.232.820)
Mutui quota corrente	(274.604)	(285.723)	(137.480)	(164.114)
Passività per contratti derivati di copertura	(75.276)	(75.276)	(84.349)	(84.349)
Totale	(3.368.090)	(3.336.494)	(3.146.007)	(3.358.553)

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 e alla modalità della loro contabilizzazione. 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
31.12.2018	Livello 1	Livello 2	Livello 3	Totale
Attività finanziarie valutate al fair value rilevato nelle altre componenti di conto economico complessivo
Attività finanziarie valutate al fair value rilevato a conto economico			7.223	7.223
Attività finanziarie derivate in Cash Flow Hedge		636		636
Attività finanziarie derivate in Fair Vaue Hedge		1.156		1.156
Attività finanziarie derivate fuori dall'hedge accounting
Totale attività		1.792	7.223	9.015
Passività finanziarie derivate in Cash Flow Hedge		(91.477)		(91.477)
Passività finanziarie derivate in Fair Value Hedge		(108)		(108)
Passività finanziarie derivate fuori dall'hedge accounting		(3.188)		(3.188)
Totale passività		(94.773)		(94.773)
Totale complessivo		(92.981)	7.223	(85.758)

				migliaia di euro
31.12.2017	Livello 1	Livello 2	Livello 3	Totale
Attività finanziarie disponibili per la vendita
Attività finanziarie valutate al fair value rilevato a conto economico Investimenti finanziari detenuti per finalità di trading
Attività finanziarie derivate		4.117		4.117
Totale attività		4.117		4.117
Passività finanziarie derivate		(84.370)		(84.370)
Totale complessivo		(80.253)		(80.253)

I dati comparativi al 31 dicembre 2017 sono esposti secondo la vecchia classificazione prevista dallo IAS 39 dal momento che l'applicazione del nuovo IFRS 9 prevede la possibilità di non rideterminare i dati comparativi.

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 il Comune di Genova detiene la partecipazione in Iren S.p.A., sulla base di uno specifico contratto che prevede una remunerazione delle prestazioni.

Si evidenziano, per società controllate del Gruppo, i principali rapporti direttamente intrattenuti con i Comuni soci parti correlate nel cui territorio Iren opera attraverso le suddette Società.

Il Gruppo, dal 1° ottobre 2018 attraverso Iren Rinnovabili S.p.A., e fino a quella data attraverso Iren Energia S.p.A., gestisce servizi affidati dal Comune di Torino quali i servizi di illuminazione pubblica e semaforici, di gestione degli impianti termici ed elettrici degli edifici sedi di uffici amministrativi o adibiti a servizi alla collettività. Le prestazioni svolte da Iren Rinnovabili sono regolate da specifici contratti pluriennali.

Al riguardo si evidenzia che trova applicazione un contratto di conto corrente oneroso tra la Città di Torino e Iren Rinnovabili (subentrata a Iren Energia) per la gestione dei crediti scaduti relativi alle attività di cui sopra.

Nel corso dell'ultimo triennio sono stati realizzati alcuni importanti interventi di riqualificazione impiantistica ed efficientamento energetico che hanno riguardato gli impianti cittadini di pubblica illuminazione e le centrali termiche di numerosi edifici di proprietà comunale.

Il Gruppo, per il tramite di AMIAT S.p.A., assicura inoltre 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. Al riguardo si evidenzia che trova applicazione un contratto di conto corrente oneroso tra la Città di Torino e AMIAT S.p.A. per la gestione dei crediti scaduti relativi alle attività di cui sopra.

Il Gruppo Iren, attraverso Iren Mercato S.p.A., assicura ai Comuni di Genova, Reggio Emilia, Parma e Piacenza forniture di energia elettrica e di calore al Comune di Torino, a condizioni normalmente praticate alla generalità della clientela restante.

Iren Acqua S.p.A. e IRETI S.p.A. forniscono servizi idrici rispettivamente al Comune di Genova e ai Comuni di Reggio Emilia, Parma e Piacenza, mediante contratti di somministrazione analoghi a quelli in essere con la generalità della clientela.

Iren Ambiente S.p.A. si occupa, nei confronti dei Comuni di Reggio Emilia, Parma e Piacenza, della fornitura del servizio di raccolta e smaltimento rifiuti urbani in base alle condizioni previste negli affidamenti in essere.

Si ricorda infine che fra il Gruppo Iren e il Comune di Parma è vigente un accordo transattivo per la definizione della situazione debitoria/creditoria con alcune società del Gruppo.

Si rimanda inoltre alla seguente "Informativa ex art. 5.8 lett. a) e 5.9 Regolamento Consob – Operazioni di maggiore rilevanza" per ciò che concerne l'accordo intervenuto in merito ai rapporti tra le Società del Gruppo e il Comune di Torino.

Rapporti con società joint ventures e collegate

Fra i principali rapporti intrattenuti dal Gruppo Iren con le joint ventures e con le società ad esso collegate, si segnalano:

• la fornitura ad Asti Energia e Calore di beni e servizi per la realizzazione di un intervento di riqualificazione ed efficientamento degli impianti di illuminazione pubblica nella Città di Asti;
• il finanziamento concesso ad OLT Offshore LNG Toscana relativo all'impianto di rigassificazione di Livorno;
• 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, postalizzazione e 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: Parma, Piacenza, Reggio Emilia, Torino e Genova.

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.

I restanti rapporti con le società controllate dai predetti Comuni sono prevalentemente di natura commerciale ed attinenti a servizi forniti alla generalità della clientela.

Le informazioni quantitative 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 e i sindaci di IREN 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.

Informativa ex art. 5.8 lett. a) e 5.9 Regolamento Consob – Operazioni di maggiore rilevanza

Nella riunione del 19 febbraio 2018 (con prosecuzione dei lavori in data 20 febbraio 2018) il COPC, ai sensi dell'articolo 9, comma 1, lett. (c), dell'allora vigente Regolamento interno OPC, ha espresso, all'unanimità, il proprio parere favorevole con riferimento all'operazione, qualificata quale "di maggiore rilevanza", avente ad oggetto la sottoscrizione di un Accordo Preliminare tra la Città di Torino, da una parte, e IREN, quale mandataria delle proprie controllate AMIAT, Iren Energia e Iren Mercato, dall'altra parte, a fronte dei rapporti in essere.

La proposta di Accordo Preliminare è stata approvata dai competenti organi amministrativi di Iren, AMIAT, Iren Energia e Iren Mercato e sottoposta al Comune che, con deliberazione della Giunta comunale del 27 marzo 2018, ne ha approvato i suoi contenuti, con minime precisazioni e modifiche, e ha autorizzato la Sindaca a sottoscrivere il relativo contratto.

In relazione a quanto sopra, il Comitato ha proceduto con un aggiornamento delle proprie analisi e valutazioni e, in data 28 marzo 2018, ha confermato, all'unanimità, il proprio parere favorevole alla sottoscrizione dell'Accordo Preliminare nel testo approvato dalla Giunta comunale.

L'operazione di cui sopra è stata comunicata al mercato in data 29 marzo 2018, con pubblicazione del documento informativo redatto ai sensi dell'articolo 5 del Regolamento Consob.

L'Accordo Preliminare è stato concluso mediante scambio di corrispondenza il 3 aprile 2018, prevedendo l'impegno delle parti a stipulare il contratto definitivo entro il 30 giugno 2018.

A seguito della conclusione dell'Accordo Preliminare, le parti hanno avviato un'interlocuzione per addivenire alla stipula dell'Accordo Definitivo e, a tal fine, hanno istituito un tavolo di lavoro congiunto per la predisposizione del testo di accordo che definisse in maniera completa e definitiva i termini e le condizioni dell'Operazione, secondo i contenuti e l'articolazione già definiti nel Preliminare, unitamente ai relativi allegati.

Le modalità di approvazione dell'Accordo Definitivo e le verifiche resesi necessarie nella fase istruttoria, hanno indotto le parti a concordare una proroga del termine per la stipula dell'accordo definitivo al 15 luglio 2018, con relativa comunicazione al mercato effettuata in data 29 giugno 2018.

Ai sensi dell'articolo 9, comma 1, lett. (c), del Regolamento interno OPC in allora vigente, il COPC è stato nuovamente investito dell'istruttoria relativa alla stipula dell'Accordo Definitivo, operazione qualificata quale "di maggiore rilevanza".

In data 29 giugno 2018, previa approfondita disamina, svolta anche con il supporto di un consulente legale, il COPC ha confermato la valutazione già espressa con il proprio parere del 19-20 febbraio 2018 e con il relativo aggiornamento del 28 marzo 2018, formulando il proprio parere favorevole alla sottoscrizione dell'Accordo Definitivo e dei relativi allegati, avendone verificato la loro sostanziale conformità ai principi sanciti dall'Accordo Preliminare e, conseguentemente, riconfermando la sussistenza dell'interesse all'operazione oltre che dei requisiti di convenienza e correttezza sostanziale prescritti dalla normativa in materia di operazioni con parti correlate.

La sottoscrizione dell'Accordo Definitivo è stata approvata, dopo il rilascio del parere favorevole del Comitato, il 2 luglio 2018 dal Consiglio di Amministrazione di IREN e successivamente, sulla base delle deliberazioni assunte dalla capogruppo, dagli organi amministrativi rispettivamente di AMIAT, Iren Energia e Iren Mercato, che hanno ciascuna conferito a IREN apposito mandato per la sottoscrizione del contratto. Il Comune ha anch'esso approvato la sottoscrizione dell'Accordo Definitivo con deliberazione della Giunta comunale in data 3 luglio 2018. Di tali approvazioni è stata data informazione con comunicato al mercato emesso in data 3 luglio 2018.

Inoltre, ai sensi della vigente informativa, in data 9 luglio 2018 è stato messo a disposizione del pubblico il documento informativo integrativo redatto ai sensi dell'articolo 5 del Regolamento Consob. La sottoscrizione dell'Accordo Definitivo è avvenuta il 12 luglio 2018.

Ai sensi dell'art. 5, commi 8 e 9, Regolamento Consob, si rinvia alle informazioni contenute nei Documenti informativi predisposti e messi a disposizione del pubblico in data 29 marzo 2018 e in data 9 luglio 2018 ai sensi e per gli effetti del medesimo Regolamento (disponibili sul sito www.gruppoiren.it, sezione "Corporate Governance - Operazioni con Parti Correlate").

VII. ALTRE INFORMAZIONI

COMUNICAZIONE CONSOB N. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

Eventi e operazioni significative non ricorrenti

Nel corso dell'esercizio 2018 il Gruppo Iren non è stato interessato da eventi "non ricorrenti" e non ha posto in essere operazioni significative individuate come tali in base alle definizioni contenute nella Comunicazione. In particolare, non è stato oggetto di fatti il cui accadimento non si ripeta frequentemente nel normale svolgimento dell'attività.

Tuttavia, si segnala che nell'esercizio i risultati economici del Gruppo sono stati influenzati dalla rilevazione di significativi proventi conseguenti alla revisione della stima dei crediti per fatture da emettere relativi alla vendita di energia elettrica, gas e calore (per 41.238 migliaia di euro).

Ai fini di permettere una migliore analisi dei risultati del Gruppo e dei settori in cui opera, tale elemento di discontinuità è stato comunque evidenziato nel prospetto di Conto Economico come posta "non ricorrente".

Posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali

Si precisa che nel corso dell'esercizio 2018 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.

INFORMATIVA DI CUI ALLA LEGGE 124/2017 ART. 1 COMMI 125-129

Con riferimento a quanto previsto in materia di trasparenza nel sistema delle erogazioni pubbliche ex art. 1, commi 125-129 della legge 124 del 2017 si precisa quanto segue:

• sono presenti nell'ambito del Registro nazionale degli aiuti di Stato aiuti, a favore di società facenti parte il Gruppo Iren ,che sono oggetto di obbligo di pubblicazione. Per i relativi dettagli si rimanda al citato Registro, ai sensi dell'articolo 1, comma 125, secondo periodo;
• non sono considerati nell'informativa gli importi derivanti da ex certificati verdi, certificati bianchi, tariffa omnicomprensiva, conto energia e in generale tutti gli incentivi connessi a corrispettivi per forniture e servizi resi;
• nel corso del 2018 sono stati ricevuti contributi rientranti nella normativa di riferimento, elencati nella tabella riportata nel paragrafo "XII. Allegati al Bilancio Consolidato", ad esclusione di quelli inferiori a 10 migliaia di euro per Ente erogatore.

Si evidenzia che, essendo il primo anno di applicazione della normativa prevista dall'art. 1, commi 125-129 della legge 124 del 2017, non si sono ancora consolidati orientamenti e linee guida da parte delle autorità competenti in materia e che pertanto quanto sopra esposto risulta al momento la migliore interpretazione possibile della norma.

PUBBLICAZIONE DEL BILANCIO

Il Bilancio è stato autorizzato alla pubblicazione dal Consiglio di Amministrazione di Iren S.p.A. nella riunione del 12 aprile 2019. 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 31/12/2018	F.do amm.to al 31/12/2018	Valore netto al 31/12/2018	Costo al 31/12/2017	F.do amm.to al 31/12/2017	Valore netto al 31/12/2017
Terreni	110.732	(2.648)	108.084	104.498	(1.817)	102.681
Fabbricati	584.467	(214.588)	369.879	551.039	(184.900)	366.139
Impianti e macchinari	5.184.277	(2.365.057)	2.819.220	5.007.061	(2.165.936)	2.841.125
Attrezzature industriali e commerciali	122.471	(94.856)	27.615	115.126	(89.035)	26.091
Altri beni	184.383	(128.292)	56.091	166.274	(125.138)	41.136
Attività materiali in corso ed acconti	91.069	-	91.069	72.172	-	72.172
Totale	6.277.399	(2.805.441)	3.471.958	6.016.170	(2.566.826)	3.449.344

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	Saldo finale
Terreni	104.498	2.786	(618)	3.866	200	110.732
Fabbricati	551.039	7.861	(1.974)	25.407	2.134	584.467
Impianti e macchinari	5.007.061	104.336	(10.074)	46.622	36.332	5.184.277
Attrezzature industriali e commerciali	115.126	6.863	(3.869)	4.099	252	122.471
Altri beni	166.274	20.946	(17.899)	12.181	2.881	184.383
Attività materiali in corso ed acconti	72.172	49.392	(262)	6.351	(36.584)	91.069
Totale	6.016.170	192.184	(34.696)	98.526	5.215	6.277.399

La movimentazione del fondo ammortamento delle attività materiali è esposta nella tabella seguente:

						migliaia di euro
	Saldo iniziale	Ammorta mento del periodo	Decrementi	Variazione area di consolida mento	Riclassifiche	Saldo finale
F.do amm.to terreni	(1.817)	(831)	-	-	-	(2.648)
F.do amm.to fabbricati	(184.900)	(20.673)	1.355	(10.335)	(35)	(214.588)
F.do amm.to impianti e macchinari	(2.165.936)	(192.501)	9.627	(16.311)	64	(2.365.057)
F.do amm.to attrezzature. industriali e commerciali	(89.035)	(6.976)	3.740	(2.512)	(73)	(94.856)
F.do amm.to altri beni	(125.138)	(12.539)	17.855	(8.490)	20	(128.292)
Totale	(2.566.826)	(233.520)	32.577	(37.648)	(24)	(2.805.441)

La colonna variazione area di consolidamento si riferisce ai saldi acquisti nel corso dell'esercizio relativi alle società del gruppo ACAM e alle società ReCos, Maira, Formaira e Spezia Energy Trading.

Il saldo della colonna riclassifiche si riferisce principalmente ai trasferimenti netti da attività immateriali ad attività materiali di cespiti non rientranti nell'ambito di applicazione dell'IFRIC 12.

Terreni e fabbricati

Tale voce include principalmente i terreni e i fabbricati industriali connessi agli impianti del gruppo.

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 devolvibili.

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 192.184 migliaia di euro, si riferiscono principalmente a:

• sviluppo della rete di teleriscaldamento e nuovi allacciamenti alla rete, comprensiva delle relative sottostazioni di scambio termico, dei misuratori e delle apparecchiature di telelettura, per 30.246 migliaia di euro;
• investimenti sulle reti di distribuzione energia elettrica, incluse le cabine primarie, per 41.588 migliaia di euro;
• investimenti sulle reti gas non in regime di concessione secondo quanto previsto dall'IFRIC 12 per 23.349 migliaia di euro;
• investimenti sulle centrali termoelettriche e idroelettriche per 46.555 migliaia di euro;
• investimenti per la raccolta e lo smaltimento nel settore ambiente per 24.249 migliaia di euro;

Ammortamenti

Gli ammortamenti ordinari dell'esercizio 2018, pari a complessivi 233.520 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 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 31/12/2018	F.do amm.to al 31/12/2018	Valore netto al 31/12/2018	Costo al 31/12/2017	F.do amm.to al 31/12/2017	Valore netto al 31/12/2017
Terreni	2.859	-	2.859	2.859	-	2.859
Fabbricati	13.133	(3.172)	9.961	13.103	(2.825)	10.278
Totale	15.992	(3.172)	12.820	15.962	(2.825)	13.137

La voce è costituita principalmente da immobili il cui fair value 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 e valore netto viene riportata nella tabella seguente:

						migliaia di euro
	Costo al 31/12/2018	F.do amm.to al 31/12/2018	Valore netto al 31/12/2018	Costo al 31/12/2017	F.do amm.to al 31/12/2017	Valore netto al 31/12/2017
Costi di sviluppo	3.755	(1.176)	2.579	1.433	(562)	871
Diritti brevetto industriale e utilizzo opere dell'ingegno	106.274	(60.678)	45.596	86.991	(38.808)	48.183
Concessioni, licenze, marchi e diritti simili	2.692.758	(1.057.536)	1.635.222	2.242.143	(911.529)	1.330.614
Altre immobilizzazioni immateriali	285.801	(112.249)	173.552	196.972	(83.418)	113.554
Immobilizzazioni in corso e acconti	153.037	-	153.037	160.755	-	160.755
Totale	3.241.625	(1.231.639)	2.009.986	2.688.294	(1.034.317)	1.653.977

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	Saldo finale
Costi di sviluppo	1.433	1.391	-	291	640	3.755
Diritti brevetto industriale e utilizzo opere dell'ingegno	86.991	10.713	(102)	6.509	2.163	106.274
Concessioni, licenze, marchi e diritti simili	2.242.143	128.803	(38.212)	274.067	85.957	2.692.758
Altre immobilizzazioni immateriali	196.972	93.807	(16.025)	11.435	(388)	285.801
Immobilizzazioni in corso e acconti	160.755	82.246	(745)	4.368	(93.587)	153.037
Totale	2.688.294	316.960	(55.084)	296.670	(5.215)	3.241.625

La movimentazione del fondo ammortamento delle attività immateriali è esposta nella tabella seguente:

migliaia di euro
	Saldo iniziale	Ammorta mento del periodo	Decrementi	Variazione area di consolida mento	Riclassifiche	Saldo finale
F.amm.to costi di sviluppo	(562)	(323)	-	(291)	-	(1.176)
F.amm.to dir. brevetto ind.le e utilizzo opere dell'ingegno	(38.808)	(15.482)	95	(6.480)	(3)	(60.678)
F.amm.to concessioni, licenze, marchi e diritti simili	(911.529)	(84.014)	24.609	(86.614)	12	(1.057.536)
F. amm.to altre immobilizzazioni immateriali	(83.418)	(21.261)	907	(8.492)	15	(112.249)
Totale	(1.034.317)	(121.080)	25.611	(101.877)	24	(1.231.639)

La colonna variazione area di consolidamento si riferisce ai saldi acquisti nel corso dell'esercizio relativi alle società del gruppo ACAM, alle società ReCos, Maira, Formaira e Spezia Energy Trading.

Il saldo della colonna riclassifiche si riferisce principalmente ai trasferimenti netti da attività immateriali ad attività materiali di cespiti non rientranti nell'ambito di applicazione dell'IFRIC 12.

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 per l'acquisizione di diritti per l'utilizzo in esclusiva di studi tecnici relativi all'andamento statistico delle perdite di rete, ammortizzati tra i tre e i 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:

• da diritti di utilizzo di infrastrutture di telecomunicazione di proprietà di terzi;
• dalle quote di emissione (emission trading) detenute a fronte del proprio fabbisogno;
• dai costi per lo sviluppo commerciale della clientela;
• dalla valorizzazione delle liste clienti avvenuta in sede di allocazione del prezzo di acquisizione del controllo di Atena Trading, Salerno Energia Vendite, Studio Alfa e Spezia Energy Trading.

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 e dai relativi costi sostenuti per le implementazioni.

NOTA 4_AVVIAMENTO

L'avviamento, pari a 149.713 migliaia di euro (127.320 migliaia di euro al 31 dicembre 2017), nel corso dell'esercizio 2018 presenta una variazione in aumento per 22.393 migliaia di euro a seguito delle acquisizioni (business combinations) effettuate dal Gruppo nel corso dell'esercizio, in cui ai sensi dell'IFRS 3 – Aggregazioni aziendali, il differenziale positivo fra il costo di acquisizione ed il fair value, alla data di acquisizione, delle attività identificabili acquisite e delle passività assunte identificabili è stato allocato ad avviamento. In particolare si riferisce all'acquisizione del controllo del Gruppo ACAM (18.209 migliaia di euro), di ReCos S.p.A. (597 migliaia di euro), di Spezia Energy Trading S.r.l. (2.694 migliaia di euro) e di un ramo di azienda costituito dalla partecipazione del 48,85% del capitale sociale della Società Ecologica Territorio Ambiente (SETA) S.p.A. e delle attività di chiusura e gestione post mortem della discarica di Chivasso 0 (893 migliaia di euro).

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
	31/12/2018
Ambiente	4.069
Energia	4.686
Mercato	32.460
Reti	108.498
Totale	149.713

La procedura dell'impairment test al 31 dicembre 2018 è stata posta in essere in continuità metodologica con quella adottata al 31 dicembre 2017.

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 26 settembre 2018, con un orizzonte esplicito fino al 2023 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 partendo dal costo medio ponderato pre-tax del capitale (WACC), è calcolato in via specifica per ogni CGU e risulta compreso nel range tra 5% e 8,10% a seconda della relativa 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).

	Valore al 31/12/2018	WACC 2018
Ambiente	4.069	5,00%
Energia	4.686	6,50%
Mercato	32.460	8,10%
Reti	108.498	5,00%-5,50% (1)
Totale	149.713

(1) Range compreso tra 5% e 5,50% a seconda che si tratti di Reti Elettriche, Reti Gas e Reti Idriche

Il valore recuperabile dell'avviamento attribuito alle Cash Generating Unit è stato determinato facendo riferimento al valore d'uso delle stesse.

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 4.069 migliaia di euro, si riferisce principalmente:

• all'acquisizione del controllo di ACAM Ambiente (gruppo ACAM) avvenuta nel mese di aprile del 2018 (2.572 migliaia di euro);
• all'acquisizione del controllo del ramo di azienda da SMC S.p.A. costituito dalla partecipazione del 48,85% del capitale sociale della Società Ecologica Territorio Ambiente (SETA) S.p.A. e delle attività di chiusura e gestione post mortem della discarica di Chivasso 0 avvenuta nel mese di ottobre del 2018 (894 migliaia di euro)
• all'acquisizione del controllo di ReCos S.p.A. avvenuta nel mese di aprile del 2018 (597 migliaia di euro).

Nessuna perdita di valore è stata riscontrata in sede di impairment test in quanto il valore recuperabile della Cash Generating Unit Ambiente risulta superiore al capitale investito netto della stessa comprensivo del valore dell'avviamento iscritto.

Cash Generating Unit Energia

Il valore dell'avviamento, pari a 4.686 migliaia di euro, si riferisce:

• all'acquisizione del controllo di Iren Rinnovabili nel 2017 a seguito dell'avvenuta decadenza degli accordi di governance stipulati con l'altro socio CCPL S.p.A. che qualificavano Iren Rinnovabili come società a controllo congiunto. L'avviamento pari a 3.544 migliaia di euro è stato rilevato come eccedenza tra il fair value del corrispettivo trasferito per l'acquisizione del controllo e il fair value delle attività identificabili acquisite e passività assunte identificabili alla data di acquisizione.
• al ramo d'azienda Gestione Servizi Calore trasferito nel 2017 dalla Cash Generating Unit Mercato alla Cash Generating Unit Energia (948 migliaia di euro).

Nessuna perdita di valore è stata riscontrata in sede di impairment test in quanto il valore recuperabile della Cash Generating Unit Energia risulta superiore al capitale investito netto della stessa comprensivo del valore dell'avviamento iscritto.

Cash Generating Unit Mercato

Il valore dell'avviamento, pari a 32.460 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 nel 2008 per un importo di 16.761 migliaia di euro;
• dal ramo d'azienda acquisito da ENEL nel 2000 e riferito alle utenze elettriche della città di Parma per un importo di 7.421 migliaia di euro;

• dall'acquisizione nel 2012 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;

• dall'acquisizione del controllo di Spezia Energy Trading s.r.l. avvenuta nel mese di settembre del 2018 (2.694 migliaia di euro).

Nessuna perdita di valore è stata riscontrata in sede di impairment test in quanto il valore recuperabile della Cash Generating Unit 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 108.498 migliaia di euro, deriva principalmente:

• dall'acquisizione nel 2000 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 nel 2005 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;
• dall'acquisizione del controllo di ACAM Acque (gruppo ACAM) avvenuta nel mese di aprile del 2018 (15.442 migliaia di euro);
• dal ramo d'azienda acquisito da ENEL nel 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 Cash Generating Unit 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., in una riunione precedente a quella di approvazione del progetto di bilancio, 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 detiene il controllo congiunto o esercita un'influenza notevole. Si precisa che la valutazione a patrimonio netto viene effettuata sulla base degli ultimi bilanci disponibili (consolidati se redatti) delle partecipate. L'elenco delle società valutate con il metodo del patrimonio netto appartenenti al Gruppo al 31 dicembre 2018 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
	31/12/2017	Rivalutazioni/ svalutazioni per equity	Variazioni con effetto a PN	Riclassifiche	Rivalutazio ne (Svaluta zione) del periodo	31/12/2018
Acque Potabili	17.474	(1.762)	2	-	(5.000)	10.714
OLT Offshore LNG	29.078	(1.404)	-	(27.674)	-	-
TOTALE	46.552	(3.166)	2	(27.674)	(5.000)	10.714

La società Acque Potabili, nel corso dell'esercizio, ha dismesso l'ultima concessione della gestione del servizio idrico di cui era titolare e, al 31 dicembre 2018, risulta essere priva di attività operative dirette. Inoltre, nel corso dell'esercizio è emerso un significativo rischio collegato ad un contenzioso tra la società e il Consorzio dei Comuni per l'Acquedotto del Monferrato e, poiché si ritiene altamente probabile che l'esito del contenzioso sia negativo, il valore della partecipazione è stato svalutato per 5.000 migliaia di euro.

La partecipazione in OLT Offshore LNG è stata riclassificata tra le attività destinate ad essere cedute. Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 17.

Partecipazioni in società collegate

							migliaia di euro
	31/12/2017	Acquisizioni	Variazione area di consolida mento	Rivalutazioni svalutazioni per equity	Distribuzio ne dividendi	Variazioni con effetto a PN	Rivalutazio ne (Svaluta zione) del periodo	31/12/2018
A2A Alfa	-	-	-	-	-	-	-	-
Acos	10.014	-	-	1.079	(164)	(1)	-	10.928
Acos Energia	1.314	-	-	368	(725)	-	-	957
Acquaenna	-	-	-	1.839	-	-	1.380	3.219
Aguas de San Pedro	9.595	-	-	1.323	(275)	(82)	-	10.561
Aiga	-	-	-	-	-	-	-	-
Amat	2.409	-	-	(263)	-	(35)	(2.111)	-
Amter	1.014	-	-	19	(120)	-	-	913
Asa	33.904	-	-	30	-	250	-	34.184
Astea	22.964	-	-	762	(319)	17	-	23.424
Asti Energia Calore	39	-	-	88	-	-	-	127
BI Energia	1.045	-	-	(36)	-	-	-	1.009
Campo Base	-	-	9	-	-	-	-	9
CSP Innovazione nelle ICT	149	-	-	(40)	-	-	-	109
Domus Acqua	55	-	-	-	-	-	-	55
Fingas	-	500	-	-	-	-	(500)	-
Fratello Sole Energie Solidali	-	300	-	-	-	-	-	300
G.A.I.A.	15.144	-	-	142	(581)	-	-	14.705
Global Service	6	-	-	-	-	-	-	6
Iniziative Ambientali	457	-	-	2	-	-	-	459
Mondo Acqua	649	-	-	-	-	-	-	649
Nord Ovest Servizi	4.375	-	-	-	-	-	-	4.375
Recos S.p.A.	3.545	-	(1.244)	(595)	-	-	(1.706)	-
Rio Riazzone	146	-	-	-	-	-	-	146
SETA	-	-	10.800	-	-	-	-	10.800
Sinergie Italiane	-	-	-	-	-	-	-	-
Sosel	1.101	-	-	-	(45)	-	-	1.056
STU Reggiane	5.500	-	-	(1.610)	-	-	-	3.890
Tirana Acque	-	-	-	-	-	-	-	-
Valle Dora Energia	1.278	-	-	834	(113)	-	-	1.999
TOTALE	114.703	800	9.565	3.942	(2.342)	149	(2.937)	123.880

Per la partecipata ReCos la variazione area di consolidamento si riferisce all'acquisizione del controllo e al conseguente consolidamento integrale della società. La svalutazione della partecipazione si riferisce alla rideterminazione al fair value, alla data di acquisizione delle quote di controllo, dell'interessenza di minoranza detenuta al 31 marzo 2018.

La Società Ecologica Territorio Ambiente (SETA) S.p.A. entra nel perimetro di consolidamento con il metodo del patrimonio netto a seguito dell'acquisizione di un ramo di azienda da SMC S.p.A. costituito dal 48,85% della partecipazione e delle attività di chiusura e gestione post mortem della discarica di Chivasso 0.

La società Campo Base entra nel perimetro di consolidamento con il metodo del patrimonio netto a seguito del consolidamento integrale di Maira che detiene il 49% delle quote azionarie della società.

Nel corso dell'esercizio 2018 è stato acquisito il 40% della società Fratello Sole Energie Solidali attraverso la sottoscrizione di 140.000 quote di capitale.

La rivalutazione della partecipata Acquaenna (1.380 migliaia di euro) si riferisce al venir meno dei presupposti che avevano portato ad una svalutazione della stessa in esercizi precedenti.

Il valore della partecipazione in AMAT è stato azzerato a seguito del contesto regolatorio non favorevole in cui la società opera e allo squilibrio economico finanziario che ne deriva.

Relativamente alla partecipazione in Sinergie Italiane, il cui valore contabile è nullo, si segnala il fondo rischi per 10.000 migliaia di euro stanziato a copertura del rischio di perdite relative alla partecipata.

Gli altri movimenti sono dovuti principalmente alla differenza cambio (Aguas de San Pedro) e ai movimenti delle riserve di cash flow hedge e di quelle connesse a utili (perdite) attuariali per benefici ai dipendenti.

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 valutate al fair value ma, poiché le più recenti informazioni disponibili per valutare il fair value sono insufficienti e il costo rappresenta la migliore stima del fair value, sono state mantenute al costo.

L'elenco delle partecipazioni in altre imprese appartenenti al Gruppo al 31 dicembre 2018 è riportato in allegato.

Le variazioni intervenute nell'esercizio sono presentate nella tabella esposta nel seguito:

				migliaia di euro
	31/12/2017	Variazione area di consolida mento	Rivalutazione (Svalutazione) del periodo	31/12/2018
A2A Scarl	7	-	-	7
Acque Potabili Siciliane	-	-	-	-
Aeroporto di Reggio Emilia	2	-	-	2
Alpen 2.0	-	100		100
ASQ Network	6	-	-	6
Aurora srl	3	-	-	3
Autostrade Centro Padane	1.248	-	-	1.248
BT Enia	2.110	-	-	2.110
C.R.P.A.	52	-	-	52
CIDIU	2.294	-	11	2.305
Consorzio Italiano Compostatori	3	-	(3)	-
Consorzio Leap	10	-	-	10
Consorzio Topix	5	-	-	5
Credito cooperativo reggiano	5	-	-	5
Emilbanca BCC	1	-	-	1
Environment Park	1.243	-	-	1.243
Fondo Core Multiutilities	100	-	-	100
Italeko AD.	11	-	(11)	-
RE Innovazione	12	-	-	12
SDB Società di biotecnologie	10	-	-	10
Stadio di Albaro	-	-	-	-
T.I.C.A.S.S.	4	-	-	4
TOTALE	7.126	100	(3)	7.223

Le quote della società Alpen 2.0 sono state acquisite a seguito del consolidamento integrale di Maira, che detiene le quote azionarie della società.

NOTA 7_CREDITI COMMERCIALI NON CORRENTI

La voce ammonta a 69.068 migliaia di euro (69.801 migliaia di euro al 31 dicembre 2017) e si riferisce principalmente:

• − ai crediti del servizio idrico integrato per conguagli tariffari e 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 (43.323 migliaia di euro al 31 dicembre 2018, 52.242 migliaia di euro al 31 dicembre 2017);
• − 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 per distribuzione di energia elettrica e dei relativi crediti (13.801 migliaia di euro al 31 dicembre 2018, 12.958 migliaia di euro al 31 dicembre 2017);
• − ai crediti per fatture da emettere verso il Comune di Torino per il rinnovamento tecnologico e per l'efficientamento degli impianti termici presso alcuni stabili comunali (10.286 migliaia di euro al 31 dicembre 2018, 3.436 migliaia di euro al 31 dicembre 2017). Per maggiori informazioni sulla posizione creditoria complessiva del Gruppo Iren nei confronti del Comune di Torino si rimanda alla seguente nota 8 "Attività finanziarie non correnti".

NOTA 8_ATTIVITA' FINANZIARIE NON CORRENTI

La voce pari a 147.867 migliaia di euro (165.767 migliaia di euro al 31 dicembre 2017) è composta da crediti finanziari, dalla valorizzazione degli strumenti derivati con fair value positivo e da titoli diversi dalle partecipazioni. Il dettaglio è evidenziato nella tabella seguente:

	migliaia di euro
	31/12/2018	31/12/2017
Crediti finanziari non correnti vs Collegate	9.882	3.239
Crediti finanziari non correnti vs soci parti correlate	127.447	145.008
Crediti finanziari non correnti vs altri	10.187	15.672
Fair value contratti derivati quota non corrente	315	1.812
Titoli diversi dalle partecipazioni	36	36
Totale	147.867	165.767

Crediti finanziari non correnti verso Collegate

Si riferiscono a crediti verso le società Acos (5.166 migliaia di euro), Acquaenna (3.776 migliaia di euro), Asti Energia Calore (880 migliaia di euro) e Campo Base (60 migliaia di euro). È inoltre presente un credito per 487 migliaia di euro verso la collegata AIGA che è stato completamente svalutato. Si segnala che al 31 dicembre 2017 era presente un credito finanziario verso la società Re.Cos (2.083 migliaia di euro) che a partire dal 1° aprile 2018 rientra nel perimetro di consolidamento integrale.

Crediti finanziari non correnti verso soci parti correlate

I crediti verso soci parti correlate, pari a 127.447 migliaia di euro (145.088 migliaia di euro al 31 dicembre 2017), riguardano crediti verso il Comune di Torino e sono relativi:

• − alla quota a medio lungo termine dei crediti, comprensivi di interessi, inerenti al conto corrente che regola i rapporti tra le controllate AMIAT S.p.A., Iren Rinnovabili S.p.A. ed il Comune di Torino (109.384 migliaia di euro);
• − all'applicazione del modello dell'attività finanziaria previsto dall'IFRIC 12 al progetto di efficientamento ("Torino LED") legato al servizio di Illuminazione Pubblica svolto in regime di concessione da Iren Rinnovabili S.p.A. nella città di Torino, per la quota a lungo termine (18.063 migliaia di euro). L'iscrizione dell'attività finanziaria consegue alla maturazione del diritto attuale incondizionato a ricevere i flussi di cassa contrattualmente riconosciuti, avvenuta con il completamento dell'istallazione dei relativi apparecchi a LED.

Il trattamento contabile dell'accordo di conto corrente sopra richiamato determina una riduzione dei crediti commerciali rappresentata nel rendiconto finanziario 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 229.292 migliaia di euro, ripartita fra diverse voci di bilancio in relazione alla classificazione secondo natura e scadenza: Crediti commerciali non correnti (Nota 7), Attività finanziarie non correnti (Nota 8), Crediti commerciali (Nota 12) ed Attività finanziarie correnti (Nota 15), come evidenziato dalla tabella esposta nel seguito.

La ripartizione dei crediti tra quota corrente e quota non corrente è stata fatta dagli amministratori in base ad una previsione dei tempi di incasso dei crediti stessi determinata anche a seguito delle risultanze dell'accordo siglato tra il Comune di Torino e il Gruppo Iren. Per maggiori dettagli si rimanda a quanto riportato nei "Fatti di rilievo dell'esercizio" della Relazione sulla gestione.

	31/12/2018	31/12/2017
Crediti commerciali non correnti	10.286	3.436
Crediti commerciali per servizi per fatture emesse	59.841	72.637
Crediti commerciali per servizi per fatture da emettere	6.938	6.411
Crediti commerciali per forniture di energia elettrica e altro	2.086	8.093
Fondo svalutazione crediti commerciali	(62)	(2.622)
Totale crediti commerciali correnti	68.803	84.519
Crediti finanziari in conto corrente quota non corrente	108.726	132.925
Crediti finanziari per interessi quota non corrente	658	1.223
Crediti finanziari per servizi in concessione quota non corrente	18.063	13.807
Fondo svalutazione crediti finanziari	-	(2.947)
Totale crediti finanziari non correnti	127.447	145.008
Crediti finanziari in conto corrente quota corrente	18.353	1.889
Crediti finanziari per interessi quota corrente	4.403	10.988
Crediti finanziari per servizi in concessione quota corrente	-	3.191
Totale crediti finanziari correnti	22.756	16.068
Totale	229.292	249.031

Crediti finanziari non correnti verso altri

Tra i crediti finanziari non correnti verso altri è compresa la quota a lungo termine del credito derivante dalla cessione del ramo di azienda costituito dalla rete di telecomunicazioni (TLC) presente in Emilia Romagna avvenuta nel corso del 2016.

Fair value contratti derivati quota non corrente

Il fair value dei contratti derivati si riferisce agli strumenti in portafoglio per la copertura dal rischio di variazione dei tassi di interesse e dei prezzi delle commodities.

Titoli diversi dalle partecipazioni

Ammontano a 36 migliaia di euro (invariato rispetto al 31 dicembre 2017) e si riferiscono a titoli a cauzione che sono valutati al costo ammortizzato (amortised cost) in quanto il modello di business prevede che l'attività finanziaria sia detenuta per incassare i relativi flussi di cassa che corrispondono unicamente al pagamento di capitale e interessi.

NOTA 9_ALTRE ATTIVITA' NON CORRENTI

Il dettaglio è evidenziato nella tabella seguente:

	migliaia di euro
	31/12/2018	31/12/2017
Depositi cauzionali	9.580	9.456
Crediti di natura tributaria oltre 12 mesi	12.995	25.366
Altre attività non correnti	15.770	3.281
Ratei e risconti attivi non correnti	4.785	6.511
Totale	43.130	44.614

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 presenti al 31 dicembre 2018 sono riferiti principalmente a crediti maturati a seguito dell'istanza di deduzione IRAP dalla base imponibile IRES (art. 2 comma 1 quater DL 6 dicembre 2011 n. 201). La significativa riduzione della voce rispetto al 31 dicembre 2017 è dovuta all'accordo transattivo tra l'Agenzia delle Entrate e la controllata Iren Acqua che ha portato in parte allo stralcio (6.259 migliaia di euro) e in parte alla riclassifica a breve termine (7.234 migliaia di euro) dei crediti della società per il versamento delle cartelle notificate a seguito dell'iscrizione a ruolo inerente ai 2/3 dell'imposta accertata relativa al contenzioso sul conferimento di due rami di azienda, effettuato a fine 1999 a favore della Società Genova Acque S.p.A. (oggi incorporata in Iren Acqua S.p.A.), da parte dell'allora controllante AMGA S.p.A.. Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 43 "Imposte sul reddito".

L'incremento della voce "altre attività non correnti" è dovuta al versamento effettuato per l'acquisizione di un ramo d'azienda relativo alla gestione di impianti di trattamento rifiuti che ha efficacia 1 gennaio 2019.

I risconti attivi riguardano principalmente i costi prepagati, per la quota a lungo termine, relativi ai contratti servizio energia in capo alla controllata Iren Rinnovabili S.p.A..

NOTA 10_ATTIVITÀ PER IMPOSTE ANTICIPATE

Ammontano a 360.298 migliaia di euro (277.771 migliaia di euro al 31 dicembre 2017) e si riferiscono alla fiscalità anticipata derivante da componenti di reddito fiscalmente deducibili nei futuri esercizi. Includono, inoltre, l'effetto fiscale anticipato sulle rettifiche effettuate in sede di conversione ai principi contabili internazionali.

L'incremento rispetto al 31 dicembre 2017 è dovuto principalmente all'iscrizione dell'effetto fiscale relativo all'iscrizione cumulativa di risconti passivi al 1° gennaio 2018 in conseguenza del cambio di trattamento contabile dei contributi di allacciamento, adottato a partire da tale data a seguito dell'entrata in vigore dell'IFRS 15 - Ricavi da contratti con i clienti.

Per ulteriori informazioni si rimanda alla nota del conto economico "Imposte sul reddito" (nota 43) ed al prospetto riportato in allegato.

ATTIVITÀ CORRENTI

NOTA 11_RIMANENZE

Le rimanenze, valorizzate al costo medio ponderato, sono costituite principalmente da gas metano e da materiali di consumo destinati alla manutenzione e costruzione del patrimonio impiantistico del Gruppo. I lavori in corso su ordinazione si riferiscono principalmente ad attività svolte nei confronti del Comune di Torino.

La tabella che segue sintetizza le consistenze della voce nei periodi in esame:

	migliaia di euro
	31/12/2018	31/12/2017
Materie prime	78.397	70.267
Fondo svalutazione magazzino	(5.390)	(8.978)
Valore netto	73.007	61.289
Lavori in corso su ordinazione	792	695
Totale	73.799	61.984

La variazione delle rimanenze di materie prime di periodo consegue essenzialmente all'incremento degli stoccaggi gas.

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 2018 non sono presenti rimanenze di magazzino impegnate a garanzia di passività.

NOTA 12_CREDITI COMMERCIALI

Il dettaglio è evidenziato nella tabella seguente:

		migliaia di euro
	31/12/2018	31/12/2017
Crediti verso clienti	1.061.471	917.956
Fondo svalutazione crediti	(190.152)	(166.545)
Crediti verso clienti netti	871.319	751.411
Crediti commerciali verso joint ventures	932	783
Crediti commerciali verso collegate	12.810	23.641
Crediti commerciali verso soci parti correlate	90.452	113.705
Crediti commerciali verso altre parti correlate	8.385	12.399
Fondo svalutazione crediti verso soci parti correlate	(62)	(6.151)
Totale	983.836	895.788

Si segnala che al 31 dicembre 2018 sono state effettuate operazioni di factoring con derecognition del credito per complessive 19.683 migliaia di euro (44.313 migliaia di euro al 31 dicembre 2017).

I crediti commerciali, al lordo del fondo svalutazione crediti, sono dettagliati per scadenza come segue:

		migliaia di euro
	31/12/2018	31/12/2017
Non scaduti	877.269	755.179
Scaduti da 0 a 3 mesi	90.415	74.845
Scaduti da 3 a 12 mesi	68.708	75.972
Scaduti oltre 12 mesi	137.658	162.488
Totale	1.174.050	1.068.484

Nei crediti non scaduti sono compresi crediti per fatture da emettere per 481.081 migliaia di euro (445.878 migliaia di euro al 31 dicembre 2017) che includono la stima dei ricavi maturati per le somministrazioni effettuate tra la data dell'ultimo rilevamento del consumo effettivo e la data di fine esercizio.

Crediti verso clienti

Sono relativi principalmente a crediti per fornitura di energia elettrica, gas, acqua, calore, servizi ambientali e servizi diversi. Il saldo netto tiene conto del fondo svalutazione crediti, presentato nel seguito, pari a 190.152 migliaia di euro (166.545 migliaia di euro al 31 dicembre 2017).

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 qualificati come parte correlata (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 62 migliaia di euro (6.151 migliaia di euro al 31 dicembre 2017). 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.

Fondo svalutazione crediti

Il fondo svalutazione presenta la dinamica riportata nella tabella che segue:

						migliaia di euro
	31/12/2017	Variazione area di consolida mento	Accantona menti del periodo	Decrementi	Altri movimenti	31/12/2018
Fondo svalutazione crediti	166.545	16.245	42.617	(40.022)	4.767	190.152
Fondo svalutazione crediti vs soci parti correlate	6.151	-	-	(5.707)	(382)	62
Totale	172.696	16.245	42.617	(45.729)	4.385	190.214

La colonna variazione area di consolidamento si riferisce ai saldi acquisiti nel corso del semestre relativi alle società del gruppo ACAM.

L'accantonamento del periodo è stato effettuato per adeguare la consistenza del fondo svalutazione crediti all'ammontare delle perdite attese sulla base del modello semplificato previsto dal nuovo principio IFRS 9, dove per "perdita" si intende il valore attuale di tutti i futuri mancati incassi, opportunamente integrato per tenere conto delle aspettative future ("forward looking information").

La voce "decrementi" si riferisce ad utilizzi per perdite su crediti per 43.743 migliaia di euro e a rilasci per 1.986 migliaia di euro.

La colonna altri movimenti si riferisce per 5.307 migliaia di euro alla rideterminazione in aumento del fondo svalutazione crediti al 1° gennaio 2018 dovuta all'applicazione del suddetto metodo semplificato previsto in sede di prima applicazione dell'IFRS 9 e, per 922 migliaia di euro in diminuzione, a riclassifiche a lungo di importi relativi a crediti in precedenza esposti a breve.

NOTA 13_CREDITI PER IMPOSTE CORRENTI

Ammontano a 11.445 migliaia di euro (7.365 migliaia di euro al 31 dicembre 2017) 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
	31/12/2018	31/12/2017
Crediti per imposta governativa erariale/UTIF	3.640	4.624
Credito verso Erario per IVA	73.546	56.440
Altri crediti di natura tributaria	17.977	12.023
Crediti tributari entro 12 mesi	95.163	73.087
Crediti verso Cassa Servizi Energetici e Ambientali (CSEA)	49.965	119.961
Crediti per certificati verdi	46.558	45.660
Crediti per anticipi a fornitori	19.797	10.056
Altre attività correnti	21.917	21.275
Altre attività correnti	138.237	196.952
Ratei e risconti	8.479	6.308
Totale	241.879	276.347

Si segnala che al 31 dicembre 2018 sono state effettuate operazioni di factoring con derecognition del credito per certificati verdi e per titoli di efficienza energetica per complessivi 46.077 migliaia di euro (1.958 migliaia di euro al 31 dicembre 2017).

Da un punto di vista procedurale, per l'esercizio 2018, 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, oltre alla capogruppo Iren S.p.A., sono le seguenti: Iren Energia, IRETI, Iren Mercato, Iren Ambiente, AMIAT, Iren Rinnovabili, Enìa Solaris, Iren Acqua Tigullio, Iren Acqua, Greensource, Varsi Fotovoltaico, Immobiliare delle Fabbriche, Iren Laboratori e Bonifica Autocisterne, REI, ASM Vercelli e Atena Trading.

In relazione ai crediti verso la Cassa Servizi Energetici e Ambientali (CSEA) si segnala che una quota degli importi esposti potrebbe non essere esigibile entro i 12 mesi successivi.

NOTA 15_ATTIVITA' FINANZIARIE CORRENTI

Il dettaglio è evidenziato nella tabella seguente:

		migliaia di euro
	31/12/2018	31/12/2017
Crediti finanziari verso joint venture	-	439.000
Crediti finanziari verso collegate	4.130	6.488
Crediti finanziari verso Comuni soci parti correlate	22.756	16.068
Crediti finanziari verso altri	50.411	42.521
Attività per strumenti derivati correnti	1.478	2.305
Totale	78.775	506.382

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

Il credito finanziario verso la joint venture OLT Offshore LNG Toscana, fino al 31 dicembre 2017 esposto tra le attività finanziarie correnti, è stato riclassificato nella voce attività destinate ad essere cedute. Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 17.

Crediti finanziari verso collegate

La voce si riferisce principalmente a finanziamenti verso Acquaenna (1.452 migliaia di euro), BI Energia (731 migliaia di euro) e STU Reggiane (480 migliaia di euro). La restante parte riguarda essenzialmente crediti per dividendi da incassare. Si segnala che al 31 dicembre 2017 era presente un credito finanziario verso la società Re.Cos (2.316 migliaia di euro) che a partire dal 1° aprile 2018 rientra nel perimetro di consolidamento integrale.

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 22.756 migliaia di euro (16.068 migliaia di euro al 31 dicembre 2017). Al 31 dicembre 2017 erano inoltre presenti crediti per 3.191 migliaia di euro relativi all'applicazione del modello dell'attività finanziaria previsto dall'IFRIC 12 al progetto di efficientamento ("Torino LED") legato al servizio di Illuminazione Pubblica svolto in regime di concessione. Al 31 dicembre 2018 i crediti finanziari relativi al progetto "Torino LED" sono classificati tra crediti finanziari non correnti.

Crediti finanziari verso altri

Si riferiscono per 40.985 migliaia di euro a depositi bancari vincolati della controllata TRM S.p.A. derivanti dal contratto di finanziamento che prevede di vincolare gli importi a servizio della rata in scadenza, degli oneri inerenti le compensazioni ambientali e delle manutenzioni straordinarie dell'impianto di termovalorizzazione. La restante parte si riferisce a depositi versati a garanzia per operare sui mercati future delle commodities, a ratei e risconti attivi aventi natura finanziaria e a crediti finanziari diversi.

Attività per strumenti derivati correnti

Si riferiscono al fair value positivo dei contratti derivati sulle commodities stipulati da Iren Mercato e Spezia Energy Trading.

NOTA 16_DISPONIBILITÀ LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI

La voce disponibilità liquide e mezzi equivalenti risulta essere così costituita:

		migliaia di euro
	31/12/2018	31/12/2017
Depositi bancari e postali	369.153	168.872
Denaro e valori in cassa	165	214
Totale	369.318	169.086

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 402.424 migliaia di euro (8.724 migliaia di euro al 31 dicembre 2017). La voce si riferisce:

− per 401.900 migliaia di euro (439.000 migliaia di euro al 31 dicembre 2017, quando era esposto tra le attività finanziarie correnti) al finanziamento concesso alla joint venture OLT Offshore LNG Toscana. Al 31 dicembre 2018 la partecipazione in OLT Offshore LNG Toscana e il relativo finanziamento soci sono stati classificati tra le attività destinate ad essere cedute, come gruppo di attività in dismissione, in quanto il loro valore contabile sarà recuperato principalmente con un'operazione di vendita anziché con il loro uso continuativo. Nel corso dell'esercizio il Consiglio di Amministrazione si è impegnato in un programma, tuttora in corso, per la dismissione delle attività, attivandosi per individuare un acquirente, e ritiene la vendita altamente probabile entro i prossimi dodici mesi. Il valore della partecipazione è stato azzerato in quanto, sulla base di una fairness opinion redatta da esperti indipendenti, si ritiene che il fair value della partecipazione sia nullo. Tale valutazione è inoltre in linea con quanto emerso nella recente transazione relativa alla cessione delle quote della società detenute dall'altro socio di riferimento.

Come specificatamente indicato dall'IFRS 5, il credito finanziario, ancorché classificato tra le attività destinate ad essere cedute, continua ad essere valutato secondo le regole dell'IFRS 9 e in particolare al costo ammortizzato dal momento che il modello di business della società prevede che l'attività finanziaria sia detenuta per incassare i flussi di cassa esclusivamente relativi a capitale ed interessi. L'importo del finanziamento soci si è ridotto rispetto al 31 dicembre 2017 a seguito dei rimborsi effettuati dalla partecipata e alla stima delle perdite attese sul credito valutate, come previsto dall'IFRS 9 – Strumenti finanziari, ponderando i risultati derivanti da possibili scenari futuri. Nell'analisi di tali scenari sono stati presi in considerazione anche i valori derivati dalla transazione sopra citata.

• − per 226 migliaia di euro (invariato rispetto al 31 dicembre 2017) alle attività nette inerenti la concessione, scaduta il 31 marzo 2017, del servizio idrico integrato del Comune di Saint Vincent (AO) per la quale è in corso di definizione il subentro del nuovo gestore;
• − per 140 migliaia di euro (invariato rispetto al 31 dicembre 2017) 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'attività operativa della società;
• − per 158 migliaia di euro (invariato rispetto al 31 dicembre 2017) alla società collegata Piana Ambiente.

Inoltre, tra le attività destinate ad essere cedute è presente la partecipazione in Fata Morgana già completamente svalutata in periodi precedenti.

Si ricorda che al 31 dicembre 2017 era presente in tale voce la partecipazione in Mestni Plinovodi, ceduta nel corso del primo semestre del 2018.

PASSIVO

NOTA 18_PATRIMONIO NETTO

Il patrimonio netto risulta essere così composto:

		migliaia di euro
	31/12/2018	31/12/2017
Capitale sociale	1.300.931	1.276.226
Riserve e Utili (Perdite) a nuovo	642.396	608.184
Risultato netto del periodo	242.116	237.720
Totale patrimonio netto attribuibile agli azionisti	2.185.443	2.122.130
Capitale e riserve attribuibili alle minoranze	345.807	349.633
Utile (perdita) attribuibile alle minoranze	31.121	27.040
Totale patrimonio netto consolidato	2.562.371	2.498.803

Capitale sociale

Il capitale sociale ammonta a 1.300.931.377 euro, interamente versati, e si compone di 1.300.931.377 azioni ordinarie del valore nominale di 1 euro ciascuna. Al 31 dicembre 2017 ammontava a 1.276.225.677 euro, interamente versati, e si componeva di 1.213.920.212 azioni ordinarie e di 62.305.465 azioni di risparmio senza diritto di voto.

A gennaio 2018 Finanziaria Città di Torino ha ceduto le 62.305.465 azioni di risparmio Iren che deteneva e pertanto, come previsto dallo Statuto sociale, tali azioni sono state convertite automaticamente, alla pari, in azioni ordinarie.

Ad aprile 2018, nell'ambito dell'operazione di aggregazione del Gruppo Iren e del Gruppo ACAM, è avvenuta la sottoscrizione da parte di 27 soci di ACAM di complessive 24.705.700 nuove azioni ordinarie di Iren S.p.A. ad un prezzo di sottoscrizione di ciascuna azione ordinaria di nuova emissione è di euro 2,13, di cui euro 1,00 imputato a capitale sociale ed euro 1,13 a titolo di sovrapprezzo.

Riserve

Il dettaglio della voce è riportato nella tabella seguente:

		migliaia di euro
	31/12/2018	31/12/2017
Riserva sovrapprezzo azioni	133.019	105.102
Riserva legale	58.346	49.998
Riserva copertura flussi finanziari	(17.353)	(1.729)
Altre riserve e Utile (perdite) accumulate	468.384	454.813
Totale riserve	642.396	608.184

Riserva coperture di flussi finanziari

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 2018 sono variate principalmente a seguito dell'effetto netto negativo cumulato al 1° gennaio 2018 derivante dall'applicazione degli IFRS 9 e 15 (-137.992 migliaia di euro) e per il riporto a nuovo degli utili dell'esercizio 2017 non distribuiti (+138.307 migliaia di euro).

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 3.013.303 migliaia di euro (3.023.888 migliaia di euro al 31 dicembre 2017):

Obbligazioni

Ammontano a 2.185.550 migliaia di euro (1.777.885 migliaia di euro al 31 dicembre 2017). La voce è interamente costituita da posizioni della Capogruppo riferite ad emissioni di Private Placement e Public Bond, contabilizzate a costo ammortizzato, a fronte di un complessivo importo nominale in circolazione al 31.12.2018, per la parte di obbligazioni con scadenza oltre 12 mesi, di 2.209.340 migliaia di euro (1.798.440 al 31 dicembre 2017).

• Private Placement: Notes scadenza 2020, cedola 4,37%, importo di emissione 260 milioni di euro, in circolazione al 31.12.2018 per 167.870 migliaia di euro a seguito di riacquisti (Tender Offer) eseguiti nel 2015, 2016 e 2017 (importo a costo ammortizzato 167.783 migliaia di euro).
• Public Bond: a) Notes scadenza 2021, cedola 3%, importo di emissione 300 milioni di euro, in circolazione al 31.12.2018 per 181.836 migliaia di euro a seguito delle operazioni di riacquisto sopra esposte (importo a costo ammortizzato 180.871 migliaia di euro); b) Notes scadenza 2022, cedola 2,75%, importo di emissione 500 milioni di euro, in circolazione al 31.12.2018 per 359.634 migliaia di euro a seguito di tender offer del 2016 e 2017 (importo a costo ammortizzato 357.414 migliaia di euro); c) Notes scadenza 2024, cedola 0,875%, importo 500 milioni di euro, in circolazione per pari importo (importo a costo ammortizzato 494.738 migliaia di euro); d) Green Bond scadenza 2027, cedola 1,5%, importo 500 milioni di euro, in circolazione per pari importo (importo a costo ammortizzato 490.996 migliaia di euro); e) Green Bond scadenza 2025, cedola 1,95%, importo 500 milioni di euro, emesso a settembre 2018 (importo a costo ammortizzato 493.748 migliaia 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.

La variazione del complessivo valore contabile rispetto al 31 dicembre 2017 è dovuta in aumento all'emissione del nuovo Green Bond di settembre 2018 e in diminuzione alla riclassificazione entro 12 mesi di un Private Placement con scadenza 2019, oltre all'imputazione degli oneri finanziari di competenza calcolati sulla base del metodo del costo ammortizzato secondo i principi IAS/IFRS.

Debiti finanziari non correnti verso istituti di credito

I finanziamenti a medio lungo termine riguardano esclusivamente la quota a lungo dei mutui/linee di finanziamento a scadenza oltre 12 mesi, concessi dagli istituti finanziari ed ammontano a 743.902 migliaia di euro (1.148.105 migliaia di euro al 31 dicembre 2017).

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% - 5,151%	0,00% - 0,603%
periodo di scadenza	2020-2027	2020-2032
1.1.2020 – 31.12.2020	20.125	67.234	87.359
1.1.2021 – 31.12.2021	19.804	45.370	65.174
1.1.2022 – 31.12.2022	19.632	59.458	79.090
1.1.2023 – 31.12.2023	20.083	77.114	97.196
successivi	77.449	337.634	415.083
Totale debiti oltre 12 mesi al 31/12/2018	157.093	586.809	743.902
Totale debiti oltre 12 mesi al 31/12/2017	489.474	658.630	1.148.105

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
	31/12/2017					31/12/2018
	Totale debiti oltre 12 mesi	Incrementi	Variazione area consolidamento	Riduzioni	Variazione costo ammortizzato	Totale debiti oltre 12 mesi
- a tasso fisso	489.474	3.258	12.117	(348.185)	429	157.093
- a tasso variabile	658.630	80.000	1.399	(154.113)	893	586.809
TOTALE	1.148.105	83.258	13.515	(502.298)	1.322	743.902

Il totale dei debiti a medio lungo termine al 31 dicembre 2018 risulta in complessiva riduzione rispetto al 31 dicembre 2017.

Sono di seguito esposte le principali variazioni, in incremento e in riduzione, che hanno determinato il complessivo decremento dell'importo a fine 2018:

• erogazione di due finanziamenti BEI alla Capogruppo per complessivi 80 milioni di euro a dicembre 2018, a valere sul contratto di finanziamento relativo al programma di investimenti nelle infrastrutture di produzione di acqua potabile e di trattamento delle acque reflue per le città di Genova e Parma;
• erogazione di un finanziamento alla Società consolidata Studio Alfa per 1 milione di euro a settembre 2018;
• inserimento nel perimetro di consolidamento delle Società Acam S.p.A., ReCos S.p.A., Maira S.p.A., titolari di finanziamenti a medio-lungo termine, complessivamente pari a 13.515 migliaia di euro alla rispettiva data di consolidamento;
• riduzione per complessivi 502.298 migliaia di euro, sia a fronte di attività di liability management con estinzione anticipata di finanziamenti per 295 milioni di euro, che hanno riguardato posizioni della Capogruppo per 261,8 milioni di euro e di altre Società consolidate per 33,2 milioni di euro (Iren Rinnovabili, Varsi, Greensource, ASM Vercelli, Acam, Ireti, Maira), sia per la classificazione a breve termine delle quote dei finanziamenti in scadenza entro i prossimi 12 mesi;
• incremento per complessivi 1.322 migliaia di euro per la contabilizzazione al costo ammortizzato dei finanziamenti.

Altre passività finanziarie

Ammontano a 83.851 migliaia di euro (97.898 migliaia di euro al 31 dicembre 2017) e si riferiscono:

• per 75.500 migliaia di euro (84.319 migliaia di euro al 31 dicembre 2017) al fair value dei contratti

derivati stipulati per coprire l'esposizione al rischio di oscillazione dei tassi di interesse dei mutui a tasso variabile e dei prezzi delle commodities (per il commento si rinvia al paragrafo "Gestione dei rischi finanziari del Gruppo");

• per 6.228 migliaia di euro (10.952 migliaia di euro al 31 dicembre 2017) 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;
• per 1.867 migliaia di euro (non presenti al 31 dicembre 2017) a debiti per contratti di leasing;
• per 256 migliaia di euro (2.627 migliaia di euro al 31 dicembre 2017) a debiti finanziari diversi.

NOTA 20_BENEFICI AI DIPENDENTI

Nel corso dell'esercizio 2018 hanno avuto la seguente movimentazione:

	migliaia di euro
Valore al 31/12/2017	116.483
Obbligazioni maturate per l'attività prestata nel periodo	634
Oneri finanziari	1.570
Erogazioni dell'esercizio	(16.764)
(Utili) Perdite attuariali	(2.680)
Variazione area di consolidamento	8.866
Valore al 31/12/2018	108.109

La riga variazione area di consolidamento si riferisce ai saldi acquisti nel corso dell'esercizio relativi alle società del Gruppo Acam e alle società Maira e Spezia Energy Trading.

Le passività per benefici a dipendenti sono costituite da:

Trattamento di fine rapporto (TFR)

Nel corso dell'esercizio 2018 il TFR ha avuto la seguente movimentazione:

	migliaia di euro
Valore al 31/12/2017	93.961
Obbligazioni maturate per l'attività prestata nel periodo	488
Oneri finanziari	1.379
Erogazioni dell'esercizio	(11.428)
(Utili) Perdite attuariali	(1.732)
Variazione area di consolidamento	8.866
Valore al 31/12/2018	91.534

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 31/12/2017	2.670
Obbligazioni maturate per l'attività prestata nel periodo	93
Oneri finanziari	38
Erogazioni dell'esercizio	(37)
(Utili) Perdite attuariali	(220)
Valore al 31/12/2018	2.544

Premio fedeltà

	migliaia di euro
Valore al 31/12/2017	3.882
Obbligazioni maturate per l'attività prestata nel periodo	53
Oneri finanziari	38
Erogazioni dell'esercizio	(415)
(Utili) Perdite attuariali	(288)
Valore al 31/12/2018	3.270

Agevolazioni tariffarie

	migliaia di euro
Valore al 31/12/2017	5.415
Oneri finanziari	73
Erogazioni dell'esercizio	(288)
(Utili) Perdite attuariali	(372)
Valore al 31/12/2018	4.828

Le agevolazioni tariffarie includono benefici relativi alla fornitura di gas naturale a uso domestico. Lo "Sconto energia" riconosciuto fino al 30 settembre 2017 ai dipendenti in servizio, a seguito della sottoscrizione di specifici accordi con le parti sindacali, è stato convertito in altre forme di trattamento a favore dei dipendenti. Lo "Sconto energia" riconosciuto fino al 30 settembre 2017 ai dipendenti in stato di quiescenza è stato revocato unilateralmente e sostituito da somme una tantum comprese nel fondo benefici ex dipendenti.

Fondo Premungas

	migliaia di euro
Valore al 31/12/2017	3.220
Oneri finanziari	42
Erogazioni dell'esercizio	(551)
(Utili) Perdite attuariali	(68)
Valore al 31/12/2018	2.643

Fondo benefici ex dipendenti

Il fondo ammonta a 3.290 migliaia di euro (7.335 migliaia di euro al 31 dicembre 2017) e accoglie gli importi che saranno erogati una tantum ai dipendenti in stato di quiescenza in sostituzione dello sconto energia non più riconosciuto a partire dal 1 ottobre 2017.

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.

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	1,20% - 1,60%
Tasso annuo di inflazione	1,50%
Tasso annuo incremento TFR	2,50%

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 +0,25% -0,25%		Service cost 2019	Duration del piano
TFR	(2.130)	2.206	494	9,5
Mensilità Aggiuntive	(67)	69	90	11,0
Premio fedeltà	(50)	51	136	6,2
Agevolazioni tariffarie	(122)	127	-	10,0
Premungas	(41)	42	-	6,0

La metodologia utilizzata per predisporre la sensitivity non è variata rispetto all'esercizio precedente.

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	Variazione area di consolida mento	Incrementi	Decrementi	(Proventi) oneri da attualizza zione	Saldo finale	Quota corrente
Fondo ripristino beni di terzi e opere devolvibili	156.126	-	11.691	(1.988)	(300)	165.529	1.292
Fondi post mortem	33.017	12.753	3.374	(3.269)	(723)	45.152	8.303
Fondo smantellamento e bonifica area	31.084	-	350	(792)	(710)	29.932	241
Fondo oneri esodo personale	53.705	-	9.161	(20.264)	-	42.602	1.925
Fondo rischi su partecipazioni	10.065	-	-	-	-	10.065	10.065
Altri fondi per rischi ed oneri	234.638	6.361	73.874	(78.769)	-	236.104	68.061
Totale	518.635	19.114	98.450	(105.082)	(1.733)	529.384	89.887

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 3,71%.

La colonna variazione area di consolidamento si riferisce ai saldi acquisti nell'anno relativi alle società del Gruppo ACAM, alla società Maira e al ramo d'azienda che comprende le attività di chiusura e gestione post mortem della discarica di Chivasso 0.

Fondo ripristino beni di terzi e opere devolvibili

Il fondo ripristino beni di terzi si riferisce alla passività che, in caso di riassegnazione a terzi delle concessioni del servizio idrico relativo agli ATO di Parma, Piacenza e Reggio Emilia, verrà dedotta dal corrispettivo che dovrà essere versato al Gruppo dal 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, Tesa 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.

Il fondo ripristino opere devolvibili 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 fondi sono supportati da apposite perizie periodicamente aggiornate al fine di adeguare i fondi esistenti alla stima dei costi futuri da sostenere. I decrementi si riferiscono in particolare agli utilizzi a fronte di costi 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 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 Istituto Previdenziale, di una prestazione di importo pari al trattamento di pensione che spetterebbe in base alle regole vigenti (c.d. isopensione), con versamento all'Istituto Previdenziale 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 di futuri oneri derivanti dalla gestione 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 rischi di natura regolatoria e a probabili oneri inerenti contenziosi vari.

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 211.553 migliaia di euro (213.760 migliaia di euro al 31 dicembre 2017), 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 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
	31/12/2018	31/12/2017
Debiti oltre 12 mesi	49.872	36.567
Risconti passivi per contributi c/impianto - non correnti	421.090	182.075
Ratei e risconti passivi non correnti	3.816	3.953
Totale	474.778	222.595

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 a debiti di natura tributaria per imposte sostitutive da versare oltre i 12 mesi dalla data del bilancio.

L'incremento dei risconti passivi per contributi in conto impianti è dovuto per 178.233 migliaia di euro all'iscrizione di nuovi risconti passivi per contributi di allacciamento in seguito all'applicazione retrospettica del principio contabile IFRS 15, avendo usufruito della semplificazione, prevista dal medesimo principio, di rilevare gli impatti applicativi cumulati sull'apertura del 1° gennaio 2018. I risconti passivi per contributi in conto impianti si incrementano inoltre per 54.080 migliaia di euro a seguito del consolidamento delle società del gruppo ACAM e di ReCos S.p.A..

Tra i risconti passivi per contributi in conto impianti sono compresi gli importi relativi alla componente Fo.N.I. (Fondo Nuovi Investimenti), per un importo pari a 47.371 migliaia di euro, prevista dal metodo tariffario del Servizio Idrico Integrato che si riverseranno a conto economico oltre i 12 mesi dalla data di bilancio. La quota che verrà riversata a conto economico nei 12 mesi successivi alla data di bilancio ammonta a 2.504 migliaia di euro e viene esposta nella voce "Debiti vari e altre passività correnti tra i risconti passivi" per contributi c/impianto.

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
	31/12/2018	31/12/2017
Obbligazioni	89.069	-
Debiti verso istituti di credito	288.556	150.573
Debiti finanziari verso società collegate	2.734	2.023
Debiti finanziari verso soci parti correlate	3.308	148
Debiti finanziari verso altre parti correlate	-	2.995
Debiti finanziari verso altri	34.423	33.341
Passività per strumenti derivati correnti	19.273	52
Totale	437.363	189.132

Obbligazioni

Sono relativi a Private Placement con scadenza 2019, cedola 3%, importo di emissione 100 milioni di euro, attualmente in circolazione per 89,1 milioni di euro a seguito di riacquisti (Tender Offer) eseguiti nel 2015 e 2016.

L'importo è contabilizzato a costo ammortizzato secondo i principi IAS/IFRS.

Debiti finanziari verso istituti di credito

I debiti verso istituti di credito a breve termine sono così suddivisi:

		migliaia di euro
	31/12/2018	31/12/2017
Mutui – quota a breve	274.604	137.480
Altri debiti verso banche a breve	44	142
Ratei e risconti passivi finanziari	13.908	12.951
Totale	288.556	150.573

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 ancora da liquidare al socio Comune di Torino.

Debiti finanziari verso altre parti correlate

Al 31 dicembre 2017 si riferivano a dividendi della società AMIAT ancora da liquidare al socio FCT Holding, controllata dal Comune di Torino.

Debiti finanziari verso altri

Riguardano debiti verso società di factoring per le quote incassate dai clienti e da versare al factor (28.931 migliaia di euro), debiti per dividendi ad azionisti (1.041 migliaia di euro), ed importi singolarmente meno significativi.

Passività per strumenti derivati correnti

Si riferiscono al fair value negativo dei contratti derivati su commoditie stipulati da Iren Mercato.

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

	31/12/2018	31/12/2017
Debiti verso fornitori	860.574	767.645
Debiti commerciali verso joint venture	349	247
Debiti commerciali verso collegate	14.237	10.227
Debiti commerciali verso soci parti correlate	13.054	19.635
Debiti commerciali verso altre parti correlate	4.426	2.624
Acconti esigibili entro 12 mesi	5.506	5.158
Depositi cauzionali entro 12 mesi	16.782	21.931
Vincoli da rimborsare entro 12 mesi	10	10
Totale	914.938	827.477

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
	31/12/2018	31/12/2017
Debito per IVA	4.242	4.189
Debito per imposta governativa erariale/UTIF	6.355	21.085
Debiti per IRPEF	1.230	399
Altri debiti tributari	28.945	19.228
Debiti tributari entro 12 mesi	40.772	44.901
Debiti verso dipendenti	42.620	41.762
Debiti verso Cassa Servizi Energetici e Ambientali (CSEA)	51.964	38.544
Debiti verso istituiti previdenziali entro 12 mesi	22.072	22.343
Altre passività correnti	105.985	110.955
Altri debiti entro 12 mesi	222.641	213.604
Ratei e Risconti passivi	20.872	11.215
Totale	284.285	269.720

La riduzione 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.

L'incremento dei debiti verso la Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali del periodo è legato alle stime di perequazione passiva di energia elettrica e gas.

Le altre passività correnti si riferiscono principalmente alle stime di costo per gli obblighi relativi ai titoli di efficienza energetica, ai debiti per canoni di depurazione e ai debiti per canone RAI riscosso in bolletta.

NOTA 27_DEBITI PER IMPOSTE CORRENTI

La voce "Debiti per imposte correnti", che risulta pari a 32.049 migliaia di euro (15.295 migliaia di euro al 31 dicembre 2017), è composta da 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 89.887 migliaia di euro (88.502 migliaia di euro al 31 dicembre 2017) e si riferisce alla quota dei fondi che si prevede di utilizzare entro i 12 mesi successivi, così suddivisa:

• fondo rischi per 11.640 migliaia di euro;
• fondo oneri per compensazioni ambientali per 16.430 migliaia di euro;
• fondo oneri relativi all'obbligo di restituzione delle quote di emissione per 40.056 migliaia di euro;
• fondo rischi partecipazioni per 10.000 migliaia di euro, riferito alla collegata Sinergie Italiane;
• fondo oneri legati all'esodo del personale per 1.925 migliaia di euro;
• fondo ripristino opere devolvibili per 1.292 migliaia di euro;
• fondo smantellamento e bonifica aree e fondi post-mortem per 8.544 migliaia di euro.

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 2018.

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
	31/12/2018	31/12/2017
Attività finanziarie a medio e lungo termine	(147.867)	(165.767)
Indebitamento finanziario a medio e lungo termine	3.013.303	3.023.888
Indebitamento finanziario netto a medio e lungo termine	2.865.436	2.858.121
Attività finanziarie a breve termine	(849.993)	(675.468)
Indebitamento finanziario a breve termine	437.363	189.132
Indebitamento finanziario netto a breve termine	(412.630)	(486.336)
Indebitamento finanziario netto	2.452.806	2.371.785

Dettaglio Posizione Finanziaria Netta verso parti correlate

Le attività finanziarie a lungo termine sono relative per 127.446 migliaia di euro a crediti verso il Comune di Torino e per 9.882 migliaia di euro a crediti verso società collegate.

Le attività finanziarie a breve termine sono relative per 22.755 migliaia di euro a crediti verso il Comune di Torino, per 401.900 migliaia di euro a crediti verso la joint venture OLT Offshore e per 4.130 migliaia di euro a crediti verso società collegate.

Le passività finanziarie a breve termine sono relative per 3.308 migliaia di euro a debiti verso il Comune di Torino e per 2.734 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 ESMA del 10 febbraio 2005 recepita con comunicazione Consob del 28 luglio 2006 che non include le attività finanziarie a lungo termine.

		migliaia di euro
	31/12/2018	31/12/2017
A. Cassa	(369.318)	(169.086)
B. Altre disponibilità liquide (dettagli)	-
C. Titoli detenuti per la negoziazione	-
D. Liquidità (A) + (B) + (C)	(369.318)	(169.086)
E. Crediti finanziari correnti	(480.675)	(506.382)
F. Debiti bancari correnti	13.952	13.093
G. Parte corrente dell'indebitamento non corrente	363.673	137.480
H. Altri debiti finanziari correnti	59.738	38.559
I. Indebitamento finanziario corrente (F)+(G)+(H)	437.363	189.132
J. Indebitamento finanziario corrente netto (I) – (E) – (D)	(412.630)	(486.336)
K. Debiti bancari non correnti	743.902	1.148.105
L. Obbligazioni emesse	2.185.550	1.777.885
M. Altri debiti non correnti	83.851	97.898
N. Indebitamento finanziario non corrente (K) + (L) + (M)	3.013.303	3.023.888
O. Indebitamento finanziario netto (J) + (N)	2.600.673	2.537.552

Nella tabella seguente viene riportata la movimentazione delle passività finanziarie correnti e non correnti.

	migliaia di euro
Passività finanziarie correnti e non correnti 31.12.2017	3.213.020
Sottoscrizione di finanziamenti a medio lungo termine	581.000
Rimborso di finanziamenti a medio lungo termine	(393.940)
Passività acquisite a seguito di variazione area di consolidamento	34.044
Variazione di fair value strumenti derivati	10.403
Altre variazioni	6.139
Passività finanziarie correnti e non correnti 31.12.2018	3.450.666

IX. INFORMAZIONI SUL CONTO ECONOMICO

Le tabelle che seguono, ove non diversamente indicato, riportano i dati in migliaia di euro.

A partire dal 1° gennaio 2018 il conto economico consolidato del Gruppo accoglie le grandezze economiche delle società del Gruppo Iren Rinnovabili, a partire dal 1° aprile 2018, quelle delle società del Gruppo ACAM e di ReCos S.p.A. e a partire da settembre 2018 quelle delle società Maira, Formaira e Spezia Energia Trading; i risultati economici del 2018 sono quindi influenzati dall'inclusione di tali grandezze nel perimetro di consolidamento.

Si segnala inoltre che le voci di conto economico comprendono, lungo l'intero arco temporale in oggetto, i risultati della controllata Salerno Energia Vendite, mentre nel 2017 erano inclusi a partire dal 1° maggio.

RICAVI

NOTA 30_RICAVI PER BENI E SERVIZI

La voce in questione risulta pari a 3.764.386 migliaia di euro (3.448.664 migliaia di euro nell'esercizio 2017). Per maggiori dettagli sull'andamento dei ricavi per settori di attività si rimanda alle tabelle del paragrafo XI "Informativa per settori di attività". Si segnala che per l'esercizio 2018 la voce comprende proventi non ricorrenti per 41.238 migliaia di euro riconducibili alla revisione della stima dei crediti per fatture da emettere relativi alla vendita di energia elettrica, gas e calore, avvenuta a seguito dell'introduzione di una nuova metodologia di calcolo dei ricavi di competenza, che ha perfezionato l'analisi dell'emesso e la stima degli accertamenti di fine esercizio.

NOTA 31_VARIAZIONE DEI LAVORI IN CORSO

La voce, negativa, ammonta a 84 migliaia di euro (-22.792 migliaia di euro nell'esercizio 2017) e si riferisce prevalentemente alla contabilizzazione dell'avanzamento lavori svolti per il Comune di Torino. Nel 2017 si riferiva prevalentemente alle contabilizzazioni della conclusione lavori del progetto Torino LED (18.785 migliaia di euro) e del progetto di efficientamento energetico di impianti termici comunali della Città di Torino (6.112 migliaia di euro), e all'avanzamento lavori di altre attività svolte per il Comune di Torino.

NOTA 32_ALTRI PROVENTI

Gli altri proventi ammontano complessivamente a 276.387 migliaia di euro (271.263 migliaia di euro nell'esercizio 2017) e riguardano contributi, ricavi per titoli energetici e proventi diversi. Nelle tabelle seguenti viene riportato dettaglio delle singole voci.

Contributi

		migliaia di euro
	Esercizio 2018	Esercizio 2017
Contributi c/impianto	10.834	8.987
Contributi allacciamento	9.541	8.980
Altri contributi	1.061	4.064
Totale	21.436	22.031

I contributi in conto impianti e i contributi di allacciamento rappresentano la quota di competenza dei contributi calcolata in proporzione alle quote di ammortamento degli impianti a cui si riferiscono. I contributi allacciamento annoverano le somme ricevute per il collegamento alle reti di distribuzione energia elettrica, idrica, gas e calore del Gruppo. A partire dal 1° gennaio 2018, con l'introduzione dell'IFRS 15 - Ricavi da contratti con i clienti, tali contributi non possono più essere considerati parte del corrispettivo del servizio di distribuzione in quanto non si ha il trasferimento del controllo del bene e pertanto devono essere riscontati e rilasciati lungo la vita dell'asset di riferimento in linea con quanto previsto ai fini tariffari. Avendo usufruito della semplificazione, prevista dal medesimo principio, di rilevare gli impatti applicativi cumulati sull'apertura del 1° gennaio 2018 i dati comparativi dell'esercizio 2017 non sono stati rideterminati. Nell'esercizio 2018 il nuovo trattamento contabile ha causato una riduzione della voce Contributi di allacciamento per 2.056 migliaia di euro dovuta a:

• minori ricavi per contributi incassati nell'esercizio 2018 e riscontati per 11.597 migliaia di euro;
• maggiori ricavi per rigiro a conto economico di risconti di contributi di anni precedenti per 9.541 migliaia di euro.

Ricavi titoli energetici

		migliaia di euro
	Esercizio 2018	Esercizio 2017
Ricavi Emission Trading	350	1.217
Ricavo incentivo ex-Certificati Verdi	97.947	89.435
Ricavi Titoli di Efficienza Energetica (Certificati Bianchi)	110.979	74.070
Totale	209.276	164.722

Il significativo aumento dei ricavi da Certificati Bianchi deriva principalmente dal riconoscimento di titoli di efficienza energetica per periodi pregressi e dalle vendite in borsa di eccedenze di titoli in portafoglio rispetto alle quantità necessarie all'adempimento degli obblighi di annullamento fissati dall'Autorità.

Proventi diversi

	migliaia di euro
	Esercizio 2018	Esercizio 2017
Ricavi da contratti di servizio	4.551	3.580
Ricavi da affitti attivi e noleggi	1.582	1.308
Plusvalenze da alienazione di beni	1.163	722
Recuperi assicurativi	396	2.282
Rimborsi diversi	6.775	6.238
Altri ricavi e proventi	31.208	70.380
Totale	45.675	84.510

COSTI

NOTA 33_COSTI MATERIE PRIME, SUSSIDIARIE, DI CONSUMO E MERCI

La voce in oggetto si compone delle seguenti voci:

		migliaia di euro
	Esercizio 2018	Esercizio 2017
Acquisto energia elettrica	446.192	418.788
Acquisto gas	781.277	671.776
Acquisto calore	169	265
Acquisto altri combustibili	50	67
Acquisto Acqua	3.372	2.949
Altre materie prime e materiali magazzino	83.148	66.029
Emission trading	39.969	15.721
Certificati bianchi	33.160	62.918
Variazione delle rimanenze	(10.271)	10.126
Totale	1.377.066	1.248.639

I costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci si incrementano di circa 128 milioni di euro. L'aumento è principalmente legato alle dinamiche dei prezzi di acquisto di energia elettrica e gas registratesi nell'arco dell'esercizio, superiori soprattutto in rapporto a quanto rilevato nei primi mesi dell'esercizio precedente. La variazione dei costi per Emission trading e Certificati Bianchi rispetto all'esercizio precedente consegue all'andamento dei prezzi di tali titoli. La variazione delle rimanenze è influenzata dall'incremento degli stoccaggi gas.

NOTA 34_PRESTAZIONI DI SERVIZI E GODIMENTO BENI DI TERZI

I costi per prestazioni di servizi ammontano a 1.227.435 migliaia di euro e (1.124.239 migliaia di euro nell'esercizio 2017) e sono dettagliati nella tabella seguente:

		migliaia di euro
	Esercizio 2018	Esercizio 2017
Trasporto energia elettrica e oneri sistema elettrico	627.506	608.304
Vettoriamento gas	45.737	49.480
Vettoriamento calore	-	-
Lavori di terzi, manutenzioni e prestazioni industriali	199.970	165.382
Raccolta e smaltimento, spazzamento neve, verde pubblico	172.157	145.168
Costi relativi al personale (mensa, formazione, trasferte)	10.459	9.091
Consulenze tecniche, amministrative commerciali e spese pubblicitarie	63.073	43.845
Spese legali e notarili	2.543	3.597
Assicurazioni	13.035	16.085
Spese bancarie	7.872	6.729
Spese telefoniche	6.950	7.208
Spese per informatica	35.539	21.221
Servizi di lettura e bollettazione	13.748	17.224
Compensi Collegio Sindacale	860	748
Altri costi per servizi	27.986	30.157
Totale costi per servizi	1.227.435	1.124.239

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, back office clienti, call center, trasporti ed altre prestazioni.

I costi per godimento beni di terzi ammontano a 44.524 migliaia di euro (42.399 migliaia di euro nell'esercizio 2017). 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 64.653 migliaia di euro (99.814 migliaia di euro nell'esercizio 2017) e sono dettagliati nella tabella seguente:

		migliaia di euro
	Esercizio 2018	Esercizio 2017
Spese generali	14.630	14.586
Canoni e sovraccanoni di derivazione	16.492	16.087
Imposte e tasse	23.037	20.186
Sopravvenienze passive	1.343	19.551
Minusvalenze da alienazione di beni	936	238
Altri oneri diversi di gestione	8.215	29.166
Totale	64.653	99.814

Le spese generali ricomprendono fra l'altro contributi di funzionamento ad enti vari e penalità da fornitori di servizi. La voce "imposte e tasse" afferisce principalmente agli oneri per IMU su impianti e fabbricati del Gruppo ed i canoni per occupazione e ripristino del suolo pubblico.

La significativa variazione degli altri oneri diversi di gestione deriva principalmente dal venir meno di costi per titoli energetici relativi ad esercizi precedenti iscritti nell'esercizio 2017.

NOTA 36_COSTI PER LAVORI INTERNI CAPITALIZZATI

I costi per lavori interni capitalizzati ammontano a 33.198 migliaia di euro (27.724 migliaia di euro nell'esercizio 2017) e riguardano gli incrementi dell'attivo patrimoniale realizzati con risorse e fattori produttivi interni.

		migliaia di euro
	Esercizio 2018	Esercizio 2017
Manodopera capitalizzata	(22.852)	(22.193)
Materiali di magazzino capitalizzati	(10.346)	(5.531)
Totale	(33.198)	(27.724)

NOTA 37_COSTO DEL PERSONALE

I costi per il personale si attestano a 393.618 migliaia di euro (389.552 migliaia di euro nell'esercizio 2017) e sono così dettagliati:

		migliaia di euro
	Esercizio 2018	Esercizio 2017
Retribuzioni lorde	275.058	250.498
Oneri sociali	88.504	81.608
TFR	434	186
Altri benefici a lungo termine dipendenti	210	1.084
Altri costi per il personale	28.081	54.995
Compensi amministratori	1.331	1.181
Totale	393.618	389.552

Si segnala che, come riportato in nota 36, sono stati capitalizzati 22.852 migliaia di euro di costi relativi al personale dipendente.

Gli altri costi del personale comprendono lo stanziamento al fondo esodo per gli oneri legati ai nuovi accordi per le uscite incentivate secondo l'art. 4 della legge n. 92/2012, 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.

Nell'esercizio 2017 comprendevano inoltre:

• il rilascio del fondo sconto energia elettrica relativo ai dipendenti e agli ex dipendenti, in virtù di accordi sindacali e della revoca unilaterale del beneficio effettuata nel quarto trimestre 2017;
• l'accantonamento della stima degli oneri futuri legati alla nuova regolamentazione in sostituzione di tali agevolazioni tariffarie per i dipendenti e gli ex dipendenti.

	31/12/2018	31/12/2017	Media del periodo
Dirigenti	93	89	91
Quadri	296	265	292
Impiegati	3.304	2.918	3.259
Operai	3.349	3.013	3.279
Totale	7.042	6.285	6.921

La composizione del personale è evidenziata nella tabella seguente.

L'incremento del numero dei dipendenti è dovuto principalmente al consolidamento delle società del Gruppo ACAM e di Spezia Energy Trading e al fatto che al 31 dicembre 2017 esso non includeva i dipendenti delle società del Gruppo Iren Rinnovabili in quanto acquisite alla fine dell'esercizio e dunque non partecipanti alla determinazione del costo del personale di Gruppo nel 2017.

NOTA 38_AMMORTAMENTI

Gli ammortamenti del periodo ammontano a 354.947 migliaia di euro (321.865 migliaia di euro nell'esercizio 2017).

		migliaia di euro
	Esercizio 2018	Esercizio 2017
Attività materiali e investimenti immobiliari	233.867	219.557
Attività immateriali	121.080	102.308
Totale	354.947	321.865

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 complessivamente a 81.150 migliaia di euro (78.002 migliaia di euro nell'esercizio 2017) ed è dettagliata nella tabella seguente.

		migliaia di euro
	Esercizio 2018	Esercizio 2017
Accantonamenti a fondo svalutazione crediti	52.217	46.660
Accantonamenti a fondi rischi e ripristino beni di terzi	40.323	45.432
Rilascio fondi	(16.028)	(19.383)
Svalutazioni	4.638	5.293
Totale altri accantonamenti netti e svalutazioni	28.933	31.342
Totale	81.150	78.002

Come illustrato nel paragrafo Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni applicati dal 1° gennaio 2018 e come indicato nella nota Nota 12_Crediti commerciali, l'accantonamento al fondo svalutazione crediti del periodo riflette la nuova metodologia prevista dal principio contabile IFRS 9.

L'andamento degli accantonamenti a fondi rischi e ripristino beni di terzi è riferibile alla valutazione di rischi di passività in ambito elettrico ed idrico, oltre che ad onerosità emergenti nel settore ambiente, mentre i rilasci fondi del periodo si riferiscono alla revisione di stime di oneri accantonati in precedenti esercizi. 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 42.844 migliaia di euro (46.246 migliaia di euro nell'esercizio 2017). Il dettaglio è riportato nella tabella seguente:

		migliaia di euro
	Esercizio 2018	Esercizio 2017
Dividendi	693	726
Interessi attivi verso banche	581	340
Interessi attivi su crediti/finanziamenti	18.757	21.824
Interessi attivi da clienti	5.253	4.270
Proventi fair value contratti derivati	10.956	15.868
Proventi realizzati su contratti derivati	743	-
Plusvalenza da cessione di attività finanziarie	-	1.445
Utili su cambi	45	24
Altri proventi finanziari	5.816	1.749
Totale	42.844	46.246

Gli interessi attivi su crediti/finanziamenti si riferiscono principalmente a interessi attivi verso la joint venture OLT Offshore (13.445 migliaia di euro) e ad interessi su crediti maturati sui rapporti di conto corrente tra il Gruppo e il Comune di Torino (4.409 migliaia di euro).

I proventi da fair value su contratti derivati si riferiscono alla quota non efficacie di strumenti di copertura e alla variazione di fair value di strumenti di copertura che non soddisfano i requisiti formali per l'applicazione dell'hedge accounting.

Gli altri proventi finanziari sono costituiti principalmente da proventi per l'attualizzazione dei fondi e per la rettifica di stime di anni precedenti.

Oneri finanziari

La voce ammonta a 148.976 migliaia di euro (128.753 migliaia di euro nell'esercizio 2017). Il dettaglio degli oneri finanziari è riportato nella tabella seguente:

		migliaia di euro
	Esercizio 2018	Esercizio 2017
Interessi passivi su mutui	79.057	34.078
Interessi passivi su prestiti obbligazionari	43.232	55.507
Interessi passivi su c/c bancari	47	32
Interessi passivi verso altri	997	1.026
Oneri da fair value contratti derivati	714	723
Oneri realizzati su contratti derivati	17.645	34.348
Minusvalenza da cessione di attività finanziarie	219	-
Interest cost - Benefici ai dipendenti	1.570	1.183
Altri oneri finanziari	5.495	1.781
Totale	148.976	128.678

Gli interessi passivi su mutui del periodo comprendono gli oneri per operazioni di liability management riguardanti mutui e linee committed per 51,8 milioni di euro (nell'esercizio 2017, per operazioni di liability management riguardanti bond emessi, erano presenti oneri per 12,7 milioni di euro).

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 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. La voce "oneri realizzati su contratti derivati" nell'esercizio 2017 comprendeva per 7,8 milioni di euro gli oneri relativi all'estinzione anticipata di alcuni strumenti di copertura dal rischio variazione tassi di interesse.

Il dettaglio degli oneri finanziari per benefici ai dipendenti è riportato nella nota di commento "Benefici ai dipendenti" dello Stato Patrimoniale.

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 positivo ed ammonta a 776 migliaia di euro (22.532 migliaia di euro nell'esercizio 2017).

La variazione fra i periodi in analisi (-21.756 migliaia di euro) è essenzialmente imputabile ai risultati registrati nel 2017 per le società OLT Offshore LNG Toscana e ASTEA. Per la prima risentivano della definizione delle tariffe di rigassificazione, in particolare per quanto riguarda la remunerazione addizionale del capitale investito relativa ad esercizi precedenti, mentre per ASTEA erano influenzati dalla plusvalenza realizzata a seguito della cessione del controllo della società commerciale.

Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 5 "Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto".

NOTA 42_RETTIFICA DI VALORE DI PARTECIPAZIONI

La voce è negativa per 35.614 migliaia di euro (positiva per 8.670 migliaia di euro nell'esercizio 2017) e si riferisce principalmente:

• alla svalutazione della partecipazione in OLT Offshore LNG Toscana (-27.674 migliaia di euro) operata per l'allineamento al fair value previsto in conseguenza della probabile cessione, alla luce delle risultanze emerse nel programma di attività avviato a tal fine;
• alle svalutazioni riferite alle partecipate Acque Potabili (-5.000 migliaia di euro) e AMAT (-2.111 migliaia di euro, ad azzeramento del valore), operate rispettivamente in ragione delle prospettive di incertezza reddituale e dell'avverso contesto regolatorio;
• alla ripresa di valore di Acquaenna alla luce del venir meno dei presupposti di una svalutazione operata in esercizi precedenti (+1.380 migliaia di euro);
• alla rideterminazione al fair value, alla data di acquisizione delle quote di controllo, dell'interessenza di minoranza detenuta al 31 marzo 2018 in ReCos. (-1.706 migliaia di euro).

Nell'esercizio 2017 la voce era positiva per 8.670 migliaia di euro e si riferiva:

• agli effetti della rideterminazione al fair value, alla data di acquisizione del controllo, delle interessenze pregresse in Salerno Energia Vendite (8.635 migliaia di euro) e nel Gruppo Rinnovabili (2.837 migliaia di euro);
• alla ripresa di valore di Mestni Plinovodi alla luce del venir meno dei presupposti di una svalutazione operata in esercizi precedenti (3.341 migliaia di euro);
• alla svalutazione integrale di Fingas (5.729 migliaia di euro), operata a seguito delle mutate prospettive di sviluppo di nuova capacità di rigassificazione nel panorama italiano.

NOTA 43_IMPOSTE SUL REDDITO

Le imposte sul reddito dell'esercizio 2018 sono stimate pari a 116.287 migliaia di euro (104.359 migliaia di euro nell'esercizio 2017).

Il dettaglio delle imposte è riportato nella tabella seguente:

		migliaia di euro
	Esercizio 2018	Esercizio 2017
Imposte correnti (IRES)	116.505	99.728
Imposte correnti (IRAP)	30.188	26.135
Imposte correnti (IRES e IRAP) esercizi precedenti	(14.711)	(1.698)
Imposte anticipate	(12.897)	(11.401)
Imposte differite	(2.798)	(8.405)
Totale	116.287	104.359

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 2018, oltre alla consolidante Iren S.p.A., include le seguenti società: Ireti, Iren Mercato, Iren Energia, Iren Acqua, Immobiliare delle Fabbriche, Iren Ambiente (incorporante di TRM V e TRM Holding), Iren Rinnovabili, Greensource, Enìa Solaris, Varsi Fotovoltaico, AMIAT e AMIAT V.

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..

Chiusura del contenzioso con l'Agenzia delle Entrate Direzione Regionale della Liguria

Con riferimento al recupero delle imposte per Mediterranea delle Acque (ora IREN Acqua) ed al contenzioso con l'Agenzia delle Entrate relativo all'avvenuta deduzione delle quote di ammortamento inerenti il conferimento del ramo di Azienda del 23 dicembre 1999 operato da AMGA S.p.A. si precisa quanto segue.

Gli avvisi di accertamento ricevuti per i periodi di imposta dal 2003 al 2012 traggono origine dalla medesima contestazione, inerente l'operazione di conferimento d'azienda intervenuta, in data 23 dicembre 1999, tra AMGA S.p.A. e la controllata Genova Acque S.p.A., incorporata poi, da Mediterranea delle Acque (ora IREN Acqua S.p.A.), in data 7 giugno 2006).

L'attenzione dell'Agenzia delle entrate si è appuntata, in particolare, sulla circostanza che, in relazione al conferimento, AMGA S.p.A. aveva realizzato una plusvalenza, esclusa da imposizione, in applicazione del regime di "moratoria fiscale", possibile fino al 31 dicembre 1999 (ex art. 66, comma 4, D.L. 30 agosto 1993, n. 331). La società conferitaria (ovvero Genova Acque S.p.A.) aveva, invece, proceduto all'iscrizione delle attività e delle passività ricevute sulla base del valore corrente risultante da perizia di stima.

L'Agenzia delle Entrate ha, dunque, ritenuto che la sequenza di operazioni sopradescritta integrasse una fattispecie "elusiva" ai sensi dell'allora vigente art. 37-bis del D.P.R. n. 600 del 1973 (ovvero dell'attualmente vigente art. 10-bis della legge n. 212 del 2000), che avrebbe comportato un vantaggio tributario "indebito" consistente nel maggior ammortamento fiscalmente deducibile (correlato ai maggiori valori d'azienda) in capo alla conferitaria Genova Acque S.p.A. e nella non rilevanza fiscale della plusvalenza realizzata in capo alla conferente AMGA S.p.A..

In relazione all'operazione sopra descritta, l'Agenzia delle Entrate ha emesso, nei confronti della IREN Acqua S.p.A. e della IREN S.p.A. (nella sua qualità di società consolidante), una serie di avvisi di accertamento, che hanno interessato le annualità di imposta dal 2003 al 2012, impugnati e pendenti nei tre gradi di giudizio. Le società hanno ottenuto però riscontri positivi 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. Tuttavia, nel merito (seppure con motivazioni opinabili), le Commissioni medesime hanno confermato la ripresa a tassazione operata dall'Agenzia delle Entrate. Alla luce di tali circostanze sono state svolte talune riflessioni in ordine all'opportunità di ricercare una

soluzione alternativa ai fini di una definizione dell'intera vicenda processuale.

In esito al contraddittorio instaurato con l'Agenzia delle entrate si è, pertanto, giunti ad una rideterminazione degli importi originariamente accertati in capo alle società, tramite la sottoscrizione – in data 29 novembre 2018 – di un accordo che ha interessato tutte le annualità oggetto di accertamento.

Pertanto, con riferimento all'intero orizzonte temporale di interesse che va dal 2003 al 2038, anno in cui terminerà l'ammortamento dei beni oggetto del conferimento, l'importo complessivo delle maggiori imposte e interessi, dovuto a seguito dell'accordo, ammonta a 13.333 migliaia di euro. In esercizi precedenti la società aveva provveduto a stanziare un fondo rischi per un ammontare massimo stimato alle annualità fino al 2017 pari a 18.060 migliaia di euro per maggiori imposte connesse alla contestazione, nonché pari a 4.237 migliaia di euro per interessi ed oneri di riscossione.

Nell'esercizio 2018 si è provveduto quindi a:

• rilasciare a conto economico la parte eccedente del fondo rischi, rispetto a quanto rideterminato fino all'annualità 2017 nell'accordo con l'Agenzia, per un importo pari a 13.118 migliaia di euro, di cui 10.439 migliaia di euro per minori imposte e 2.679 migliaia di euro per minori interessi e oneri di riscossione;
• calcolare le imposte correnti di competenza nel rispetto del citato accordo (293 migliaia di euro);
• stanziare tra le imposte differite 3.862 migliaia di euro relativi alle annualità 2019-2038.

Il seguente prospetto evidenzia la composizione del tax rate per l'esercizio 2018 e per l'esercizio 2017.

			migliaia di euro
	Esercizio 2018		Esercizio 2017
Risultato prima delle imposte	389.524		369.119
Imposta IRES	93.486	24,0%	88.588	24,0%
Differenze permanenti	12.397	3,2%	1.917	0,5%
IRAP	30.188	7,7%	26.135	7,1%
Imposte relativi a precedenti esercizi e altre differenze	(19.785)	-5,1%	(12.281)	-3,3%
Totale imposte a conto economico	116.287	29,9%	104.359	28,3%

Il tax rate adjusted, al netto degli eventi straordinari del 2018 sopra indicati, è del 29,9% circa.

Il seguente prospetto mostra la rilevazione delle imposte anticipate e differite e degli effetti conseguenti.

		migliaia di euro
	Esercizio 2018	Esercizio 2017
Imposte anticipate
Fondi non rilevanti fiscalmente	125.549	114.250
Differenze di valore delle immobilizzazioni	125.543	119.617
Contributi di allacciamento	48.793
Strumenti derivati	23.728	19.623
Perdite fiscali riportabili + ACE	5.462
Altro	31.222	24.281
Totale	360.298	277.771
Imposte differite
Differenze di valore delle immobilizzazioni	201.410	198.945
Fondo svalutazione crediti	3.814	3.814
Altri fondi	583	1.754
Altro	5.746	9.247
Totale	211.553	213.760
Totale imposte anticipate/differite nette	148.745	64.011
Variazione totale	84.734
di cui:
a Patrimonio Netto	58.837
a Conto economico	19.562
per variazione area consolidamento	6.336

NOTA 44_RISULTATO NETTO DA ATTIVITA' OPERATIVE CESSATE

Non presente nell'esercizio 2018 e nell'esercizio 2017.

NOTA 45_UTILE (PERDITA) DEL PERIODO ATTRIBUIBILE ALLE MINORANZE

L'utile di terzi, pari a 31.121 migliaia di euro (27.040 migliaia di euro nell'esercizio 2017), si riferisce alla quota di pertinenza degli azionisti di minoranza delle società consolidate integralmente, ma non possedute al 100% dal Gruppo.

NOTA 46_UTILE (PERDITA) PER AZIONE

Ai fini del calcolo dell'utile base e diluito per azione si segnala che il numero delle azioni dell'esercizio 2018 rappresenta la media ponderata delle azioni in circolazione nel periodo di riferimento sulla base di quanto previsto dallo IAS 33 § 20. La società non ha emesso strumenti finanziari che hanno una potenzialità di diluizione delle azioni ordinarie e di risparmio, pertanto l'utile per azione diluito è uguale all'utile per azione base.

	Esercizio 2018	Esercizio 2017
Utile (perdita) netto (migliaia di euro)	242.116	237.720
Numero medio ponderato di azioni in circolazione durante l'esercizio (migliaia)	1.292.132	1.276.226
Utile (perdita) per azione base (euro)	0,19	0,19

NOTA 47_ALTRE COMPONENTI DI CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO

Le altre componenti di conto economico complessivo sono negative per 14.882 migliaia di euro (+9.574 migliaia di euro nell'esercizio 2017) 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, negativa per 22.342 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).
• alla quota degli altri utili/(perdite) delle imprese valutate con il metodo del patrimonio netto, positiva per 222 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 6.198 migliaia di euro.

Le altre componenti di conto economico complessivo che non saranno successivamente riclassificate a conto economico si riferiscono:

• agli utili attuariali netti relativi ai piani per dipendenti a benefici definiti per 2.403 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 -115 migliaia di euro.
• all'effetto fiscale delle altre componenti di conto economico complessivo, per -1.248 migliaia di euro.

X. GARANZIE E PASSIVITÀ POTENZIALI

Le garanzie prestate riguardano:

• a) Fideiussioni per impegni propri per 403.780 migliaia di euro (369.791 migliaia di euro al 31 dicembre 2017); le voci più significative si riferiscono a fideiussioni emesse a favore:
• di ARPAE per 75.632 migliaia di euro a fronte conferimento rifiuti e gestioni operative e post-mortem di impianti soggetti ad A.I.A.;
• di Provincia Torino/Città Metropolitana per 60.971 migliaia di euro a fronte conferimento rifiuti e gestione post-mortem impianti soggetti ad A.I.A.;
• di ATO-R per 41.000 migliaia di euro come garanzie definitive procedura AMIAT/TRM;
• di CONSIP per 33.785 migliaia di euro per contratti fornitura energia elettrica;
• di Comune Città di Torino per 27.478 migliaia di euro come garanzie definitive procedura AMIAT/TRM;
• del GME per 27.400 migliaia di euro a garanzia del contratto di adesione al mercato;
• di INPS per 27.074 migliaia di euro per procedura esodo programmato dei dipendenti del gruppo;
• di Agenzie Dogane per euro 20.592 migliaia di euro a garanzia del regolare versamento dell'imposte erariali e addizionali comunali e provinciali sui consumi di energia elettrica ed accise gas;
• di SNAM Rete Gas per 18.442 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;
• di ATERSIR per 14.306 migliaia di euro per convenzioni e gare in corso S.I.I. e S.G.R.U.;
• del Ministero dell'Ambiente per 14.025 migliaia di euro ;
• di SETA Spa per 5.850 migliaia di euro a garanzia regolare esecuzione attività post-mortem discarica Chivasso 0;
• di Terna per 5.088 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 Comune di Parma per 2.501 migliaia di euro a garanzia impianto di Cornocchio e per contratti manutenzione;
• di FCT Holding per 2.000 migliaia di euro come garanzia definitiva procedura AMIAT/TRM;
• di REAM Sgr SpA per 1.931 migliaia di euro a garanzia dei canoni di locazione degli immobili conferiti al fondo immobiliare denominato Fondo Core Multiutilities;
• b) Garanzie prestate per conto di società controllate e collegate per 372.450 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 e in particolare riguardano garanzie per affidamenti bancari e patronage per 25.332 migliaia di euro (26.666 migliaia di euro al 31 dicembre 2017). 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.

IMPEGNI

Relativamente alla controllata Iren Acqua (già 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 Iren Acqua stessa o dalle sue partecipate, derivanti da non veridicità o non correttezza delle dichiarazioni espresse nell'accordo stesso.

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.

SETTORI DI ATTIVITA'

Il Gruppo Iren opera nei seguenti settori di attività:

• Energia (Produzione idroelettrica e da altre fonti rinnovabili, 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, Servizi di efficienza energetica 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.

Nei prospetti seguenti vengono esposti il capitale investito netto per settore di attività comparato ai valori al 31 dicembre 2017 e il conto economico (fino al risultato operativo) per settore di attività, raffrontato ai dati dell'esercizio 2017.

Situazione patrimoniale riclassificata per settori di attività al 31 dicembre 2018

					milioni di euro
	Reti	Ambiente	Energia	Mercato	Altri servizi	Non allocabili	Totale
Capitale immobilizzato	2.609	946	1.882	146	61	142	5.786
Capitale circolante netto	(21)	70	47	41	(5)	-	132
Altre attività e passività non correnti	(610)	(156)	(122)	(7)	(8)	-	(903)
Capitale investito netto (CIN)	1.978	860	1.807	180	49	142	5.015
Patrimonio netto							2.562
Posizione Finanziaria netta							2.453
Mezzi propri ed indebitamento finanziario netto							5.015

Situazione patrimoniale riclassificata per settori di attività al 31 dicembre 2017

	milioni di euro
	Reti	Ambiente	Energia	Mercato	Altri servizi	Non allocabili	Totale
Capitale immobilizzato	2.272	933	1.876	131	32	168	5.412
Capitale circolante netto	59	50	50	10	14	-	182
Altre attività e passività non correnti	(435)	(166)	(101)	(25)	4	-	(723)
Capitale investito netto (CIN)	1.896	817	1.825	116	49	168	4.871
Patrimonio netto							2.499
Posizione Finanziaria netta							2.372
Mezzi propri ed indebitamento finanziario netto							4.871

Conto Economico per settori di attività dell'esercizio 2018

	milioni di euro
	Reti	Ambiente	Energia	Mercato	Altri servizi	Elisioni e rettifiche	Totale
Totali ricavi e proventi	947	610	1.345	2.602	83	(1.546)	4.041
Totale costi operativi	(605)	(455)	(1.020)	(2.463)	(77)	1.546	(3.074)
Margine Operativo Lordo (EBITDA)	342	155	325	139	6	-	967
Amm.ti, acc.ti netti e svalutazioni	(166)	(80)	(137)	(53)	(1)	-	(437)
Risultato operativo (EBIT)	176	75	188	86	5	-	530

Conto Economico per settori di attività dell'esercizio 2017

	milioni di euro
	Reti	Ambiente	Energia	Mercato	Altri servizi	Elisioni e rettifiche	Totale
Totali ricavi e proventi	936	551	1.104	2.418	127	(1.438)	3.697
Totale costi operativi	(600)	(402)	(849)	(2.307)	(157)	1.438	(2.877)
Margine Operativo Lordo (EBITDA)	336	149	255	111	(31)	-	820
Amm.ti, acc.ti netti e svalutazioni	(157)	(81)	(117)	(42)	(2)	-	(400)
Risultato operativo (EBIT)	179	67	138	69	(33)	-	420

XII. ALLEGATI AL BILANCIO CONSOLIDATO

ELENCO DELLE IMPRESE CONSOLIDATE INTEGRALMENTE

ELENCO DELLE IMPRESE A CONTROLLO CONGIUNTO

ELENCO DELLE IMPRESE COLLEGATE

ELENCO DELLE PARTECIPAZIONI IN ALTRE IMPRESE

DATI DI BILANCIO DELLE PRINCIPALI SOCIETA' CONSOLIDATE INTEGRALMENTE, A CONTROLLO CONGIUNTO E COLLEGATE

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

ELENCO CONTRIBUTI DI CUI ALLA LEGGE 124/2017 ART. 1 COMMI 125-129

CORRISPETTIVI ALLA SOCIETA' DI REVISIONE

ELENCO DELLE IMPRESE CONSOLIDATE INTEGRALMENTE

Società	Sede	Valuta	Capitale	%	Società
			sociale	possesso	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.	Genova	Euro	196.832.103	100,00	Iren
Acam Acque S.p.A.	La Spezia	Euro	24.260.050	100,00	Ireti
Acam Ambiente S.p.A.	La Spezia	Euro	6.313.620	100,00	Iren Ambiente
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
ASM Vercelli S.p.A.	Vercelli	Euro	120.812.720	59,97	Ireti
Atena Trading S.r.l	Vercelli	Euro	556.000	100,00	ASM Vercelli
Bonifica Autocisterne S.r.l.	Piacenza	Euro	595.000	51,00	Iren Ambiente
Coin Consultech S.r.l.	Reggio Emilia	Euro	10.000	72,87	Studio Alfa
Consorzio GPO	Reggio Emilia	Euro	20.197.260	62,35	Ireti
Enia Solaris S.r.l.	Reggio Emilia	Euro	100.000	100,00	Greensource
Formaira S.r.l.	San Damiano Macra (CN)	Euro	10.000	100,00	Maira
Greensource S.p.A.	Reggio Emilia	Euro	1.000.000	100,00	Iren Energia
Immobiliare delle Fabbriche S.r.l.	Genova	Euro	90.000	100,00	Iren Acqua
Iren Acqua S.p.A.	Genova	Euro	19.203.420	60,00	Ireti
Iren Acqua Tigullio S.p.A.	Chiavari (GE)	Euro	979.000	66,55	Iren Acqua
Iren Laboratori S.p.A.	Genova	Euro	2.000.000	90,89	Ireti
Iren Rinnovabili S.p.A.	Reggio Emilia	Euro	2.596.721	60,00	Iren Energia
				20,00	Iren Ambiente
				20,00	Iren Mercato
Maira S.p.A.	San Damiano Macra (CN)	Euro	596.442	66,23	Iren Energia
Monte Querce S.c.a.r.l.	Reggio Emilia	Euro	100.000	60,00	Iren Ambiente
ReCos S.p.A.	La Spezia	Euro	3.516.000	95,00	Iren Ambiente
R.E.I. S.r.l.	Pianezza (TO)	Euro	50.000	100,00	Iren Ambiente
Salerno Energia Vendite S.p.A.	Salerno	Euro	3.312.060	50,00	Iren Mercato
Spezia Energy Trading S.r.l.	La Spezia	Euro	60.000	100,00	Iren Mercato
Studio Alfa S.p.A.	Reggio Emilia	Euro	100.000	86,00	Iren Rinnovabili
TRM S.p.A.	Torino	Euro	86.794.220	80,00	Iren Ambiente
Varsi Fotovoltaico S.r.l.	Reggio Emilia	Euro	100.000	100,00	Greensource

ELENCO DELLE IMPRESE A CONTROLLO CONGIUNTO

Società	Sede	Valuta	Capitale sociale	% possesso	Società partecipante
Acque Potabili S.p.A.	Torino	Euro	7.633.096	44,92	Ireti
Olt Offshore Toscana LNG S.p.A. (1)	Milano	Euro	40.489.544	46,79	Iren Mercato

(1) Società classificata nelle attività destinate ad essere cedute

ELENCO DELLE IMPRESE 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 (Honduras)	Lempiras	159.900	39,34	Ireti
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	Iren Acqua
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
BI Energia S.r.l.	Reggio Emilia	Euro	100.000	47,50	Iren Energia
Campo Base S.r.l.	Cuneo	Euro	20.000	49,00	Maira
CSP Innovazione nelle ICT S.c.r.l.	Torino	Euro	600.000	25,00	Iren Energia
Domus Acqua S.r.l.	Domusnovas	Euro	96.000	29,00	Ireti
Fata Morgana S.p.A. (2)	Reggio Calabria	Euro	2.225.694	25,00	Ireti
Fin Gas S.r.l.	Milano	Euro	10.000	50,00	Iren Mercato
Fratello Sole Energie Solidali Impresa Sociale S.r.l.	Genova	Euro	350.000	40,00	Iren Energia
G.A.I.A. S.p.A.	Asti	Euro	5.539.700	45,00	Iren Ambiente
Global Service Parma S.c.a r.l.	Parma	Euro	20.000	30,00	Ireti
Iniziative Ambientali S.r.l.	Novellara (RE)	Euro	100.000	40,00	Iren Ambiente
Mondo Acqua S.p.A.	Mondovì (CN)	Euro	1.100.000	38,50	Ireti
Nord Ovest Servizi S.p.A.	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
Rio Riazzone S.p.A. (1)	Castellarano (RE)	Euro	103.292	44,00	Iren Ambiente
Seta Spa	Torino	Euro	12.378.237	48,85	Iren Ambiente
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
STU Reggiane S.p.A.	Reggio Emilia	Euro	6.587.558	30,00	Iren Rinnovabili
Tirana Acque S.c. a r.l. (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

ELENCO DELLE PARTECIPAZIONI IN ALTRE IMPRESE

Società	Sede	Valuta	Capitale sociale	% possesso	Società partecipante
Acque Potabili Siciliane in fallimento (1)	Palermo	Euro	5.000.000	9,83	Iren Acqua
Aeroporto di Reggio Emilia	Reggio Emilia	Euro	2.177.871	0,11	Studio Alfa
Alpen 2.0	Torino	Euro	70.000	14,29	Maira
ASQ Network	Roma	Euro	75.000	6,00	Studio Alfa
ATO2ACQUE S.c.a.r.l.	Biella	Euro	48.000	16,67	ASM Vercelli
Aurora S.r.l.	S. Martino in Rio (RE)	Euro	514.176	0,10	Studio Alfa
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
CNA Servizi Scrl	Reggio Emilia	Euro			Studio Alfa
Consorzio L.E.A.P.	Piacenza	Euro	150.000	8,57	Iren Ambiente
Consorzio Topix	Torino	Euro	1.600.000	0,30	Iren Energia
Credito Cooperativo Reggiano	S.Giovanni di Querciola (RE)	Euro			Studio Alfa
Emilbanca BCC	Bologna	Euro			Studio Alfa
Environment Park S.p.A.	Torino	Euro	11.406.780	3,39	Iren Energia
				7,41	AMIAT
Reggio Emilia Innovazione (2)	Reggio Emilia	Euro	871.956	0,99	Iren Ambiente
Società di Biotecnologie S.p.A.	Torino	Euro	536.000	1,00	Iren Rinnovabili
Stadio Albaro (2)	Genova	Euro	1.230.000	2,00	Iren Mercato
T.I.C.A.S.S.	Genova	Euro	176.000	3,23	Ireti

(1) in fallimento dal 29.10.2013

(2) Società in liquidazione

DATI DI BILANCIO DELLE PRINCIPALI SOCIETA' CONSOLIDATE INTEGRALMENTE, A CONTROLLO CONGIUNTO E COLLEGATE

Società consolidate integralmente

Società	Valuta	Totale Attivo	Patrimonio netto	Totale Ricavi	Risultato
Iren Ambiente S.p.A.	Euro	672.963.688	279.864.614	297.293.162	48.198.131
Iren Energia S.p.A.	Euro	2.232.529.688	1.304.149.735	1.327.988.564	130.908.348
Iren Mercato S.p.A.	Euro	793.015.738	162.139.097	2.475.642.583	19.083.077
Ireti S.p.A.	Euro	2.524.775.278	1.150.111.850	564.664.890	82.696.816
Acam Acque S.p.A.	Euro	257.979.714	33.631.343	64.064.690	3.496.788
Acam Ambiente S.p.A.	Euro	58.828.983	4.626.508	46.707.397	(1.197.280)
AMIAT S.p.A.	Euro	265.793.665	95.147.356	196.508.962	11.834.570
AMIAT V S.p.A.	Euro	-	39.454.326	-	9.280.422
ASM Vercelli S.p.A.	Euro	166.205.031	132.827.287	36.811.732	4.841.301
Atena Trading s.r.l	Euro	24.092.907	9.163.134	46.720.952	2.329.623
Bonifica Autocisterne S.r.l.	Euro	1.264.068	852.755	1.254.310	103.133
Coin Consultech S.r.l.	Euro	370.869	225.937	873.962	119.324
Consorzio GPO	Euro	22.886.222	22.856.196	-	277.391
Enia Solaris S.r.l.	Euro	20.889.170	5.508.704	2.496.289	289.338
Formaira S.r.l.	Euro	202.988	10.110	104.106	(1.356)
Greensource S.p.A.	Euro	27.702.400	18.105.662	1.865.088	84.345
Immobiliare delle Fabbriche S.r.l.	Euro	10.131.755	10.100.876	-	(41.728)
Iren Acqua S.p.A.	Euro	679.145.040	492.485.464	204.403.444	46.049.126
Iren Acqua Tigullio S.p.A.	Euro	45.093.645	16.750.644	22.203.385	1.669.128
Iren Laboratori S.p.A.	Euro	14.125.868	6.723.146	12.059.440	1.099.286
Iren Rinnovabili	Euro	127.282.421	28.106.295	19.796.484	92.884
Maira S.p.A.	Euro	10.989.357	8.693.866	2.954.916	876.627
Monte Querce S.c.a.r.l.	Euro	736.738	100.000	32.937	-
ReCos S.p.A.	Euro	52.421.454	5.919.473	14.079.670	(2.256.167)
R.E.I. S.r.l.	Euro	16.191.881	1.819.183	12.398.452	664.365
Salerno Energia Vendite S.p.A.	Euro	32.103.179	10.567.840	51.650.738	4.395.109
Spezia Energia Trading S.r.l.	Euro	53.542.224	355.651	88.469.136	294.867
Studio Alfa S.p.A.	Euro	14.328.974	4.136.257	17.274.804	1.296.408
TRM S.p.A.	Euro	458.389.919	59.283.079	101.595.642	22.176.549
Varsi Fotovoltaico S.r.l.	Euro	24.858.188	7.872.514	3.451.400	(33.894)

Società a controllo congiunto (joint ventures)

Società	Valuta	Totale Attivo	Patrimonio netto	Totale Ricavi	Risultato
Acque Potabili S.p.A. (1)	Euro	58.368.000	34.980.000	1.481.000	(3.923.000)
Olt Offshore Toscana LNG S.p.A.	Euro	964.410.700	61.145.128	112.481.034	(2.934.763)

(1) dati al 31.12.2017

Società collegate

Società	Valuta	Totale Attivo	Patrimonio netto	Totale Ricavi	Risultato
A2A Alfa S.r.l. (1)	Euro	268.448	134.599		(1.294.069)
Acos Energia S.p.A. (1)	Euro	12.758.967	5.226.384	19.117.567	1.468.896
Acos S.p.A. (1)	Euro	133.623.702	51.899.391	69.890.329	4.269.844
Acquaenna S.c.p.a. (1)	Euro	86.806.991	6.997.673	24.906.045	1.334.345
Aguas de San Pedro (1)	Lempiras	1.523.728.823	767.948.865	910.441.916	77.761.850
Aiga S.p.A. (in concordato preventivo)(3)	Euro	4.424.895	(120.283)	2.477.886	(445.451)
Amat S.p.A. (1)	Euro	32.962.628	4.397.727	8.809.702	(2.346.231)
Amter S.p.A. (1)	Euro	11.330.184	2.108.140	5.432.444	326.318
ASA S.p.A. (1)	Euro	280.467.075	75.351.966	104.434.370	2.130.534
ASTEA S.p.A. (1)	Euro	160.960.874	101.804.539	47.846.205	4.429.389
Asti Energia e Calore S.p.A. (1)	Euro	6.668.782	373.045	1.202.416	258.789
BI Energia S.r.l. (1)	Euro	9.609.269	1.808.342	-	(230.817)
Campo Base S.r.l. (1)	Euro	506.622	21.889	358.493	5.423
CSP Innovazione nelle ICT S.c.r.l. (1)	Euro	2.218.220	436.315	1.816.231	(161.473)
Domus Acqua S.r.l. (1)	Euro	758.348	170.558	368.184	(18.002)
Fin Gas S.r.l. (1)	Euro	11.965.652	11.833.892	-	(44.745)
G.A.I.A. S.p.A. (1)	Euro	37.403.289	20.025.145	17.978.962	1.358.046
Global Service Parma (1)	Euro	7.527.701	20.000	5.963.591	-
Iniziative Ambientali S.r.l. (1)	Euro	5.711.724	1.146.904	337	15.657
Mondo Acqua (1)	Euro	10.193.321	1.725.114	5.071.449	37.943
Nord Ovest Servizi (1)	Euro	18.532.208	18.286.872	119.867	542.812
Plurigas S.p.A. (in liquidazione) (1)	Euro	4.256.773	2.229.552	5.226	19.698
Rio Riazzone S.p.A. (in liquidazione) (1)	Euro	432.605	261.468	151.571	(9.538)
Seta S.p.A (1)	Euro	33.635.428	11.436.931	36.336.296	407.161
Sinergie Italiane S.r.l. (in liquidazione)(2)	Euro	42.334.216	(6.520.402)	221.766.836	4.005.334
So. Sel. S.p.A. (1)	Euro	14.282.036	4.214.505	17.797.038	663.348
STU Reggiane S.p.A. (1)	Euro	12.828.979	4.734.132	110.248	(5.351.274)
Valle Dora Energia S.r.l.	Euro	5.236.509	3.607.599	3.594.078	1.703.470

(1) dati al 31.12.2017 (2) dati al 30.09.2018

(3) dati al 31.12.2016

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	3.471.958	Attività materiali	3.471.958
Investimenti immobiliari	12.820	Investimenti immobiliari	12.820
Attività immateriali	2.009.986	Attività immateriali	2.009.986
Avviamento	149.713	Avviamento	149.713
Partecipazioni valutate con il metodo del	134.594	Partecipazioni valutate con il metodo del	134.594
patrimonio netto		patrimonio netto
Altre partecipazioni	7.223	Altre partecipazioni	7.223
Totale (A)	5.786.294	Attivo Immobilizzato (A)	5.786.294
Altre attività non correnti	43.130	Altre attività non correnti	43.130
Debiti vari e altre passività non correnti	(474.778)	Debiti vari e altre passività non correnti	(474.778)
Totale (B)	(431.648)	Altre attività (Passività) non correnti (B)	(431.648)
Rimanenze	73.799	Rimanenze	73.799
Crediti commerciali non correnti	69.068	Crediti commerciali non correnti	69.068
Crediti commerciali	983.836	Crediti commerciali	983.836
Crediti per imposte correnti	11.445	Crediti per imposte correnti	11.445
Crediti vari e altre attività correnti	241.879	Crediti vari e altre attività correnti	241.879
Debiti commerciali	(914.938)	Debiti commerciali	(914.938)
Debiti vari e altre passività correnti	(284.285)	Debiti vari e altre passività correnti	(300.715)
Debiti per imposte correnti	(32.049)	Debiti per imposte correnti	(32.049)
Totale (C)	148.755	Capitale circolante netto (C)	132.325
Attività per imposte anticipate	360.298	Attività per imposte anticipate	360.298
Passività per imposte differite	(211.553)	Passività per imposte differite	(211.553)
Totale (D)	148.745	Attività (Passività) per imposte differite (D)	148.745
Benefici ai dipendenti	(108.109)	Benefici ai dipendenti	(108.109)
Fondi per rischi ed oneri	(439.497)	Fondi per rischi ed oneri	(439.497)
Fondi per rischi ed oneri quota corrente	(89.887)	Fondi per rischi ed oneri quota corrente	(73.457)
Totale (E)	(637.493)	Fondi e Benefici ai dipendenti (E)	(621.063)
Attività destinate ad essere cedute	402.424	Attività destinate ad essere cedute	524
- di cui crediti finanziari verso OLT Offshore LNG	401.900
Passività correlate ad attività destinate ad essere		Passività correlate ad attività destinate ad essere
cedute	-	cedute	-
Totale (F)	402.424	Attività (Passività) destinate a essere cedute (F)	524
		Capitale investito netto (G=A+B+C+D+E+F)	5.015.177
Patrimonio Netto (H)	2.562.371	Patrimonio Netto (H)	2.562.371
Attività finanziarie non correnti	(147.867)	Attività finanziarie non correnti	(147.867)
Passività finanziarie non correnti	3.013.303	Passività finanziarie non correnti	3.013.303
Totale (I)	2.865.436	Indeb. finanziario a medio e lungo termine (I)	2.865.436
Attività finanziarie correnti	(78.775)	Attività finanziarie correnti	(480.675)
		- di cui crediti finanziari verso OLT Offshore LNG	(401.900)
Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti	(369.318)	Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti	(369.318)
Passività finanziarie correnti	437.363	Passività finanziarie correnti	437.363
Totale (L)	(10.730)	Indeb. finanziario a breve termine (L)	(412.630)
		Indebitamento finanziario netto (M=I+L)	2.452.806
		Mezzi propri e indeb. finanziario netto (H+M)	5.015.177

PROSPETTO IMPOSTE ANTICIPATE E DIFFERITE ESERCIZIO 2018

	iniziale	formazione	differenze Var area consolid.	riversa mento	residuo
Imposte anticipate
Fondi non rilevanti fiscalmente	464.645	147.716	5.451	95.450	522.362
Differenze di valore delle immobilizzazioni	629.203	28.133	2.885	10.070	650.151
Contributi di allacciamento	-	186.570	12.190	1.700	197.060
Strumenti derivati	77.760	30.124	6.452	14.833	99.503
Perdite fiscali riportabili + ACE	-	22.725	1.660	4.768	19.617
Altro	88.206	67.530	9.376	44.327	120.785
Totale imponibili/imposte anticipate	1.259.814	482.798	38.014	171.148	1.609.478
Imposte differite
Differenze di valore delle immobilizzazioni	700.319	87.641	24.639	50.798	761.801
Fondo svalutazione crediti	20.625	-	-	1	20.624
Altri fondi	6.170	1.964	8	5.406	2.736
Altro	34.559	27.777	2.971	6.084	59.223
Totale imponibile/imposte differite	761.673	117.382	27.618	62.289	844.384
Imposte anticipate (differite) nette	498.141	365.416	10.396	108.859	765.094

PROSPETTO IMPOSTE ANTICIPATE E DIFFERITE ESERCIZIO 2017

	iniziale	formazione	differenze Var area consolid.	riversa mento	residuo
Imposte anticipate
Fondi non rilevanti fiscalmente	444.850	162.138	-	142.343	464.645
Differenze di valore delle immobilizzazioni	622.891	57.690	410	51.788	629.203
Strumenti derivati	106.079	11.046	-	39.365	77.760
Altro	68.084	48.609	4.232	32.719	88.206
Totale imponibili/imposte anticipate	1.241.904	279.483	4.642	266.215	1.259.814
Imposte differite
Differenze di valore delle immobilizzazioni	711.016	41.184	-	51.881	700.319
Fondo svalutazione crediti	18.610	-	2.015	-	20.625
Altri fondi	18.104	-	-	11.934	6.170
Altro	8.688	5.224	35.335	14.688	34.559
Totale imponibile/imposte differite	756.418	46.408	37.350	78.503	761.673
Imposte anticipate (differite) nette	485.486	233.075	(32.708)	187.712	498.141

migliaia di euro

	imposte
Var area consolid.	imposte	imposte	IRES	IRAP	totale
	a c/eco	a PN
1.537	8.487	1.274	116.367	9.182	125.549
814	5.114	-	119.938	5.605	125.543
3.438	(7.257)	52.613	47.294	1.499	48.793
1.819	(3.912)	6.198	23.728	-	23.728
398	5.064	-	5.462	-	5.462
1.540	5.402	-	26.884	4.338	31.222
9.546	12.897	60.085	339.674	20.624	360.298
2.370	95	-	175.505	25.905	201.410
-	-	-	3.814	-	3.814
2	(2.422)	1.248	512	71	583
838	(4.338)	-	5.354	392	5.746
3.210	(6.665)	1.248	185.185	26.368	211.553
6.336	19.562	58.837	154.489	(5.744)	148.745

migliaia di euro

	imposte
Var area consolid.	imposte	imposte	IRES	IRAP	totale
	a c/eco	a PN
-	6.958	(345)	103.435	10.815	114.250
116	1.899	-	112.677	6.940	119.617
-	(2.550)	(4.246)	19.623	-	19.623
600	6.339	-	22.166	2.115	24.281
716	12.646	(4.591)	257.901	19.870	277.771
-	(4.600)	-	172.455	26.490	198.945
568	-	-	3.588	226	3.814
-	(49)	(2.602)	1.754	-	1.754
9.647	(2.512)	-	7.977	1.269	9.247
10.216	(7.161)	(2.602)	185.774	27.985	213.760
(9.500)	19.807	(1.989)	72.127	(8.115)	64.011

	migliaia di euro
	Crediti	Crediti	Crediti di	Debiti	Debiti
	Commerciali	Finanziari	altra natura	Commerciali	Finanziari
SOCI PARTI CORRELATE
Comune Genova	1.345	-	-	5.619	-
Comune Parma	14.854	-	-	867	-
Comune Piacenza	1.944	-	-	1.712	-
Comune Reggio Emilia	3.408	-	-	1.244	-
Comune Torino	79.089	150.202	-	3.612	3.308
Finanziaria Sviluppo Utilities	16	-	41	-	-
JOINT VENTURES
OLT Offshore LNG	139	401.900	-	-	-
Acque Potabili	793	-	-	349	-
SOCIETA' COLLEGATE
A2A Alfa	3	-	-	-	-
ACOS	68	5.495	-	-	-
ACOS Energia	261	-	-	3	-
Acquaenna	383	5.227	-	384	-
Aguas de San Pedro	2	423	-	-	-
AIGA	292	-	-	17	-
AMAT	29	-	-	-	-
AMTER	3.934	-	-	289	-
ASA	1.354	-	-	4	-
ASTEA	7	640	-	-	-
Asti Energia e Calore	615	956	-	-	-
BI Energia	31	735	-	-	-
Campo Base	-	60	-	-	-
CSP - Innovazione nelle ICT	-	-	-	313	-
Domus Acqua	79	-	-	-	-
Fratello Sole Energie Solidali	119	-	-	-	-
GAIA	1.024	-	-	267	-
Global Service Parma	2.517	-	-	2.404	-
Iniziative Ambientali	4	-	-	-	-
Mondo Acqua	574	-	-	-	-
Nord Ovest Servizi	-	-	-	-	-
Piana Ambiente in liquidazione	70	-	-	-	-
Plurigas in liquidazione	6	-	-	(259)	-
Rio Riazzone in liquidazione	-	-	-	2	-
SETA	915	-	-	127	-
Sinergie Italiane in liquidazione	21	-	6.902	6.743	-
So. Sel.	84	-	-	3.710	-
STU Reggiane	44	480	525	-	-
Valle Dora Energia	394	-	-	240	2.734
ALTRE PARTI CORRELATE
Controllate Comune di Torino	1.759	-	12	1.520	-
Controllate Comune di Genova	3.479	-	-	47	-
Controllate Comune di Parma	2.767	-	1	1.501	-
Controllate Comune di Piacenza	19	-	-	571	-
Controllate Comune di Reggio Emilia	354	-	-	787	-
Altre	8	-	-	-	-
TOTALE	122.804	566.118	7.481	32.073	6.042

	Debiti di	Ricavi e	Costi e altri	Proventi	Oneri
	altra natura	proventi	oneri	finanziari	finanziari
SOCI PARTI CORRELATE
Comune Genova	-	4.845	7.256	-	-
Comune Parma	-	36.617	1.248	12	-
Comune Piacenza	-	18.996	2.462	-	-
Comune Reggio Emilia	-	36.025	696	-	-
Comune Torino	-	202.999	2.403	4.370	6
Finanziaria Sviluppo Utilities	-	31	-	-	-
JOINT VENTURES
OLT Offshore LNG	-	5	-	13.445	-
Acque Potabili	-	865	484	-	-
SOCIETA' COLLEGATE
A2A Alfa	-	3	-	-	-
ACOS	-	94	-	-	-
ACOS Energia	-	259	33	-	-
Acquaenna	-	70	-	63	-
Aguas de San Pedro	-	2	-	-	-
AIGA	-	10	-	16	-
AMAT	-	28	-	-	-
AMTER	-	3.716	316	2	-
ASA	-	456	79	22	-
ASTEA	-	7	-	-	-
Asti Energia e Calore	-	86	-	26	-
BI Energia	-	2	-	16	-
Campo Base	-	-	-	-	-
CSP - Innovazione nelle ICT	-	1	547	-	-
Domus Acqua	-	1	-	-	-
Fratello Sole Energie Solidali	39	59	-	-	-
GAIA	-	1.978	301	-	-
Global Service Parma	-	1.092	1.837	-	-
Iniziative Ambientali	-	4	-	-	-
Mondo Acqua	-	284	-	3	-
Nord Ovest Servizi	-	-	-	129	-
Piana Ambiente in liquidazione	-	-	-	-	-
Plurigas in liquidazione	-	-	-	-	-
Rio Riazzone in liquidazione	-	-	-	-	-
SETA	-	967	-	-	-
Sinergie Italiane in liquidazione	-	85	72.747	-	-
So. Sel.	5	147	8.065	-	-
STU Reggiane	25	75	-	12	-
Valle Dora Energia	-	896	3.596	-	-
ALTRE PARTI CORRELATE
Controllate Comune di Torino	-	3.422	3.081	1	8
Controllate Comune di Genova	-	9.837	271	-	-
Controllate Comune di Parma	111	3.638	3.259	-	-
Controllate Comune di Piacenza	1	238	1.142	-	-
Controllate Comune di Reggio Emilia	-	1.259	6.930	-	-
Altre	28	34	42	-	-
TOTALE	209	329.133	116.795	18.117	14

ELENCO CONTRIBUTI DI CUI ALLA LEGGE 124/2017 ART. 1 COMMI 125-129

ACAM AMBIENTE

Soggetto erogante	Tipologia contributo	Importo in euro
Regione Liguria	Contributi conto impianti	57.975
Regione Liguria	Contributi conto impianti	4.161
Regione Liguria	Contributi conto impianti	1.606
Regione Liguria	Contributi conto impianti	2.602
Regione Liguria	Contributi conto impianti	7.284
Regione Liguria	Contributi conto impianti	11.790
Provincia di La Spezia	Contributi sviluppo progetto raccolta porta a porta	1.724
Provincia di La Spezia	Contributi sviluppo progetto raccolta porta a porta	1.404
Provincia di La Spezia	Contributi sviluppo progetto raccolta porta a porta	4.457
Provincia di La Spezia	Contributi sviluppo progetto raccolta porta a porta	60.000
Comune di La Spezia	Contributi sviluppo progetto raccolta differenziata	18.000
Regione Liguria	Contributi conto impianti	62.197
AMIAT
Soggetto erogante	Tipologia contributo	Importo in euro
Ministero dell'Ambiente	Contributi conto impianti	21.448
IREN ACQUA TIGULLIO
Soggetto erogante	Tipologia contributo	Importo in euro
Comune di Rapallo	Contributi conto impianti - Reti	133.768
IREN AMBIENTE
Soggetto erogante	Tipologia contributo	Importo in euro
Atesir	Contributi sviluppo progetto raccolta differenziata	45.095
Regione Emilia Romagna	Contributi conto impianti	112.668
Comuni della Provincia di Piacenza	Contributi conto impianti	14.928
Provincia di Piacenza	Contributi conto impianti	77.247
		235.193
Provincia di Reggio Emilia Regione Emilia Romagna	Contributi conto impianti Contributi conto impianti	186.573
IRETI
		Importo
Soggetto erogante	Tipologia contributo	in euro
Autorità di Sistema Portuale	Contributi conto impianti - Reti	104.400
Autostrade per l'Italia	Contributi conto impianti - Reti	91.346
Comune di Collecchio	Contributi conto impianti - Reti	118.182
Comune di Felino	Contributi conto impianti - Reti	107.534
Comune di Piacenza	Contributi conto impianti - Reti	383.298
Comune di Vado Ligure	Contributi conto impianti - Reti	23.712
Consorzio Idrico Fontanazzo	Contributi conto impianti - Reti	551.070
Provincia di Mantova	Contributi conto impianti - Reti	940.076
Provincia di Parma	Contributi conto impianti - Reti	291.017
Provincia di Piacenza	Contributi conto impianti - Reti	132.154
Unione Bassa Est Parmense	Contributi conto impianti - Reti	48.172
RECOS

Regione Liguria Contributi conto impianti 126.916 Regione Liguria Contributi conto impianti 40.717

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:

	Servizi di revisione	Servizi correlati alla revisione	Altri servizi	Totale
Iren S.p.A.	255	84	19	358
Controllate dirette e indirette di Iren S.p.A.	1.148	59	-	1.207
Totale Gruppo Iren	1.403	143	19	1.565

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 2018.
• 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.

12 aprile 2019

L'Amministratore Delegato Il Direttore Amministrazione Finanza e controllo e Dirigente Preposto L. 262/05 Dr. Massimiliano Bianco Dr. Massimo Levrino

Relazione della società di revisione indipendente

ai sensi dell'articolo 14 del DLgs 27 gennaio 2010, n° 39 e dell'articolo 10 del Regolamento (UE) n° 537/2014

Agli Azionisti della Iren SpA

Relazione sulla revisione contabile del bilancio consolidato

Giudizio

Abbiamo svolto la revisione contabile del bilancio consolidato della Iren SpA e società controllate (il "Gruppo Iren" o il "Gruppo"), costituito dal prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria al 31 dicembre 2018, dal prospetto di conto economico, dal prospetto delle altre componenti di conto economico complessivo, dal prospetto delle variazioni delle voci di patrimonio netto, dal rendiconto finanziario per l'esercizio chiuso a tale data e dalle note che includono anche la sintesi dei più significativi principi contabili applicati.

A nostro giudizio, il bilancio consolidato fornisce una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale e finanziaria del Gruppo Iren al 31 dicembre 2018, del risultato economico e dei flussi di cassa per l'esercizio chiuso a tale data, in conformità agli International Financial Reporting Standards adottati dall'Unione Europea nonché ai provvedimenti emanati in attuazione dell'articolo 9 del DLgs n° 38/05.

Elementi alla base del giudizio

Abbiamo svolto la revisione contabile in conformità ai principi di revisione internazionali (ISA Italia). Le nostre responsabilità ai sensi di tali principi sono ulteriormente descritte nella sezione Responsabilità della società di revisione per la revisione contabile del bilancio consolidato della presente relazione. Siamo indipendenti rispetto alla Iren SpA (la "Società") in conformità alle norme e ai principi in materia di etica e di indipendenza applicabili nell'ordinamento italiano alla revisione contabile del bilancio. Riteniamo di aver acquisito elementi probativi sufficienti ed appropriati su cui basare il nostro giudizio.

Aspetti chiave della revisione contabile

Gli aspetti chiave della revisione contabile sono quegli aspetti che, secondo il nostro giudizio professionale, sono stati maggiormente significativi nell'ambito della revisione contabile del bilancio consolidato dell'esercizio in esame. Tali aspetti sono stati da noi affrontati nell'ambito della revisione contabile e nella formazione del nostro giudizio sul bilancio consolidato nel suo complesso; pertanto, su tali aspetti non esprimiamo un giudizio separato.

Aspetti chiave	Procedure di revisione in risposta agli aspetti chiave
Valutazione della recuperabilità del valore dell'avviamento
Note illustrative al bilancio consolidato al 31 dicembre 2018: Nota 4 "Avviamento"	Abbiamo effettuato una preliminare comprensione e valutazione del processo di

Gli avviamenti, iscritti nel bilancio consolidato del Gruppo Iren al 31 dicembre 2018, ammontano a complessivi Euro 149,7 milioni.

La direzione dalla Società effettua, con frequenza almeno annuale, la valutazione della loro recuperabilità basata sul maggiore tra il fair value al netto dei costi di vendita e il valore d'uso di ciascuna unità generatrice di flussi finanziari (Cash Generating Unit o CGU) a cui risultano allocati gli avviamenti (impairment test). Il valore d'uso è stato determinato mediante l'attualizzazione dei flussi di cassa futuri previsti per il periodo 2019-2023 per ciascuna CGU, nonché dei rispettivi valori terminali. Tali flussi sono stati estratti dalle proiezioni economicofinanziarie basate sul piano industriale approvato dal Consiglio di Amministrazione in data 26 settembre 2018.

Gli avviamenti sono stati considerati un aspetto chiave della revisione in considerazione dell'ammontare e degli elementi di stima insiti nelle valutazioni effettuate dagli amministratori in relazione alla loro recuperabilità.

I principali elementi di stima sono legati alla corretta definizione e individuazione delle CGU, impairment test posto in essere dalla direzione aziendale ed approvato dal Consiglio di Amministrazione della Iren SpA tenutosi in data 28 gennaio 2019, ai fini della verifica del rispetto dei requisiti stabiliti dal principio contabile internazionale IAS 36.

Abbiamo analizzato la ragionevolezza delle considerazioni effettuate dalla direzione in merito alle CGU individuate e all'allocazione degli avviamenti alle stesse, verificandone la coerenza con la struttura del Gruppo e dei settori operativi in cui opera.

Le nostre verifiche si sono quindi concentrate sull'esame critico delle principali assunzioni sulla cui base è stato redatto il piano pluriennale 2019-2023 e dei tassi di attualizzazione utilizzati; inoltre, sono state condotte specifiche analisi di sensitività al fine di valutare l'impatto, sui risultati dei test, di variazioni prodotte nei principali parametri adottati.

Abbiamo inoltre proceduto a verificare la correttezza matematica complessiva del piano e del modello di impairment test predisposto dalla direzione aziendale, ripercorrendo le modalità di costruzione del tasso di

dei flussi di cassa futuri per ciascuna CGU e dei tassi di attualizzazione degli stessi.	attualizzazione e del tasso di crescita stabile dei flussi finanziari oltre l'orizzonte temporale del piano. Abbiamo inoltre verificato la corretta determinazione dei valori di bilancio delle attività e passività attribuite alle singole CGU, incluso gli avviamenti allocati alle stesse, utilizzati per il confronto con il rispettivo valore d'uso. Tali attività sono state svolte anche con il coinvolgimento di esperti appartenenti alla rete PwC.
	Abbiamo infine verificato la completezza e l'accuratezza dell'informativa riportata nelle note illustrative inclusiva della movimentazione intervenuta alla voce avviamento nel corso del 2018.
Crediti verso il Comune di Torino
Note illustrative al bilancio consolidato al 31 dicembre 2018: Nota 8 "Attività finanziarie non correnti - Crediti finanziari non correnti verso soci parti correlate" e Nota 15 "Attività finanziarie correnti - Crediti finanziari verso soci parti correlate" I crediti vantati dal Gruppo Iren verso il Comune di Torino ammontano, al 31 dicembre 2018, ad	Abbiamo effettuato una preliminare comprensione e valutazione della procedura seguita dalla direzione aziendale per la determinazione delle stime contabili sottostanti le valutazioni inerenti i crediti verso il Comune di Torino, anche alla luce dell'accordo sottoscritto in data 12 luglio 2018.
Euro 229,3 milioni, composti come di seguito riportato:	Abbiamo inoltre: - effettuato un'analisi della contrattualistica
1. Euro 22,8 milioni di crediti finanziari correnti; 2. Euro 68,8 milioni di crediti commerciali correnti;	in essere tra le parti con lo scopo di verificare la coerenza tra la stessa ed il trattamento contabile dei crediti al 31 dicembre 2018, ivi inclusa la relativa classificazione tra le partite commerciali o
3. Euro 127,4 milioni di crediti finanziari non correnti; 4. Euro 10,3 milioni di crediti commerciali non correnti.	finanziarie; - richiesto conferma scritta al Comune di Torino dei saldi a fine esercizio, allo scopo di validarne l'esistenza ed ottenere informazioni utili per la verifica relativa
Il Gruppo Iren verifica periodicamente la	alla loro recuperabilità;

recuperabilità di tali crediti, formulando una previsione dei tempi di incasso determinata

• verificato il rispetto dei vincoli di saldo previsti dagli accordi fra le parti;

anche a seguito delle risultanze dell'accordo siglato tra il Comune di Torino e il Gruppo Iren in data 12 luglio 2018, nonché la corretta contabilizzazione e classificazione dei crediti sopra menzionati. In particolare, i crediti finanziari fanno principalmente riferimento alla quota parte delle fatture emesse da Amiat SpA e da Iren Rinnovabili SpA che viene così classificata sulla base di un contratto di conto corrente in essere con il Comune di Torino, il quale prevede che i crediti divengano fruttiferi di interessi trascorso un prefissato lasso di tempo dal ricevimento della fattura da parte del Comune.

La voce in oggetto è stata considerata chiave per la nostra attività di revisione sia in considerazione della significatività di tali crediti al 31 dicembre 2018 che degli elementi di stima insiti nelle valutazioni effettuate dagli amministratori in relazione alla loro recuperabilità.

Determinazione dei ricavi e dei crediti per fatture da emettere

Note illustrative al bilancio consolidato al 31 dicembre 2018: Nota 12 del bilancio consolidato "Crediti commerciali" e Nota 30 del bilancio consolidato "Ricavi per beni e servizi"

Il bilancio consolidato del Gruppo Iren al 31 dicembre 2018 include ricavi per beni e servizi per un ammontare pari ad Euro 3.764,4 milioni, inclusivi di accertamenti per fatture da emettere che risultano iscritte all'attivo patrimoniale per un ammontare pari ad Euro 481,1 milioni.

I ricavi per beni e servizi sono iscritti quando si verifica l'effettivo trasferimento del controllo del bene o al compimento della prestazione e sono valutati al fair value del corrispettivo ricevuto o spettante, tenendo conto di eventuali sconti commerciali e riduzioni legate alle quantità.

Gli importi sopra richiamati includono la stima dei ricavi maturati per le somministrazioni

• verificato l'accuratezza del calcolo degli interessi attivi iscritti a conto economico.

Abbiamo infine verificato la completezza e l'accuratezza dell'informativa riportata nelle note illustrative inclusiva della movimentazione intervenuta nei crediti verso il Comune di Torino nel corso del 2018.

Abbiamo indirizzato le nostre procedure di revisione al fine di ottenere un'adeguata comprensione e valutazione dei controlli rilevanti, manuali ed automatici, alla base della bollettazione con particolare, ma non esclusivo, riferimento all'anagrafica clienti, alla rilevazione delle letture, alla stima dei consumi, alla determinazione delle tariffe e alla valorizzazione delle fatture.

Le nostre attività di revisione contabile si sono concentrate inoltre sull'analisi degli impatti derivanti dall'introduzione del nuovo principio contabile internazionale IFRS 15 "Ricavi da contratti con i clienti".

Con il supporto di esperti appartenenti alla rete PwC, abbiamo effettuato un'analisi della nuova metodologia di stima dei ratei attivi effettuando le seguenti procedure:

effettuate tra la data dell'ultimo rilevamento del consumo effettivo e la data di fine esercizio.

I ricavi per beni e servizi riferiti all'esercizio 2018 includono inoltre componenti di ricavo di natura non ricorrente, relative ad esercizi precedenti, per Euro 41,2 milioni riconducibili alla revisione della stima dei crediti per fatture da emettere sulla vendita di energia elettrica, gas e calore, avvenuta a seguito dell'applicazione di una nuova metodologia di calcolo dei ricavi di competenza, che ha perfezionato l'analisi delle bollette emesse e la stima degli accertamenti di fine esercizio grazie all'introduzione di un applicativo informatico dedicato (Tool Calcolo Ricavi o "TCR").

L'iscrizione di tali componenti di ricavo e delle relative fatture da emettere è stata ritenuta un aspetto chiave della revisione, con particolare riferimento alle componenti relative alla vendita di energia elettrica e gas, distribuzione dell'energia elettrica e gas nonché alla fornitura del servizio idrico integrato, in considerazione del fatto che le modalità di determinazione degli stanziamenti risultano basate sull'utilizzo di algoritmi complessi e incorporano una significativa componente estimativa.

• rilevazione, comprensione e analisi del nuovo applicativo informatico TCR, che abilita la disponibilità e consultabilità dei dati di consumo (fatturati e da fatturare) per competenza e per singolo punto di prelievo e/o di riconsegna;
• analisi e validazione, su base campionaria, della corretta competenza del fatturato determinata dal TCR per l'energia elettrica, il gas e il calore, attraverso la ricostruzione delle competenze di consumo determinabili dai dati di fatturazione attiva (i.e. bollettazione) e confronto delle stesse con quelle prodotte dal TCR;
• analisi e validazione degli effetti che il nuovo modello di stima ha comportato nel bilancio al 31 dicembre 2018.

Con riferimento alle singole tipologie di ricavo, abbiamo pertanto verificato:

• 1. Per i ricavi di vendita di energia elettrica, gas e calore
• la corrispondenza, su base campionaria, tra il conteggio dei consumi determinato dal TCR rispetto alle competenze di consumo rilevate sulla base della bollettazione verso clienti finali e i correlati dati di competenza delle letture stimate e/o effettive desunte dai sistemi di bollettazione;
• la coerenza del prezzo unitario con le tariffe in vigore;
• la quadratura delle quantità di calore vendute dal Gruppo con i dati rilevati dai tabulati di produzione calore di ciascuna delle centrali della business unit Energia;

• la corretta valorizzazione delle quantità di energia elettrica, gas e calore consegnate sulla base delle tariffe allineate agli andamenti del mercato e delle tariffe normate dall'Autorità di Regolazione per Energia Reti Ambiente ("ARERA").

• 2. Per i ricavi di distribuzione del gas

• la quadratura delle quantità di gas utilizzate dalla società per la determinazione dei crediti per fatture da emettere, con i dati del soggetto incaricato del trasporto e del dispacciamento;
• la corretta valorizzazione delle quantità di gas non fatturate sulla base delle tariffe in vigore nel periodo oggetto di analisi;
• la corretta determinazione dei saldi relativi alla perequazione del gas attraverso il confronto dei ricavi effettivi e i ricavi ammessi di competenza dell'esercizio in base alle delibere dell'ARERA.
• 3. Per i ricavi di distribuzione dell'energia elettrica
• la quadratura delle quantità di energia elettrica utilizzate dalla società per la determinazione dei crediti per fatture da emettere con i dati comunicati dal dispacciatore rettificate delle perdite di rete;
• la corretta valorizzazione delle quantità di energia elettrica non fatturate sulla base delle tariffe in vigore nel periodo oggetto di analisi;
• la corretta determinazione dei saldi relativi alla perequazione elettrica attraverso il confronto dei ricavi effettivi e i ricavi regolatori di competenza dell'esercizio in base alle delibere dell'ARERA.
• 4. Per i ricavi relativi alla fornitura del servizio idrico integrato
• la quadratura del fatturato con il vincolo dei ricavi garantiti ("VRG") previsto dal piano tariffario relativo al secondo periodo regolatorio 2016-19 approvato dalle autorità competenti;

• la corretta determinazione dei crediti per fatture da emettere attraverso il confronto tra il fatturato emesso ed il VRG;

• la corretta determinazione delle fatture emesse attraverso la validazione dell'efficacia operativa del sistema di fatturazione, sulla base delle verifiche campionarie svolte in merito alla rilevazione della corretta imputazione delle tariffe.

Verifica degli investimenti e disinvestimenti delle immobilizzazioni

Note illustrative al bilancio consolidato al 31 dicembre 2018: Nota 1 del bilancio consolidato "Attività materiali" e Nota 3 del bilancio consolidato "Attività immateriali a vita definita"

Il bilancio consolidato al 31 dicembre 2018 include immobilizzazioni materiali per un importo pari a Euro 3.472,0 milioni ed immobilizzazioni immateriali a vita definita per un importo pari ad Euro 2.010,0 milioni; gli investimenti registrati nel periodo sono stati complessivamente pari ad Euro 509,1 milioni.

Si evidenzia che, con riferimento alle attività regolate (in particolare il servizio idrico integrato, la distribuzione dell'energia elettrica e del gas), le tariffe e quindi i ricavi del Gruppo sono direttamente influenzati dalla consistenza del capitale investito, in particolare dagli investimenti netti nelle immobilizzazioni registrati nel periodo.

Conseguentemente, la movimentazione delle immobilizzazioni è stata considerata un aspetto chiave della revisione in quanto la sovrastima o sottostima delle immobilizzazioni potrebbe avere degli effetti incrementativi o decrementativi sulle tariffe applicate agli utenti finali nell'ambito dello svolgimento del servizio idrico integrato e del servizio di trasporto di energia elettrica e di gas.

Abbiamo indirizzato le nostre procedure di revisione al fine di ottenere un'adeguata comprensione e valutazione del sistema di controllo interno con riferimento ai processi aziendali afferenti la gestione delle immobilizzazioni.

Inoltre, le nostre attività di revisione contabile si sono concentrate sulla verifica campionaria delle movimentazioni intervenute nelle immobilizzazioni materiali e immateriali dei settori idrico e distribuzione dell'energia elettrica e del gas.

In particolare, abbiamo provveduto ad effettuare la quadratura del libro cespiti con la movimentazione delle immobilizzazioni intervenuta nell'esercizio e, sulla base della significatività degli importi, abbiamo provveduto ad effettuare un esame campionario dei movimenti selezionati con specifica attenzione agli incrementi contabilizzati.

Con riferimento a questi ultimi abbiamo verificato il rispetto dei requisiti per la capitalizzazione dei costi interni ed esterni sulla base delle prescrizioni dettate dai principi contabili internazionali IAS 16 e IAS 38 e l'accuratezza degli importi contabilizzati.

Abbiamo infine verificato la completezza e l'accuratezza dell'informativa riportata nelle

note illustrative inclusiva della movimentazione intervenuta alle voci attività materiali e attività immateriali a vita definita nel corso del 2018.

Determinazione del fondo svalutazione crediti commerciali

Note illustrative al bilancio consolidato al 31 dicembre 2018: Nota 12 del bilancio consolidato "Crediti commerciali - Fondo svalutazione crediti"

Il Gruppo ha rilevato, nel bilancio consolidato al 31 dicembre 2018, un fondo svalutazione crediti per un importo pari ad Euro 190,2 milioni.

Periodicamente la direzione aziendale stima il valore inesigibile dei crediti commerciali sulla base di modelli di calcolo che considerano diverse variabili quali ad esempio la tipologia di cliente, l'anzianità del credito, i dati storici delle performance di incasso dei crediti modificati per tenere conto di elementi prospettici (c.d. forward looking information) sui clienti oggetto di valutazione in accordo con quanto prescritto dal nuovo principio contabile internazionale IFRS 9 "Strumenti finanziari".

La determinazione del fondo svalutazione crediti è stato ritenuto un aspetto chiave della revisione in considerazione delle specifiche complessità che presenta la stima circa la recuperabilità dei crediti commerciali correlate alla numerosità dei clienti e alla frammentarietà degli importi; inoltre, tale stima si basa su ipotesi valutative influenzate da differenti variabili socio-economiche di difficile previsione e attribuzione alle differenti classi di clientela.

Abbiamo indirizzato le nostre procedure di revisione al fine di ottenere un'adeguata comprensione e valutazione del sistema di controllo interno con riferimento ai processi aziendali afferenti la gestione dei crediti commerciali nonché della correttezza e completezza dei report generati dai sistemi informativi utilizzati ai fini della determinazione del fondo svalutazione crediti (con particolare riferimento ai gruppi di clienti ed alla declinazione del relativo saldo per scadenza).

Successivamente, attraverso i colloqui con i credit manager di gruppo e delle singole società, l'analisi delle risposte alle lettere di richiesta di informazioni dei legali e la valutazione di ogni altra informazione raccolta successivamente alla data di bilancio, abbiamo provveduto a validare le informazioni e le assunzioni alla base del modello di calcolo, nonché ad analizzare gli impatti derivanti dalla prima applicazione del nuovo principio contabile internazionale IFRS 9.

Infine, per valutare la ragionevolezza del fondo svalutazione crediti abbiamo validato la coerenza della metodologia utilizzata dalla società con le prescrizioni dettate dal sopra menzionato principio contabile internazionale in base al modello basato sulle perdite attese e l'accuratezza del relativo calcolo matematico di determinazione del rischio credito.

Responsabilità degli amministratori e del collegio sindacale per il bilancio consolidato

Gli amministratori sono responsabili per la redazione del bilancio consolidato che fornisca una rappresentazione veritiera e corretta in conformità agli International Financial Reporting Standards adottati dall'Unione Europea nonché ai provvedimenti emanati in attuazione dell'articolo 9 del DLgs n° 38/05 e, nei termini previsti dalla legge, per quella parte del controllo interno dagli stessi ritenuta necessaria per consentire la redazione di un bilancio che non contenga errori significativi dovuti a frodi o a comportamenti o eventi non intenzionali.

Gli amministratori sono responsabili per la valutazione della capacità del Gruppo di continuare ad operare come un'entità in funzionamento e, nella redazione del bilancio consolidato, per l'appropriatezza dell'utilizzo del presupposto della continuità aziendale, nonché per una adeguata informativa in materia. Gli amministratori utilizzano il presupposto della continuità aziendale nella redazione del bilancio consolidato a meno che abbiano valutato che sussistono le condizioni per la liquidazione della capogruppo Iren SpA o per l'interruzione dell'attività o non abbiano alternative realistiche a tali scelte.

Il collegio sindacale ha la responsabilità della vigilanza, nei termini previsti dalla legge, sul processo di predisposizione dell'informativa finanziaria del Gruppo.

Responsabilità della società di revisione per la revisione contabile del bilancio consolidato

I nostri obiettivi sono l'acquisizione di una ragionevole sicurezza che il bilancio consolidato nel suo complesso non contenga errori significativi, dovuti a frodi o a comportamenti o eventi non intenzionali, e l'emissione di una relazione di revisione che includa il nostro giudizio. Per ragionevole sicurezza si intende un livello elevato di sicurezza che, tuttavia, non fornisce la garanzia che una revisione contabile svolta in conformità ai principi di revisione internazionali (ISA Italia) individui sempre un errore significativo, qualora esistente. Gli errori possono derivare da frodi o da comportamenti o eventi non intenzionali e sono considerati significativi qualora ci si possa ragionevolmente attendere che essi, singolarmente o nel loro insieme, siano in grado di influenzare le decisioni economiche prese dagli utilizzatori sulla base del bilancio consolidato.

Nell'ambito della revisione contabile svolta in conformità ai principi di revisione internazionali (ISA Italia), abbiamo esercitato il giudizio professionale e abbiamo mantenuto lo scetticismo professionale per tutta la durata della revisione contabile. Inoltre:

• abbiamo identificato e valutato i rischi di errori significativi nel bilancio consolidato, dovuti a frodi o a comportamenti o eventi non intenzionali; abbiamo definito e svolto procedure di revisione in risposta a tali rischi; abbiamo acquisito elementi probativi sufficienti ed appropriati su cui basare il nostro giudizio. Il rischio di non individuare un errore significativo dovuto a frodi è più elevato rispetto al rischio di non individuare un errore significativo derivante da comportamenti o eventi non intenzionali, poiché la frode può

implicare l'esistenza di collusioni, falsificazioni, omissioni intenzionali, rappresentazioni fuorvianti o forzature del controllo interno;

• abbiamo acquisito una comprensione del controllo interno rilevante ai fini della revisione contabile allo scopo di definire procedure di revisione appropriate nelle circostanze e non per esprimere un giudizio sull'efficacia del controllo interno del Gruppo;
• abbiamo valutato l'appropriatezza dei principi contabili utilizzati nonché la ragionevolezza delle stime contabili effettuate dagli amministratori, inclusa la relativa informativa;
• siamo giunti ad una conclusione sull'appropriatezza dell'utilizzo da parte degli amministratori del presupposto della continuità aziendale e, in base agli elementi probativi acquisiti, sull'eventuale esistenza di una incertezza significativa riguardo a eventi o circostanze che possono far sorgere dubbi significativi sulla capacità del Gruppo di continuare ad operare come un'entità in funzionamento. In presenza di un'incertezza significativa, siamo tenuti a richiamare l'attenzione nella relazione di revisione sulla relativa informativa di bilancio ovvero, qualora tale informativa sia inadeguata, a riflettere tale circostanza nella formulazione del nostro giudizio. Le nostre conclusioni sono basate sugli elementi probativi acquisiti fino alla data della presente relazione. Tuttavia, eventi o circostanze successivi possono comportare che il Gruppo cessi di operare come un'entità in funzionamento;
• abbiamo valutato la presentazione, la struttura e il contenuto del bilancio consolidato nel suo complesso, inclusa l'informativa, e se il bilancio consolidato rappresenti le operazioni e gli eventi sottostanti in modo da fornire una corretta rappresentazione;
• abbiamo acquisito elementi probativi sufficienti e appropriati sulle informazioni finanziarie delle imprese o delle differenti attività economiche svolte all'interno del Gruppo per esprimere un giudizio sul bilancio consolidato. Siamo responsabili della direzione, della supervisione e dello svolgimento dell'incarico di revisione contabile del Gruppo. Siamo gli unici responsabili del giudizio di revisione sul bilancio consolidato.

Abbiamo comunicato ai responsabili delle attività di governance, identificati ad un livello appropriato come richiesto dagli ISA Italia, tra gli altri aspetti, la portata e la tempistica pianificate per la revisione contabile e i risultati significativi emersi, incluse le eventuali carenze significative nel controllo interno identificate nel corso della revisione contabile.

Abbiamo fornito ai responsabili delle attività di governance anche una dichiarazione sul fatto che abbiamo rispettato le norme e i principi in materia di etica e di indipendenza applicabili nell'ordinamento italiano e abbiamo comunicato loro ogni situazione che possa ragionevolmente avere un effetto sulla nostra indipendenza e, ove applicabile, le relative misure di salvaguardia.

Tra gli aspetti comunicati ai responsabili delle attività di governance, abbiamo identificato quelli che so no stati più rilevanti nell'ambito della revisione contabile del bilancio consolidato dell'esercizio in esame, che hanno costituito quindi gli aspetti chiave della revisione. Abbiamo descritto tali aspetti nella relazione di revisione.

Altre informazioni comunicate ai sensi dell'articolo 10 del Regolamento (UE) n° 537/2014

L'assemblea degli Azionisti della Iren SpA ci ha conferito in data 14 maggio 2012 l'incarico di revisione legale del bilancio separato e consolidato della Società per gli esercizi dal 31 dicembre 2012 al 31 dicembre 2020.

Dichiariamo che non sono stati prestati servizi diversi dalla revisione contabile vietati ai sensi dell'articolo 5, paragrafo 1, del Regolamento (UE) n° 537/2014 e che siamo rimasti indipendenti rispetto alla Società nell'esecuzione della revisione legale.

Confermiamo che il giudizio sul bilancio consolidato espresso nella presente relazione è in linea con quanto indicato nella relazione aggiuntiva destinata al collegio sindacale, nella sua funzione di comitato per il controllo interno e la revisione contabile, predisposta ai sensi dell'articolo 11 del citato Regolamento (UE) n° 537/2014.

Relazione su altre disposizioni di legge e regolamentari

Giudizio ai sensi dell'articolo 14, comma 2, lettera e), del DLgs n° 39/10 e dell'articolo 123-bis, comma 4, del DLgs n° 58/98

Gli amministratori della Iren SpA sono responsabili per la predisposizione della relazione sulla gestione e della relazione sul governo societario e gli assetti proprietari del Gruppo Iren al 31 dicembre 2018, incluse la loro coerenza con il relativo bilancio consolidato e la loro conformità alle norme di legge.

Abbiamo svolto le procedure indicate nel principio di revisione (SA Italia) n° 720B al fine di esprimere un giudizio sulla coerenza della relazione sulla gestione e di alcune specifiche informazioni contenute nella relazione sul governo societario e gli assetti proprietari indicate nell'articolo 123-bis, comma 4, del DLgs n° 58/98, con il bilancio consolidato del Gruppo Iren al 31 dicembre 2018 e sulla conformità delle stesse alle norme di legge, nonché di rilasciare una dichiarazione su eventuali errori significativi.

A nostro giudizio, la relazione sulla gestione e alcune specifiche informazioni contenute nella relazione sul governo societario e gli assetti proprietari sopra richiamate sono coerenti con il bilancio consolidato del Gruppo Iren al 31 dicembre 2018 e sono redatte in conformità alle norme di legge.

Con riferimento alla dichiarazione di cui all'articolo 14, comma 2, lettera e), del DLgs n° 39/10, rilasciata sulla base delle conoscenze e della comprensione dell'impresa e del relativo contesto acquisite nel corso dell'attività di revisione, non abbiamo nulla da riportare.

Dichiarazione ai sensi dell'articolo 4 del Regolamento Consob di attuazione del DLgs 30 dicembre 2016, n° 254

Gli amministratori della Iren SpA sono responsabili per la predisposizione della dichiarazione non finanziaria ai sensi del DLgs 30 dicembre 2016, n° 254. Abbiamo verificato l'avvenuta approvazione da parte degli amministratori della dichiarazione non finanziaria.

Ai sensi dell'articolo 3, comma 10, del DLgs 30 dicembre 2016, n° 254, tale dichiarazione è oggetto di separata attestazione di conformità da parte nostra.

Torino, 30 aprile 2019

PricewaterhouseCoopers SpA

Piero De Lorenzi (Revisore legale)

Iren S.p.A. Via Nubi di Magellano, 30 - 42123 Reggio Emilia - Italy Capitale Sociale i.v. Euro 1.300.931.377,00 Registro Imprese di Reggio Emilia Codice Fiscale e Partita IVA n. 07129470014

Bilancio Separato e Note Illustrative

al 31 dicembre 2018

PROSPETTO DELLA SITUAZIONE PATRIMONIALE - FINANZIARIA

					Importi in euro
	Note	31.12.2018	di cui parti correlate	31.12.2017	di cui parti correlate
ATTIVITA'
Attività materiali	(1)	23.085.900		12.488.911
Attività immateriali a vita definita	(2)	50.371.646		41.664.058
Partecipazioni in imprese controllate, joint venture e collegate	(3)	2.564.031.856		2.544.321.672
Altre partecipazioni	(4)	100.000		100.000
Attività finanziarie non correnti	(5)	1.620.371.397	1.620.020.383	1.551.272.411	1.549.419.914
Altre attività non correnti	(6)	10.660.177	41.520	10.548.143	41.470
Attività per imposte anticipate	(7)	13.761.404		9.172.563
Totale attività non correnti		4.282.382.380		4.169.567.758
Rimanenze	(8)	1.751.240		13.791
Crediti commerciali	(9)	109.603.041	108.277.050	75.408.848	75.058.787
Crediti per imposte correnti	(10)	2.334.425		-
Crediti vari e altre attività correnti	(11)	122.274.731	55.051.339	70.027.645	15.235.830
Attività finanziarie correnti	(12)	418.642.544	418.394.950	453.797.275	453.718.713
Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti	(13)	256.778.289		69.462.069
Totale attività correnti		911.384.270		668.709.628
Attività destinate ad essere cedute	(14)	240.000		240.000
TOTALE ATTIVITA'		5.194.006.650		4.838.517.386

					Importi in euro
	Note	31.12.2018	di cui parti correlate	31.12.2017	di cui parti correlate
PATRIMONIO NETTO
Capitale sociale		1.300.931.377		1.276.225.677
Riserve e Utili (Perdite) a nuovo		362.928.049		259.903.771
Risultato netto del periodo		125.927.825		166.957.057
TOTALE PATRIMONIO NETTO	(15)	1.789.787.251		1.703.086.505
PASSIVITA'
Passività finanziarie non correnti	(16)	2.676.601.623		2.644.419.533
Benefici ai dipendenti	(17)	18.283.912		19.597.297
Fondi per rischi ed oneri	(18)	36.750.095		30.702.338
Passività per imposte differite	(19)	1.005.162		337.462
Debiti vari e altre passività non correnti	(20)	10.595.368	5.872.835	11.096.661	8.498.580
Totale passività non correnti		2.743.236.160		2.706.153.291
Passività finanziarie correnti	(21)	486.257.662	142.489.632	302.849.152	204.739.930
Debiti commerciali	(22)	67.782.253	10.163.199	55.899.901	11.447.941
Debiti vari e altre passività correnti	(23)	81.210.678	56.430.154	62.633.775	32.323.714
Debiti per imposte correnti	(24)	23.720.674		7.608.213
Fondi per rischi ed oneri - quota corrente	(25)	2.011.972		286.549
Totale passività correnti		660.983.239		429.277.590
Passività correlate ad attività destinate
ad essere cedute
TOTALE PASSIVITA'		3.404.219.399		3.135.430.881
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA'		5.194.006.650		4.838.517.386

PROSPETTO DI CONTO ECONOMICO

	Note	Esercizio 2018	di cui parti correlate	Esercizio 2017	di cui parti correlate
Ricavi
Ricavi per beni e servizi	(26)	179.288.358	176.646.615	154.607.677	153.925.708
Altri proventi	(27)	11.849.870	7.311.143	6.130.848	3.697.232
Totale ricavi		191.138.228		160.738.525
Costi operativi
Costi materie prime sussidiarie di consumo e merci	(28)	(17.790.361)	(116.581)	(10.635.903)	(32.009)
Prestazioni di servizi e godimento beni di terzi	(29)	(106.372.309)	(17.380.496)	(92.734.530)	(12.649.801)
Oneri diversi di gestione	(30)	(7.202.430)	(1.094.977)	(5.384.280)	(466.953)
Costi per lavori interni capitalizzati	(31)	10.368.710		9.745.871
Costo del personale	(32)	(78.239.126)	(99.490)	(72.518.927)	(68.931)
Totale costi operativi		(199.235.516)		(171.527.769)
MARGINE OPERATIVO LORDO		(8.097.288)		(10.789.244)
Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni
Ammortamenti	(33)	(14.945.095)		(11.246.592)
Accantonamenti al fondo svalutazione crediti	(34)	(9.600.000)		(213.767)
Accantonamenti e svalutazioni	(34)	(55.261)		(2.857.102)
Totale ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni		(24.600.356)		(8.175.723)
RISULTATO OPERATIVO		(32.697.644)		(18.964.967)
Gestione finanziaria	(35)
Proventi finanziari		265.479.861	263.735.314	285.312.494	280.083.704
Oneri finanziari		(126.830.493)	(86.800)	(108.039.066)	(47.590)
Totale gestione finanziaria		138.649.368		177.273.428
Rettifica di valore di partecipazioni	(36)	-		-
Risultato prima delle imposte		105.951.724		158.308.461
Imposte sul reddito	(37)	19.976.101		8.648.596
Risultato netto delle attività in continuità		125.927.825		166.957.057
Risultato netto da attività operative cessate
Risultato netto del periodo		125.927.825		166.957.057

Importi in euro

PROSPETTO DELLE ALTRE COMPONENTI DI CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO

			Importi in euro
	Note	Esercizio 2018	Esercizio 2017
Utile/(perdita) del periodo - Gruppo e Terzi (A)		125.927.825	166.957.057
Altre componenti di conto economico complessivo che saranno
successivamente riclassificate a Conto Economico	(38)
- quota efficace delle variazioni di fair value della copertura di flussi finanziari		(1.168.489)	13.679.096
- variazioni di fair value delle attività finanziarie disponibili per la vendita
Effetto fiscale delle altre componenti di conto economico complessivo		280.437	(3.282.983)
Totale altre componenti di conto economico complessivo al netto dell'effetto fiscale (B1)		(888.052)	10.396.113
Altre componenti di conto economico complessivo che non saranno
successivamente riclassificate a Conto Economico
- utili (perdite) attuariali piani per dipendenti a benefici definiti (IAS19)		301.581	704.609
Effetto fiscale delle altre componenti di conto economico complessivo		(198.553)	(142.652)
Totale altre componenti di conto economico complessivo al netto dell'effetto fiscale (B2)		103.028	561.957
Totale Utile/(perdita) complessiva (A)+(B1)+(B2)		125.142.801	177.915.127

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DELLE VOCI DI PATRIMONIO NETTO

		Capitale sociale	Riserva sovrap. Emissione azioni	Riserva legale
	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 legale				4.413
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
	31/12/2017	1.276.226	105.102	49.998
Riserva legale				8.348
Dividendi agli azionisti
Utili portati a nuovo
Altri movimenti		24.706	27.917
Risultato complessivo rilevato nel periodo
di cui:
- Risultato netto del periodo
- Altre componenti di Conto Economico complessivo
	31/12/2018	1.300.932	133.019	58.346

migliaia di euro

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
(20.064)	-	57.594	181.992	124.501	1.582.719
			6.225	(6.225)	-
			-	(70.193)	(70.193)
		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
			4.413	(4.413)	-
			-	(79.764)	(79.764)
		4.080	-	(4.080)
			-		-
10.396		562	10.958	166.957	177.915
					-
				166.957	166.957
10.396	-	562	10.958		10.958
(4.262)	-	109.065	259.903	166.957	1.703.086
			8.348	(8.348)	-
			-	(91.065)	(91.065)
		67.544	-	(67.544)
			-		52.623
(888)		103	(785)	125.928	125.143
					-
				125.928	125.928
(888)	-	103	(785)		(785)
(5.150)	-	176.712	362.927	125.928	1.789.787

RENDICONTO FINANZIARIO

migliaia di euro

	Esercizio 2018	Esercizio 2017	Var. %
A. Disponibilità liquide e saldo gestione tesoreria accentrata iniziali	1.386.013	1.436.206	(3,5)
Flusso finanziario generato dall'attività operativa
Risultato del periodo	125.928	166.957	(24,6)
Rettifiche per:
Imposte del periodo	(19.976)	(8.649)	(*)
Oneri (proventi) finanziari netti	(138.650)	(177.273)	(21,8)
Ammortamenti attività materiali e immateriali	14.945	11.247	32,9
Svalutazioni (Rivalutazioni) nette di attività	-	5.561	(100,0)
Accantonamenti netti a fondi	17.424	6.985	(*)
(Plusvalenze) Minusvalenze	5	1.480	(99,6)
Erogazioni benefici ai dipendenti	(2.653)	(927)	(*)
Utilizzo fondo rischi e altri oneri	(2.968)	(2.501)	18,7
Variazione altre attività/passività non correnti	(699)	15.477	(*)
Altre variazioni patrimoniali	52	696	100,0
Imposte incassate/pagate	8.862	24.073	(63,2)
B. Cash flow operativo prima delle variazioni di CCN	2.270	43.126	(94,7)
Variazione delle rimanenze	(915)	-	-
Variazione crediti commerciali	14.322	(24.452)	(*)
Variazione crediti tributari e altre attività correnti	(9.199)	(29.247)	(68,5)
Variazione debiti commerciali	(4.225)	(1.076)	(*)
Variazione debiti tributari e altre passività correnti	(6.232)	34.022	(*)
C. Flusso finanziario derivante da variazioni di CCN	(6.249)	(20.753)	(69,9)
D. Cash flow operativo (B+C)	(3.979)	22.373	(*)
Flusso finanziario da (per) attività di investimento
Investimenti in attività materiali e immateriali	(27.156)	(25.953)	4,6
Investimenti in attività finanziarie	-	-	-
Realizzo investimenti e variazione attività destinate ad essere cedute	-	-	-
Dividendi incassati	200.560	210.470	(4,7)
VariazionI conseguenti alle fusioni per incorporazioni societarie	(53.794)	-	-
E. Totale flusso finanziario da attività di investimento	119.610	184.517	(35,2)
F. Free cash flow (D+E)	115.631	206.890	(44,1)
Flusso finanziario da attività di finanziamento
Aumento di capitale	52.623	-	-
Erogazione di dividendi	(91.065)	(79.764)	14,2
Altre variazioni di Patrimonio netto	-	-	-
Nuovi mutui e finanziamenti a lungo termine	580.000	550.000	5,5
Rimborsi di mutui e finanziamenti a lungo termine	(301.968)	(696.425)	(56,6)
Variazione crediti finanziari	57.236	1.374	(*)
Variazione debiti finanziari	(35.313)	30.927	(*)
Interessi pagati	(94.220)	(140.897)	(33,1)
Interessi incassati	64.514	77.702	(17,0)
G. Totale flusso finanziario da attività di finanziamento	231.807	(257.083)	(*)
H. Flusso monetario del periodo (F+G)	347.438	(50.193)	(*)
I. Disponibilità liquide e saldo gestione tesoreria accentrata finali (A+H)	1.733.451	1.386.013	25,1
L. Saldo gestione tesoreria accentrata a breve verso società controllate (*)	(1.476.673)	(1.316.551)	12,2
M. Disponibilità liquide finali (I+L)	256.778	69.462	(*)

(*) Variazione superiore al 100%

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:

• Energia (Produzione Idroelettrica e da altre fonti rinnovabili, 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, servizi di efficienza energetica ed altri minori).

Fusione per incorporazione di Acam S.p.A. e Integra S.r.l.

Nel corso dell'esercizio è stata perfezionata la fusione per incorporazione delle società Acam S.p.A. e Integra S.r.l., con efficacia giuridica al 1 novembre 2018. Come riportato nella tabella sopra, gli effetti contabili di tale operazione decorrono dal 1 aprile 2018, pertanto nel bilancio di Iren S.p.A. sono inclusi gli effetti economici del periodo intercorrente tra il 1 aprile 2018 e il 31 ottobre 2018. Negli allegati al bilancio sono presentate le situazioni patrimoniali, redatte secondo i principi internazionali IAS/IFRS, alla data del 1 aprile 2018, già inclusivi degli effetti derivanti dalle scritture di fusione, e gli schemi di bilancio al 31 marzo 2018 di Acam S.p.A. e Integra S.r.l, redatti sulla base dei principi contabili nazionali (OIC).

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 2017 , con le eccezioni evidenziate nei paragrafi "Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni efficaci dal 1° gennaio 2018".

Il bilancio separato al 31 dicembre 2018 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.

Gli schemi di bilancio adottati per la redazione del presente bilancio sono gli stessi applicati nella predisposizione del bilancio chiuso al 31 dicembre 2017, ad eccezione del prospetto di conto economico in cui è stata inserita la voce "Accantonamenti a fondo svalutazione crediti".

In linea con quanto precedentemente pubblicato, per la situazione patrimoniale-finanziaria la classificazione delle attività e passività è effettuata secondo il criterio "corrente/non corrente", con specifica separazione delle attività e passività cessate o destinate ad essere cedute. Le attività correnti, che includono disponibilità liquide e mezzi equivalenti, sono quelle destinate a essere realizzate, cedute o consumate nel normale ciclo operativo 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.

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 di alcune attività finanziarie, 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.

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 2018 di Iren S.p.A.; i suddetti principi contabili non sono cambiati rispetto a quelli adottati al 31 dicembre 2017 ad eccezione di quanto riportato nel paragrafo "Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni efficaci dal 1° gennaio 2018".

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
Impianti generici	10%
Attrezzatura	10%
Autoveicoli da trasporto e macchine operatrici	20%
Autovetture, motoveicoli e simili	25%
Macchine d'ufficio elettrom. e elettroniche e hw non imp.	20%
Mobili e arredi	12%

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.

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.

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.

In mancanza di uno soltanto dei requisiti indicati i costi in questione sono interamente imputati a conto economico in rapporto al periodo del loro sostenimento.

L'ammortamento dei diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione opere dell'ingegno, così come quello delle altre immobilizzazioni immateriali, 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.

254 Bilancio Separato e Note Illustrative al 31 dicembre 2018

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 – 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 della società 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).

Perdita di valore di attività non finanziarie

Gli IAS/IFRS richiedono di valutare l'esistenza di perdite di valore delle attività in presenza di indicatori specifici che facciano ritenere che tale problematica possa sussistere. Viene effettuata una verifica di perdita di valore (impairment test), che consiste nella stima del valore recuperabile dell'attività e nel confronto con il relativo valore netto contabile.

Il valore recuperabile è definito come il maggiore tra il fair value al netto dei costi di vendita (qualora esista un mercato attivo) e il valore d'uso del bene. Quest'ultimo è definito sulla base dell'attualizzazione dei flussi di cassa attesi dall'utilizzo del bene o da un'aggregazione di beni (le cosiddette Cash Generating Unit), al lordo delle imposte, applicando un tasso di sconto, ante imposte, che riflette le valutazioni correnti di mercato del valore temporale del denaro e dei rischi specifici dell'attività. Se il valore recuperabile è inferiore al valore contabile viene iscritta una perdita di valore. Se in esercizi successivi la perdita viene meno o si riduce, il valore contabile dell'attività o dell'unità generatrice di flussi finanziari è incrementato, con contropartita a conto economico, sino alla stima del nuovo valore recuperabile. Quest'ultimo non può eccedere il valore che sarebbe stato determinato se non fosse stata rilevata in precedenza alcuna perdita per riduzione di valore. Il ripristino di una perdita di valore non è applicabile all'avviamento.

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 flussi finanziari o un'obbligazione a pagare.

Per il trattamento contabile degli strumenti finanziari si fa riferimento al nuovo principio IFRS 9, omologato il 22 novembre 2016 con regolamento UE 2067/2016, che ha introdotto alcune significative novità in merito a classificazione e valutazione delle attività e passività finanziarie, riduzione di valore delle attività finanziarie e contabilizzazione delle operazioni di copertura.

- Attività e passività finanziarie

Al momento della rilevazione iniziale l'attività o passività finanziaria è valutata al fair value più o meno, nel caso di un'attività o passività finanziaria non valutata al fair value rilevato a conto economico, i costi dell'operazione direttamente attribuibili all'acquisizione o all'emissione dell'attività o passività finanziaria. Dopo la rilevazione iniziale l'attività o passività finanziaria è valutata come descritto di seguito.

Per quanto riguarda le attività finanziarie l'IFRS 9 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. In particolare il principio prevede le seguenti tre categorie per la classificazione delle attività finanziarie: a) attività finanziarie valutate al costo ammortizzato (amortised cost); b) attività finanziarie valutate al fair value rilevato nelle altre componenti di conto economico complessivo (FVOCI – fair value through other comprehensive income); c) attività finanziarie valutate al fair value rilevato a conto economico (FVTPL – fair value through profit and loss).

La classificazione all'interno delle categorie suindicate avviene sulla base del modello di business dell'entità e in relazione alle caratteristiche dei flussi di cassa generati dalle attività stesse:

• a) un'attività finanziaria è valutata al costo ammortizzato se il modello di business dell'entità prevede che l'attività finanziaria sia detenuta per incassare i relativi cash flow (quindi, in sostanza, non per realizzare profitti anche dalla vendita dello strumento) e le caratteristiche dei flussi di cassa dell'attività corrispondono unicamente al pagamento di capitale e interessi;
• b) un'attività finanziaria è misurata al Fair Value con contropartita le Altre componenti di conto economico complessivo se è detenuta con l'obiettivo sia di incassare i flussi di cassa contrattuali, sia di essere ceduta (modello Hold to Collect and Sell);
• c) infine se è un'attività finanziaria detenuta con finalità di negoziazione e comunque non rientra nelle fattispecie indicate ai precedenti punti a) e b) deve essere valutata al fair value con variazioni di valore imputate a conto economico.

L'IFRS 9 non ammette riclassificazioni tra categorie di attività finanziarie se non nei rari casi in cui vi è una modifica nel modello di business dell'entità. In tal caso gli effetti della riclassifica si applicano prospetticamente.

Ad ogni chiusura di bilancio tutte le attività finanziarie, ad eccezione di quelle valutate al fair value rilevato nell'utile (perdita) d'esercizio, sono sottoposte ad impairment test per determinare se vi siano oggettive evidenze che possono far ritenere non interamente recuperabile il valore dell'attività. A tal proposito l'IFRS 9 ha introdotto un nuovo modello di impairment basato sulle perdite attese, dove per "perdita" si intende il valore attuale di tutti i futuri mancati incassi, opportunamente integrato per tenere conto delle aspettative future ("forward looking information"). In accordo al general approach applicabile a tutte le attività finanziarie, la perdita attesa è funzione della probabilità di default (PD), della loss given default (LGD) e dell'esposizione al default (EAD): la PD rappresenta la probabilità che un'attività non sia ripagata e vada in default; l'LGD rappresenta l'ammontare che si prevede di non riuscire a recuperare qualora si verifichi l'evento di default; l'EAD rappresenta l'esposizione creditizia vantata nei confronti della controparte, incluse eventuali garanzie, collateral, ecc. La stima deve essere fatta inizialmente sulle perdite attese nei successivi 12 mesi; in considerazione dell'eventuale progressivo deterioramento del credito la stima deve essere adeguata per coprire le perdite attese lungo tutta la vita del credito.

Le passività finanziarie sono generalmente classificate come valutate al costo ammortizzato, ad eccezione dei derivati che sono valutati al fair value rilevato nell'utile (perdita) d'esercizio. La principale modifica introdotta dall'IFRS9 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 nelle altre componenti di conto economico complessivo.

- 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

Tutti gli strumenti rappresentativi di capitale rientranti nell'ambito di applicazione dell'IFRS 9 - sia quotati che non quotati - devono essere valutati al fair value rilevato a conto economico (FVTPL – fair value through profit and loss). L'entità ha l'opzione di presentare nel Patrimonio netto (FVOCI – fair value through other comprehensive income) le variazioni di fair value degli strumenti rappresentativi di capitale che non sono detenuti per la negoziazione, per i quali invece tale opzione è vietata. Tale designazione è ammessa al momento della rilevazione iniziale, può essere adottata per singolo titolo ed è irrevocabile. Qualora ci si avvalga di tale opzione, le variazioni di fair value di tali strumenti non vengono mai riversate a Conto Economico.

La società ha ritenuto di non avvalersi dell'opzione citata, pertanto le Altre partecipazioni, costituite da partecipazioni di minoranza in società non quotate che la società intende mantenere in portafoglio nel prossimo futuro, a decorrere dal 1 gennaio 2018 sono valutate a fair value rilevato a conto economico (FVTPL).

- 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 era già 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 vi è una documentazione formale della relazione di copertura e degli obiettivi aziendali di gestione del rischio e della strategia per effettuare la copertura;
• si suppone che la copertura sia altamente efficace nell'ottenere la compensazione dei cambiamenti nel fair value (fair value hedge) o nei flussi finanziari (cash flow hedge) attribuibili al rischio coperto;
• per le coperture di flussi finanziari, un'operazione prevista, che è oggetto di copertura, deve essere altamente probabile e deve presentare un'esposizione alle variazioni di flussi finanziari che potrebbe infine incidere sul risultato economico dell'esercizio;
• l'efficacia della copertura può essere attendibilmente valutata, ossia il fair value o i flussi finanziari dell'elemento coperto ed il fair value dello strumento di copertura possono essere attendibilmente valutati;
• la copertura è stata valutata sulla base di un criterio ricorrente ed è considerata altamente efficace per tutta la vita del derivato.

Gli strumenti finanziari di copertura vengono iscritti al fair value, determinato con modelli di valutazione adeguati 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.

Ad ogni chiusura di bilancio, gli strumenti finanziari di copertura vengono sottoposti al test di efficacia al fine di verificare se la copertura abbia o meno i requisiti per essere qualificata come copertura efficace ed essere contabilizzata secondo i principi dell'hedge accounting. L'IFRS 9 ha abolito la soglia dell'80-125% prevista dallo IAS 39 e ha introdotto un nuovo concetto di efficacia della copertura che richiede la verifica della relazione economica esistente tra strumento coperto e strumento di copertura. Una relazione di copertura risulta efficace se:

• esiste una relazione economica tra lo strumento coperto e lo strumento di copertura;
• l'effetto credit risk non domina la variazione di valore che risulta dalla relazione economica;
• il rapporto tra la quantità dello strumento di copertura e la quantità dell'elemento coperto in termini di peso relativo non determina uno squilibrio in termini di hedge ratio.

Se i requisiti previsti per l'applicazione dell'hedge accounting sono soddisfatti e:

• si è in presenza di copertura di flussi finanziari (cash flow hedge), le variazioni del fair value dello strumento di copertura sono riportate a patrimonio netto per la quota efficace della copertura (intrinsic value) e sono rilevate a conto economico per la parte time value e per l'eventuale quota inefficace (overhedging);
• si è in presenza di copertura di fair value (fair value hedge), le variazioni del fair value, sia dello strumento di copertura che dello strumento coperto, sono rilevate a conto economico.

Se i requisiti previsti per l'applicazione dell'hedge accounting non sono soddisfatti gli utili o le perdite derivanti dalla valutazione al fair value del solo strumento finanziario di copertura, sono iscritti interamente a conto economico.

Tenuto conto di quanto precisato nell'IFRS 7, esteso dall'IFRS 13, in merito alla c.d. gerarchia del fair value, si evidenzia che per ogni categoria di strumento finanziario contabilizzato al fair value viene indicata la gerarchia di determinazione del fair value suddivisa tra:

• Livello 1: prezzi quotati (non rettificati) su mercati attivi per attività o passività identiche
• Livello 2: dati di input diversi dai prezzi quotati di cui al Livello 1 che sono osservabili per l'attività o la passività, sia direttamente (come nel caso dei prezzi), sia indirettamente (ovvero derivati dai prezzi)
• Livello 3: dati di input relativi all'attività o alla passività che non sono basati su dati di mercato osservabili (dati non osservabili).

- Crediti e Debiti commerciali

I crediti e i debiti commerciali, la cui scadenza rientra nei normali termini commerciali, non sono attualizzati, poiché la componente temporale ha scarsa rilevanza nella loro valorizzazione, e sono iscritti al fair value (identificato dal loro valore nominale). Dopo la valutazione iniziale sono iscritti al costo ammortizzato.

I crediti commerciali sono esposti al netto del fondo svalutazione crediti determinato, in accordo all'IFRS 9, applicando in luogo del general approach, valido per tutte le attività finanziarie ad eccezione di quelle valutate al fair value rilevato nell'utile (perdita) d'esercizio, il metodo semplificato e, più nello specifico, il modello della provision matrix, che si fonda sull'individuazione dei tassi di perdita (default rates) per fasce di scaduto osservati su base storica, applicati per tutta la vita attesa del credito e aggiornati in base ad elementi rilevanti di scenario futuro.

- Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti sono 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.

Rimanenze

Le giacenze di magazzino, composte prevalentemente da materiali e apparecchi di scorta per la manutenzione e la costruzione di impianti, materie prime, quali l'olio combustibile e il gasolio, e gas in relazione all'attività di commercializzazione, sono valutati al minore tra il costo (costituito dal costo d'acquisto, dai costi di trasformazione e gli altri costi sostenuti per portare le rimanenze nel luogo e nelle condizioni attuali) e il presunto valore netto di realizzo o di sostituzione.

Il costo delle rimanenze viene determinato adottando il criterio del costo medio ponderato.

Se il costo delle rimanenze non può essere recuperato poiché esse sono danneggiate, sono diventate in tutto o in parte obsolete o i loro prezzi di vendita sono diminuiti, sono svalutate fino al valore netto di realizzo. Se le circostanze che avevano precedentemente causato una svalutazione non sussistono più l'ammontare della svalutazione viene stornato.

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

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 la società 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 la società 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.

Per quanto riguarda la presentazione in bilancio, le variazioni della passività relativa all'obbligazione che sorge in relazione a un piano a benefici definiti sono disaggregate in tre componenti:

1) operativa (service cost), costi del personale;

2) finanziaria (finance cost), interessi attivi/passivi netti;

3) valutativa (remeasurement cost), utili/perdite attuariali.

Gli utili e le perdite derivanti dall'effettuazione del calcolo attuariale per quanto concerne i benefici successivi al rapporto di lavoro sono immediatamente rilevati nelle altre componenti del Conto economico complessivo con l'eccezione del premio fedeltà per cui la rilevazione è interamente a Conto economico.

In merito all'informativa integrativa, viene proposta l'informativa relativa alle caratteristiche dei piani e dei relativi importi iscritti in bilancio, al rischio derivante dai piani e comprendente una analisi di sensitività delle fluttuazioni nel rischio demografico.

Fondi per rischi e oneri

I fondi per rischi e oneri sono accantonati per coprire passività di ammontare o scadenza incerti che devono essere rilevati in bilancio quando ricorrono le seguenti contestuali condizioni:

• l'impresa ha un'obbligazione attuale (legale o implicita), ossia in corso alla data di riferimento del bilancio, quale risultato di un evento passato;
• è probabile che per adempiere all'obbligazione si renderà necessario un impiego di risorse economiche;
• può essere effettuata una stima attendibile dell'importo necessario all'adempimento dell'obbligazione.

I rischi per i quali il manifestarsi di una passività è soltanto potenziale sono indicati nelle note al bilancio senza procedere allo stanziamento di un fondo.

In caso di eventi solamente remoti e cioè di eventi che hanno scarsissime possibilità di verificarsi non viene contabilizzato alcun fondo, né vengono fornite informazioni aggiuntive od integrative.

Gli accantonamenti sono iscritti al valore rappresentativo della migliore stima dell'ammontare che l'impresa pagherebbe per estinguere l'obbligazione, ovvero per trasferirla a terzi alla data di chiusura dell'esercizio. Se l'effetto di attualizzazione del valore del denaro è significativo, gli accantonamenti sono determinati attualizzando i flussi finanziari futuri attesi ad un tasso di sconto ante imposte che riflette la valutazione corrente del mercato del costo del denaro in relazione al tempo.

Quando viene effettuata l'attualizzazione, l'incremento dell'accantonamento dovuto al trascorrere del tempo è rilevato come onere finanziario.

I fondi post mortem sono attualizzati sulla base 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.

Circa la corretta rilevazione dei ricavi da contratti con i clienti, si fa riferimento a quanto previsto dall'IFRS 15. Il nuovo principio, recepito dall'Unione Europea in data 22 settembre 2016 e successivamente modificato con il regolamento UE 1987/2017 del 31 ottobre 2017, si applica a tutti i contratti con i clienti, ad eccezione dei seguenti:

• Contratti di leasing (IAS 17)
• Contratti di assicurazione (IFRS 4)
• Contratti finanziari (IAS 39)
• Scambi non monetari tra entità operanti nello stesso settore.
• Il nuovo principio definisce un modello di rilevazione dei ricavi basato su 5 steps:
• 1. identificazione del contratto con il cliente. Per contratto si intende l'accordo commerciale approvato tra due o più parti che crea diritti e obbligazioni esigibili. Un contratto è identificato quando tutte le seguenti condizioni sono soddisfatte: a) le parti hanno approvato il contratto (in forma scritta o secondo le pratiche commerciali abituali); b) è possibile identificare i diritti del cliente in merito ai beni o servizi che devono essere trasferiti; c) i termini di pagamento sono identificabili; d) il contratto ha sostanza commerciale; e) è probabile che il prezzo verrà incassato (si considera solo la capacità e l'intenzione a pagare da parte del cliente);
• 1. identificazione delle "Performance obligations" contenute nel contratto. Le attività eventualmente svolte per dare esecuzione al contratto, quali adempimenti amministrativi per la predisposizione del contratto stesso, non trasferiscono al cliente beni e servizi separati, pertanto non rappresentano obbligazioni di fare. Le eventuali spese iniziali non rimborsabili addebitate al cliente non sono ricavi a meno che non si riferiscano a beni o servizi distinti.

Se all'interno di un contratto un'entità concede al cliente un'opzione per acquistare beni e servizi futuri, tale opzione costituisce una performance obligation separata solo se conferisce al cliente un beneficio che non avrebbe potuto ottenere in altro modo, come ad esempio uno sconto maggiore di quelli tipicamente concessi per quei particolari beni o servizi. Un'opzione per acquistare un bene od un servizio ad un prezzo che riflette il suo stand-alone selling price, non è una performance obligation separata anche se può essere ottenuta solo stipulando il contratto in oggetto;

• 1. determinazione del "Transaction price". Al fine di determinare il prezzo dell'operazione occorre considerare, tra gli altri, i seguenti elementi: a) eventuali importi riscossi per conto di terzi, che devono essere esclusi dal corrispettivo; b) componenti variabili del prezzo (quali performance bonus, penali, sconti, rimborsi, incentivi, ecc.); c) componente finanziaria, nel caso in cui i termini di pagamento concedano al cliente una dilazione significativa;
• 1. allocazione del prezzo alle Performance obligations sulla base del "Relative Stand Alone Selling Price";
• 1. rilevazione dei ricavi quando la Performance obligation è soddisfatta. Il trasferimento del bene o servizio avviene quando il cliente ottiene il controllo del bene o servizio e cioè quando ha la capacità di deciderne e/o indirizzarne l'uso e ottenerne sostanzialmente tutti i benefici. Il trasferimento del controllo, e conseguentemente la rilevazione dei ricavi può avvenire in un determinato momento (point in time) oppure nel corso del tempo (over time).

In caso di modifica contrattuale, vale a dire un cambiamento dell'oggetto e/o del prezzo del contratto approvato dalle parti, se la modifica introduce nuovi beni e/o servizi distinti e l'incremento del corrispettivo contrattuale è pari allo stand alone selling price dei nuovi beni e/o servizi, la modifica contrattuale deve essere contabilizzata come un nuovo contratto. Se le due condizioni citate non sono soddisfatte e i beni e/o servizi ancora da consegnare sono distinti rispetto a quanto già trasferito al cliente prima della modifica, allora la modifica è da trattare come cancellazione del vecchio contratto ed introduzione di un nuovo contratto con effetto prospettico sui ricavi; in caso contrario la modifica deve essere trattata come prosecuzione del contratto originario con effetto retrospettico sui ricavi.

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.

I proventi sono valutati al fair value del corrispettivo ricevuto o spettante e sono rilevati quando:

• il valore dei ricavi può essere stimato attendibilmente;
• è probabile che l'impresa potrà fruire dei benefici economici derivanti dall'operazione.

Costi per l'acquisizione di beni e servizi

I costi sono valutati al fair value dell'ammontare pagato o da pagare. I costi per l'acquisizione di beni e servizi sono iscritti quando il loro ammontare può essere determinato in maniera attendibile. I costi per acquisto di beni sono riconosciuti al momento della consegna, che in base ai contratti in essere identifica il momento del passaggio dei rischi e benefici connessi. I costi per servizi sono iscritti per competenza in base al momento di ricevimento degli stessi.

Proventi e oneri finanziari

I proventi e gli oneri finanziari sono rilevati per competenza sulla base degli interessi maturati sul valore netto delle relative attività e passività finanziarie utilizzando il tasso di interesse effettivo.

Gli oneri finanziari che sono direttamente imputabili all'acquisizione, costruzione, produzione di un impianto sono capitalizzati dal momento che:

• è probabile che comporteranno dei benefici economici futuri per l'impresa;
• sono attendibilmente determinati.

I dividendi da partecipazioni sono contabilizzati nel momento in cui sorge il diritto all'incasso, che normalmente corrisponde alla delibera assembleare di distribuzione dei dividendi.

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.

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 E INTERPRETAZIONI APPLICATI DAL 1° GENNAIO 2018

A partire dal 1° gennaio 2018 risultano applicabili obbligatoriamente i seguenti principi contabili e modifiche ai principi contabili, emanati dallo IASB e recepiti, laddove previsto, dall'Unione Europea:

IFRS 15 – Ricavi da contratti con i clienti. Il principio, recepito dall'Unione Europea in data 22 settembre 2016 e successivamente modificato con il regolamento UE 1987/2017 del 31 ottobre 2017, si applica a tutti i contratti con i clienti, eccezion fatta per i contratti di leasing, i contratti assicurativi e gli strumenti finanziari.

Come meglio illustrato nel paragrafo relativo ai principi contabili applicabili ai Ricavi, l'IFRS 15 definisce un modello di rilevazione dei ricavi basato su 5 steps:

• i. identificazione del contratto con il cliente.
• ii. identificazione delle "Performance obligations" contenute nel contratto;
• iii. determinazione del "Transaction price";
• iv. allocazione del prezzo alle Performance obligations sulla base del "Relative Stand Alone Selling Price";
• v. rilevazione dei ricavi quando la Performance obligation è soddisfatta.

Lo standard prevede obbligatoriamente un'applicazione retroattiva, ma la transizione può avvenire secondo due modalità: retroattivamente a ciascun esercizio precedente presentato conformemente allo IAS 8 (full retrospective approach) oppure retroattivamente contabilizzando l'effetto cumulativo dalla data dell'applicazione iniziale (modified restrospective approach) nel Patrimonio netto di apertura al 1° gennaio 2018 (IFRS 15 par C3 b)). In caso di scelta del secondo approccio, l'IFRS 15 viene applicato retroattivamente solo ai contratti che non sono conclusi alla data dell'applicazione iniziale (1° gennaio 2018). La società ha scelto di applicare l'IFRS 15 utilizzando il secondo approccio.

In sede di applicazione del predetto principio si è evidenziata la necessità di prevedere un diverso trattamento contabile dei contributi di allacciamento fatturati dalle società che esercitano il servizio di distribuzione a titolo di rimborso dei costi sostenuti per l'allaccio/posa contatore. I relativi ricavi non possono essere considerati parte del corrispettivo del servizio di distribuzione in quanto non si ha il trasferimento del controllo del bene ai sensi dell'IFRS 15 e pertanto devono essere riscontati e rilasciati lungo la vita dell'asset di riferimento in linea con quanto previsto ai fini tariffari.

Per quanto riguarda l'applicazione del principio ad altre tipologie/fattispecie contrattuali con i clienti le verifiche svolte non hanno evidenziato impatti; sono state attivate, in relazione ai rapporti con i clienti, opportune procedure al fine della corretta rilevazione dei ricavi da contratti a partire dal 1° gennaio 2018 e della identificazione tempestiva di eventuali criticità nelle future offerte commerciali.

IFRS 9 – Strumenti finanziari. Il nuovo principio, omologato il 22 novembre 2016 con regolamento UE 2067/2016, ha introdotto alcune significative novità in merito ai seguenti aspetti:

I. criteri per la classificazione e valutazione delle attività e passività finanziarie. Per quanto riguarda 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. In particolare il principio prevede le seguenti tre categorie per la classificazione delle attività finanziarie: a) attività finanziarie valutate al costo ammortizzato (amortised cost); b) attività finanziarie valutate al fair value rilevato nelle altre componenti di conto economico complessivo (FVOCI – fair value through other comprehensive income); c) attività finanziarie valutate al fair value rilevato a conto economico (FVTPL – fair value through profit and loss). Scompaiono quindi le categorie dei "loans and receivables", delle attività finanziarie disponibili per la vendita e delle attività finanziarie "held to maturity". Per le passività finanziarie la principale modifica 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 nelle altre componenti di conto economico complessivo;

• II. impairment delle attività finanziarie. Il principio introduce un nuovo modello di impairment basato sulle perdite attese, dove per "perdita" si intende il valore attuale di tutti i futuri mancati incassi, opportunamente integrato per tenere conto delle aspettative future ("forward looking information");
• III. operazioni di copertura (hedge accounting). Le modifiche introdotte si riferiscono in particolare al test di efficacia, con riferimento all'abolizione della soglia dell'80-125% prevista dallo IAS 39, alla contabilizzazione del costo della copertura, all'ampliamento degli elementi coperti e dell'informativa richiesta.

Con riferimento al punto I) non si evidenziano impatti significativi sul bilancio derivanti dall'applicazione dei requisiti di classificazione e valutazione delle attività finanziarie previsti dall'IFRS9. Il Gruppo ha analizzato le caratteristiche dei flussi di cassa contrattuali di finanziamenti e crediti ritenendo che questi rispettino i criteri per la valutazione al costo ammortizzato. Per quanto riguarda le Altre partecipazioni si tratta di partecipazioni di minoranza in società non quotate, fino al 2017 classificate come Disponibili per la vendita e valutate a fair value con contropartita le Altre componenti di conto economico complessivo in accordo allo IAS 39, che la società intende mantenere in portafoglio nel prossimo futuro: a decorrere dal 1 gennaio 2018, in conformità all'IFRS 9, tali partecipazioni saranno valutate a fair value rilevato a conto economico (FVTPL).

Per quanto riguarda il punto II) il fondo svalutazione crediti relativo ai crediti commerciali è stato rideterminato applicando il metodo semplificato previsto dall'IFRS 9. L'applicazione del nuovo principio è retroattiva, pertanto la società ha rideterminato il fondo svalutazione crediti al 31 dicembre 2017 utilizzando la nuova metodologia.

Inoltre sono stati oggetto di analisi i crediti finanziari verso società collegate, joint ventures e verso altri al fine di identificare eventuali problematiche di impairment. Le indagini svolte, con particolare riferimento al merito creditizio e alla probabilità di default, non hanno evidenziato, al 1 gennaio 2018, la necessità di apportare ulteriori svalutazioni.

Infine, in relazione al punto III) la società ha scelto di applicare l'IFRS 9 a partire dal 1 gennaio 2018, sebbene il principio conceda la possibilità di continuare ad applicare le regole di Hedge Accounting previste dallo IAS 39 fino a quando il principio IFRS 9 non verrà aggiornato con le regole relative al Macro Hedging. Le relazioni di copertura in essere che soddisfano la definizione di coperture efficaci in accordo allo IAS 39 non sono impattate dai nuovi criteri di hedge accounting dell'IFRS9.

Modifica allo IAS 40 - Investimenti immobiliari. La modifica, omologata con regolamento UE 400/2018, 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. Non si prevedono impatti sul Gruppo derivanti dalla modifica in oggetto.

Infine si segnala che il 29 marzo 2018 lo IASB ha pubblicato la versione rivista del Conceptual Framework to Financial Reporting. Le principali modifiche rispetto alla versione del 2010 riguardano:

• migliori definizioni e guidance, in particolare con riferimento alla definizione di attività e passività;
• la revisione dei criteri per la rilevazione di attività e passività, nonché dei relativi costi e ricavi, cioè la rilevanza dell'informazione e la fedele rappresentazione in bilancio della transazione sottostante. Sono eliminati i concetti di "probabilità" e "attendibilità nella valutazione";
• la reintroduzione di importanti concetti, come stewardship, vale a dire la capacità del management di gestire in modo efficace ed efficiente le risorse della società, prevalenza della sostanza sulla forma e prudenza, soprattutto laddove sussiste incertezza nelle valutazioni. Il nuovo Framework evidenzia che le stime sono parte del bilancio e che un'elevata incertezza nelle valutazioni non implica che le stime non possano fornire informazioni rilevanti;
• un nuovo capitolo in tema di valutazione che descrive i possibili criteri di valutazione, ossìa costo storico o current value: il valore corrente può essere determinato come fair value, valore d'uso o costo di sostituzione. Per ciascuna attività e passività la società deve scegliere il criterio di valutazione che consente di fornire informazioni rilevanti in grado di rappresentare fedelmente la sostanza

dell'operazione. Inoltre le informazioni fornite devono essere comparabili, verificabili, puntuali e comprensibili.

Dal momento che rappresenta un quadro concettuale di riferimento, ma non è un documento direttamente applicativo, il Framework non è soggetto al processo di omologazione da parte dell'Unione Europea ed è effettivo a partire dalla data di emissione.

PRINCIPI CONTABILI, EMENDAMENTI ED INTERPRETAZIONI OMOLOGATI NON ANCORA APPLICABILI E NON ADOTTATI IN VIA ANTICIPATA

A partire dal 1° gennaio 2019 risulteranno applicabili i seguenti principi contabili e modifiche ai principi contabili che hanno già concluso il processo di endorsement comunitario:

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, che prescinde dalla forma contrattuale adottata (leasing, affitto o noleggio) e di fatto segna la fine della distinzione tra leasing operativo e leasing finanziario.

L'IFRS 16 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. Dal lato del locatario, il nuovo principio prevede la rilevazione nello stato patrimoniale delle attività e delle relative passività finanziarie per tutti i contratti di leasing di durata superiore ai 12 mesi, a meno che l'attività sottostante abbia un modico valore; nel conto economico dovranno essere rilevati separatamente ammortamenti e interessi passivi. Dal lato del locatore l'impatto sul bilancio si sostanzia solo in una maggiore informativa.

La sua applicazione nel Gruppo Iren è prevista a partire dal 1° gennaio 2019 pur essendo consentita un'applicazione anticipata per le entità che applicano l'IFRS 15. Sulla base delle analisi svolte i contratti in cui Iren si configura come locatario si riferiscono prevalentemente a leasing immobiliari e noleggi a lungo termine di automezzi e autoveicoli.

In accordo a quanto previsto dall'IFRS16.C3 il Gruppo Iren ha deciso di applicare il principio ai contratti precedentemente classificati come leasing in accordo allo IAS 17 Leasing e all'IFRIC 4 Determinare se un contratto contiene un leasing, anziché rideterminare se un contratto è o contiene un leasing.

Con riferimento ai leasing precedentemente classificati come leasing operativi, quali espedienti pratici previsti dalle disposizioni transitorie dell'IFRS 16, il Gruppo Iren ha optato per:

• applicare il principio retroattivamente contabilizzando l'effetto cumulativo dell'applicazione iniziale dell'IFRS16 alla data dell'applicazione iniziale, senza rideterminare le informazioni comparative, bensì rilevando l'eventuale effetto cumulativo come rettifica del saldo di apertura degli utili portati a nuovo (IFRS 16.C5 b) e C7);
• valutare la passività del leasing alla data di applicazione inziale al valore attuale dei restanti pagamenti dovuti attualizzati utilizzando il tasso di finanziamento marginale di Iren alla data di applicazione iniziale (IFRS16.C8 a);
• valutare l'attività consistente nel diritto di utilizzo all'importo pari alla passività iniziale del leasing, al netto di eventuali risconti attivi iscritti nel prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria immediatamente prima della data dell'applicazione iniziale (IFRS16.C8 b (ii))
• non rilevare attività e passività relative a leasing la cui durata termina entro 12 mesi dalla data dell'applicazione inziale. Tali leasing sono trattati come leasing a breve termine in accordo all'IFRS16.C10 c.

Gli effetti della prima applicazione dell'IFRS 16, tenuto conto degli espedienti pratici citati, comporteranno per la società Iren S.p.A. un incremento delle passività finanziarie di 90-95 milioni di euro ed un pari incremento delle attività per Immobilizzazioni materiali. L'impatto sul patrimonio netto è pertanto nullo.

Modifica all'IFRS9 - Elementi di pagamento anticipato con compensazione negativa. Le modifiche, omologate con Reg. UE 2018/498 del 22 marzo 2018, introducono un'eccezione per particolari attività finanziarie che prevederebbero flussi di cassa contrattuali rappresentati esclusivamente da pagamenti di capitale e interessi (IFRS 9, par. 4.1.2), ma non soddisfano tale condizione solo per la presenza di una clausola contrattuale di rimborso anticipato. In particolare, gli emendamenti prevedono che le attività finanziarie con clausola contrattuale che consente (o impone) all'emittente di ripagare uno strumento di debito o permette (o impone) al possessore di rimborsare uno strumento di debito all'emittente prima della scadenza possono essere valutate al costo ammortizzato o al fair value con contropartita le Altre componenti di conto economico complessivo, subordinatamente alla valutazione del modello di business in cui sono detenute, se sono soddisfatte le seguenti condizioni:

• la società acquisisce o emette l'attività finanziaria con un premio o a uno sconto rispetto all'importo nominale del contratto;
• l'ammontare del rimborso anticipato rappresenta sostanzialmente l'importo nominale contrattuale e gli interessi contrattuali maturati (ma non pagati), che possono includere un ragionevole compenso aggiuntivo per la risoluzione anticipata del contratto; e
• all'atto della rilevazione iniziale da parte della società, il fair value dell'opzione di pagamento anticipato non è significativo.

Le modifiche sono applicabili a partire dal 1 ° gennaio 2019.

IFRIC 23 – Uncertainty over Income Tax Treatment. L'interpretazione, emessa a giugno 2017 e omologata con Reg. UE 2018/1595 del 23 ottobre 2018, chiarisce come applicare i requisiti di rilevazione e valutazione dello IAS 12 in caso di incertezza sui trattamenti fiscali relativi alle imposte sul reddito. Qualora vi siano incertezze sull'applicazione della normativa fiscale a una specifica operazione o gruppo di operazioni, l'IFRIC 23 richiede di valutare la probabilità che l'Autorità fiscale accetti la scelta fatta dalla società in merito al trattamento fiscale dell'operazione: in funzione di tale probabilità, la società dovrà iscrivere nel proprio bilancio un ammontare di imposte che potrà corrispondere o differire rispetto a quanto risulta dalla dichiarazione dei redditi. L'interpretazione è applicabile dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2019 o successivamente.

Amendments to IAS 28 – Long-term interests in associates and joint ventures. La modifica, emessa a ottobre 2017 e omologata con Reg. UE 2019/237 dell'8 febbraio 2019, chiarisce che la società deve applicare le disposizioni dell'IFRS9 a qualsiasi altra interessenza a lungo termine, che nella sostanza rappresenta un'ulteriore componente della partecipazione nella società collegata o nella joint venture, alla quale non è applicato il metodo del patrimonio netto (es. azioni privilegiate, finanziamenti e crediti non commerciali). Le eventuali perdite rilevate in base al metodo del patrimonio netto, in eccesso rispetto alla partecipazione dell'entità in azioni ordinarie della collegata o della joint venture, sono attribuite alle altre componenti della partecipazione in ordine inverso rispetto al loro grado di subordinazione (ossia, priorità di liquidazione) dopo aver applicato l'IFRS 9. La modifica è applicabile a partire dal 1° gennaio 2019.

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 aggiornamenti ed emendamenti dei principi IFRS (già approvati dallo IASB):

Annual improvements to IFRSs 2015-2017 cycle. Emesso a dicembre 2017 il documento contiene modifiche formali e chiarimenti a principi già esistenti. Ciascuna delle modifiche sarà applicabile, previa omologazione, a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2019 o successivamente. Si evidenziano in particolare le seguenti modifiche:

• IFRS 3 Aggregazioni aziendali. L'emendamento precisa che un joint operator, che acquisisce il controllo di un'attività a controllo congiunto che rappresenta un business, deve rimisurare l'interessenza precedentemente detenuta nell'attività a controllo congiunto al fair value alla data di acquisizione.
• IFRS 11 Joint Arrangements. La modifica chiarisce che se una società che partecipa in un'attività a controllo congiunto che rappresenta un business (ai sensi dell'IFRS 3) senza esercitare un controllo congiunto, acquisisce il controllo congiunto, non deve rimisurare l'interessenza precedentemente detenuta.
• IAS 23 Oneri finanziari. La modifica stabilisce che il tasso di capitalizzazione applicato al fine di determinare l'ammontare di oneri finanziari capitalizzabili deve corrispondere alla media ponderata

dei tassi di interesse relativi a tutti i finanziamenti in essere durante l'esercizio, diversi da quelli ottenuti specificamente allo scopo di acquisire un bene. Pertanto la parte dei finanziamenti specifici che rimane in essere quando il correlato "qualifying asset" è pronto per l'utilizzo o la vendita, deve essere inclusa nell'ammontare dei finanziamenti generici della società.

Amendments to IFRS 3 – Aggregazioni aziendali. La modifica ha interessato la definizione di business, da intendersi come un insieme integrato di attività che è possibile condurre e gestire allo scopo di fornire beni o servizi ai clienti, generare reddito da investimenti (come dividendi o interessi) o generare altri redditi da attività ordinarie. Tale precisazione consente di distinguere se un'acquisizione si riferisce ad un'impresa o ad un gruppo di attività: solo nel primo caso può essere iscritto un avviamento. La nuova definizione di business dovrà essere applicata alle acquisizioni effettuate a decorrere dal 1 gennaio 2020.

Definition of material - Amendments to IAS 1 e IAS 8. L'emendamento, emesso in data 31 ottobre 2018, ha lo scopo di precisare meglio la definizione di "significativo", fornire indicazioni utili all'identificazione delle informazioni rilevanti da inserire in bilancio e rendere omogenea l'applicazione del concetto di materialità all'interno del corpo dei Principi contabili internazionali. La modifica sarà applicabile, previa omologazione, a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2020 o successivamente.

Relativamente ai nuovi principi applicabili a partire dall'esercizio 2019 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.

					migliaia di euro
Dati al 31/12/2018	Valore contabile	Flussi finanziari contrattuali	entro i 12 mesi	1-5 anni	Oltre 5 anni
Debiti per mutui e bond (*)	2.996.119	(3.315.293)	(415.019)	(1.108.398)	(1.791.876)
Coperture rischio tasso (**)	7.814	(7.814)	(4.230)	(6.479)	2.895

(*) 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 sia 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 2018.

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)	(359)	650	-	-
Variazione del fair value
Contratti di copertura
(solo componenti valutative)	901	(944)	13.738	(15.100)
Totale impatto da analisi di sensitività	542	(294)	13.738	(15.100)

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
	31/12/2018		31/12/2017
Descrizione attività / passività	Valore contabile	Fair Value	Valore contabile	Fair Value
Crediti finanziari non correnti vs correlate	1.620.020	1.781.135	1.549.420	1.655.585
Derivati di copertura - Attività a lungo	311	311	1.812	1.812
Obbligazioni esigibili oltre 12 mesi	(2.185.550)	(2.174.032)	(1.777.885)	(1.879.082)
Obbligazioni esigibili entro 12 mesi	(89.069)	(91.779)	-	-
Debiti finanziari non correnti verso istituti di credito	(481.059)	(460.538)	(857.762)	(931.099)
Derivati di copertura - Passività a lungo	(8.125)	(8.125)	(8.773)	(8.773)
Mutui quota corrente	(240.440)	(249.748)	(82.440)	(107.320)
Totale	(1.383.913)	(1.202.776)	(1.175.628)	(1.268.876)

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
31.12.2018	Livello 1	Livello 2	Livello 3	Totale
Attività finanziarie valutate al fair value rilevato nelle altre componenti di conto economico complessivo
Attività finanziarie valutate al fair value rilevato a conto economico			100	100
Attività finanziarie derivate in Cash Flow Hedge		311		311
Attività finanziarie derivate in Fair Vaue Hedge
Attività finanziarie derivate fuori dall'hedge accounting
Totale attività		311	100	411
Passività finanziarie derivate in Cash Flow Hedge		(4.937)		(4.937)
Passività finanziarie derivate in Fair Value Hedge
Passività finanziarie derivate fuori dall'hedge accounting		(3.188)		(3.188)
Totale passività		(8.125)		(8.125)
Totale complessivo		(7.814)	100	(7.714)

				migliaia di euro
31.12.2017	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		1.812		1.812
Totale attività		1.812		1.812
Passività finanziarie derivate		(8.773)		(8.773)
Totale passività		(8.773)		(8.773)
Totale complessivo		(6.961)		(6.961)

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

Sino alla data del 30 giugno 2018, sono rimasti in vigore (i) il "Regolamento Interno in materia di operazioni con parti correlate" (in seguito anche "Regolamento interno OPC"), nella versione da ultimo aggiornata con deliberazione del Consiglio di Amministrazione di IREN assunta in data 13 marzo 2015, previo parere favorevole del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate della Società (in seguito anche "COPC", interamente composto da Amministratori indipendenti); (ii) la Procedura operativa per la gestione delle Operazioni con Parti Correlate, che integra e dettaglia le previsioni del predetto Regolamento Interno OPC, approvata dal Consiglio di Amministrazione di IREN in data 15 marzo 2016, previo parere favorevole del COPC.

Con la finalità di addivenire all'unificazione dei succitati documenti e ad una conseguente razionalizzazione delle relative previsioni, in data 12 aprile 2018, previo parere favorevole da parte del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate, il Consiglio di Amministrazione di IREN ha approvato la Procedura in materia di Operazioni con Parti Correlate (in seguito anche "Procedura OPC"), con entrata in vigore differita al 1° luglio 2018, data in cui ha sostituito la documentazione in precedenza vigente in materia, ossia il Regolamento Interno OPC e la Procedura Operativa per la gestione delle operazioni con parti correlate, diventando l'unico documento di riferimento nel Gruppo. Nelle more dell'entrata in vigore della Procedura OPC di cui sopra, sono state apportate al relativo testo alcune modifiche di carattere formale, sottoposte, previo parere favorevole del COPC, al Consiglio di Amministrazione di IREN, che in data 2 luglio 2018 ha approvato una versione aggiornata della Procedura OPC.

La vigente Procedura OPC è pubblicata sul sito web del Gruppo Iren (www.gruppoiren.it), nella Sezione "Investitori – Corporate Governance – Parti correlate".

La documentazione aziendale di cui sopra, definita in coordinamento con quanto previsto dalle procedure amministrative e contabili di cui all'art. 154-bis TUF, è stata predisposta in attuazione:

• delle disposizioni in materia di operazioni con parti correlate di cui all'art. 2391-bis del Codice Civile;
• del Regolamento recante disposizioni in materia di operazioni con parti correlate, adottato dalla Consob con delibera n. 17221 del 12 marzo 2010, successivamente modificato con delibera n. 17389 del 23 giugno 2010 ("Regolamento Consob OPC"), tenuto conto delle indicazioni di cui alla Comunicazione Consob n. DEM/10078683 del 24 settembre 2010 ("Comunicazione Consob");
• delle disposizioni di cui all'art. 114 del D. Lgs. 24 febbraio 1998, n. 58 (il "Testo Unico della Finanza" ovvero "TUF") nonché di quanto previsto dal Regolamento (UE) n. 596/2014 in materia di abusi di mercato.

Più nello specifico, tale documentazione aziendale ha le seguenti finalità: (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; (ii) stabilire le modalità di adempimento dei relativi obblighi informativi, ivi compresi quelli previsti dalle disposizioni di legge e regolamentari vigenti e applicabili.

In estrema sintesi, i profili disciplinati sono i seguenti: (i) l'individuazione del perimetro delle parti correlate; (ii) la definizione di operazione con parte correlata; (iii) l'individuazione dei casi di esclusione nonché delle operazioni c.d. "di importo esiguo"; (iv) le procedure applicabili alle operazioni di minore rilevanza; (v) le procedure applicabili alle operazioni di maggiore rilevanza; (vi) i soggetti preposti all'istruttoria in materia di operazioni con parti correlate; (vii) le operazioni di competenza assembleare; (viii) le forme di pubblicità.

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

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

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 il Comune di Genova (a seguito di scissione non proporzionale asimmetrica in forza della quale il 50% del patrimonio netto è stato attribuito alla beneficiaria FCT) detiene la partecipazione in Iren S.p.A., sulla base di uno specifico contratto che prevede una adeguata remunerazione delle prestazioni.

Rapporti con altre parti correlate

In base alla vigente Procedura OPC, 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 (controllata dal Comune di Genova), FCT (controllata dal Comune di Torino) e le c.d. "Parti Emiliane", nonché Comuni di Torino e Genova.

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.

I restanti rapporti con le parti correlate controllate dai predetti Comuni sono prevalentemente di natura commerciale ed attinenti a servizi forniti alla generalità della clientela.

Da ultimo e per ciò che concerne gli amministratori e i sindaci di IREN 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.

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 controllate del Gruppo. Le condizioni dei contratti intercompany, 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 2018, oltre alla consolidante Iren S.p.A., include le seguenti società: IRETI, Iren Mercato, Iren Energia, Iren Acqua, Immobiliare delle Fabbriche, Iren Ambiente

272 Bilancio Separato e Note Illustrative al 31 dicembre 2018

(incorporante di TRM V e TRM Holding), Iren Rinnovabili, Green Source, Enìa Solaris, Varsi Fotovoltaico, AMIAT, AMIAT V.

In particolare, nel suddetto contratto, di recente aggiornamento per tener conto del nuovo perimetro, 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 2018 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, IRETI, Iren Mercato, Iren Ambiente, AMIAT, Iren Rinnovabili, Enìa Solaris, Iren Acqua Tigullio, Iren Acqua, Greensource, Varsi Fotovoltaico, Immobiliare delle fabbriche, Iren Laboratori, Bonifica Autocisterne, REI, ASM Vercelli e ATENA Trading.

Rapporti con società joint ventures e collegate

Fra i principali rapporti intrattenuti da Iren S.p.A. con società joint ventures e collegate, si segnalano:

• la fornitura ad Asti Energia e Calore di beni e servizi per la realizzazione di un intervento di riqualificazione ed efficientamento degli impianti di illuminazione pubblica nella Città di Asti;
• il finanziamento concesso ad OLT Offshore LNG Toscana relativo all'impianto di rigassificazione di Livorno.

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

Patto parasociale fra IREN e First State Investments relativo ad OLT Offshore LNG Toscana S.p.A.

Il 22 marzo 2019 è stato sottoscritto un patto parasociale tra, da un lato, Iren Mercato e ASA - Azienda Servizi Ambientali S.p.A. (ASA), società partecipata al 40% dal Gruppo, e, dall'altro lato, First State SP S.à r.l. ("First State Investments" – FSI), relativo alla governance e alla circolazione delle partecipazioni di OLT Offshore LNG Toscana (OLT), società che ha sviluppato e gestisce l'impianto di rigassificazione "FSRU Toscana" da 3,75 miliardi di mc all'anno, ancorato al largo della costa toscana.

First State Investments, divisione internazionale di Colonial First State Global Asset Management, opera nella gestione di investimenti infrastrutturali e detiene, fra l'altro, un ampio portafoglio di partecipazioni in utilities operanti in diversi paesi europei.

La stipula del patto avviene contestualmente alla sottoscrizione di un contratto di compravendita tra FSI e Uniper Global Commodities SE (che detiene, congiuntamente ad Iren Mercato, il controllo di OLT), avente ad oggetto la vendita di tutte le azioni OLT di proprietà della stessa Uniper, ed avrà efficacia all'atto del closing di tale compravendita.

Ai sensi degli accordi attualmente in essere tra Uniper, Iren e ASA, ad Iren e ASA è attribuito un diritto di co-vendita avente a oggetto tutte o parte delle azioni di OLT di cui sono attualmente titolari, agli stessi termini e condizioni previsti per la cessione delle azioni di proprietà di Uniper. Tale diritto potrà essere esercitato entro 6 mesi dalla ricezione – avvenuta lo stesso 22 marzo 2019 – della notifica relativa alla vendita da parte di Uniper a FSI.

A seguito di tali sviluppi e nell'ambito degli accordi raggiunti con Uniper e con FSI, il Gruppo Iren valuterà tutte le opzioni percorribili per valorizzare la propria partecipazione in OLT, considerata non più strategica nell'ambito del portafoglio di attività del Gruppo, continuando al contempo a sostenere lo sviluppo della società.

Assemblea degli Azionisti: approvazione della proposta di modifica dello statuto e dell'acquisto di azioni proprie

Il 5 aprile 2019 l'Assemblea degli Azionisti di Iren S.p.A., in sede Straordinaria, ha approvato la modifica degli articoli 5.4; 18.1; 19.2; 19.3; 19.4; 19.6; 25.5; 27.1; 28.1; 28.2; 28.3 dello statuto sociale.

Le modifiche principali riguardano (i) la cessazione della delega conferita al Consiglio di Amministrazione per aumenti di capitale riservati a Soggetti Pubblici; (ii) l'aumento del numero dei consiglieri, che passa da 13 a 15 e persegue l'obiettivo di garantire una rappresentanza sia ai soci ex ACAM entrati nella compagine sociale di Iren S.p.A., sia al socio FCT a seguito della scissione di FSU; (iii) la maggioranza qualificata di alcune delibere del Consiglio di Amministrazione; (iv) l'aumento del numero dei consiglieri tratti dalla lista di maggioranza, che passa da 11 a 13; (v) l'aumento del numero dei componenti effettivi del Collegio Sindacale, che passa da 3 a 5.

L'Assemblea, nella stessa data ed in sede Ordinaria, ha inoltre autorizzato il Consiglio di Amministrazione ad acquistare e disporre di azioni proprie di Iren S.p.A., anche in via frazionata, ai sensi degli articoli 2357 e seguenti del codice civile, e dell'art. 132 del D.lgs. 24 febbraio 1998, n. 58.

L'Assemblea ha definito, secondo quanto proposto dal Consiglio di Amministrazione, finalità, termini e condizioni dell'esercizio della suddetta autorizzazione ed ha conferito allo stesso ogni più ampio potere, da esercitarsi con la più ampia discrezionalità, affinché proceda all'attuazione degli atti di acquisto nel pieno rispetto della normativa vigente.

Al riguardo, il Consiglio di Amministrazione potrà effettuare operazioni di acquisto e di disposizione di azioni proprie per un massimo di 65.000.000 azioni della Società, tali comunque da non eccedere un ventesimo del capitale sociale. Il programma di acquisto di azioni proprie è consentito per diciotto mesi a decorrere dalla presente delibera assembleare. Il controvalore massimo delle azioni acquistabili nell'ambito di tale programma non potrà essere superiore all'ammontare degli utili distribuibili e delle riserve disponibili risultanti dall'ultimo bilancio approvato.

Tale operazione ha la finalità di dotare il Gruppo di una provvista di azioni disponibili per operazioni di crescita esterna, anche in sostituzione dell'aumento di capitale deliberato nel 2016 e revocato con l'approvazione delle modifiche statutarie anzidescritte.

274 Bilancio Separato e Note Illustrative al 31 dicembre 2018

Nella stessa data, il Consiglio di Amministrazione, preso atto di tale delibera assembleare, ha a sua volta dato mandato all'Amministratore Delegato di avviare il programma di acquisto di azioni proprie, per un massimo di 26.000.000 di azioni, di modo comunque da non superare il 2% del capitale sociale. Inoltre, il Consiglio ha autorizzato l'AD a determinare i criteri e le condizioni relative agli atti di alienazione, disposizione e/o utilizzo delle azioni proprie, avuto riguardo alle modalità realizzative in concreto impiegate, all'andamento dei prezzi delle azioni nel periodo precedente all'operazione e al migliore interesse per la Società.

Adesione alle raccomandazioni del Codice di Autodisciplina delle Società Quotate (edizione luglio 2018) e approvazione degli Orientamenti agli Azionisti sulla composizione quali-quantitativa del Consiglio di Amministrazione

Sempre il 5 Aprile 2019, il Consiglio di Amministrazione ha inoltre deliberato l'adesione alle raccomandazioni del Codice di Autodisciplina delle società quotate, nell'edizione del luglio 2018, unitamente all'aggiornamento del documento in cui viene data evidenza delle soluzioni di governance adottate dalla Società con riferimento alle previsioni del Codice stesso.

In esecuzione a quanto raccomandato dal Criterio Applicativo 1.C.1. lett. (h) del Codice, tenuto conto del mandato in scadenza con l'approvazione del bilancio d'esercizio al 31 dicembre 2018, il Consiglio ha parimenti approvato gli orientamenti agli Azionisti sulla composizione quali-quantitativa dell'organo amministrativo che sarà nominato per il triennio 2019-2021.

VI. ALTRE INFORMAZIONI

COMUNICAZIONE CONSOB N. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

Eventi e operazioni significative non ricorrenti

Nel corso dell'esercizio 2018 la società non è stata interessata da eventi "non ricorrenti" e non ha posto in essere operazioni significative individuate come tali in base alle definizioni contenute nella Comunicazione. In particolare, non è stato oggetto di fatti il cui accadimento non si ripeta frequentemente nel normale svolgimento dell'attività.

Posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali

Si precisa che nel corso del 2018 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 cod. civ. 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.

Informativa ex-lege n. 124/2017 e successive integrazioni in tema di trasparenza nel sistema delle erogazioni pubbliche

Si dichiara, ai sensi dell'articolo 1, comma 125, secondo periodo, della legge 4 agosto 2017, n. 124 che sono presenti nell'ambito del Registro nazionale degli aiuti di Stato aiuti oggetto di obbligo di pubblicazione e che, oltre alle informazioni presenti su tale registro, non risulta altro da segnalare.

PUBBLICAZIONE DEL BILANCIO

Il bilancio è stato autorizzato alla pubblicazione dal Consiglio di Amministrazione di Iren nella riunione del 12 aprile 2019. 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.

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
	31/12/2017	Incrementi per op. societarie	Incrementi	Riclas sifiche	Ammorta menti	Decrementi per operazioni societarie	Dismissioni e altre variazioni	31/12/2018
Terreni	278	934	-	-	-	-	-	1.212
Fabbricati	1.123	5.599	752	1.011	(253)	(30)		8.202
Impianti e macchinari	470	94	344	(16)	(98)	-	-	794
Attrezzature industriali e comm.li	124	84	115	-	(32)	(5)	(1)	285
Altri beni	9.155	411	4.971	261	(3.617)	(18)	(1)	11.162
Immobilizzazioni in corso e acconti	1.339	-	1.348	(1.256)	-	-	-	1.431
Totale	12.489	7.122	7.530	-	(4.000)	(53)	(2)	23.086

Le immobilizzazioni materiali ammontano complessivamente a 23.086 migliaia di euro (12.489 migliaia di euro al 31 dicembre 2017).

Si segnala che, gli incrementi per operazioni societarie sono conseguenti all'operazione societaria di fusione per incorporazione delle società Acam S.p.A e Integra S.r.l.

I principali investimenti entrati in funzione riguardano, nella voce "Altri beni", il potenziamento hardware delle postazioni di lavoro e dei server aziendali per circa 3.897 migliaia di euro mentre, nella voce "Fabbricati", l'adeguamento edile del laboratorio analisi acque della Sede di Piacenza per circa 999 migliaia di euro nonché i lavori riferiti al primo lotto della ristrutturazione del soggiorno estivo di San Bartolomeo al Mare (IM) per circa 324 migliaia di euro.

Le immobilizzazioni 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.

NOTA 2_ATTIVITA' IMMATERIALI A VITA DEFINITA

La composizione e la variazione della voce attività immateriali viene riportata nella tabella seguente:

migliaia di euro
	31/12/2017	Incrementi per op. societarie	Incrementi	Riclassifiche	Ammorta menti	Dismissioni e altre variazioni	31/12/2018
Diritti di brevetto
industriale e diritti di
utilizzazione opere
dell'ingegno	32.456	6	8.824	1.365	(10.507)	(6)	32.138
Concessioni, licenze e
marchi	-	31	-		-	-	31
Altre immobilizzazioni	1.899	-	444	-	(438)	-	1.905
Immobilizzazioni in corso	7.309	-	10.358	(1.365)	-	(4)	16.298
Totale	41.664	37	19.626	-	(10.945)	(10)	50.372

Le immobilizzazioni immateriali ammontano complessivamente a 50.372 migliaia di euro (41.664 migliaia di euro al 31 dicembre 2017).

Si segnala che, con le Fusioni per incorporazione di Acam S.p.A. e di Integra S.r.l. in Iren S.p.A., le immobilizzazioni immateriali si sono incrementate di 37 migliaia di euro.

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; tali cespiti sono ammortizzati in cinque anni.

Altre immobilizzazioni

La voce è costituita prevalentemente da investimenti per studi e definizione architettura dei progetti del Gruppo.

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. Tra gli investimenti particolarmente significativi si segnala il Progetto "Trasformazione Mercato" per circa 5.702 migliaia di euro.

NOTA 3_PARTECIPAZIONI IN IMPRESE CONTROLLATE JOINT VENTURE E COLLEGATE

Partecipazioni in imprese controllate

L'elenco delle partecipazioni in imprese controllate al 31 dicembre 2018 è riportato in allegato.

Il totale della voce è composto come riportato nelle seguenti tabelle:

	31/12/2017	Incrementi	Decrementi	31/12/2018
IREN Ambiente S.p.A.	244.398		(961)	243.437
IRETI S.p.A.	1.018.747	20.671		1.039.418
IREN Energia S.p.A.	1.139.112			1.139.112
IREN Mercato S.p.A.	142.065			142.065
Totale	2.544.322	20.671	(961)	2.564.032

La variazione del valore delle partecipazioni nelle società Iren Ambiente e Ireti è relativa all'operazione di fusione per incorporazione in Iren Spa della società Acam S.p.A. e alla conseguente attribuzione agli asset del prezzo di acquisto della società stessa.

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 2018 (invariato rispetto al 31 dicembre 2017), a 100 migliaia di euro.

NOTA 5_ATTIVITA' FINANZIARIE NON CORRENTI

Crediti finanziari non correnti

Il totale della voce ammonta complessivamente a 1.620.371 migliaia di euro (1.551.272 migliaia di euro al 31 dicembre 2017).

		migliaia di euro
	31/12/2018	31/12/2017
Verso controllate, collegate e joint venture	880	30.186
Per gestione accentrata tesoreria e per cash-pooling	1.619.140	1.519.233
Altre attività finanziarie non correnti	311	1.812
Verso altri	40	40
Totale	1.620.371	1.551.272

I crediti finanziari verso controllate e joint venture si riferiscono a crediti verso Asti Energia e Calore (invariati rispetto al 31/12/2017).

In data 31 dicembre 2017 erano inoltre presenti crediti verso:

• Idrotigullio per 5.945 migliaia di euro;
• Iren Rinnovabili per 5.079 migliaia di euro;
• Enia Solaris per 18.282 migliaia di euro.

Le altre attività finanziarie non correnti ammontano a 311 migliaia di euro (1.812 migliaia di euro al 31 dicembre 2017) e riguardano il fair value degli strumenti derivati (per il commento si rinvia al paragrafo "Gestione dei rischi finanziari di IREN S.p.A.").

migliaia di euro

I crediti finanziari verso altri si riferiscono alla partecipazione di una produzione cinematografica in regime di Tax credit per 40 migliaia di euro (invariati rispetto al 31 dicembre 2017).

NOTA 6_ALTRE ATTIVITA' NON CORRENTI

Sono pari a 10.660 migliaia di euro (10.548 migliaia di euro al 31 dicembre 2017) e sono costituiti da crediti tributari per rimborso Ires a seguito deduzione Irap riferito agli anni 2010/2011 per 10.321 migliaia di euro (invariati rispetto al 31 dicembre 2017), da crediti verso soci parti correlate per rimborso Ires a seguito deduzione Irap riferito agli anni 2007/2009 per 41 migliaia di euro (invariati rispetto al 31 dicembre 2017), da crediti verso il personale per la quota non corrente dei finanziamenti concessi a dipendenti per 161 migliaia di euro (181 migliaia di euro al 31 dicembre 2017), da crediti per depositi cauzionali per 5 migliaia di euro (invariati rispetto al 31 dicembre 2017) e da crediti per contributi progetti di innovazione da ricevere per 132 migliaia di euro (non presenti al 31 dicembre 2017).

NOTA 7_ATTIVITÀ PER IMPOSTE ANTICIPATE

Ammontano a 13.761 migliaia di euro (9.173 migliaia di euro al 31 dicembre 2017) 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 37.

ATTIVITÀ CORRENTI

NOTA 8_RIMANENZE

La voce ammonta a 1.751 migliaia di euro (14 migliaia di euro al 31 dicembre 2017). L'incremento è da ricondursi all'accentramento su Iren S.p.A. della giacenza e della gestione di materiali di uso comune a tutte le società del Gruppo.

NOTA 9_CREDITI COMMERCIALI

Il dettaglio è evidenziato nella tabella seguente:

	migliaia di euro
	31/12/2018	31/12/2017
Verso clienti	1.315	339
Verso controllate e joint venture	107.179	74.337
Verso collegate	714	437
Verso soci parti correlate	337	288
Verso altre società del Gruppo	58	8
Totale	109.603	75.409

Crediti verso clienti

Sono relativi principalmente a crediti per rimborsi spese, riaddebito pasti e canoni di locazione. Ammontano a 1.315 migliaia di euro (339 migliaia di euro al 31 dicembre 2017).

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.

L'incremento nel corso dell'esercizio 2018 è da ricondursi all'operazione di fusione per incorporazione delle società Acam S.p.A. e Integra S.r.l..

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 337 migliaia di euro (288 migliaia di euro al 31 dicembre 2017) e si riferiscono a crediti per sponsorizzazioni verso il Comune di Torino per 314 migliaia di euro (268 migliaia di euro al 31 dicembre 2017), ad attività svolte a favore di FSU per 16 migliaia di euro (14 migliaia di euro al 31 dicembre 2017) e a favore del Comune di Reggio Emilia per 7 migliaia di euro (6 migliaia di euro al 31 dicembre 2017).

Crediti verso altre società del Gruppo

I crediti verso altre società del Gruppo presentano un saldo di 58 migliaia di euro (8 migliaia di euro al 31 dicembre 2017) e si riferiscono a riaddebiti costi per sponsorizzazioni al Consorzio 5T e a servizi di

assistenza informatica svolti a favore dell'Azienda Servizi Territoriali di Genova per 8 (8 migliaia di euro al 31 dicembre 2017).

NOTA 10_CREDITI PER IMPOSTE CORRENTI

La voce ammonta a 2.334 migliaia di euro (non presente al 31 dicembre 2017) e si riferisce a crediti per anticipi Ires e Irap.

NOTA 11_CREDITI VARI E ALTRE ATTIVITA' CORRENTI

Il dettaglio è evidenziato nella tabella seguente:

	migliaia di euro
	31/12/2018	31/12/2017
Crediti verso il personale	69	22
Crediti verso controllate per IVA di Gruppo	7.867	123
Crediti verso controllate per consolidato fiscale	46.810	15.066
Crediti verso Erario per IVA	59.817	50.734
Crediti per anticipi a fornitori	2.909	570
Crediti verso altri	1.753	1.771
Crediti di natura tributaria	616	770
Risconti attivi	2.434	972
Totale	122.275	70.028

I crediti verso il personale sono costituiti principalmente da crediti per finanziamenti concessi a dipendenti.

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 12_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 è suddiviso come riportato nella tabella seguente:

		migliaia di euro
	31/12/2018	31/12/2017
Per fatture emesse per interessi	2.184	1.201
Per fatture da emettere per interessi	12.411	13.319
Per finanziamenti concessi	401.900	439.163
Per conferimenti	1.901	-
Diversi	126	102
Totale	418.521	453.785

282 Bilancio Separato e Note Illustrative al 31 dicembre 2018

La voce relativa ai finanziamenti concessi ammonta a 401.900 migliaia di euro (439.000 migliaia di euro al 31 dicembre 2017) e si riferisce alla quota a breve del mutuo erogato a favore della joint venture OLT. L'importo del finanziamento si è ridotto rispetto al 31 dicembre 2017 a seguito dei rimborsi effettuati dalla partecipata e alla stima delle perdite attese sul credito valutate, come previsto dall'IFRS 9 – Strumenti finanziari, ponderando i risultati derivanti da possibili scenari futuri. Si segnala che nel corso dell'esercizio il Consiglio di Amministrazione si è impegnato in un programma, tuttora in corso, per la dismissione delle attività correlate alla joint venture OLT, attivandosi per individuare un acquirente, e ritiene la vendita altamente probabile entro i prossimi dodici mesi.

Al 31 dicembre 2017 erano inoltre presenti crediti per finanziamenti a favore della controllata Idrotigullio per 163 migliaia di euro.

La voce relativa ai conferimenti è riferita a crediti verso le società Ireti e Iren Ambiente. Tali crediti sono stati generati dalla scissione parziale da Acam delle partecipazioni detenute in Acam Acque, Acam Ambiente e Recos. Tali crediti sono stati recepiti in Iren Spa in seguito all'operazione di fusione per incorporazione delle società Acam S.p.A. e Integra S.r.l..

Crediti finanziari verso altri

Ammontano a 122 migliaia di euro (12 migliaia di euro al 31 dicembre 2017) e si riferiscono principalmente a risconti attivi di natura finanziaria.

NOTA 13_CASSA E ALTRE DISPONIBILITA' LIQUIDE EQUIVALENTI

La voce cassa e altre disponibilità liquide equivalenti risulta essere così costituita:

		migliaia di euro
	31/12/2018	31/12/2017
Depositi bancari e postali	256.660	69.354
Denaro e valori in cassa	118	108
Totale	256.778	69.462

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 14_ATTIVITÀ DESTINATE A ESSERE CEDUTE

Sono pari a 240 migliaia di euro (invariato rispetto al 31 dicembre 2017) 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 15_PATRIMONIO NETTO

Il patrimonio netto risulta essere così composto:

		migliaia di euro
	31/12/2018	31/12/2017
Capitale sociale	1.300.931	1.276.226
Riserve e Utili (Perdite) a nuovo	362.928	259.904
Risultato netto del periodo	125.928	166.957
Totale	1.789.787	1.703.087

Capitale sociale

Il capitale sociale ammonta a 1.300.931.377 euro (1.276.225.677 euro al 31 dicembre 2017), interamente versati e si compone di 1.300.931.377 azioni ordinarie del valore nominale di 1 euro ciascuna.

In data 11 aprile 2018 si è perfezionata l'operazione di aggregazione tra Iren e il Gruppo Acam avviata nel mese di maggio 2017, realizzata attraverso:

• l'acquisizione da parte di Iren delle azioni Acam detenute da 31 soggetti pubblici, pari alla sostanziale totalità del capitale sociale;
• la contestuale sottoscrizione da parte di 27 soci di Acam di complessive n. 24.705.700 nuove azioni ordinarie di Iren, nell'ambito dell'aumento di capitale ad essi riservato, del valore nominale di 1 euro ciascuna.

Riserve

Il dettaglio della voce è riportato nella tabella seguente:

	31/12/2018	31/12/2017
Riserva sovrapprezzo azioni	133.020	105.102
Riserva legale	58.345	49.998
Riserva copertura flussi finanziari	(5.150)	(4.262)
Altre riserve e Utile (perdite) accumulate	176.713	109.066
Totale	362.928	259.904

Riserva sovrapprezzo azioni

La riserva sovrapprezzo azioni nel corso del 2018 ha subito un incremento pari a 27.917.441 euro. Tale incremento è da ricondursi all'operazione di aggregazione tra Iren e il Gruppo Acam che ha portato alla sottoscrizione da parte di 27 soci Acam di complessive 24.705.700 nuove azioni ordinarie di Iren al prezzo di acquisto di euro 2,13 di cui euro 1,13 a titolo di sovrapprezzo.

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 azione. Nel corso dell'esercizio 2018 per effetto della delibera assembleare di approvazione del bilancio d'esercizio 2017 in data 19 aprile 2018 la riserva si è incrementata di euro 67.544.008. 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 19 aprile 2018 la distribuzione di un dividendo pari a 0,07 euro per azione. Il dividendo complessivo pari a 91.065.196 migliaia di euro è stato messo in pagamento a partire dal giorno 20 giugno 2018.

PASSIVITA' NON CORRENTI

NOTA 16_PASSIVITA' FINANZIARIE NON CORRENTI

Le passività finanziarie non correnti ammontano complessivamente a 2.676.602 migliaia di euro (2.644.420 migliaia di euro al 31 dicembre 2017) e sono composte da:

Obbligazioni

Ammontano a 2.185.550 migliaia di euro (1.777.885 migliaia di euro al 31 dicembre 2017). La voce è riferita ad emissioni di Private Placement e Public Bond, contabilizzate a costo ammortizzato, a fronte di un complessivo importo nominale in circolazione al 31.12.2018, per la parte di obbligazioni con scadenza oltre 12 mesi, di 2.209.340 migliaia di euro (1.798.440 al 31 dicembre 2017).

• Private Placement: Notes scadenza 2020, cedola 4,37%, importo di emissione 260 milioni di euro, in circolazione al 31.12.2018 per 167.870 migliaia di euro a seguito di riacquisti (Tender Offer) eseguiti nel 2015, 2016 e 2017 (importo a costo ammortizzato 167.783 migliaia di euro).
• Public Bond: a) Notes scadenza 2021, cedola 3%, importo di emissione 300 milioni di euro, in circolazione al 31.12.2018 per 181.836 migliaia di euro a seguito delle operazioni di riacquisto sopra esposte (importo a costo ammortizzato 180.871 migliaia di euro); b) Notes scadenza 2022, cedola 2,75%, importo di emissione 500 milioni di euro, in circolazione al 31.12.2018 per 359.634 migliaia di euro a seguito di tender offer del 2016 e 2017 (importo a costo ammortizzato 357.414 migliaia di euro); c) Notes scadenza 2024, cedola 0,875%, importo 500 milioni di euro, in circolazione per pari importo (importo a costo ammortizzato 494.738 migliaia di euro); d) Green Bond scadenza 2027, cedola 1,5%, importo 500 milioni di euro, in circolazione per pari importo (importo a costo ammortizzato 490.996 migliaia di euro); e) Green Bond scadenza 2025, cedola 1,95%, importo 500 milioni di euro, emesso a settembre 2018 (importo a costo ammortizzato 493.748 migliaia 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.

La variazione del complessivo valore contabile rispetto al 31 dicembre 2017 è dovuta all'emissione del nuovo Green Bond di settembre 2018, alla riclassificazione entro 12 mesi di un Private Placement con scadenza 2019, oltre all'imputazione degli oneri finanziari di competenza calcolati sulla base del metodo del costo ammortizzato secondo i principi IAS/IFRS.

Debiti finanziari non correnti verso istituti di credito

I finanziamenti a medio lungo termine riguardano esclusivamente la quota a lungo dei mutui/linee di finanziamento a scadenza oltre 12 mesi concessi dagli istituti finanziari ed ammontano a 481.059 migliaia di euro (857.762 migliaia di euro al 31 dicembre 2017).

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:

	a tasso fisso	a tasso variabile	TOTALE
tasso min/max	2,79% - 5,122%	0,00% - 0,441%
periodo di scadenza	2020-2027	2020-2032
1.1.2020 – 31.12.2020	18.870	47.229	66.099
1.1.2021 – 31.12.2021	18.498	27.229	45.727
1.1.2022 – 31.12.2022	18.444	36.480	54.924
1.1.2023 – 31.12.2023	19.064	51.686	70.750
successivi	71.430	172.130	243.559
Totale debiti oltre 12 mesi al 31/12/2018	146.306	334.753	481.059
Totale debiti oltre 12 mesi al 31/12/2017	489.014	368.748	857.762

migliaia di euro

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
	31/12/2017				31/12/2018
	Totale debiti oltre 12 mesi	Incrementi	Riduzioni	Rettifica costo ammortizzato	Totale debiti oltre 12 mesi
- a tasso fisso	489.014	2.258	(345.395)	429	146.306
- a tasso variabile	368.748	80.000	(114.407)	412	334.753
TOTALE	857.762	82.258	(459.801)	841	481.059

Il totale dei debiti a medio lungo termine al 31 dicembre 2018 risulta in complessiva riduzione rispetto al 31 dicembre 2017.

Sono di seguito esposte le principali variazioni, in incremento e in riduzione, che hanno determinato il complessivo decremento dell'importo a fine 2018:

• erogazione di due finanziamenti BEI per complessivi 80 milioni di euro a dicembre 2018, a valere sul contratto di finanziamento relativo al programma di investimenti nelle infrastrutture di produzione di acqua potabile e di trattamento delle acque reflue per le città di Genova e Parma;riduzione per complessivi 459.801 migliaia di euro, sia a fronte del rimborso anticipato di finanziamenti (complessivi 261,8 milioni di euro verso Cassa Depositi e Prestiti, Unicredit, Mediobanca, BEI), 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/IFRS dei finanziamenti.

Debiti finanziari non correnti per leasing

I debiti finanziari non correnti per leasing riguardano la quota dei debiti per leasing con scadenza oltre 12 mesi, contabilizzata secondo la metodologia prevista dallo IAS 17. La voce, correlata all'operazione di fusione per incorporazione della società Acam S.p.A., ammonta a 1.868 migliaia di euro (non presenti al 31 dicembre 2017) e il suo valore verrà progressivamente ridotto sulla base del piano di rimborso delle quote capitale.

Altre passività finanziarie

Ammontano a 8.125 migliaia di euro (8.773 migliaia di euro al 31 dicembre 2017) 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 17_BENEFICI AI DIPENDENTI

Nel corso dell'esercizio 2018 hanno avuto la seguente movimentazione:

	migliaia di euro
Valore al 31/12/2017	19.597
Obbligazioni maturate per l'attività prestata nel periodo	57
Oneri finanziari	257
Erogazioni dell'esercizio rilasci e prelievi	(2.320)
(Utili)/Perdite attuariali	(381)
Altre variazioni	1.074
Valore al 31/12/2018	18.284

Le passività per benefici a dipendenti sono costituite da:

Trattamento di fine rapporto (TFR)

Nel corso dell'esercizio 2018 ha avuto la seguente movimentazione:

	migliaia di euro
Valore al 31/12/2017	14.604
Obbligazioni maturate per l'attività prestata nel periodo	-
Oneri finanziari	200
Erogazioni dell'esercizio rilasci e prelievi	(1.949)
(Utili)/Perdite attuariali	(215)
Altre variazioni	1.407
Valore al 31/12/2018	14.047

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 31/12/2017	670
Obbligazioni maturate per l'attività prestata nel periodo		25
Oneri finanziari		10
Erogazioni dell'esercizio rilasci e prelievi		-
(Utili)/Perdite attuariali	(41)
		-
Valore al 31/12/2018	664
	Iren S.p.A. 287

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 31/12/2017	784
Obbligazioni maturate per l'attività prestata nel periodo	32
Oneri finanziari	8
Erogazioni dell'esercizio rilasci e prelievi	(97)
(Utili)/Perdite attuariali	(79)
Altre variazioni	-
Valore al 31/12/2018	648

Fondo agevolazioni tariffarie

Il fondo agevolazioni tariffarie era stato costituito a fronte della passività che la società avrebbe dovuto sostenere per garantire ai dipendenti, una volta cessato il rapporto di lavoro, e agli ex dipendenti lo sconto energia così come definito dall'art. 42 del CCNL del 9 luglio 1996.

In data 29 settembre 2017 lren S.p.A., anche a nome e per conto delle società da essa controllate, e le OO.SS. nazionali e territoriali hanno definito, con apposito accordo, una differente regolamentazione in sostituzione delle agevolazioni tariffarie. In conseguenza di tale accordo il fondo precedentemente costituito per agevolazioni tariffarie è stato interamente rilasciato.

Sono altresì stati accantonati due specifici fondi per gli ammontari individuati in applicazione dell'Accordo rispettivamente per i dipendenti e gli ex dipendenti collocati a riposo. Quest'ultimo fondo è stato ricostruito mediante calcolo attuariale.

La movimentazione dell'esercizio è riportata nella seguente tabella:

	migliaia di euro
Valore al 31/12/2017	2.987
Obbligazioni maturate per l'attività prestata nel periodo	-
Oneri finanziari	32
Erogazioni dell'esercizio rilasci e prelievi	(135)
(Utili)/Perdite attuariali	(41)
Altre variazioni	(333)
Valore al 31/12/2018	2.510

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 31/12/2017	552
Obbligazioni maturate per l'attività prestata nel periodo	-
Oneri finanziari	7
Erogazioni dell'esercizio rilasci e prelievi	(139)
(Utili)/Perdite attuariali	(5)
Altre variazioni	-
Valore al 31/12/2018	415

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.

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	1% - 1,60%
Tasso annuo di inflazione	1,50%
Tasso annuo incremento TFR	2,50%

In ottemperanza a quanto previsto dallo IAS 19 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 attuariali 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.

			Service cost 2019	Duration del piano
	+0,25%	-0,25%
TFR	(296)	305	-	8,55
Mensilità Aggiuntive	(18)	18	24	10,76
Premio Fedeltà	(9)	9	26	5,46
Agevolazioni tariffarie	(58)	60	-	10,56
Premungas	(7)	7	-	6,40

NOTA 18_FONDI PER RISCHI ED ONERI

Il dettaglio e la movimentazione sono esposti nella seguente tabella:

migliaia di euro
	31/12/2017	Incrementi	Utilizzi	Rilasci	Riclassifiche e conferimenti	31/12/2018	Quota corrente
F.do Esodo Personale	12.874	6.345	(2.512)	-	-	16.707	1.746
Altri fondi	18.115	1.479	(456)	-	2.918	22.056	266
Totale	30.989	7.824	(2.968)	-	2.918	38.763	2.012

A seguito della fusione per incorporazione delle società Acam S.p.A. e Integra S.r.l., il fondo rischi e oneri risulta incrementato di 2.918 migliaia di euro, di cui 1.415 migliaia di euro in relazione a oneri verso il personale e 1.468 migliaia di euro in relazione a contenziosi verso fornitori terzi.

Nel quadro del progetto pluriennale per il riequilibrio demografico e professionale del personale del Gruppo è stato iscritto un incremento del fondo relativo agli oneri legati all'esodo di una parte del personale dipendente.

Tra gli altri fondi, ulteriori incrementi riguardano principalmente cause con fornitori e l'adeguamento del fondo per Piani Incentivi a lungo Termine.

NOTA 19_PASSIVITA' PER IMPOSTE DIFFERITE

Le passività per imposte differite, pari a 1.005 migliaia di euro (337 migliaia di euro al 31 dicembre 2017), 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 37.

NOTA 20_DEBITI VARI – ALTRE PASSIVITA' NON CORRENTI

Tale voce ammonta a 10.595 migliaia di euro (11.097 migliaia di euro al 31 dicembre 2017) e si riferisce per 8.499 migliaia di euro (invariati rispetto al 31 dicembre 2017) a debiti verso le società rientranti nella procedura del consolidato fiscale a titolo di rimborso IRES per istanza IRAP anni 2007 – 2011, per 1.705 migliaia di euro al risconto sulla quota di ricavo di competenza di esercizi successivi relativo alla cessione in usufrutto ad Ireti S.p.A. di alcuni beni software (2.558 al 31 dicembre 2017), per 40 migliaia di euro a debiti per contributi CIG, CIGS verso INPS (invariati rispetto al 31 dicembre 2017) e per 351 migliaia di euro a quote di contributi relative a esercizi futuri (non presenti al 31 dicembre 2017).

PASSIVITA' CORRENTI

NOTA 21_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
	31/12/2018	31/12/2017
Obbligazioni	89.069	-
Debiti finanziari verso istituti di credito	254.345	95.287
Debiti per leasing finanziario	345	-
Debiti finanziari verso controllate	139.755	202.681
Debiti finanziari verso joint venture	-	-
Debiti finanziari verso soci parti correlate	-	-
Debiti finanziari verso collegate	2.734	2.023
Altri debiti finanziari	10	2.858
Totale	486.258	302.849

Obbligazioni

La voce si riferisce al Private Placement emesso nel 2014., L'importo nominale all'emissione di 100 milioni di euro, si è ridotto a 89.100 migliaia di euro per i riacquisti in occasione delle operazioni di Tender Offer del 2015 e 2016.

L'importo di 89.069 migliaia di euro si riferisce al valore a costo ammortizzato secondo i principi IAS/IFRS (88.804 migliaia di euro al 31.12.2017) e rispetto al precedente esercizio è stato riclassificato entro i 12 mesi avendo scadenza febbraio 2019.

Debiti finanziari correnti per leasing

I debiti finanziari correnti per leasing riguardano la quota dei debiti per leasing con scadenza entro 12 mesi, contabilizzata secondo la metodologia prevista dallo IAS 17. La voce, correlata all'operazione di fusione per incorporazione della società Acam S.p.A., ammonta a 345 migliaia di euro (non presenti al 31 dicembre 2017) e il suo valore verrà progressivamente ridotto sulla base del piano di rimborso delle quote capitale.

Debiti finanziari verso istituti di credito

		migliaia di euro
	31/12/2018	31/12/2017
Mutui - quota a breve	240.440	82.440
Altri debiti verso banche a breve	207	219
Ratei e risconti passivi finanziari	13.697	12.628
Totale	254.345	95.287

Debiti finanziari verso controllate

I debiti verso controllate a breve termine sono così suddivisi:

		migliaia di euro
	31/12/2018	31/12/2017
Per fatture da ricevere	22	46
Per cash-pooling	139.733	202.635
Per conferimenti	-	-
Totale	139.755	202.681

Debiti finanziari verso collegate

Ammontano a 2.734 migliaia di euro (2.023 migliaia di euro al 31 dicembre 2017) e si riferiscono a debiti legati alla gestione accentrata di tesoreria.

Debiti finanziari verso altri

Ammontano a 10 migliaia di euro (2.858 migliaia di euro al 31 dicembre 2017) e si riferiscono principalmente a debiti verso Monte Titoli.

NOTA 22_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.

	31/12/2018	31/12/2017
Debiti verso fornitori	57.778	44.452
Debiti verso società controllate	9.153	10.789
Debiti verso società collegate	321	170
Debiti verso soci parti correlate	459	336
Debiti verso altre società del Gruppo	71	153
Totale	67.782	55.900

NOTA 23_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
	31/12/2018	31/12/2017
Debiti verso istituti di previdenza e di sicurezza sociale	4.090	4.263
Debiti verso controllate per consolidato fiscale	9.330	2.993
Debiti verso controllate per IVA di Gruppo	46.811	37.830
Debiti IRPEF e debiti tributari	5.733	4.715
Debiti verso il personale	8.652	8.524
Risconti passivi	976	878
Altri debiti	5.620	3.430
Totale	81.211	62.634

292 Bilancio Separato e Note Illustrative al 31 dicembre 2018

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 975 migliaia di euro (878 migliaia di euro al 31 dicembre 2017) 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 e al risconto sul ricavo pluriennale relativo alla cessione in usufrutto di software informatici alla società Ireti per la quota di competenza dell'esercizio.

NOTA 24_DEBITI PER IMPOSTE CORRENTI

La voce ammonta a 23.721 migliaia di euro (7.608 migliaia di euro al 31 dicembre 2017) e si riferisce a debiti tributari per IRES.

NOTA 25_FONDO RISCHI – QUOTA CORRENTE

La voce ammonta a 2.012 migliaia di euro (287 migliaia di euro al 31 dicembre 2017). Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 18 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
	31/12/2018	31/12/2017
Attività finanziarie a medio e lungo termine	(1.620.371)	(1.551.272)
Indebitamento finanziario a medio e lungo termine	2.676.602	2.644.420
Indebitamento finanziario netto a medio e lungo termine	1.056.230	1.093.147
Attività finanziarie a breve termine	(675.421)	(523.259)
Indebitamento finanziario a breve termine	486.258	302.849
Indebitamento finanziario netto a breve termine	(189.163)	(220.410)
Indebitamento finanziario netto	867.067	872.737

Dettaglio Posizione Finanziaria Netta verso parti correlate

Le attività finanziarie a medio lungo termine pari a 1.620.371 migliaia di euro sono relative a rapporti di tesoreria accentrata e cash-pooling verso le società controllate per 1.619.140 migliaia di euro, al fair value positivo sui derivati per 311 migliaia di euro, a crediti immobilizzati verso terzi per 41 migliaia di euro e a finanziamenti verso società collegate per 880 migliaia di euro.

Le attività finanziarie a breve termine sono relative per 12.411 migliaia di euro a fatture da emettere verso controllate.

Le passività finanziarie a breve termine per 139.756 migliaia di euro sono riferite a debiti finanziari verso le società controllate per rapporti di tesoreria accentrata e cash-pooling e relativi interessi.

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
	31/12/2018	31/12/2017
A. Cassa	(256.778)	(69.462)
B. Altre disponibilità liquide (dettagli)
C. Titoli detenuti per la negoziazione
D. Liquidità (A) + (B) + (C)	(256.778)	(69.462)
E. Crediti finanziari correnti	(418.643)	(453.797)
F. Debiti bancari correnti	13.904	12.846
G. Parte corrente dell'indebitamento non corrente	329.510	82.440
H. Altri debiti finanziari correnti	142.844	207.562
I. Indebitamento finanziario corrente (F) + (G) + (H)	486.258	302.849
J. Indebitamento finanziario corrente netto (I) + (E) + (D)	(189.163)	(220.410)
K. Debiti bancari non correnti	481.059	857.762
L. Obbligazioni emesse	2.185.550	1.777.885
M. Altri debiti non correnti	9.992	8.773
N. Indebitamento finanziario non corrente (K) + (L) + (M)	2.676.602	2.644.420
O. Indebitamento finanziario netto (J) + (N)	2.487.438	2.424.009

VIII. INFORMAZIONI SUL CONTO ECONOMICO

Le tabelle che seguono, ove non diversamente indicato, riportano i dati in migliaia di euro.

RICAVI

NOTA 26_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 2018	Esercizio 2017
Servizi a controllate e collegate	176.590	153.886
Servizi a soci parti correlate e altre società	2.698	722
Totale	179.288	154.608

I ricavi per prestazioni di servizio a soci parti correlate riguardano prestazioni a favore di FSU per 32 migliaia di euro (invariati rispetto al 31 dicembre 2017) e ricavi verso società terze per 2.666 migliaia di euro (152 migliaia di euro al 31 dicembre 2017).

Nell'esercizio 2017 erano inoltre presenti ricavi per prestazioni di servizio a soci parti correlate verso Aster per 8 migliaia di euro e sopravvenienze riferite a ricavi di competenza di esercizi precedenti per 530 migliaia di euro.

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.

Per maggiori dettagli si rimanda alle tabelle riportate negli allegati sui rapporti con parti correlate.

NOTA 27_ALTRI PROVENTI

Gli altri proventi riguardano:

		migliaia di euro
	Esercizio 2018	Esercizio 2017
Ricavi esercizi precedenti	677	86
Contributi in conto esercizio	277	390
Plusvalenze da alienazione	93	-
Rimborsi vari	10.803	5.655
Totale	11.850	6.131

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 28_COSTI MATERIE PRIME, SUSSIDIARIE, DI CONSUMO E MERCI

Ammontano a 17.790 migliaia di euro (10.636 migliaia di euro nell'esercizio 2017) e si riferiscono principalmente ad acquisti di materiale vario e carburante. L'incremento del valore è da ricondursi prevalentemente all'accentramento su Iren SpA della giacenza e della gestione di materiali di uso comune a tutte le società del Gruppo.

NOTA 29_PRESTAZIONI DI SERVIZI E GODIMENTO BENI DI TERZI

I costi per prestazioni di servizi sono dettagliati nella tabella seguente:

		migliaia di euro
	Esercizio 2018	Esercizio 2017
Prestazioni professionali	16.405	12.929
Compensi e rimborsi spese ai sindaci	116	110
Servizi da controllate e società del Gruppo	10.355	7.679
Assicurazioni	10.885	12.920
Trasferte del personale, formazione, mensa	7.970	7.435
Spese bancarie e postali	1.015	847
Spese di pubblicità e rappresentanza	6.148	5.628
Forniture di energia elettrica	1.356	1.164
Servizi informatici	32.021	27.255
Altri costi per servizi	8.161	4.870
Totale	94.431	80.838

I costi per godimento beni di terzi ammontano a 11.941 migliaia di euro (11.896 migliaia di euro nell'esercizio 2017) e sono conseguenti alle cessioni di rami aziendali avvenute nel corso degli esercizi precedenti 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 nonché all'operazione di fusione per incorporazione delle società Acam Sp.A. e Integra S.r.l..

NOTA 30_ONERI DIVERSI DI GESTIONE

Gli oneri diversi di gestione sono dettagliati nella tabella seguente:

		migliaia di euro
	Esercizio 2018	Esercizio 2017
Quote associative	1.879	1.647
Imposte e tasse	1.028	1.413
Erogazioni liberali	1.905	818
Costi relativi ad esercizi precedenti	644	136
Altri oneri diversi di gestione	1.748	1.370
Totale	7.203	5.384

Le erogazioni liberali riguardano contributi corrisposti principalmente a comuni emiliani.

Le quote associative comprendono i contributi corrisposti alla Consob per 422 migliaia di euro, ad Utilitalia per 601 migliaia di euro, all'Unione industriali per 58 migliaia di euro, all'Associazione italiana riscaldamento urbano per 70 migliaia di euro e a Confservizi per 40 migliaia di euro.

I costi relativi ad esercizi precedenti riguardano principalmente differenze su stime.

NOTA 31_COSTI PER LAVORI INTERNI CAPITALIZZATI E PER MATERIALI NON A MAGAZZINO

I costi per lavori interni capitalizzati ammontano a 10.368 migliaia di euro (9.746 migliaia di euro nell'esercizio 2017) e sono riferiti per 2.966 migliaia di euro (2.821 migliaia di euro nell'esercizio 2017) a spese di manodopera personale e per 7.402 migliaia di euro (6.925 migliaia di euro nell'esercizio 2017) a costi capitalizzati per materiali non a magazzino.

NOTA 32_COSTO PER IL PERSONALE

I costi per il personale sono così dettagliati:

		migliaia di euro
	Esercizio 2018	Esercizio 2017
Salari e stipendi	49.884	45.303
Oneri previdenziali e assistenziali	15.340	14.411
Oneri per programmi a benefici definiti - Altri piani a benefici definiti	57	250
Altri costi del personale	12.308	11.954
Compensi agli amministratori	649	601
Totale	78.239	72.519

Il numero medio dei dipendenti ed il numero all'inizio ed alla fine del periodo sono riportati nella seguente tabella:

	31/12/2018	31/12/2017	Media dell'esercizio
Dirigenti	49	47	48
Quadri	120	104	118
Impiegati	790	712	802
Operai	77	82	80
Totale	1036	945	1048

NOTA 33_AMMORTAMENTI

Gli ammortamenti per immobilizzazioni materiali ammontano a 4.000 migliaia di euro (3.080 migliaia di euro nell'esercizio 2017) e si riferiscono all'ammortamento di fabbricati, attrezzature industriali, impianti e macchinari e altri beni. Gli ammortamenti per immobilizzazioni immateriali ammontano a 10.945 migliaia di euro (8.167 migliaia di euro nell'esercizio 2017).

NOTA 34_ ACCANTONAMENTI E SVALUTAZIONI

La voce ammonta a 9.655 migliaia di euro (3.071 migliaia di euro nell'esercizio 2017) e si riferisce all'accantonamento al fondo svalutazione crediti finanziari per 9.600 migliaia di euro (non presente al 31 dicembre 2017) e al fondo rischi per 209 migliaia di euro (240 migliaia di euro nell'esercizio 2017). Nell'esercizio 2017 era presente anche un accantonamento al fondo svalutazione crediti commerciali per 294 migliaia di euro. Come illustrato nel paragrafo Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni applicati dal 1° gennaio 2018 l'accantonamento al fondo svalutazione crediti del periodo riflette la nuova metodologia prevista dal principio contabile IFRS 9.

La voce accoglie anche il rilascio del fondo rischi per 154 migliaia di euro (3.605 migliaia di euro nell'esercizio 2017).

NOTA 35_GESTIONE FINANZIARIA

Proventi finanziari

Il dettaglio dei proventi finanziari è riportato nella tabella seguente:

		migliaia di euro
	Esercizio 2018	Esercizio 2017
Proventi da partecipazioni	200.560	210.469
Interessi attivi bancari	567	277
Interessi attivi verso società del Gruppo	49.769	54.200
Variazione fair value contratti derivati	1.028	4.806
Utile attuariale nella valutazione benefici ai dipendenti	79	58
Interessi attivi su finanziamenti	13.445	15.423
Interessi attivi diversi	22	72
Altri proventi finanziari	9	8
Totale	265.480	285.313

Oneri finanziari

Il dettaglio degli oneri finanziari è riportato nella tabella seguente:

		migliaia di euro
	Esercizio 2018	Esercizio 2017
Interessi passivi verso il sistema bancario per mutui	75.954	31.651
Interessi passivi su prestiti obbligazionari	43.220	55.507
Interessi passivi verso il sistema bancario per aperture di credito	19	15
Interessi passivi per contratti derivati di copertura rischio tasso	3.503	19.374
Interessi verso controllate	86	47
Benefici ai dipendenti	257	224
Oneri da fair value su contratti derivati	714	723
Sopravvenienze su oneri finanziari	2.866	-
Altri oneri finanziari	211	498
Totale	126.830	108.039

L'incremento degli interessi passivi verso il sistema bancario per mutui è da imputare principalmente a operazioni di liability management.

Per i prestiti obbligazionari, pur in presenza di un aumento di stock, gli interessi registrano un decremento per effetto del riacquisto di emissioni più onerose.

Il decremento degli interessi passivi per contratti derivati di copertura rischio tasso è da imputare principalmente ad operazioni di estinzione anticipate, avvenute nel precedente esercizio.

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.

Le sopravvenienze su oneri finanziari si riferiscono alla chiusura del rapporto di credito verso la controllata Iren Ambiente relativo alla cessione della partecipazione nella società Recos e conseguente a una valutazione "contabile" della probabilità del verificarsi delle condizioni sospensive condivisa dalle parti.

NOTA 36_RETTIFICA DI VALORE DI PARTECIPAZIONI

La voce al 31 dicembre 2018 non risulta valorizzata come al 31 dicembre 2017.

NOTA 37_IMPOSTE SUL REDDITO

Le imposte sul reddito ammontano a 19.976 migliaia di euro (8.649 migliaia di euro nell'esercizio 2017) e sono composte come riportato di seguito:

• imposte correnti, positive per 16.120 migliaia di euro (8.377 migliaia di euro nell'esercizio 2017);
• imposte anticipate e differite nette positive per 3.465 migliaia di euro (positive per 748 migliaia di euro nell'esercizio 2017);
• imposte relative a precedenti esercizi positive per 391 migliaia di euro (476 migliaia di euro nell'esercizio 2017).

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 2018, la formazione di eccedenze di interessi passivi netti indeducibili per 60.161 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 14.439 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.

Prospetto IRES

		Esercizio 2018	Esercizio 2017
A)	Risultato prima delle imposte	115.952	158.391
B)	Onere fiscale teorico (aliquota 24%)	25.428	38.013
C)	Differenze temporanee tassabili in esercizi successivi Acc. F.do sval.ne crediti fiscale	- -	- -
D)	Differenze temporanee deducibili in esercizi successivi Compenso revisori e amministratori Ammortamenti minus plus Acc. Fondi e interessi passivi Altro	21.965 93 - 17.603 4.270	14.069 95 368 10.383 3.223
E)	Rigiro differenze temporanee da esercizi precedenti Dividendi non incassati nell'esercizio Utilizzo fondi e interessi passivi Compenso revisori amministratori Altro	(7.045) - (3.237) (95) (3.714)	(9.366) - (5.117) (33) (4.216)
F)	Differenze che non si riverseranno negli esercizi successivi Quota non imponibile dei dividendi (95%) incassati al 31/12 Altre	(186.169) (187.809) 1.640	(197.998) (199.946) 1.948
G)	Imponibile fiscale (A)+C)+D)+E)+F))	(65.297)	(34.904)
H)	Imposte correnti sull'esercizio	(15.671)	(8.377)
I)	Aliquota	-15%	-5%

NOTA 38_ALTRE COMPONENTI DI CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO

La voce si riferisce:

• alla variazione negativa dei derivati stipulati come copertura sulla variazione dei tassi di interesse per 1.168 migliaia di euro (positiva per 13.679 migliaia di euro al 31 dicembre 2017);
• agli utili attuariali relativi ai piani per benefici ai dipendenti successivi al rapporto di lavoro per 302 migliaia di euro (705 migliaia di euro al 31 dicembre 2017);
• al complessivo effetto fiscale positivo per 81 migliaia di euro (negativo per 3.426 migliaia di euro al 31 dicembre 2017).

IX. GARANZIE E PASSIVITA' POTENZIALI

L'ammontare delle garanzie personali prestate è pari a 416.547 migliaia di euro (357.955 migliaia di euro al 31 dicembre 2017) da suddividersi in:

• 44.097 migliaia di euro di garanzie fidejussorie bancarie e 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;
• · INPS per 5.674 migliaia di euro come garanzie previste per procedure esodi programmati;
• · PETALO DUE Srl per 2.853 migliaia di euro quale impegno a sottoscrivere atto notarile ricognitivo della cessione ramo d'azienda e a saldare prezzi e costi FIO;
• · FCT Holding per 2.000 migliaia di euro come garanzia definitiva procedura di gara AMIAT/TRM;
• · REAM Sgr SpA per 1.931 migliaia di euro a garanzia canoni di locazione degli immobili conferiti al fondo immobiliare denominato Fondo Core Multiutilities;

• · Agenzia delle Entrate per 589 migliaia di euro a garanzia rimborsi annuali iva;

• 343.673 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);

• 28.777 migliaia di euro di garanzie prestate per conto di Società collegate, relativi principalmente alla società collegata Sinergie Italiane.

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 25.332 migliaia di euro). 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 la società Iren Mercato.

X. ALLEGATI AL BILANCIO SEPARATO

ELENCO DELLE PARTECIPAZIONI

PROSPETTI DELLA SITUAZIONE PATRIMONIALE DELLE SOCIETA' ACAM SPA E INTEGRA SRL FUSE PER INCORPORAZIONE NELLA SOCIETA' IREN SPA CON EFFICACIA 1.04.2018

SCHEMI DI BILANCIO AL 31.03.2018 SOCIETA' ACAM SPA E INTEGRA SRL FUSE PER INCORPORAZIONE NELLA SOCIETA' IREN SPA CON EFFICACIA 1.04.2018

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 2018

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
IReti 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

PROSPETTO DELLA SITUAZIONE PATRIMONIALE DELLA SOCIETA' ACAM SPA FUSA PER INCORPORAZIONE DELLA SOCIETA' IREN SPA CON EFFICACIA CONTABILE 1 APRILE 2018

		Importi in euro
	Note	31.03.2018
ATTIVITA'
Attività materiali	(1)	6.597.209
Attività immateriali a vita definita	(2)	181.675
Partecipazioni in imprese controllate, joint venture e collegate	(3)	39.097.823
Altre partecipazioni	(4)	-
Attività finanziarie non correnti	(5)	1.107.457
Altre attività non correnti	(6)	-
Attività per imposte anticipate	(7)	1.591.154
Totale attività non correnti		48.575.318
Rimanenze	(8)	821.598
Crediti commerciali	(9)	41.456.886
Crediti per imposte correnti	(10)	3.003.137
Crediti vari e altre attività correnti	(11)	12.775.516
Attività finanziarie correnti	(12)	22.955
Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti	(13)	583.062
Totale attività correnti		58.663.154
Attività destinate ad essere cedute	(14)	-
TOTALE ATTIVITA'		107.238.472

	Note	31.03.2018
PATRIMONIO NETTO
Capitale sociale		27.819.860
Riserve e Utili (Perdite) a nuovo		25.762.119
Risultato netto del periodo		-
TOTALE PATRIMONIO NETTO	(15)	53.581.979
PASSIVITA'
Passività finanziarie non correnti	(16)	2.470.243
Benefici ai dipendenti	(17)	1.526.406
Fondi per rischi ed oneri	(18)	2.757.267
Passività per imposte differite	(19)	603.253
Debiti vari, altre passività non correnti	(20)	11.281
Totale passività non correnti		7.368.450
Passività finanziarie correnti	(21)	13.492.176
Debiti commerciali	(22)	14.791.893
Debiti vari e altre passività correnti	(23)	17.878.827
Debiti per imposte correnti	(24)	125.147
Fondi per rischi ed oneri - quota corrente	(25)	-
Totale passività correnti		46.288.043
Passività correlate ad attività destinate
ad essere cedute		-
TOTALE PASSIVITA'		53.656.493
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA'		107.238.472

SCHEMI DI BILANCIO DELLA SOCIETA' ACAM SPA AL 31.03.2018 FUSA PER INCORPORAZIONE NELLA SOCIETA' IREN SPA CON EFFICACIA CONTABILE 1 APRILE 2018

		Importi in euro
	31.03.2018	31.12.2017
ATTIVO
B) Immobilizzazioni
I - Immobilizzazioni immateriali
3) diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere
di ingegno	4.499	6.000
5) avviamento
6) immobilizzazioni in corso e acconti
7) altre	177.175	179.337
Totale immobilizzazioni immateriali	181.675	185.337
II – Immobilizzazioni materiali
1) terreni e fabbricati	2.086.914	2.094.332
2) impianti e macchinario	66.226	67.336
3) attrezzature industriali e commerciali	49.546	51.032
4) altri beni	208.444	224.017
5) immobilizzazioni in corso e acconti
Totale immobilizzazioni materiali	2.411.130	2.436.717
III – Immobilizzazioni finanziarie
1) partecipazioni in
a) imprese controllate	34.271.949	34.271.949
b) imprese collegate	4.825.874	4.825.874
d-bis) altre imprese
Totale partecipazioni	39.097.823	39.097.823
2) crediti
a) verso imprese controllate	1.107.457	1.107.457
c) verso controllanti
d-bis) verso altri
Totale crediti	1.107.457	1.107.457
Totale immobilizzazioni finanziarie	40.205.280	40.205.280
Totale immobilizzazioni (B)	42.798.085	42.827.334
C) Attivo circolante
I - Rimanenze
1) materie prime, sussidiarie e di consumo	821.598	940.457
3) lavori in corso su ordinazione
4) prodotti finiti e merci
Totale rimanenze	821.598	940.457
II - Crediti
1) verso clienti	4.988.807	5.434.039
2) verso imprese controllate	47.584.615	46.404.314
3) verso imprese collegate	203.571	666.237
4) verso controllanti	81.986	73.877
5) verso imprese sottoposte al controllo delle controllanti
5-bis) crediti tributari	3.916.681	3.911.814
5-ter) imposte anticipate	1.591.154	1.591.154
5-quater) verso altri	364.969	602.055
Totale crediti	58.731.783	58.683.490
IV - Disponibilità liquide
1) depositi bancari e postali	556.540	557.446
3) danaro e valori in cassa	26.645	26.862
Totale disponibilità liquide	583.185	584.308
Totale attivo circolante (C)	60.136.566	60.208.255
D) Ratei e risconti	362.893	339.012
Totale attivo	103.297.544	103.374.601

SCHEMI DI BILANCIO DELLA SOCIETA' ACAM SPA AL 31.03.2018 FUSA PER INCORPORAZIONE NELLA SOCIETA' IREN SPA CON EFFICACIA CONTABILE 1 APRILE 2018

	31.03.2018	31.12.2017
PASSIVO
A) Patrimonio netto
I - Capitale	27.819.860	27.819.860
IV - Riserva legale	1.045.892	1.045.892
V - Riserve statutarie
VI - Altre riserve	19.872.041	19.872.041
VIII - Utili (perdite) portati a nuovo	3.406.742
IX - Utile (perdita) dell'esercizio	292.009	3.406.742
Totale patrimonio netto	52.436.544	52.144.535
B) Fondi per rischi e oneri
2) per imposte, anche differite	277.105	277.105
4) altri	2.721.697	2.744.341
Totale fondi per rischi e oneri	2.998.802	3.021.446
C) Trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato	1.526.406	1.572.016
D) Debiti
4) debiti verso banche	9.906.200	9.905.629
7) debiti verso fornitori	5.180.437	6.662.739
9) debiti verso imprese controllate	27.654.498	26.235.734
11) debiti verso controllanti	95.996	95.996
11-bis) debiti verso imprese sottoposte al controllo delle
controllanti	20.233	15.665
12) debiti tributari	1.977.638	789.162
13) debiti verso istituti di previdenza e di sicurezza sociale	418.735	487.329
14) altri debiti	1.070.774	1.210.293
Totale debiti	46.324.511	45.402.547
E) Ratei e risconti	11.281	1.234.057
TOTALE PASSIVO	103.297.544	103.374.601

SCHEMI DI BILANCIO DELLA SOCIETA' ACAM SPA AL 31.03.2018 FUSA PER INCORPORAZIONE NELLA SOCIETA' IREN SPA CON EFFICACIA CONTABILE 1 APRILE 2018

		Importi in euro
	Esercizio 2018 (gen-mar)	Esercizio 2017
CONTO ECONOMICO
A) Valore della produzione
1) ricavi delle vendite e delle prestazioni	4.118.039	16.040.927
3) variazioni dei lavori in corso su ordinazione
5) altri ricavi e proventi	301.947	6.630.995
Totale valore della produzione	4.419.986	22.671.922
B) Costi della produzione
6) per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci	269.505	2.749.625
7) per servizi	1.650.412	6.965.814
8) per godimento di beni di terzi	290.885	1.233.061
9) per il personale
a) salari e stipendi	1.091.377	4.226.945
b) oneri sociali	328.485	1.331.715
c) trattamento di fine rapporto	80.164	319.995
d) altri costi		87
Totale costi per il personale	1.500.028	5.878.742
10) ammortamenti e svalutazioni
a) ammortamento delle immobilizzazioni immateriali	3.662	29.101
b) ammortamento delle immobilizzazioni materiali	26.769	110.305
c) altre svalutazioni delle immobilizzazioni
d) svalutazione dei crediti compresi nell'attivo circolante e delle
disponibilità liquide	3.021	78.821
Totale ammortamenti e svalutazioni	33.452	218.227
11) variazioni delle rimanenze di materie prime, sussidiarie, di
consumo e merci	118.859	59.511
12) accantonamenti per rischi	23.500	91.223
14) oneri diversi di gestione	86.640	746.056
Totale costi della produzione	3.973.279	17.942.259
Differenza tra valore e costi della produzione (A - B)	446.707	4.729.663
C) Proventi e oneri finanziari
15) proventi da partecipazione-altri		59.317
16) altri proventi finanziari
d) proventi diversi dai precedenti	3.074	12.299
17) interessi e altri oneri finanziari	32.625	209.458
Totale proventi e oneri finanziari (15 + 16 – 17 +/- 17-bis)	(29.551)	(137.842)
D) Rettifiche di valore di attività e passività finanz.
19)Svalutazioni
a) di partecipazioni		3.492.000
Totale Svalutazioni		3.492.000
Totale delle rettifiche di valore di att.e pass. finanz.		(3.492.000)
Risultato prima delle imposte	417.156	1.099.821
20) Imposte sul reddito dell'esercizio	125.145	(2.306.921)
21) Utile (perdita) dell'esercizio	292.010	3.406.742

PROSPETTO DELLA SITUAZIONE PATRIMONIALE DELLA SOCIETA' INTEGRA SRL FUSA PER INCORPORAZIONE DELLA SOCIETA' IREN SPA CON EFFICACIA CONTABILE 01 APRILE 2018

		Importi in euro
	Note	31.03.2018
ATTIVITA'
Attività materiali	(1)	254.087
Attività immateriali a vita definita	(2)	126.599
Partecipazioni in imprese controllate, joint venture e collegate	(3)	-
Altre partecipazioni	(4)	-
Attività finanziarie non correnti	(5)	1.944.576
Altre attività non correnti	(6)	-
Attività per imposte anticipate	(7)	167.650
Totale attività non correnti		2.492.912
Rimanenze	(8)	-
Crediti commerciali	(9)	6.567.646
Crediti per imposte correnti	(10)	21.270
Crediti vari e altre attività correnti	(11)	92.405
Attività finanziarie correnti	(12)	-
Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti	(13)	62.638
	Totale attività correnti	6.743.959
Attività destinate ad essere cedute	(14)	-
	TOTALE ATTIVITA'	9.236.871

	Note	31.03.2018
PATRIMONIO NETTO
Capitale sociale		1.500.000
Riserve e Utili (Perdite) a nuovo		4.959.313
Risultato netto del periodo		-
TOTALE PATRIMONIO NETTO	(15)	6.459.313
PASSIVITA'
Passività finanziarie non correnti	(16)	-
Benefici ai dipendenti	(17)	246.136
Fondi per rischi ed oneri	(18)	457.062
Passività per imposte differite	(19)	1.782
Debiti vari, altre passività non correnti	(20)	74.700
Totale passività non correnti		779.680
Passività finanziarie correnti	(21)	-
Debiti commerciali	(22)	1.315.030
Debiti vari e altre passività correnti	(23)	592.995
Debiti per imposte correnti	(24)	89.853
Fondi per rischi ed oneri - quota corrente	(25)	-
Totale passività correnti		1.997.878
Passività correlate ad attività destinate
ad essere cedute		-
TOTALE PASSIVITA'		2.777.558
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA'		9.236.871

SCHEMI DI BILANCIO DELLA SOCIETA' INTEGRA SRL FUSA PER INCORPORAZIONE DELLA SOCIETA' IREN SPA CON EFFICACIA CONTABILE 01 APRILE 2018

		Importi in euro
	31.03.2018	31.12.2017
ATTIVO
B) Immobilizzazioni
I - Immobilizzazioni immateriali
3) diritti di brevetto industriale e diritti di
utilizzazione delle opere di ingegno	1.689	2.202
4) concessioni, licenze e marchi	1.108	1.150
5) avviamento
6) immobilizzazioni in corso e acconti
7) altre	123.802	130.318
Totale immobilizzazioni immateriali	126.599	133.670
II – Immobilizzazioni materiali
1) terreni e fabbricati
2) impianti e macchinario
3) attrezzature industriali e commerciali	9.897	11.203
4) altri beni	244.190	240.788
5) immobilizzazioni in corso e acconti
Totale immobilizzazioni materiali	254.087	251.991
III – Immobilizzazioni finanziarie
1) partecipazioni in
a) imprese controllate
b) imprese collegate
d-bis) altre imprese
Totale partecipazioni
2) crediti
a) verso imprese controllate
c) verso controllanti	1.944.576	1.944.576
d-bis) verso altri
Totale crediti	1.944.576	1.944.576
Totale immobilizzazioni finanziarie	1.944.576	1.944.576
Totale immobilizzazioni (B)	2.325.262	2.330.238
C) Attivo circolante
I - Rimanenze
1) materie prime, sussidiarie e di consumo
3) lavori in corso su ordinazione
4) prodotti finiti e merci
Totale rimanenze
II - Crediti
1) verso clienti
2) verso imprese controllate
3) verso imprese collegate
4) verso controllanti	3.420.700	2.797.072
5) verso imprese sottoposte al controllo delle controllanti	3.151.799	3.265.257
5-bis) crediti tributari	46.655	46.655
5-ter) imposte anticipate	167.650	167.650
5-quater) verso altri	218	7.134
Totale crediti	6.787.022	6.283.767
IV - Disponibilità liquide
1) depositi bancari e postali	61.701	73.223
3) danaro e valori in cassa	937	1.179
Totale disponibilità liquide	62.638	74.402
Totale attivo circolante (C)	6.849.660	6.358.169
D) Ratei e risconti	61.949	12.940
Totale attivo	9.236.871	8.701.347

310 Bilancio Separato e Note Illustrative al 31 dicembre 2018

SCHEMI DI BILANCIO DELLA SOCIETA' INTEGRA SRL FUSA PER INCORPORAZIONE DELLA SOCIETA' IREN SPA CON EFFICACIA CONTABILE 01 APRILE 2018

	31.03.2018	31.12.2017
PASSIVO
A) Patrimonio netto
I - Capitale	1.500.000	1.500.000
IV - Riserva legale	365.875	365.875
V - Riserve statutarie
VI - Altre riserve	3.412.578	3.412.578
VIII - Utili (perdite) portati a nuovo	971.202	0
IX - Utile (perdita) dell'esercizio	209.658	971.202
Totale patrimonio netto	6.459.313	6.249.655
B) Fondi per rischi e oneri
2) per imposte, anche differite	1.782	1.782
4) altri	457.062	457.062
Totale fondi per rischi e oneri	458.844	458.844
C) Trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato	246.136	243.114
D) Debiti
4) debiti verso banche
7) debiti verso fornitori	700.394	739.599
9) debiti verso imprese controllate
11) debiti verso controllanti	539.183	295.138
11-bis) debiti verso imprese sottoposte al controllo delle	339.650	271.138
controllanti
12) debiti tributari	128.555	39.482
13) debiti verso istituti di previdenza e di sicurezza sociale	177.188	195.718
14) altri debiti	112.908	109.059
Totale debiti	1.997.878	1.650.134
E) Ratei e risconti	74.700	99.600
TOTALE PASSIVO	9.236.871	8.701.347

SCHEMI DI BILANCIO DELLA SOCIETA' INTEGRA SRL FUSA PER INCORPORAZIONE DELLA SOCIETA' IREN SPA CON EFFICACIA CONTABILE 01 APRILE 2018

		Importi in euro
	Esercizio 2018 (gen-mar)	Esercizio 2017
CONTO ECONOMICO
A) Valore della produzione
1) ricavi delle vendite e delle prestazioni	1.140.649	4.323.818
3) variazioni dei lavori in corso su ordinazione
5) altri ricavi e proventi	37.050	511.922
Totale valore della produzione	1.177.699	4.835.740
B) Costi della produzione
6) per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci	1.731	28.241
7) per servizi	352.995	1.604.987
8) per godimento di beni di terzi	33.018	126.598
9) per il personale
a) salari e stipendi	329.914	1.285.768
b) oneri sociali	98.397	386.427
c) trattamento di fine rapporto	23.602	93.336
Totale costi per il personale	451.913	1.765.531
10) ammortamenti e svalutazioni
a) ammortamento delle immobilizzazioni immateriali	7.071	66.882
b) ammortamento delle immobilizzazioni materiali	16.473	94.418
c) altre svalutazioni delle immobilizzazioni
d) svalutazione dei crediti compresi nell'attivo circolante e delle
disponibilità liquide
Totale ammortamenti e svalutazioni	23.544	161.300
11) variazioni delle rimanenze di materie prime, sussidiarie, di
consumo e merci
12) accantonamenti per rischi
14) oneri diversi di gestione	14.832	147.329
Totale costi della produzione	878.033	3.833.986
Differenza tra valore e costi della produzione (A - B)	299.666	1.001.754
C) Proventi e oneri finanziari
16) altri proventi finanziari
d) proventi diversi dai precedenti	0	1
Totale altri proventi finanziari	0	0
17) interessi e altri oneri finanziari	155	780
Totale proventi e oneri finanziari (15 + 16 – 17 +/- 17-bis)	155	(779)
Risultato prima delle imposte	299.511	1.000.975
20) Imposte sul reddito dell'esercizio	89.853	29.773
21) Utile (perdita) dell'esercizio	209.658	971.202

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
	Servizi di revisione	Servizi correlati alla revisione	Altri servizi	Totale
Iren S.p.A.	255	84	19	358

PROSPETTO DI PATRIMONIO NETTO CON INFORMAZIONI AGGIUNTIVE

			Importi in euro
Natura/Descrizione	31/12/2018	31/12/2017	31/12/2016
CAPITALE	1.300.931.377	1.276.225.677	1.276.225.677
RISERVA DI CAPITALE
Riserva da sovrapprezzo azioni (1)	133.019.647	105.102.206	105.102.206
Avanzo di fusione	56.792.947	56.792.947	56.792.947
RISERVA DI UTILI
Riserva legale	58.345.452	49.997.599	45.584.761
Altre riserve:
Riserva straordinaria	53.766.557	53.766.557	49.686.741
Riserva di conferimento	-	-	-
Riserva Fair Value	-	-	-
Altre riserve libere in sospensione d'imposta	1.402.976	1.402.976	1.402.976
Riserva hedging	(5.150.176)	(4.262.125)	(14.658.238)
Riserva attuariale IAS 19	(2.793.362)	(2.896.390)	(3.458.348)
Utili/perdite portati a nuovo	67.544.008	-	-
TOTALE	1.663.859.426	1.536.129.447	1.516.678.722
Quota non distribuibile	1.492.296.476	1.431.325.482	1.426.912.644
Residua quota distribuibile	171.562.950	104.803.965	89.766.078

(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	1.300.931.377
A, B	133.019.647
A, B, C	56.792.947
B	58.345.452
A, B, C	53.766.557
A, B, C	-
A, B	-
A, B, C	1.402.976
	(5.150.176)
	(2.793.362)
A, B, C	67.544.008
	1.663.859.426
	1.492.296.476
	171.562.950

	2018
			differenze
	iniziale	formazione	fusione	riversamento	residuo
Imposte anticipate
Compenso amminist.	-	-	24		24
Compenso revisori	95	93	-	95	93
Fondo rischi IRES IRAP	10.331	7.824	2.744	2.533	18.367
Fondo rischi IRES	6.026	-	457	-	6.483
Fondo svne crediti	-	9.600	1.081	-	10.681
Fondo personale	1.386	35	-	314	1.106
Fdi personale senza anticiopate	1.688	-	-	-	1.688
Contrib. Imponib.	-	-	75	-	75
Ammort. Eccedenti	1.849	378	459	-	2.686
Manutenzione	-	-	212	-	212
Fdo svne magazzino	-	-	254	-	254
Sconto energia MBO e interessi	10.175	4.270	-	7.210	7.235
Strumenti derivati	5.608	1.168	-	526	6.251
Fondo TFR	2.692	144	-	457	2.379
Costi pluriennali	57	-	-	28	28
Int mora e altro	-	-	116	-	116
In pass ROL	-	-	1.349	-	1.349
totale imponibili/imposte anticipate	39.907	23.512	6.771	11.163	59.027
Imposte differite
Ammortamenti eccedenti IRES	138	368	2.164		2.670
Int.attivi di mora	-	-	242	-	242
Fondo svne crediti	44	-	-	-	44
Altro	-	-	7	-	7
Adeguamento fondo TFR	464	-	-	-	464
Ammortamento pregresso terreni/fabbricati	760	-	-	-	760
totale imponibile/imposte differite	1.406	368	2.413	-	4.188
PERDITE FISCALI	-	-	-	-	-
Imposte anticipate (differite) nette	38.501	23.144	-	11.163	54.839

migliaia di euro

		2018
	imposte
imposte a c/eco	imposte a PN	IRES 24,00%	IRAP	totale
-		6	-	6
-	-	22	-	22
1.136	-	4.408	-	4.408
-	-	1.556	-	1.556
2.304	-	2.564	-	2.564
(56)	(11)	266	-	266
-	-	-	-	-
-	-	18	-	18
91	-	645	-	645
-	-	51	-	51
-	-	61	-	61
(696)	(10)	1.736	-	1.736
-	154	1.500	-	1.500
(24)	(52)	571	-	571
(7)	-	7	-	7
-	-	28	-	28
-	-	324	-	324
2.748	82	13.761	-	13.761
63	-	641	-	641
-	-	58	-	58
-	-	11	-	11
-	-	2	-	2
-	-	111	-	111
-	-	182	-	182
63	-	1.005	-	1.005
-	-	-	-	-
2.685	82	12.756	-	12.756

	2017
	differenze
	iniziale	formazione	riversamento	residuo
Imposte anticipate
Compenso amministratori	-	-	-	-
Compenso revisori	33	95	33	95
Fondo rischi senza anticipate	-	-	-	-
Fondo rischi IRES IRAP	5.251	9.649	4.568	10.331
Fondi rischi IRES	6.026	-	-	6.026
Fondo personale	1.465	279	358	1.386
Fondi personale	1.794	-	107	1.688
Ammortamenti eccedenti	2.790	-	941	1.849
Sconti energia MBO e interessi	11.479	3.679	4.982	10.175
Strumenti derivati	19.287	-	13.679	5.608
Fondo TFR	3.455	-	763	2.692
Costi pluriennali	114	-	57	57
Totale imponibili/imposte anticipate	51.696	13.701	25.489	39.907
Imposte differite
Ammortamenti eccedenti IRES	506	-	368	138
Ammortamenti eccedenti IRAP	-	-	-	-
Fondo svalutazione crediti	44	-	-	44
Dividendi non incassati	-	-	-	-
Plusvalenze cessione cespiti IRES	-	-	-	-
Adeguamento fondo TFR	464	-	-	464
Ammortamento pregresso terreni/fabbricati	760	-	-	760
Fondo rischi	-	-	-	-
Totale imponibile/imposte differite	1.775	-	368	1.406
PERDITE FISCALI	-	-	-	-
Imposte anticipate (differite) nette	49.921	13.701	25.121	38.501

migliaia di euro

		2017
		imposte
imposte	imposte	IRES	IRAP	totale
a CE	a PN
-	-	-	-	-
15	-	23	-	23
-	-	-	-	-
1.219	-	2.479	-	2.479
-	-	1.446	-	1.446
30	(49)	333	-	333
-	-	-	-	-
(226)	-	444	-	444
(365)	89	2.442	-	2.442
-	(3.283)	1.346	-	1.346
-	(183)	646	-	646
(14)	-	14	-	14
659	(3.426)	9.173	-	9.173
(88)	-	33	-	33
-	-	-	-	-
-	-	11	-	11
-	-	-	-	-
-	-	-	-	-
-	-	111	-	111
-	-	182	-	182
-	-	-	-	-
-	-	-	-	-
(88)	-	337	-	337
-	-	-	-	-
-	-	-	-	-
747	(3.426)	8.836	-	8.836

					migliaia di euro
	Crediti Commerciali	Crediti Finanziari e Disponibilità liquide	Crediti di altra natura	Debiti Commerciali	Debiti Finanziari
SOCI PARTI CORRELATE
Comune Genova	-	-	232	1	-
Comune Parma	-	-	-	12	-
Comune di Piacenza	-	-	-	84	-
Comune di Reggio	7	-	-	105	-
Comune di Torino	314	-	-	258	-
Finanziaria Sviluppo Utilities	16	41	-	-	-
SOCIETA' CONTROLLATE
Acam Acque	27.062	112.754	2.714	165	-
Acam Ambiente	2.956	16.359	11	1.103	-
AMIAT	5.308	68.406	0	1.188	-
AMIAT Veicolo ASM Vercelli	(9) 2.800	11.080 -	- -	- 557	- 43.257
Atena Trading	152	-	401	17	5.521
Bonifica Autocisterne	7	-	-	-	296
Consorzio GPO	-	-	-	-	2.063
Enia Solaris	14	14.577	81	-	-
Greensource	70	9.218	-	5	-
Immobiliare delle Fabbriche	-	-	-	-	9.596
Iren Acqua	6.301	-	-	89	15.111
Iren Acqua Tigullio	941	-	-	-	2.309
Iren Ambiente	6.280	212.486	-	481	185
Iren Energia	13.819	439.021	33.487	304	1.160
Iren Laboratori	1.914	-	110	125	5.738
Iren Mercato	9.722	-	17.814	587	50.663
Iren Rinnovabili	1.743	65.726	156	1.031	-
I Reti	26.922	647.599	47	3.386	3.455
Maira	1	-	-	-	-
REI - Ricupero Ecologici Industriali	80	7.322	-	-	-
Recos	570	14.898	-	-	-
Salerno Energia Vendite Spezia Energia Trading	15 52	- 37	- -	- 4	3.979 2.295
Studio Alfa	-	-	-	127	-
TRM	290	-	-	144	-
Varsi fotovoltaico	29	16.078	-	-	-
JOINT VENTURES
Acque Potabili	108	-	-	-	-
OLT Offshore LNG Toscana	19	401.900	-	-	-
SOCIETA' COLLEGATE
A2A Alfa	3	-	-	-	-
Acos	3	-	-	-	-
Acos Energia	-	-	-	3	-
Acquaenna	52	-	-	-	-
Aguas de San Pedro	1	-	-	-	-
Amter	137	-	-	0	-
ASA	315	-	-	1	-
Astea Asti Energia e Calore	7 -	- 956	- -	- -	- -
CSP Innovazione nelle ICT	-	-	-	313	-
Domus Acqua	54	-	-	0	-
Iniziative Ambientali	4	-	-	-	-
Mondo Acqua	3	-	-	-	-
Piana Ambiente	62	-	-	-	-
So. Sel.	53	-	-	4	-
Valle Dora Energia	21	-	-	-	2.734

320 Bilancio Separato e Note Illustrative al 31 dicembre 2018

	Debiti di altra natura	Ricavi e proventi	Costi e altri oneri	Proventi finanziari	Oneri finanziari
SOCI PARTI CORRELATE
Comune Genova	-	-	250	-	-
Comune Parma	-	-	83	-	-
Comune di Piacenza	-	-	172	-	-
Comune di Reggio	-	6	304	-	-
Comune di Torino	-	421	455	-	-
Finanziaria Sviluppo Utilities	-	31	-	-	-
SOCIETA' CONTROLLATE
Acam Acque	102	5.851	60	2.335	-
Acam Ambiente	64	2.364	373	259	-
AMIAT	5.730	17.553	4.017	2.239	-
AMIAT Veicolo	60	391	-	613	-
ASM Vercelli	463	2.758	1.986	-	80
Atena	-	658	45	-	6
Bonifica Autocisterne	27	43	-	-	0
Consorzio GPO	-	-	-	-	-
Enia Solaris	51	14	-	431	-
Greensource	29	70	13	254	-
Immobiliare delle Fabbriche	17	-	-	-	-
Iren Acqua	7.603	6.180	362	-	-
Iren Acqua Tigullio	1.467	948	0	31	-
Iren Ambiente	11.966	20.892	1.192	10.589	-
Iren Energia	21.279	35.987	1.366	104.334	-
Iren Laboratori	-	2.003	113	0	-
Iren Mercato	-	22.901	3.118	47.742	-
Iren Rinnovabili	142	2.084	882	829	-
I Reti	7.211	60.974	2.682	79.573	-
Maira	-	1	-	-	-
REI - Ricupero Ecologici Industriali	106	195	-	348	-
Recos	-	456	-	215	-
Salerno Energia Vendite	-	0	-	-	-
Spezia Energia Trading	-	46	-	37	-
Studio Alfa	-	4	210	-	-
TRM	-	523	270	-	-
Varsi fotovoltaico	114	29	-	434	-
JOINT VENTURES
Acque Potabili	-	23	-	-	-
OLT Offshore LNG Toscana	-	5	-	13.445	-
SOCIETA' COLLEGATE
A2A Alfa	-	3	-	-	-
Acos	-	3	-	-	-
Acos Energia	-	-	3	-	-
Acquaenna	-	10	-	-	-
Aguas de San Pedro	-	1	-	-	-
Amter	-	52	29	-	-
ASA	-	266	-	-	-
Astea	-	7	-	-	-
Asti Energia e Calore	-	0	-	26	-
CSP Innovazione nelle ICT	-	-	547	-	-
Domus Acqua	-	1	-	-	-
Iniziative Ambientali	-	4	-	-	-
Mondo Acqua	-	3	-	-	-
Piana Ambiente	-	-	-	-	-
So. Sel.	-	44	9	-	-
Valle Dora Energia	-	72	-	-	-

Iren S.p.A. 321

migliaia di euro

					migliaia di euro
	Crediti Commerciali	Crediti Finanziari e Disponibilità liquide	Crediti di altra natura	Debiti Commerciali	Debiti Finanziari
ALTRE PARTI CORRELATE
Controllate Comune di Torino	50		-	62
Controllate Comune di Genova	8		-	9
Controllate Comune di Parma	-		-	-
Controllate Comune di Piacenza	-		-	-
Controllate Comune di Reggio Emilia	-		-	-
Totale	108.277	2.038.457	55.051	10.163	148.362

322 Bilancio Separato e Note Illustrative al 31 dicembre 2018

	Debiti di altra natura	Ricavi e proventi	Costi e altri oneri	Proventi finanziari	Oneri finanziari
ALTRE PARTI CORRELATE
Controllate Comune di Torino	-	50	139		1
Controllate Comune di Genova	-	31	3		-
Controllate Comune di Parma	-	-	8		-
Controllate Comune di Piacenza	-	-	-		-
Controllate Comune di Reggio Emilia	-	-	-		-
Totale	56.430	183.958	18.692	263.735	87

migliaia di euro

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	23.086
Attività immateriali	50.372
Partecipazioni in imprese controllate, joint venture e collegate	2.564.032
Altre partecipazioni	100
Totale (A)	2.637.590	Attivo Immobilizzato (A)	2.637.590
Altre attività non correnti	10.660
Altre passività non correnti	(10.595)
Totale (B)	65	Altre attività (Passività) non correnti (B)	65
Rimanenze	1.751
Crediti commerciali	109.603
Crediti per imposte correnti	2.334
Crediti vari e altre attività correnti	122.275
Debiti commerciali	(67.782)
Debiti vari e altre passività correnti	(81.211)
Debiti per imposte correnti	(23.721)
Totale (C)	63.249	Capitale circolante netto (C)	63.249
Attività per imposte anticipate	13.761
Passività per imposte differite	(1.005)
Totale (D)	12.756	Attività (Passività) per imposte differite (D)	12.756
Benefici ai dipendenti	(18.284)
Fondi per rischi ed oneri	(36.750)
Fondi per rischi ed oneri - quota corrente	(2.012)
Totale (E)	(57.046)	Fondi Rischi e Benefici ai dipendenti (E)	(57.046)
		Capitale investito netto (G=A+B+C+D+E)	2.656.614
Patrimonio Netto (F)	1.789.787	Patrimonio Netto (F)	1.789.787
Attività finanziarie non correnti	(1.620.371)
Passività finanziarie non correnti	2.676.602
Totale (G)	1.056.231	Indeb. finanziario a medio e lungo termine (G)	1.056.231
Attività finanziarie correnti	(418.643)
Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti	(256.778)
Passività finanziarie correnti	486.258
Totale (H)	(189.163)	Indeb. finanziario a breve termine (H)	(189.163)
		Indebitamento finanziario netto (I=G+H)	867.068
		Mezzi propri e indeb. finanziario netto (F+I)	2.656.855

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 2018
• 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.

12 aprile 2019

Dr. Massimiliano Bianco Dr. Massimo Levrino

L'Amministratore Delegato Il Direttore Amministrazione Finanza e Controllo e Dirigente Preposto L. 262/05

Relazione della società di revisione indipendente

ai sensi dell'articolo 14 del DLgs 27 gennaio 2010, n° 39 e dell'articolo 10 del Regolamento (UE) n° 537/2014

Agli Azionisti della Iren SpA

Relazione sulla revisione contabile del bilancio separato

Giudizio

Abbiamo svolto la revisione contabile del bilancio separato della Iren SpA (la "Società"), costituito dal prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria al 31 dicembre 2018, dal prospetto di conto economico, dal prospetto delle altre componenti di conto economico complessivo, dal prospetto delle variazioni delle voci di patrimonio netto, dal rendiconto finanziario per l'esercizio chiuso a tale data e dalle note al bilancio che includono anche la sintesi dei più significativi principi contabili applicati.

A nostro giudizio, il bilancio separato fornisce una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale e finanziaria della Società al 31 dicembre 2018, del risultato economico e dei flussi di cassa per l'esercizio chiuso a tale data, in conformità agli International Financial Reporting Standards adottati dall'Unione Europea nonché ai provvedimenti emanati in attuazione dell'articolo 9 del DLgs n° 38/05.

Elementi alla base del giudizio

Abbiamo svolto la revisione contabile in conformità ai principi di revisione internazionali (ISA Italia). Le nostre responsabilità ai sensi di tali principi sono ulteriormente descritte nella sezione Responsabilità della società di revisione per la revisione contabile del bilancio separato della presente relazione. Siamo indipendenti rispetto alla Iren SpA in conformità alle norme e ai principi in materia di etica e di indipendenza applicabili nell'ordinamento italiano alla revisione contabile del bilancio. Riteniamo di aver acquisito elementi probativi sufficienti ed appropriati su cui basare il nostro giudizio.

Aspetti chiave della revisione contabile

Gli aspetti chiave della revisione contabile sono quegli aspetti che, secondo il nostro giudizio professionale, sono stati maggiormente significativi nell'ambito della revisione contabile del bilancio dell'esercizio in esame. Tali aspetti sono stati da noi affrontati nell'ambito della revisione contabile e nella formazione del nostro giudizio sul bilancio separato nel suo complesso; pertanto, su tali aspetti non esprimiamo un giudizio separato.

Aspetti chiave	Procedure di revisione in risposta agli aspetti chiave
Valutazione della recuperabilità del valore delle partecipazioni

Note illustrative al bilancio separato al 31 dicembre 2018: Nota 3 "Partecipazioni in imprese controllate, joint venture e collegate"

Il bilancio separato della Iren SpA al 31 dicembre 2018 include partecipazioni per un valore pari ad Euro 2.564,0 milioni, composto come di seguito riportato:

• 1. Iren Energia SpA: Euro 1.139,1 milioni;
• 1. Ireti SpA: Euro 1.039,4 milioni;
• 1. Iren Ambiente SpA: Euro 243,4 milioni;
• 1. Iren Mercato SpA: Euro 142,1 milioni.

Il valore complessivo di tali partecipazioni rappresenta circa il 49% del totale delle attività del bilancio separato al 31 dicembre 2018.

La Società verifica la recuperabilità del valore delle partecipazioni iscritto a bilancio annualmente o, con una maggiore frequenza, qualora nell'esercizio vengano riscontrati indicatori che facciano presumere l'esistenza di una perdita di valore.

In considerazione dell'attuale struttura del Gruppo Iren, tale verifica coincide con l'analisi di recuperabilità del valore degli avviamenti effettuata nell'ambito della redazione del bilancio consolidato, in quanto le società controllate sopra Abbiamo effettuato una preliminare comprensione e valutazione del processo di impairment test posto in essere dalla direzione aziendale ed approvato dal Consiglio di Amministrazione della Iren SpA tenutosi in data 28 gennaio 2019, ai fini della verifica del rispetto dei requisiti stabiliti dal principio contabile internazionale IAS 36.

Le nostre verifiche si sono concentrate sull'esame critico delle principali assunzioni sulla cui base è stato redatto il piano pluriennale 2019-2023 e dei tassi di attualizzazione utilizzati; inoltre sono state condotte specifiche analisi di sensitività al fine di valutare l'impatto, sui risultati dei test, di variazioni prodotte nei principali parametri adottati.

Abbiamo inoltre proceduto a verificare la correttezza matematica complessiva del piano e del modello di impairment test predisposto dalla direzione aziendale, ripercorrendo, per ciascuna società / business unit, le modalità di costruzione del tasso di attualizzazione e del tasso di crescita stabile dei flussi

menzionate corrispondono alle unità generatrici di flussi finanziari (Cash Generating Unit o CGU) identificate, secondo la definizione prevista dal principio contabile internazionale IAS 36 - Riduzione di valore delle attività.

L'analisi della recuperabilità del valore degli avviamenti sopra richiamata è basata sul maggiore tra il fair value al netto dei costi di vendita e il valore d'uso di ciascuna CGU a cui gli stessi risultano allocati. Il valore d'uso è stato determinato mediante l'attualizzazione dei flussi di cassa futuri previsti per il periodo 2019-2023 per ciascuna CGU, nonché dei rispettivi valori terminali. Tali flussi sono stati estratti dalle proiezioni economico-finanziarie basate sul piano industriale approvato dal Consiglio di Amministrazione in data 26 settembre 2018.

Le partecipazioni sono considerate un aspetto chiave della revisione in considerazione dell'ammontare e degli elementi di stima insiti nelle valutazioni effettuate dagli amministratori in relazione alla loro recuperabilità.

finanziari oltre l'orizzonte temporale del piano, oltre che a confrontare il valore contabile di ciascuna partecipazione con il relativo valore recuperabile.

Tali attività sono state svolte anche con il coinvolgimento di esperti appartenenti alla rete PwC.

Abbiamo infine verificato la completezza e l'accuratezza dell'informativa riportata nelle note illustrative inclusiva della movimentazione intervenuta nel corso del 2018.

Responsabilità degli amministratori e del collegio sindacale per il bilancio separato

Gli amministratori sono responsabili per la redazione del bilancio separato che fornisca una rappresentazione veritiera e corretta in conformità agli International Financial Reporting Standards adottati dall'Unione Europea nonché ai provvedimenti emanati in attuazione dell'articolo 9 del DLgs n° 38/05 e, nei termini previsti dalla legge, per quella parte del controllo interno dagli stessi ritenuta necessaria per consentire la redazione di un bilancio che non contenga errori significativi dovuti a frodi o a comportamenti o eventi non intenzionali.

Gli amministratori sono responsabili per la valutazione della capacità della Società di continuare ad operare come un'entità in funzionamento e, nella redazione del bilancio separato, per l'appropriatezza dell'utilizzo del presupposto della continuità aziendale, nonché per una adeguata informativa in materia. Gli amministratori utilizzano il presupposto della continuità aziendale nella redazione del bilancio separato a meno che abbiano valutato che sussistono le condizioni per la liquidazione della Società o per l'interruzione dell'attività o non abbiano alternative realistiche a tali scelte.

Il collegio sindacale ha la responsabilità della vigilanza, nei termini previsti dalla legge, sul processo di predisposizione dell'informativa finanziaria della Società.

Responsabilità della società di revisione per la revisione contabile del bilancio separato

I nostri obiettivi sono l'acquisizione di una ragionevole sicurezza che il bilancio separato nel suo complesso non contenga errori significativi, dovuti a frodi o a comportamenti o eventi non intenzionali, e l'emissione di una relazione di revisione che includa il nostro giudizio. Per ragionevole sicurezza si intende un livello elevato di sicurezza che, tuttavia, non fornisce la garanzia che una revisione contabile svolta in conformità ai principi di revisione internazionali (ISA Italia) individui sempre un errore significativo, qualora esistente. Gli errori possono derivare da frodi o da comportamenti o eventi non intenzionali e sono considerati significativi qualora ci si possa ragionevolmente attendere che essi, singolarmente o nel loro insieme, siano in grado di influenzare le decisioni economiche prese dagli utilizzatori sulla base del bilancio separato.

Nell'ambito della revisione contabile svolta in conformità ai principi di revisione internazionali (ISA Italia), abbiamo esercitato il giudizio professionale e abbiamo mantenuto lo scetticismo professionale per tutta la durata della revisione contabile. Inoltre:

• abbiamo identificato e valutato i rischi di errori significativi nel bilancio separato, dovuti a frodi o a comportamenti o eventi non intenzionali; abbiamo definito e svolto procedure di revisione in risposta a tali rischi; abbiamo acquisito elementi probativi sufficienti ed appropriati su cui basare il nostro giudizio. Il rischio di non individuare un errore significativo dovuto a frodi è più elevato rispetto al rischio di non individuare un errore significativo derivante da comportamenti o eventi non intenzionali, poiché la frode può implicare l'esistenza di collusioni, falsificazioni, omissioni intenzionali, rappresentazioni fuorvianti o forzature del controllo interno;
• abbiamo acquisito una comprensione del controllo interno rilevante ai fini della revisione contabile allo scopo di definire procedure di revisione appropriate nelle circostanze e non per esprimere un giudizio sull'efficacia del controllo interno della Società;
• abbiamo valutato l'appropriatezza dei principi contabili utilizzati nonché la ragionevolezza delle stime contabili effettuate dagli amministratori, inclusa la relativa informativa;
• siamo giunti ad una conclusione sull'appropriatezza dell'utilizzo da parte degli amministratori del presupposto della continuità aziendale e, in base agli elementi probativi acquisiti, sull'eventuale esistenza di una incertezza significativa riguardo a eventi o circostanze che possono far sorgere dubbi significativi sulla capacità della Società di continuare ad operare come un'entità in funzionamento. In presenza di un'incertezza significativa, siamo tenuti a richiamare l'attenzione nella relazione di revisione sulla relativa informativa di bilancio ovvero, qualora tale informativa sia inadeguata, a riflettere tale circostanza nella formulazione del nostro giudizio. Le nostre conclusioni sono basate sugli elementi probativi acquisiti fino alla data della presente relazione. Tuttavia, eventi o circostanze successivi possono comportare che la Società cessi di operare come un'entità in funzionamento;

• abbiamo valutato la presentazione, la struttura e il contenuto del bilancio separato nel suo complesso, inclusa l'informativa, e se il bilancio separato rappresenti le operazioni e gli eventi sottostanti in modo da fornire una corretta rappresentazione.

Abbiamo comunicato ai responsabili delle attività di governance, identificati ad un livello appropriato come richiesto dagli ISA Italia, tra gli altri aspetti, la portata e la tempistica pianificate per la revisione contabile e i risultati significativi emersi, incluse le eventuali carenze significative nel controllo interno identificate nel corso della revisione contabile.

Abbiamo fornito ai responsabili delle attività di governance anche una dichiarazione sul fatto che abbiamo rispettato le norme e i principi in materia di etica e di indipendenza applicabili nell'ordinamento italiano e abbiamo comunicato loro ogni situazione che possa ragionevolmente avere un effetto sulla nostra indipendenza e, ove applicabile, le relative misure di salvaguardia.

Tra gli aspetti comunicati ai responsabili delle attività di governance, abbiamo identificato quelli che sono stati più rilevanti nell'ambito della revisione contabile del bilancio dell'esercizio in esame, che hanno costituito quindi gli aspetti chiave della revisione. Abbiamo descritto tali aspetti nella relazione di revisione.

Altre informazioni comunicate ai sensi dell'articolo 10 del Regolamento (UE) n° 537/2014

L'assemblea degli Azionisti della Iren SpA ci ha conferito in data 14 maggio 2012 l'incarico di revisione legale del bilancio separato e consolidato della Società per gli esercizi dal 31 dicembre 2012 al 31 dicembre 2020.

Dichiariamo che non sono stati prestati servizi diversi dalla revisione contabile vietati ai sensi dell'articolo 5, paragrafo 1, del Regolamento (UE) n° 537/2014 e che siamo rimasti indipendenti rispetto alla Società nell'esecuzione della revisione legale.

Confermiamo che il giudizio sul bilancio separato espresso nella presente relazione è in linea con quanto indicato nella relazione aggiuntiva destinata al collegio sindacale, nella sua funzione di comitato per il controllo interno e la revisione contabile, predisposta ai sensi dell'articolo 11 del citato Regolamento (UE) n° 537/2014.

Relazione su altre disposizioni di legge e regolamentari

Giudizio ai sensi dell'articolo 14, comma 2, lettera e), del DLgs n° 39/10 e dell'articolo 123-bis, comma 4, del DLgs n° 58/98

Gli amministratori della Iren SpA sono responsabili per la predisposizione della relazione sulla gestione e della relazione sul governo societario e gli assetti proprietari della Società al 31 dicembre 2018, incluse la loro coerenza con il relativo bilancio separato e la loro conformità alle norme di legge.

Abbiamo svolto le procedure indicate nel principio di revisione (SA Italia) n° 720B al fine di esprimere un giudizio sulla coerenza della relazione sulla gestione e di alcune specifiche informazioni contenute nella relazione sul governo societario e gli assetti proprietari indicate nell'articolo 123-bis, comma 4, del DLgs n° 58/98, con il bilancio separato della Iren SpA al 31 dicembre 2018 e sulla conformità delle stesse alle norme di legge, nonché di rilasciare una dichiarazione su eventuali errori significativi.

A nostro giudizio, la relazione sulla gestione e alcune specifiche informazioni contenute nella relazione sul governo societario e gli assetti proprietari sopra richiamate sono coerenti con il bilancio separato della Iren SpA al 31 dicembre 2018 e sono redatte in conformità alle norme di legge.

Con riferimento alla dichiarazione di cui all'articolo 14, comma 2, lettera e), del DLgs n° 39/10, rilasciata sulla base delle conoscenze e della comprensione dell'impresa e del relativo contesto acquisite nel corso dell'attività di revisione, non abbiamo nulla da riportare.

Torino, 30 aprile 2019

PricewaterhouseCoopers SpA

Piero De Lorenzi (Revisore legale)

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)

Signori Azionisti,

il Collegio Sindacale, ai sensi dell'art. 153 del D. Lgs. 58/1998, Testo unico delle disposizioni in materia di intermediazione finanziaria (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. Il Collegio sindacale 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.

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.

2. Operazioni ed eventi di particolare rilevanza

Il Collegio sindacale attesta, per quanto di competenza, la conformità delle operazioni di maggior rilievo economico, finanziario e patrimoniale effettuate dalla società alla legge e allo statuto sociale e che esse non risultano manifestamente imprudenti o azzardate, in potenziale conflitto di interessi, in contrasto con le delibere assunte dall'Assemblea o tali da compromettere l'integrità del patrimonio aziendale.

Le richiamate operazioni, nonché gli eventi significativi dell'esercizio 2018 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 al 31 dicembre 2018.

3. Operazioni con parti correlate o infragruppo

Ai sensi della normativa di riferimento il Consiglio di amministrazione di IREN ha approvato una Procedura in materia di Operazioni con Parti Correlate, aggiornata in data 2 luglio 2018 (pubblicata sul sito Iren: www.gruppoiren.it).

Nei paragrafi "Informativa sui rapporti con parti correlate" delle Note illustrative del Bilancio d'esercizio di IREN S.p.A. e delle Note illustrative del Bilancio consolidato al 31 dicembre 2018 sono illustrati i rapporti economici e patrimoniali con le parti correlate. Il dettaglio di tali rapporti è esposto in Allegato X al Bilancio separato e in Allegato XII al Bilancio consolidato.

Il presidente del Collegio e/o uno o più sindaci effettivi assistono regolarmente ai lavori del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate, monitorando le procedure concretamente adottate per le rilevanti deliberazioni nell'interesse della società e del Gruppo.

In considerazione del modello adottato dal Gruppo con IREN SpA quale Holding dotata di adeguate strutture di staff accentrate, nonché dell'attività di direzione e coordinamento svolta, la società fornisce servizi alle società controllate sulla base di appositi contratti. Altre eventuali operazioni infragruppo non ricorrenti sono dettate dall'esigenza di razionalizzazione dell'operatività secondo l'articolazione della gestione per Business Unit.

4. Operazioni atipiche e/o inusuali

Le Note illustrative al Bilancio di esercizio di IREN S.p.A e al Bilancio consolidato, 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 in proposito che meritino di essere segnalati.

5. Riunioni del Collegio sindacale, del Consiglio di amministrazione e dei Comitati endoconsiliari

Nel corso dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2018 il Collegio sindacale si è riunito n. 13 volte, con una partecipazione di regola 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 (n. 19 riunioni) e ha di regola assicurato la presenza di almeno un componente alle riunioni del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità (n.11 riunioni), alle riunioni del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate (n. 11 riunioni) e alle riunioni del Comitato per la Remunerazione e le Nomine (n.18 riunioni).

6. Osservazioni ai sensi del D. Lgs. 39/2010, del D.Lgs. 30 dicembre 2016, n. 254 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), che ha emesso in data 30 aprile 2019 le Relazioni, ai sensi dell'art. 14 del d.lgs. 27 gennaio 2010 n.39 e dell'art. 10 del Regolamento UE n. 537/2014, relative al Bilancio separato di IREN Spa e al Bilancio consolidato del Gruppo al 31 dicembre 2018, alle quali Vi rimandiamo rilevando nel contempo che non presentano rilievi.

Il Collegio sindacale ha vigilato sull'efficacia del processo di revisione legale dei conti, incontrando periodicamente i referenti di PwC per discutere in merito alle attività svolte. La Società di revisione ha sottoscritto la Conferma annuale dell'indipendenza ai sensi dell'art. 6 paragrafo 2) lett. a) del Regolamento Europeo 537/2014 e ai sensi del paragrafo 17 dell'ISA Italia 260.

Ulteriori incarichi conferiti alla Società di revisione sono regolati da apposita Linea guida "Affidamento incarichi alla Società di revisione" conforme alla normativa di riferimento. I relativi importi sono esposti nelle Note illustrative al Bilancio separato e nelle Note illustrative al Bilancio consolidato al paragrafo "Corrispettivi alla società di revisione".

Inoltre il Collegio conferma che la Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario è redatta in conformità a quanto prescritto dagli articoli 3, 4 e 6 del D.Lgs. 30 dicembre 2016, n. 254. La società di revisione PwC ha espresso, con apposita relazione in data 30 aprile 2019, un'attestazione circa la conformità delle informazioni fornite rispetto a quanto richiesto dal citato decreto legislativo e rispetto ai principi, alle metodologie e alle modalità previste dallo standard di rendicontazione GRI (Global Reporting Initiative).

7. Osservazioni sul processo di informativa finanziaria e sul sistema di controllo interno

Nel corso dell'esercizio 2018 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 dal Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili e societari e dagli altri responsabili delle funzioni amministrative. 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; (ii) incontri con i responsabili della funzione di Risk Management e della funzione di Controllo Interno (Internal audit); (iii) la presenza, con almeno uno dei suoi membri, alle riunioni dei comitati endoconsiliari: iv) 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 - ai sensi dell'art. 81-ter del Regolamento Consob n. 11971 del 14 maggio 1999 e successive modificazioni, dall'Amministratore delegato e dal Dirigente preposto ex L. 262/05 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 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

Riferiamo inoltre che il Collegio sindacale:

• (i) non ha ricevuto denunce ex art. 2408 del codice civile, né esposti;
• (ii) non ha rilasciato pareri ai sensi di legge nel corso dell'esercizio;
• (iii) ha preso atto dell'esistenza di disposizioni impartite dalla capogruppo affinché le società controllate forniscano tutte le notizie necessarie alla controllane per adempiere agli obblighi di comunicazione previsti dalla legge;
• (iv) relativamente alle società controllate di primo livello, ha assunto informazioni in relazione alla struttura organizzativa e al sistema di controllo interno tramite le funzioni centrali della capogruppo, incontri con i vertici delle controllate e il collegamento con i rispettivi organi di controllo;
• (v) ha preso atto della avvenuta predisposizione della Relazione annuale sulla Remunerazione ex artt. 123-ter del TUF 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) conferma che nel corso dei periodici incontri con gli esponenti della Società di revisione non sono emersi aspetti che debbano essere evidenziati nella presente relazione.

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 e il Bilancio consolidato al 31 dicembre 2018, nonché la Relazione sulla Gestione, sono stati approvati nella riunione del Consiglio di Amministrazione tenutasi in data 12 aprile 2019. Il Bilancio di esercizio espone un risultato netto di euro/migliaia 125.928, mentre il Bilancio consolidato evidenzia un risultato netto di euro/migliaia 273.237.

Non avendo la responsabilità del controllo legale dei conti, di competenza della Società di revisione PwC, il Collegio sindacale ha vigilato sull'impostazione generale del Bilancio d'esercizio e del Bilancio consolidato e sulla sua conformità alle norme che ne disciplinano la formazione e la struttura. Il Collegio sindacale ha altresì verificato la 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, reputazionali e strategici. Le passività potenziali sono invece considerate nei paragrafi "Garanzie e passività potenziali" delle Note illustrative al Bilancio di esercizio e delle Note illustrative al Bilancio consolidato.

Tutto quanto sopra premesso, il Collegio sindacale, preso atto delle attestazioni rilasciate 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 2018 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 aprile 2019

per il Collegio sindacale prof. Michele Rutigliano, presidente

SINTESI DELLE DELIBERAZIONI DELL'ASSEMBLEA

Iren S.p.A. Via Nubi di Magellano, 30 42123 Reggio Emilia - Italy www.gruppoiren.it