Relazione Finanziaria Semestrale

al 30 giugno 2021

Cariche sociali 2
Azionariato 3
Missione e Visione del Gruppo Iren 4
Il Gruppo Iren in cifre: Highlights Primo Semestre 2021 6
L'assetto societario del Gruppo Iren 8
Informazioni sul titolo Iren nel Primo Semestre 2021 12
RELAZIONE SULLA GESTIONE AL 30 GIUGNO 2021 15
Scenario di mercato 16
Fatti di rilievo del periodo 23
Situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo Iren 24
Analisi per settori di attività 30
Fatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura del periodo ed evoluzione prevedibile della gestione 40
Gestione finanziaria 41
Rischi e incertezze 43
Rapporti con parti correlate 49
Quadro normativo 51
Personale 64
Ricerca e Sviluppo 65

	BILANCIO SEMESTRALE ABBREVIATO CONSOLIDATO E NOTE ILLUSTRATIVE AL 30 GIUGNO 2021 77
	Prospetto della situazione patrimoniale‐finanziaria 78
	Prospetto di conto economico 80
	Prospetto delle altre componenti di conto economico complessivo 81
	Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto 82
	Rendiconto finanziario 84
	Note illustrative 85
I.	Contenuto e forma del Bilancio Semestrale Abbreviato Consolidato 85
II.	Principi di consolidamento 93
III.	Area di consolidamento 94
IV.	Gestione dei rischi finanziari del Gruppo 96
V.	Informativa sui rapporti con parti correlate 101
VI.	Altre informazioni 103
VII.	Informazioni sulla situazione patrimoniale‐finanziaria 104
	VIII. Informazioni sul conto economico 132
IX.	Garanzie e passività potenziali 141
X.	Informativa per settori di attività 143
XI.	Allegati al Bilancio Semestrale Abbreviato Consolidato 145
	Attestazione del bilancio semestrale abbreviato ai sensi dell'art. 154‐bis del D.Lgs. 58/1998 153
	Relazione di revisione contabile limitata sul bilancio semestrale abbreviato consolidato 154

CARICHE SOCIALI

Consiglio Amministrazione (1)
Presidente	Renato Boero (2)
Vice Presidente	Moris Ferretti (3)
Amministratore Delegato e Direttore Generale	Gianni Vittorio Armani (4)
Consiglieri	Sonia Maria Margherita Cantoni (5)
	Enrica Maria Ghia (6)
	Pietro Paolo Giampellegrini (7)
	Alessandro Giglio (8)
	Francesca Grasselli (9)
	Maurizio Irrera (10)
	Cristiano Lavaggi (11)
	Ginevra Virginia Lombardi (12)
	Giacomo Malmesi (13)
	Gianluca Micconi
	Tiziana Merlino
	Licia Soncini (14)
Collegio Sindacale (15)
Presidente	Michele Rutigliano
Sindaci effettivi	Cristina Chiantia
	Simone Caprari
	Ugo Ballerini
	Sonia Ferrero
Sindaci supplenti	Lucia Tacchino
	Fabrizio Riccardo Di Giusto

Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili e societari Massimo Levrino

Società di Revisione

KPMG S.p.A. (16)

(1) Nominato dall'Assemblea dei Soci del 22 maggio 2019 per il triennio 2019‐2020‐2021.
(2) Nominato Presidente dall'Assemblea dei Soci del 22 maggio 2019.
(3) Nominato Vice Presidente nel corso della seduta del Consiglio di Amministrazione del 22 maggio 2019.
(4) Cooptato ex art. 2386 cod. civ. in qualità di Consigliere e nominato Amministratore Delegato e Direttore Generale nel corso della seduta del Consiglio di Amministrazione del 29 maggio 2021, in sostituzione del dott. Massimiliano Bianco, che ha rassegnato le dimissioni dalle predette cariche con efficacia a partire dalla medesima data.
(5) Componente del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità, nominata in data 22 maggio 2019.
(6) Componente del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità, nominata in data 22 maggio 2019.
(7) Componente del Comitato per la Remunerazione e le Nomine, nominato in data 22 maggio 2019. L'avv. Giampellegrini è stato altresì nominato Presidente del Comitato per la Remunerazione e le Nomine nel corso della seduta del Consiglio di Amministrazione tenutasi in data 30 maggio 2019.
(8) Componente del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate, nominato in data 22 maggio 2019.
(9) Componente del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate dal 22 maggio al 30 maggio 2019 e componente del Comitato per la Remunerazione e le Nomine dal 30 maggio 2019.
(10) Componente del Comitato per la Remunerazione e le Nomine, nominato in data 22 maggio 2019.
(11) Componente del Comitato per la Remunerazione e le Nomine dal 22 maggio al 30 maggio 2019 e componente del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità dal 30 maggio 2019.
(12) Componente del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate, nominata in data 30 maggio 2019.
(13) Componente del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità, nominato in data 22 maggio 2019 e componente del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate, nominato in data 30 maggio 2019. L'avv. Malmesi è stato altresì nominato Presidente del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità nel corso della seduta del Consiglio di Amministrazione tenutasi in data 30 maggio 2019.
(14) Componente del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate, nominata in data 22 maggio 2019. La dott.ssa Soncini è stata altresì nominata Presidente del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate nel corso della seduta totalitaria del Comitato tenutasi in data 29 maggio 2019.
(15) Nominato dall'Assemblea dei Soci del 6 maggio 2021 per il triennio 2021‐2022‐2023.
(16) Nominata dall'Assemblea dei Soci del 22 maggio 2019 per il novennio 2021‐2029.

AZIONARIATO

Il Capitale Sociale della Società si attesta a 1.300.931.377 euro interamente versati, ed è costituito da azioni ordinarie del valore nominale di 1 euro ciascuna.

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

Al 30 giugno 2021, sulla base delle informazioni disponibili alla società, l'azionariato Iren è di seguito rappresentato; si segnala inoltre che alla stessa data Iren S.p.A. detiene 17.855.645 azioni proprie, pari all'1,37% del Capitale Sociale, e che non sono presenti soci privati detentori di una quota superiore al 3% dello stesso.

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 PRIMO SEMESTRE 2021

Dati economici

	milioni di euro
	Primo semestre 2021	Primo semestre 2020 Rideterminato	Variaz. %
Ricavi	2.005,0	1.825,9	9,8
EBITDA	517,5	473,3	9,3
EBIT	251,1	231,9	8,3
Risultato netto	208,5	145,6	43,2

EBITDA Margin (EBITDA/Ricavi)	25,8%	25,9%

Come previsto dall'IFRS 3, i saldi economici del primo semestre 2020 sono stati rideterminati per tenere conto, alla data di acquisizione, degli effetti derivanti dal completamento, avvenuto al termine dell'esercizio 2020, dell'allocazione del prezzo di acquisizione al fair value definitivo delle attività e passività acquisite (Purchase Price Allocation) della società Territorio e Risorse. Per ulteriori informazioni si rinvia al paragrafo "Rideterminazione di valori" del capitolo "Contenuto e forma del bilancio semestrale abbreviato consolidato".

Dati patrimoniali

		milioni di euro
	30.06.2021	31.12.2020 Rideterminato	Variaz. %
Capitale Investito Netto (CIN)	5.801,9	5.713,1	1,6
Patrimonio Netto del Gruppo e di terzi (PN)	2.843,3	2.763,5	2,9
Indebitamento Finanziario Netto (IFN)	2.958,6	2.949,6	0,3

Debt/Equity (Indebitamento Finanziario Netto / Patrimonio Netto)	1,04	1,07

Come previsto dall'IFRS 3, i saldi patrimoniali al 31 dicembre 2020 sono stati rideterminati per tenere conto, alla data di acquisizione, degli effetti derivanti dall'aggiornamento del fair value provvisorio delle attività nette della Divisione Ambiente Unieco e dal completamento dell'allocazione del prezzo di acquisizione al fair value definitivo delle attività e passività acquisite (Purchase Price Allocation) del ramo d'azienda del teleriscaldamento di SEI Energia. Per ulteriori informazioni si rinvia al paragrafo "Rideterminazione di valori" del capitolo "Contenuto e forma del bilancio semestrale abbreviato consolidato".

Dati tecnici e commerciali

	Primo semestre 2021	Primo semestre 2020	Variaz. %
Energia elettrica prodotta (GWh)	4.883,5	4.844,2	0,8
Energia termica prodotta (GWht)	1.868,1	1.617,6	15,5
Energia elettrica distribuita (GWh)	1.807,8	1.745,5	3,6
Gas distribuito (mln m3)	777,3	679,3	14,4
Acqua venduta (mln m3)	86,1	87,5	(1,6)
Energia elettrica venduta (GWh)	8.511,3	8.640,4	(1,5)
Gas venduto (mln m3) (*)	1.424,9	1.462,8	(2,6)
Volumetria teleriscaldata (mln m3)	96,8	94,4	2,5
Rifiuti gestiti (ton)	1.752.139	1.330.152	31,7

* di cui per usi interni 839,7 mln m3 nel Primo semestre 2021 (818,1 mln m3 nel Primo semestre 2020, +2,6%)

L'ASSETTO SOCIETARIO DEL GRUPPO IREN

Il Gruppo è strutturato secondo un modello che prevede una holding industriale (Iren S.p.A., con sede legale a Reggio Emilia) e quattro società responsabili delle singole linee di business, ubicate nelle principali sedi operative di Genova, Parma, Piacenza, Reggio Emilia, Torino, Vercelli e La Spezia.

A Iren S.p.A. fanno capo le attività strategiche, di sviluppo, coordinamento e controllo, mentre alle quattro Business Unit (BU), è stato affidato il coordinamento e l'indirizzo delle società operanti nei rispettivi settori:

Reti, che opera negli ambiti del ciclo idrico integrato, della distribuzione gas e della distribuzione di energia elettrica;
Ambiente, che svolge le attività di raccolta, igiene urbana, trattamento e smaltimento dei rifiuti;
Energia, operante nei settori della produzione di energia elettrica e termica, del teleriscaldamento, nei servizi per l'efficienza energetica e tecnologici, di illuminazione pubblica e reti semaforiche;
Mercato, attiva nella vendita di energia elettrica, gas, calore per teleriscaldamento e prodotti e servizi in ambito domotica, risparmio energetico e mobilità elettrica per la clientela.

BU RETI

Servizi Idrici Integrati

IRETI, capofila della Business Unit, direttamente e tramite le società operative controllate Iren Acqua, Iren Acqua Tigullio, ASM Vercelli e ACAM Acque opera nell'ambito dell'approvvigionamento idrico, fognatura e depurazione delle acque reflue nelle province di Genova, Savona, Piacenza, Parma, Reggio Emilia, Vercelli, La Spezia e in alcuni altri comuni siti in Piemonte e Lombardia. Complessivamente, negli Ambiti Territoriali Ottimali (ATO) gestiti il servizio è svolto in 241 comuni attraverso una rete di distribuzione di 20.258 chilometri, per quasi 2,8 milioni di abitanti serviti. Per quanto riguarda le acque reflue la BU Reti gestisce una rete fognaria di complessivi 11.189 chilometri.

Distribuzione Gas

IRETI distribuisce il gas metano in 70 comuni delle province di Reggio Emilia, Parma e Piacenza, nel comune di Genova e in altri 20 comuni limitrofi. Inoltre, tramite ASM Vercelli distribuisce il gas nella città di Vercelli, in 10 comuni della stessa provincia e in altri 3 comuni siti in Piemonte e Lombardia. La rete di distribuzione, composta da 8.115 chilometri di rete in alta, media e bassa pressione, serve un bacino di oltre 743 mila punti di riconsegna.

Distribuzione di energia elettrica

Con 7.795 chilometri di rete in media e bassa tensione IRETI svolge il servizio di distribuzione dell'energia elettrica nelle città di Torino, Parma e, tramite ASM Vercelli, nella città di Vercelli, per un totale di oltre 724 mila utenze allacciate.

BU AMBIENTE

Iren Ambiente, società capogruppo della Business Unit, opera in particolare nei settori della raccolta, trattamento e smaltimento dei rifiuti nello storico bacino emiliano, oltre a gestire alcuni impianti di trattamento e smaltimento nelle province di Torino e Savona.

Inoltre, la BU Ambiente opera lungo la filiera dei rifiuti attraverso società dislocate territorialmente: AMIAT, ASM Vercelli (controllata da IRETI), TRM e Territorio e Risorse in area Piemonte, ACAM Ambiente, ReCos e Rigenera Materiali in area Liguria; San Germano svolge invece la propria attività principale di operatore della raccolta in più aree, fra le quali Sardegna, Lombardia, Piemonte ed Emilia‐Romagna.

Sempre con riferimento ai territori di operatività del Gruppo, le società della c.d. "Divisione Ambiente Unieco" (Unieco Holding Ambiente ‐UHA‐ e altre controllate e collegate, di recente acquisizione), dislocate su una pluralità di regioni italiane (Emilia Romagna, Piemonte, Toscana, Marche e Puglia), sono attive in tutte le fasi della filiera: dall'intermediazione al trattamento e all'avvio a valorizzazione, fino allo smaltimento di rifiuti sia urbani che speciali e, attraverso la collegata SEI Toscana, anche nella raccolta di rifiuti urbani.

Si segnala infine I.Blu, che opera nella selezione dei rifiuti plastici da avviare a recupero e riciclo e nel trattamento di rifiuti in plastica per la produzione di Blupolymer (polimero per usi civili) e Bluair ("agente riducente" per gli impianti siderurgici).

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

La BU Ambiente serve complessivamente 307 comuni per un totale di oltre 3,0 milioni di abitanti presenti nei bacini di operatività. La dotazione impiantistica del ciclo integrato dei rifiuti è costituita principalmente da 3 termovalorizzatori (TRM, di proprietà dell'omonima società, a Torino, il Polo Ambientale Integrato ‐ PAI‐, a Parma, e Tecnoborgo, a Piacenza, questi ultimi di proprietà della capofila Iren Ambiente), 4 discariche attive, 197 stazioni tecnologiche attrezzate e 46 impianti di trattamento, selezione, stoccaggio, recupero, biodigestione e compostaggio.

Per quanto riguarda l'esercizio 2021, all'interno del processo di razionalizzazione della Divisione Ambiente Unieco è inoltre stata perfezionata il 30 marzo l'acquisizione del controllo, da parte di Iren Ambiente, della collegata Futura S.p.A., che dispone di un impianto di trattamento meccanico biologico.

BU ENERGIA

Produzione di energia elettrica e termica

La BU Energia dispone complessivamente di 2.858 MW di potenza installata in assetto elettrico e circa 2.373 MW termici. In particolare, ha la disponibilità diretta di 30 impianti di produzione di energia elettrica: 22 idroelettrici (di cui 3 mini‐hydro), 7 termoelettrici in cogenerazione e un termoelettrico convenzionale. La Business Unit dispone inoltre di 85 impianti di produzione fotovoltaica con una potenza installata pari a 20 MW.

Dal lato termoelettrico, a livello di Gruppo oltre il 34% della potenza termica complessiva al servizio del teleriscaldamento proviene dagli impianti di cogenerazione di proprietà di Iren Energia, società capofila, e produce l'80% del calore destinato al teleriscaldamento. La parte di potenza termica relativa ai generatori di calore convenzionali è pari al 58%, con una produzione di calore per il teleriscaldamento del 16%. La porzione residuale è prodotta da impianti del gruppo non appartenenti alla Business Unit (termovalorizzatori).

L'energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonte eco‐compatibile (rinnovabile o da cogenerazione ad alta efficienza), che rappresentano il 70% del parco impianti del Gruppo, è più del 73% dell'intera produzione. In particolare, il sistema idroelettrico di produzione svolge un ruolo importante in tema di salvaguardia ambientale, grazie all'utilizzo di una risorsa rinnovabile e pulita, senza emissione di sostanze inquinanti, e consente di ridurre il ricorso ad altre forme di produzione a più elevato impatto ambientale.

Nel corso del 2020 è stato siglato con Ansaldo un contratto per l'ampliamento della centrale termoelettrica di Turbigo attraverso la progettazione, la fornitura e la realizzazione di un nuovo impianto di generazione di energia elettrica a ciclo combinato, alimentato a gas, che consentirà di aumentare la capacità installata complessiva del sito dagli attuali 850 MW a circa 1.280 MW.

Iren Energia presidia inoltre le attività di programmazione e dispacciamento delle produzioni di energia elettrica del Gruppo, oltre all'operatività sulla borsa elettrica.

Teleriscaldamento

Iren Energia dispone della rete di teleriscaldamento più estesa a livello nazionale (1.064 chilometri di rete a doppia tubazione), con 701 chilometri nel territorio torinese, di cui 76 chilometri nei comuni di Grugliasco, Rivoli e Collegno (Città Metropolitana di Torino), 10 nel Comune di Genova, 221 nel Comune di Reggio Emilia, 103 nel Comune di Parma e 29 nel Comune di Piacenza; il totale della volumetria riscaldata ammonta a 96,8 milioni di metri cubi.

Servizi di efficienza energetica

La BU Energia, attraverso la propria controllata Iren Smart Solutions opera nel settore dell'efficienza energetica, svolgendo attività di progettazione, realizzazione e gestione di interventi di riduzione dei consumi di energia; si occupa della fornitura di servizi energetici e global service destinati a edifici di abitazione, a strutture private e pubbliche nonché a complessi industriali e commerciali garantendo la manutenzione e conduzione degli impianti termici, di condizionamento, idraulici, sanitari, frigoriferi, elettrici e a pannelli solari, oltre che la loro progettazione e installazione. Iren Smart Solutions si occupa inoltre dello sviluppo e della gestione dei servizi di illuminazione pubblica, semaforica e affini.

BU MERCATO

Commercializzazione energia elettrica

Iren Mercato è presente, nell'ambito del mercato libero, su tutto il territorio nazionale, con una maggiore concentrazione di clienti nella zona centro‐nord dell'Italia e presidia la commercializzazione dell'energia proveniente dalle diverse fonti del Gruppo sul mercato rappresentato dai clienti finali e da altri operatori grossisti. Le principali fonti di energia del Gruppo disponibili per le proprie attività sono rappresentate dalle centrali termoelettriche e idroelettriche di Iren Energia. La società opera altresì come esercente il servizio di "maggior tutela" per la clientela retail del mercato elettrico relativamente alla città di Torino, al territorio di Parma e al bacino di utenza del comune di Sanremo (IM).

I clienti retail e small business di energia elettrica gestiti sono oltre un milione, distribuiti principalmente sul bacino tradizionalmente servito di Torino e Parma e sulle altre aree presidiate commercialmente da Iren Mercato e da ATENA Trading.

Commercializzazione Gas Naturale

I clienti gas retail gestiti dalla Business Unit Mercato sono circa 907 mila e comprendono principalmente i clienti dei bacini storici genovese, torinese ed emiliano, delle aree di sviluppo ad essi limitrofe, di Vercelli e dell'area campana (rispettivamente tramite ATENA Trading e Salerno Energia Vendite) e di La Spezia. In particolare, Salerno Energia Vendite è presente in quasi tutte le province campane oltre che in alcuni comuni delle regioni Basilicata, Calabria, Toscana e Lazio.

Vendita calore tramite rete di teleriscaldamento

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

Fra le proposte commerciali complementari alla vendita di commodities si segnalano la linea di business "New downstream", destinata alla commercializzazione alla clientela retail di prodotti innovativi nell'area della domotica, del risparmio energetico e della manutenzione di impianti domestici, e "IrenGO a zero emissioni", l'innovativa offerta per la mobilità elettrica rivolta a clienti privati, aziende ed enti pubblici con l'obiettivo di ridurre l'impatto ambientale degli spostamenti. In merito, il Gruppo ha inoltre sperimentato le potenzialità e i benefici dell'e‐mobility attraverso l'avvio, al proprio interno, di una serie di iniziative quali l'installazione di infrastrutture di ricarica e la progressiva introduzione di veicoli elettrici. Tutte le iniziative interne ed esterne di mobilità elettrica IrenGO beneficiano di fornitura energetica 100% green proveniente dagli impianti idroelettrici del Gruppo.

INFORMAZIONI SUL TITOLO IREN NEL PRIMO SEMESTRE 2021

Andamento del titolo IREN in Borsa

Nel primo semestre del 2021 i principali indici di borsa mondiali hanno riportato un trend di crescita, grazie soprattutto all'avvio della campagna vaccinale per contrastare la diffusione del Covid‐19 e alle conseguenti attese di ripresa economica, peraltro sostenute in Europa dal piano Next Generation EU oltre che dalle politiche monetarie espansive delle maggiori banche centrali.

Nel corso del primo semestre 2021, il FTSE Italia All‐Share (il principale indice di Borsa Italiana) ha riportato un incremento del 13,8%, veicolato dalle aspettative di recupero dell'economia nazionale.

In tale contesto, i titoli delle quattro multiutility hanno fatto registrare performance in linea, se non superiori, a quella dell'indice FTSE Italia All‐Share, beneficiando delle attese di impatto positivo dei piani europei e nazionali di ripresa economica e sviluppo infrastrutturale, nel contesto di grande rilevanza della sostenibilità ambientale.

Andamento titolo Iren nei confronti dei competitors

Il prezzo del titolo IREN al 30 giugno 2021, ultimo giorno di contrattazioni del periodo, si è attestato a 2,406 euro per azione, in aumento del 13,2% rispetto al prezzo di inizio anno, con volumi medi giornalieri scambiati durante il periodo pari a circa 2,25 milioni di pezzi. Il prezzo medio nel corso del primo semestre 2021 è stato di 2,32 euro per azione.

Il massimo del periodo è stato registrato il 14 giugno, pari a 2,652 euro per azione; il minimo di periodo, pari a 2,028 euro per azione, è stato invece rilevato il 21 gennaio.

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

Il coverage del titolo

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Nel corso del periodo il Gruppo IREN è stato seguito da otto broker: Banca Akros, Banca IMI, Equita, Exane (sponsored research), Intermonte, Kepler Cheuvreux, Mediobanca e Stifel.

Relazione sulla gestione

al 30 giugno 2021

SCENARIO DI MERCATO

LO SCENARIO MACROECONOMICO

Il successo delle campagne vaccinali nelle economie avanzate e il conseguente rilassamento delle misure di contenimento hanno motivato una revisione al rialzo delle prospettive di ripresa nel breve termine da parte dei principali previsori macroeconomici. Nel report di giugno, la Banca Mondiale stima per il 2021 un rimbalzo per l'economia mondiale pari al 5,6%, 1,5 punti percentuali in più rispetto alle previsioni dello scorso gennaio. La ripresa pare mostrarsi eterogenea, anche in ragione della minore accessibilità ai vaccini per i paesi meno sviluppati. I rischi principali sono legati alla risposta dei vaccini alle nuove varianti del virus e alla capacità dei paesi avanzati di coordinarsi e di fare fronte alle esigenze dei paesi in via di sviluppo.

Nell'Area Euro la ripresa del PIL, più contenuta di quelle di Stati Uniti e Cina, dovrebbe fermarsi ad un +4,2% nel 2021. I risultati del primo trimestre 2021 mostrano dei segnali di tenuta per i paesi dell'Area.

Il PIL Italiano ha chiuso con una crescita su base trimestrale dello 0,1%, grazie alla spinta del valore aggiunto dal settore delle costruzioni (+4,8%) e ai segnali di ripartenza dell'industria (+1%)1 . Gli indicatori qualitativi per il secondo trimestre confermano il contributo positivo dell'industria per l'economia italiana, con consumi energetici industriali di aprile e maggio ai livelli 2019. Secondo le attese dell'ISTAT, il PIL italiano dovrebbe chiudere il 2021 con un incremento del 4,7% rispetto all'anno precedente.

La spesa delle famiglie

Le nuove misure restrittive hanno avuto un impatto limitato sul mercato del lavoro, ancora protetto dal blocco dei licenziamenti e dalla disponibilità della cassa integrazione. Nel primo trimestre 2021 il numero degli occupati è sceso dell'1,0% rispetto al trimestre precedente, ma i dati di maggio mostrano già un riallineamento del numero degli occupati ai livelli di fine 2020, anche se il recupero degli ultimi mesi ha riguardato principalmente i contratti a termine.

Il tasso di disoccupazione ha segnato un valore del 10,5% a maggio, in aumento di 0,6 punti percentuali rispetto a dicembre a causa dell'incremento della forza lavoro e di un'occupazione pressoché stabile.

I dati ISTAT del primo trimestre 2021 riportano un calo trimestrale della spesa per i consumi delle famiglie dello 0,6% a fronte di un incremento del 2% del reddito disponibile, con un aumento della propensione al risparmio prevista perdurare nel breve termine.

Gli investimenti

Nel primo trimestre 2021, gli investimenti sono aumentati del 3,7% rispetto al trimestre precedente, portandosi sopra ai livelli 2019. Il recupero ha coinvolto tutti i settori ad eccezione di quello delle risorse biologiche coltivate. Il progressivo venir meno dell'incertezza sul recupero della domanda, le condizioni di accesso al credito favorevoli e il sostegno dei fondi europei nell'ambito del PNRR supportano le attese sulle dinamiche degli investimenti come elemento trainante per la ripresa economica.

Le esportazioni

Nei primi tre mesi di quest'anno, le importazioni e le esportazioni hanno riportato un incremento rispettivamente del 5% e del 3%, rispetto al trimestre precedente, portando a una flessione del saldo commerciale pari all'11%. L'aumento delle esportazioni nei primi mesi dell'anno è stato sostenuto in maniera maggiore dai paesi UE (+23%) rispetto ai paesi extra‐UE (+18%). Il recupero della domanda estera è atteso continuare, trainato dallo scambio di beni.

¹ Fonte: ISTAT, Edizione Giugno 2021.

IL MERCATO PETROLIFERO

Il Brent ha chiuso il primo semestre 2021 a un prezzo medio di 64,6 \$/bbl, con un incremento del 50,5% rispetto al primo semestre del 2020. La quotazione media di giugno ha superato la soglia dei 70 \$/bbl, il livello massimo raggiungo dalla fine del 2018, quasi del 50% al di sopra del valore medio di dicembre 2020 (49,7 \$/bbl). Il brusco rialzo delle quotazioni del petrolio è stato trainato dall'effetto combinato del rafforzamento della domanda di petrolio e del mantenimento dei tagli alla produzione da parte dei paesi OPEC+, con conseguente progressivo calo delle riserve OCSE.

IL MERCATO DELL'ENERGIA ELETTRICA

Domanda e offerta

Nel primo semestre 2021 la produzione netta di energia elettrica in Italia è stata pari a 133,7 TWh, in aumento del 2,0% rispetto allo stesso periodo del 2020. La richiesta di energia elettrica, pari a 154,8 TWh, è stata soddisfatta per l'86,4% dalla produzione interna. A livello nazionale, la produzione termoelettrica è stata pari a 81,7 TWh, in aumento dello 0,6% rispetto allo stesso periodo del 2020 e ha rappresentato il 61,1% della produzione netta italiana; la produzione da fonte idroelettrica è stata paria a 25,9 TWh (+11,2% su base tendenziale), rappresentando il 19,4% di quella nazionale, mentre da fonte geotermica, eolica e fotovoltaica sono stati prodotti 26,1 TWh (‐1,6% rispetto al 2020), il 19,5% dell'offerta totale.

I consumi del primo semestre 2021 sono stati superiori a quelli del primo semestre dell'anno scorso del 7,9%. Il recupero è stato trainato principalmente dalla ripresa della domanda elettrica al Nord (+12,9%).

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

	fino a	fino a
	30/06/2021	30/06/2020	Var. %
Domanda	154.832	143.482	7,9%
Nord	76.356	67.792	12,6%
Centro	43.993	41.948	4,9%
Sud	20.969	21.040	‐0,3%
Isole	13.515	12.702	6,4%
Produzione netta	133.712	131.026	2,0%
Idroelettrico	25.884	23.273	11,2%
Termoelettrico	81.713	81.210	0,6%
Geotermoelettrico	2.746	2.845	‐3,5%
Eolico e fotovoltaico	23.368	23.698	‐1,4%

Consumo Pompaggi	‐1.353	‐1.353	0,0%
Saldo estero	22.474	13.809	62,7%

Fonte: Terna

Prezzi Mercato del Giorno Prima (MGP)

Nel primo semestre 2021 il PUN è salito del 107,6% rispetto allo stesso periodo del 2020, attestandosi su un valore medio di 66,90 €/MWh. La progressiva crescita ha portato il PUN ad un valore medio mensile di 84,80 €/MWh a giugno (+207% rispetto a giugno 2020).

Nel primo semestre del 2021 i prezzi zonali hanno subito in media un incremento pari al 104% rispetto allo stesso periodo del 2020. L'incremento massimo è stato registrato nella zona Nord (+112%), mentre quello minimo in Sicilia (+96%). In valore assoluto, i prezzi zonali si sono attestati in media a 65,63 €/MWh per la Sardegna, 66,07 €/MWh per la Calabria, 66,11 €/MWh per il Sud, 66,44 €/MWh per il Centro Nord, 66,69 €/MWh per il Nord, 66,77 €/MWh per il Centro Sud, con il prezzo più alto, pari a 70,70 €/MWh, in Sicilia. Il rimbalzo dei prezzi è in linea con gli andamenti al rialzo nei mercati delle commodies e della CO2 e al confronto con i minimi raggiunti nel 2020 a causa delle prime restrizioni per la pandemia.

Andamenti delle principali borse europee

Nei primi sei mesi del 2021, le principali borse elettriche europee hanno espresso un prezzo medio di 58,68 €/MWh, in forte rialzo rispetto all'anno precedente (+131%), con un differenziale medio rispetto al PUN di 8,22 €/MWh (il differenziale registrato nello stesso periodo del 2020 era pari 6,85 €/MWh).

Fonte: elaborazioni REF-E su dati Borse Europee

Future del PUN Baseload su EEX

La tabella seguente mostra il confronto tra i prezzi futures medi dei prodotti disponibili per il primo semestre 2021 riferiti al Prezzo Unico Nazionale. Nel corso del primo semestre, la tendenza delle quotazioni dei futures per i mesi da marzo a luglio è stata positiva (con l'unica eccezione della contrazione del prezzo del prodotto di aprile tra gennaio e febbraio 2021). Anche i prezzi dei prodotti futures relativi al Q3 e al Q4 2021 hanno recuperato progressivamente terreno, con un incremento complessivo rispettivamente di 29,69 €/MWh e di 29,32 €/MWh. Il Calendar‐22 ha seguito lo stesso andamento positivo dei prodotti trimestrali, riportando una crescita di 17,69 €/MWh tra le quotazioni medie di gennaio e quelle di giugno 2021.

apr‐21 Futures		mag‐21 Futures giu‐21 Futures
mensili	€/MWh	mensili	€/MWh	mensili	€/MWh
mag‐21	65,6	giu‐21	69,5	lug‐21	81,4
giu‐21	64,0	giu‐21	75,2	ago‐21	89,3
lug‐21	66,5	ago‐21	82,7	set‐21	86,8
trimestrali		trimestrali		trimestrali
Q3 21	71,0	Q3 21	81,0	Q3 21	88,2
Q4 21	72,0	Q4 21	82,6	Q4 21	89,7
Q1 22	71,5	Q1 22	81,6	Q1 22	85,0
annuali		annuali		annuali
Y1 22	63,7	Y1 22	70,8	Y1 22	73,7

Fonte: Reuters su dati EEX

IL MERCATO DEL GAS NATURALE

Domanda e offerta

Nel primo semestre del 2021 i consumi di gas hanno registrato un importante incremento rispetto al primo semestre del 2020 (+11,2%). L'aumento dei prelievi ha riguardato tutti i settori: industriale e residenziale (rispettivamente +9,7% e +12,4%) e termoelettrico (+9,2%).

L'incremento della domanda residenziale (+2,2 miliardi/mc rispetto al primo semestre 2020) è riconducibile al perdurare di temperature più basse della media stagionale, in particolare nei mesi primaverili. Il recupero dei consumi industriali (+0,6 miliardi/mc) e di quelli per uso termoelettrico (+1,0 miliardi/mc), rispetto al primo semestre del 2020, sono dipesi dall'allentamento delle misure restrittive imposte per contrastare la diffusione della pandemia e dal relativo recupero economico delle attività produttive.

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

GAS PRELEVATO (Mld mc)*	2021	2020	2019	Var % 2021 vs 2020	Var % 2020 vs 2019
Usi industriali	7,1	6,5	7,3		9,7% ‐11,7%
Usi termoelettrici	11,9	10,9	12,4		9,2% ‐12,2%
Impianti di distribuzione	19,8	17,6		19,1 12,4%	‐8,0%
Rete terzi e consumi di sistema / line pack	1,0	0,8		1,3 24,4% ‐36,8%
Totale prelevato	39,8	35,8		40,2 11,2% ‐10,9%

*Valori cumulati al 30 giugno 2021, Fonte: elaborazioni REF‐E su dati SRG

				Var % 2021	Var % 2020
GAS IMMESSO (Mld mc)*	2021	2020	2019	vs 2020	vs 2019
Importazioni	36,7	33,6	37,4		9,1% ‐10,0%
Produzione nazionale	1,6	2,0		2,3 ‐18,6% ‐16,3%
Stoccaggi	1,5	0,2	0,4		(**) ‐56,1%
Totale immesso (inclusi stoccaggi)	39,8	35,8	40,2		11,2% ‐10,9%
Capacità massima	90,4	71,9	67,4
Load factor	41,0%	46,8%	55,5%

*Valori cumulati al 30 giugno 2021, Fonte: elaborazioni REF‐E su dati SRG

**Variazione superiore al 100%

Il valore degli stoccaggi indica la movimentazione netta

Le importazioni dall'estero, di conseguenza, sono aumentate rispetto allo stesso periodo dello scorso anno (+9,1%). In forte recupero i flussi di gas provenienti dall'Algeria in ingresso a Mazara del Vallo (+190%), la cui convenienza è dipesa dall'indicizzazione dei contratti al prezzo del petrolio che presentano un lag temporale di circa sei mesi (ed hanno riflesso i bassi prezzi registrati durante il 2020). Sostanzialmente stabili invece le importazioni dalla Russia presso Tarvisio (+1%). Il forte recupero del gas algerino ha più che compensato le riduzioni delle importazioni presso gli altri punti di entry: ‐83% per gli arrivi dal Nord Europa presso Passo Gries e ‐30% per le importazioni dalla Libia presso Gela.

Da inizio anno è inoltre entrato in funzione il nuovo gasdotto Trans Adriatic Pipeline (TAP) per l'arrivo del gas dall'Azerbaijan presso il nuovo entry point di Melendugno (Lecce), con importazioni medie giornaliere che si attestano sui 14 milioni di Smc ed un totale di circa 2660 milioni di Smc durante il primo semestre del 2021.

Fa registrare una diminuzione anche l'apporto di GNL (‐13% rispetto al primo semestre 2020): il boom della richiesta spot da parte dei maggiori importatori in Asia ad inizio anno (spinta da temperature invernali più fredde della norma e dai tagli alla produzione legati principalmente alla chiusura di impianti strategici nell'area del Pacifico) ha convogliato l'offerta statunitense verso il continente asiatico limitandone la disponibilità in tutta Europa e, di conseguenza, anche in Italia.

Nel primo semestre 2021 è inoltre proseguito il trend di decrescita della produzione nazionale (‐18,6%), mentre rispetto al primo semestre del 2020 si è registrato un significativo apporto delle immissioni di gas in rete tramite i sistemi di stoccaggio, il cui saldo (erogazioni +/ immissioni ‐) è aumentato di circa 1,3 miliardi/mc. Quest'ultimo risultato è ascrivibile a un utilizzo molto intenso delle infrastrutture rispetto allo stesso periodo dello scorso anno, legato principalmente agli scarsi arrivi di GNL, ad una domanda elevata a causa di temperature fredde prolungate e, di conseguenza, a prezzi elevati che hanno favorito le erogazioni da parte degli operatori di stoccaggio dopo che le immissioni erano avvenute con i prezzi ai minimi storici. Il primo semestre del 2021 si è quindi caratterizzato per un mix di importazione che vede prevalere ancora il gas russo in arrivo a Tarvisio (il 39% del totale), seguito dalle importazioni dall'Algeria (30%) e di GNL (16%).

Prezzi ingrosso gas

Nel primo semestre del 2021 i prezzi all'ingrosso del gas naturale hanno fatto registrare aumenti su tutti i principali hub europei, sia rispetto all'ultimo trimestre del 2020 sia rispetto allo stesso periodo dello scorso anno. Questo è spiegato principalmente dalla combinazione dei seguenti fattori:

forte recupero della domanda asiatica, e di quella cinese in particolare, sostenuta dalla ripresa delle economie asiatiche e dalle rigide temperature invernali nel primo trimestre 2021 e viceversa da temperature estive al di sopra della norma nel secondo trimestre;
limitata disponibilità dell'offerta nelle aree del Pacifico, dovuta alla chiusura temporanea di alcuni impianti strategici a causa di manutenzioni e guasti;
picchi di prezzo del GNL spot in Asia (driver dei prezzi del gas ai principali hub) che si sono riverberati sui mercati europei;
stoccaggi di gas naturale inferiori ai livelli record registrati nel 2020 il cui tasso di iniezione procede lentamente, sui livelli del 2018.

Il prezzo medio al TTF è stato di 21,8 €/MWh, in aumento del 190% rispetto al primo semestre del 2020. Il CEGH, mercato del gas austriaco, ha prodotto un valore medio di 21,6 €/MWh, corrispondente ad un aumento di circa il 150% rispetto al primo semestre 2020. Anche l'hub italiano PSV ha guadagnato circa il 140% del proprio valore rispetto allo stesso periodo del 2020, registrando un prezzo medio di 22 €/MWh e restando a premio rispetto a quelli nord‐europei.

Lo spread tra PSV e TTF è diminuito di circa 1,40 €/MWh rispetto al primo semestre 2020, passando da 1,66 €/MWh a 0,26 €/MWh in media, grazie alla maggiore influenza degli arrivi di gas in Italia dal Mediterraneo (Algeria e Azerbaijan) piuttosto che dal Nord Europa.

Nel primo semestre del 2021 i prezzi gas alla frontiera, ancora parzialmente Oil‐linked, sono aumentati rispetto ai primi sei mesi dello scorso anno dell'80% circa (da 10,7 €/MWh nel primo semestre 2020 a 19,1 €/MWh nel primo semestre 2021).

La c.d. "componente CMEM", intesa a riflettere il costo di approvvigionamento del gas nel prezzo al mercato tutelato, definita da ARERA sulla base delle quotazioni forward del TTF, è stata pari a 16,2 €/MWh nel primo trimestre dell'anno e a 18,5 €/MWh nel secondo.

Prezzi all'ingrosso in Europa

FATTI DI RILIEVO DEL PERIODO

Acquisizione del controllo di Futura

Nell'ambito delle attività di consolidamento conseguenti all'acquisto della Divisione ambiente Unieco, il 30 marzo 2021 Iren Ambiente ha acquisito da S.I.T. ‐ Società Igiene Territorio S.p.A. una ulteriore quota di Futura S.p.A., rappresentativa del 20% del capitale sociale. Il corrispettivo per l'acquisto è pari a 1,1 milioni di euro; a seguito dell'operazione, il Gruppo Iren detiene una partecipazione complessiva del 60%. Futura ha sede a Grosseto e gestisce un impianto di trattamento meccanico biologico, con una sezione di compostaggio della frazione organica.

Assemblea degli Azionisti

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

approvato la sezione prima ("Politiche sulla Remunerazione 2021") della Relazione sulla politica in materia di remunerazione 2021 e sui compensi corrisposti 2020;
espresso voto favorevole sulla sezione seconda ("Compensi corrisposti esercizio 2020") della stessa Relazione;
nominato il Collegio Sindacale ed il suo Presidente per il triennio 2021‐ 2022‐2023 e determinato il compenso annuo da corrispondere ai membri effettivi dello stesso Collegio.

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

Il 29 maggio 2021 Iren S.p.A. e il dottor Massimiliano Bianco hanno raggiunto un accordo per lo scioglimento consensuale del rapporto con la Società in base al quale il dottor Bianco ha rinunciato, con effetto immediato, alle cariche di Consigliere, Amministratore Delegato e Direttore Generale, nonché ad ogni delega e potere conferitigli. L'accordo prevede inoltre che il rapporto di lavoro quale Dirigente prosegua fino al 30 novembre 2021 salvo eventuale cessazione anticipata su richiesta dello stesso, al fine di assicurare un graduale passaggio di consegne interno.

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

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

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

SITUAZIONE ECONOMICA, PATRIMONIALE E FINANZIARIA DEL GRUPPO IREN

Situazione economica

CONTO ECONOMICO DEL GRUPPO IREN

			migliaia di euro
	Primo semestre 2021	Primo semestre 2020 rideterminato	Var. %
Ricavi
Ricavi per beni e servizi	1.966.711	1.742.825	12,8
Altri proventi	38.293	83.063	(53,9)
Totale ricavi	2.005.004	1.825.888	9,8
Costi operativi
Costi materie prime sussidiarie di consumo e merci	(562.083)	(508.371)	10,6
Prestazioni di servizi e godimento beni di terzi	(663.309)	(606.511)	9,4
Oneri diversi di gestione	(34.879)	(33.652)	3,6
Costi per lavori interni capitalizzati	20.714	17.534	18,1
Costo del personale	(247.971)	(221.584)	11,9
Totale costi operativi	(1.487.528)	(1.352.584)	10,0
MARGINE OPERATIVO LORDO	517.476	473.304	9,3
Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni
Ammortamenti	(228.507)	(206.508)	10,7
Accantonamenti a fondo svalutazione crediti	(33.662)	(42.523)	(20,8)
Altri accantonamenti e svalutazioni	(4.198)	7.626	(*)
Totale ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni	(266.367)	(241.405)	10,3
RISULTATO OPERATIVO	251.109	231.899	8,3
Gestione finanziaria
Proventi finanziari	26.964	13.777	95,7
Oneri finanziari	(41.603)	(44.144)	(5,8)
Totale gestione finanziaria	(14.639)	(30.367)	(51,8)
Risultato di partecipazioni contabilizzate con il metodo del patrimonio netto	6.276	5.143	22,0
Rettifica di valore di partecipazioni	‐	(146)	(100,0)
Risultato prima delle imposte	242.746	206.529	17,5
Imposte sul reddito	(34.238)	(60.927)	(43,8)
Risultato netto delle attività in continuità	208.508	145.602	43,2
Risultato netto da attività operative cessate	‐	‐	‐
Risultato netto del periodo	208.508	145.602	43,2
attribuibile a:
‐ Utile (perdita) del periodo attribuibile agli azionisti	193.238	132.674	45,6
‐ Utile (perdita) del periodo attribuibile alle minoranze	15.270	12.928	18,1

(*) Variazione superiore al 100%

Ricavi

Al 30 giugno 2021 il Gruppo ha conseguito ricavi per 2.005 milioni di euro in aumento del +9,8% rispetto ai 1.826 milioni di euro del primo semestre 2020. L'incremento dei ricavi, che si rileva per tutte le linee di business, registra una variazione di circa 73 milioni di euro conseguente alla variazione di perimetro dell'area Ambiente (relativa a I.Blu e alle società della Divisione Ambiente Unieco, acquisite nel corso del secondo semestre 2020), a maggiori ricavi energetici correlati all'incremento dei prezzi delle commodities e a maggiori ricavi per circa 33 milioni di euro relativi allo sviluppo delle attività connesse alla riqualificazione energetica e alla ristrutturazione degli edifici favorita dalle recenti agevolazioni fiscali.

Margine Operativo Lordo

Il margine operativo lordo ammonta a 517,5 milioni di euro, in aumento del +9,3% rispetto ai 473,3 milioni di euro del corrispondente periodo 2020. La dinamica del margine è stata caratterizzata da un miglioramento dello scenario energetico e da un andamento climatico favorevole. Questi fattori, unitamente alle operazioni di ampliamento del perimetro di consolidamento, hanno consentito di assorbire gli effetti negativi della pandemia Covid‐19 e dei conseguenti periodi di parziale lockdown, pari a 6 milioni di euro, che hanno interessato quasi tutto il semestre 2021 mentre nel precedente esercizio si erano manifestati solo a partire da marzo 2020. Il miglioramento del margine ha riguardato tutte le business unit del gruppo: Ambiente (+23,6%), Mercato (+8,1%), Reti (+6,2%) ed Energia (+5,4%).

Risultato operativo

Il risultato operativo è pari a 251,1 milioni di euro, in aumento del +8,3% rispetto ai 231,9 milioni di euro del corrispondente periodo 2020. Nel periodo si sono registrati maggiori ammortamenti per circa 22 milioni di euro, relativi principalmente all'entrata in esercizio di nuovi investimenti e all'ampliamento del perimetro di consolidamento, minori accantonamenti al fondo svalutazione crediti per circa 9 milioni di euro, in conseguenza di un miglioramento, rispetto allo scorso anno, della stima degli effetti della pandemia Covid‐ 19 sulle perdite attese, e minori rilasci di fondi per circa 12 milioni di euro.

Gestione finanziaria

Il risultato della gestione finanziaria esprime un saldo di oneri finanziari netti di 14,6 milioni di euro; nel primo semestre 2020 il dato si attestava a 30,4 milioni.

Sulla variazione incidono principalmente i maggiori proventi finanziari, che ammontano a 27,0 milioni di euro (+13,2 milioni rispetto al periodo comparativo, quando si attestavano a 13,8 milioni). L'aumento è sostanzialmente riferito ad una plusvalenza derivante dall'estinzione anticipata di passività finanziarie. Inoltre, la diminuzione del costo medio dell'indebitamento contribuisce al decremento degli oneri finanziari, che si attestano a 41,6 milioni contro i 44,1 milioni del primo semestre 2020 (‐5,8%).

Risultato di partecipazioni contabilizzate con il metodo del patrimonio netto

La voce, che si attesta a +6,3 milioni di euro (in aumento rispetto ai +5,1 milioni dell'esercizio precedente), comprende il pro‐quota dei risultati delle società collegate e joint ventures del Gruppo, i più rilevanti dei quali riguardano ASA, Aguas de San Pedro, Barricalla e ASTEA.

Rettifica di valore di partecipazioni

La voce non è presente nel primo semestre 2021. L'importo del periodo comparativo era relativo alla svalutazione integrale di una partecipata del settore ambiente.

Risultato prima delle imposte

Per effetto delle dinamiche sopra indicate il risultato consolidato prima delle imposte si attesta a 242,7 milioni di euro (206,5 milioni nel primo semestre 2020).

Imposte sul reddito

Le imposte sul reddito del periodo sono pari a 34,2 milioni di euro (60,9 milioni nel periodo comparativo), con un tax rate effettivo pari al 14,1% (29,5% nel primo semestre 2020).

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

Risultato netto del periodo

In conseguenza di quanto sopra esposto, si rileva un utile netto del periodo pari a 208,5 milioni di euro, in significativo incremento (+43,2%) rispetto al risultato del primo semestre 2020.

Il dato è riconducibile al risultato di pertinenza degli azionisti per 193,2 milioni, mentre l'utile attribuibile alle minoranze è pari a 15,3 milioni.

Situazione patrimoniale e finanziaria

STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO DEL GRUPPO IREN (1)

	migliaia di euro
	30.06.2021	31.12.2020 Rideterminato Var. %
Attivo immobilizzato	6.624.484	6.582.382	0,6
Altre attività (Passività) non correnti	(413.492)	(421.336)	(1,9)
Capitale circolante netto	24.966	42.155	(40,8)
Attività (Passività) per imposte differite	198.253	165.835	19,5
Fondi rischi e Benefici ai dipendenti	(633.473)	(657.188)	(3,6)
Attività (Passività) destinate a essere cedute	1.144	1.285	(11,0)
Capitale investito netto	5.801.882	5.713.133	1,6
Patrimonio netto	2.843.256	2.763.551	2,9
Attività finanziarie a lungo termine	(201.110)	(166.522)	20,8
Indebitamento finanziario a medio e lungo termine	3.747.434	3.826.378	(2,1)
Indebitamento finanziario netto a medio lungo termine	3.546.324	3.659.856	(3,1)
Attività finanziarie a breve termine	(861.694)	(985.525)	(12,6)
Indebitamento finanziario a breve termine	273.996	275.251	(0,5)
Indebitamento finanziario netto a breve termine	(587.698)	(710.274)	(17,3)
Indebitamento finanziario netto	2.958.626	2.949.582	0,3
Mezzi propri ed indebitamento finanziario netto	5.801.882	5.713.133	1,6

(1) Per la riconciliazione del prospetto di stato patrimoniale riclassificato con quello di bilancio si rimanda all'apposito allegato al Bilancio Semestrale Abbreviato Consolidato.

Nel seguito sono commentate le principali dinamiche patrimoniali del periodo.

L'attivo immobilizzato al 30 giugno 2021 ammonta a 6.624,5 milioni di euro, incrementatosi rispetto al 31 dicembre 2020, quando era pari a 6.582,4 milioni. L'aumento (+42,1 milioni) è principalmente da ricondursi all'effetto delle seguenti determinanti:

gli investimenti tecnici in immobilizzazioni materiali ed immateriali (+279,1 milioni) e gli ammortamenti (‐228,5 milioni) del periodo;
gli assets derivanti dall'acquisizione di Futura, riferiti ad un impianto di trattamento meccanico biologico dei rifiuti (27,6 milioni);
la variazione del portafoglio dei diritti di emissione di CO2 (‐38,8 milioni).

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

L'incremento delle Altre attività (passività) non correnti (pari a 7,8 milioni di euro) è riferibile in gran parte ai crediti maturati verso l'erario per gli interventi incentivati di efficientamento energetico degli edifici. Il Capitale Circolante Netto diminuisce di 17,2 milioni di euro, attestandosi a 25,0 milioni contro i 42,2 milioni di fine 2020. La variazione è da imputarsi alla stima delle imposte del periodo al netto degli acconti versati e alle componenti commerciali.

Il saldo patrimoniale della fiscalità differita netta si incrementa attestandosi a 198,3 milioni di euro (165,8 milioni al 31 dicembre 2020) principalmente per effetto del rilascio del fondo imposte differite a seguito dell'accennato riallineamento fiscale dei maggiori valori degli assets iscritti in bilancio.

I "Fondi Rischi e Benefici ai Dipendenti" ammontano a 633,5 milioni di euro e risultano in diminuzione di 23,7 milioni rispetto al 31 dicembre 2020, principalmente a seguito dell'adempimento all'obbligo relativo ai diritti di emissione CO2 del periodo.

Il Patrimonio Netto ammonta a 2.843,3 milioni di euro, contro i 2.763,5 milioni del 31 dicembre 2020 (+79,8 milioni). La variazione è riferita al risultato netto (+208,5 milioni), ai dividendi distribuiti (‐149,3 milioni), all'andamento della riserva cash flow hedge legata agli strumenti derivati di copertura tasso e commodities (+24,1 milioni), alla variazione area di consolidamento (+1,6 milioni), agli acquisti di azioni proprie (‐4,1 milioni) e ad altre variazioni minori (‐1,0 milione).

L'indebitamento finanziario netto al 30 giugno 2021 è pari a 2.958,6 milioni di euro, sostanzialmente allineato rispetto al dato del 31 dicembre 2020 (2.949,6 milioni). Per maggiori dettagli, si rinvia all'analisi del rendiconto finanziario di seguito presentata.

RENDICONTO FINANZIARIO DEL GRUPPO IREN

Variazione indebitamento finanziario netto

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

	migliaia di euro
	Primo semestre 2021	Primo semestre 2020 rideterminato	Var. %
(Indebitamento) Finanziario Netto iniziale	(2.949.582)	(2.706.127)	9,0
Risultato del periodo	208.509	145.602	43,2
Rettifiche per movimenti non finanziari	374.632	365.053	2,6
Erogazioni benefici ai dipendenti	(4.918)	(3.393)	44,9
Utilizzo fondo rischi e altri oneri	(9.714)	(9.907)	(1,9)
Variazione altre attività/passività non correnti	(12.214)	556	(*)
Altre variazioni patrimoniali	(67.113)	(17.235)	(*)
Imposte pagate	(42.630)	‐	‐
Cash flow operativo prima delle variazioni di CCN	446.552	480.676	(7,1)
Flusso finanziario derivante da variazioni di CCN	(40.220)	(220.100)	(81,7)
Cash flow operativo	406.332	260.576	55,9
Investimenti in attività materiali e immateriali	(279.130)	(254.153)	9,8
Investimenti in attività finanziarie	(1.701)	‐	‐
Realizzo investimenti e variazione attività destinate ad essere cedute	2.743	(1.394)	(*)
Variazione area di consolidamento	(24.862)	(24.353)	2,1
Dividendi incassati	1.604	1.372	16,9
Totale flusso finanziario da attività di investimento	(301.346)	(278.528)	8,2
Free cash flow	104.986	(17.952)	(*)
Flusso finanziario del capitale proprio	(153.374)	(155.730)	(1,5)
Altre variazioni	39.344	(39.255)	(*)
Variazione (Indebitamento) Finanziario Netto	(9.044)	(212.937)	(95,8)
(Indebitamento) Finanziario Netto finale	(2.958.626)	(2.919.064)	1,4

(*) Variazione superiore al 100%

Come previsto dall'IFRS 3, l'esposizione dei flussi finanziari del primo semestre 2020 sono stati rideterminati per tenere conto, alla data di acquisizione, degli effetti derivanti dal completamento, avvenuto al termine dell'esercizio 2020, dell'allocazione del prezzo di acquisizione al fair value definitivo delle attività e passività acquisite (Purchase Price Allocation) della società Territorio e Risorse. Per ulteriori informazioni si rinvia al paragrafo "Rideterminazione di valori" del capitolo "Contenuto e forma del bilancio semestrale abbreviato consolidato".

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

un cash flow operativo pari a +406,3 milioni di euro, in significativo miglioramento rispetto al primo semestre 2020, quando si attestava a +260,6 milioni, soprattutto in virtù della variazione del capitale circolante netto;
un flusso finanziario da attività di investimento di ‐301,3 milioni, superiore ai ‐278,5 milioni del periodo comparativo, che comprende gli investimenti tecnici del periodo (279,1 milioni) e il corrispettivo pagato e l'indebitamento assunto a fronte dell'acquisizione di Futura (24,9 milioni);
un flusso finanziario del capitale proprio pari a ‐153,4 milioni (‐155,7 milioni nel primo semestre 2020), rappresentativo dei dividendi erogati e degli acquisti di azioni proprie del periodo;
la voce altre variazioni, pari a +39,3 milioni (‐39,3 milioni nel primo semestre 2020), che ricomprende principalmente la variazione del fair value degli strumenti derivati di copertura dal rischio tasso e commodity e la rilevazione delle passività inerenti ai nuovi contratti di lease ricadenti nell'ambito dell'IFRS 16.

Si segnala infine che il rendiconto finanziario redatto secondo la configurazione espressa come variazione delle disponibilità liquide è presentato in apertura della sezione "Bilancio Semestrale Abbreviato Consolidato e Note Illustrative al 30 giugno 2021".

ANALISI PER SETTORI DI ATTIVITÀ

Il Gruppo Iren individua i seguenti settori di attività:

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

Tali segmenti operativi sono presentati in accordo all'IFRS 8, che richiede di basare l'informativa di settore sugli elementi che il management utilizza nel prendere le proprie decisioni operative e strategiche.

Ai fini di una corretta lettura dei conti economici relativi alle singole attività, esposti e commentati nel seguito, si precisa che i ricavi e i costi riferiti alle attività comuni sono stati interamente allocati sui business, in base all'utilizzo effettivo dei servizi forniti oppure in base a driver tecnico‐economici.

L'informativa di settore che segue non contiene l'informativa secondaria di settore per area geografica data la sostanziale univocità territoriale in cui il Gruppo opera prevalentemente.

Nei prospetti seguenti vengono esposti il Capitale Investito Netto comparato ai valori al 31 dicembre 2020 rideterminato e i conti economici del primo semestre 2021 (fino al risultato operativo) per settore di attività, raffrontati ai dati del primo semestre 2020 rideterminati. Al 30 giugno 2021 le attività non regolate contribuiscono alla formazione del margine operativo lordo per il 34% (32% al 30 giugno 2020), le attività regolate pesano per il 44% (in calo rispetto al 47% del corrispondente periodo 2020), mentre le attività semi regolate contribuiscono per il 22% (21% nel primo semestre 2020).

Situazione patrimoniale riclassificata per settori di attività al 30 giugno 2021

milioni di euro
	Reti	Ambiente	Energia	Mercato	Altri servizi	Non allocabili	Totale
Capitale immobilizzato	3.016	1.260	1.918	215	35	180	6.624
Capitale circolante netto	(13)	132	(15)	(79)	‐	‐	25
Altre attività e passività non correnti	(604)	(201)	(62)	(20)	39	‐	(848)
Capitale investito netto (CIN)	2.399	1.191	1.841	116	74	180	5.802
Patrimonio netto							2.843
Posizione Finanziaria netta							2.959
Mezzi propri ed indebitamento finanziario netto							5.802

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

milioni di euro
	Reti	Ambiente	Energia	Mercato	Altri servizi	Non allocabili	Totale
Capitale immobilizzato	2.980	1.234	1.953	202	35	178	6.582
Capitale circolante netto	(101)	63	20	58	2	‐	42
Altre attività e passività non correnti	(601)	(207)	(86)	(18)	1	‐	(911)
Capitale investito netto (CIN)	2.278	1.090	1.887	242	38	178	5.713
Patrimonio netto							2.763
Posizione Finanziaria netta							2.950
Mezzi propri ed indebitamento finanziario netto							5.713

Conto Economico per settori di attività Primo semestre 2021

milioni di euro
	Reti	Ambiente	Energia	Mercato	Altri servizi	Non allocabili	Totale
Totali ricavi e proventi	442	436	715	1.159	10	(757)	2.005
Totale costi operativi	(252)	(337)	(581)	(1.066)	(9)	757	(1.488)
Margine Operativo Lordo (EBITDA)	190	99	134	93	1	‐	517
Amm.ti, acc.ti netti e svalutazioni	(96)	(55)	(70)	(44)	(1)	‐	(266)
Risultato operativo (EBIT)	94	44	64	49	‐	‐	251

Conto Economico per settori di attività Primo semestre 2020 rideterminato

milioni di euro
	Reti	Ambiente	Energia	Mercato	Altri servizi	Non allocabili	Totale
Totali ricavi e proventi	490	350	551	1.073	11	(648)	1.826
Totale costi operativi	(311)	(270)	(424)	(987)	(10)	648	(1.353)
Margine Operativo Lordo (EBITDA)	179	80	127	86	1	‐	473
Amm.ti, acc.ti netti e svalutazioni	(98)	(48)	(54)	(41)	(1)	‐	(241)
Risultato operativo (EBIT)	81	32	73	45	‐	‐	232

SBU Reti

Al 30 giugno 2021 il settore di attività Reti, che comprende i business della Distribuzione Gas, Energia Elettrica e del Servizio Idrico Integrato, ha registrato ricavi per 441,5 milioni di euro, in flessione del ‐9,8% rispetto ai 489,5 milioni di euro del primo semestre 2020. Questa contrazione è da ricondursi alla disposizione del Ministero della Transazione Ecologica (MITE) che con decreto del 21 maggio 2021 ha ridotto l'obbligo quantitativo legato ai certificati di efficienza energetica (TEE). Di fatto, l'applicazione del decreto ha comportato minori costi per effetto della riduzione del numero di titoli acquistati per adempiere all'obbligo e, al contempo, una correlata riduzione dei ricavi per il minor numero di titoli consegnati alla CSEA, con effetti positivi sul conto economico di periodo per il differenziale tra ricavi e costi.

Il margine operativo lordo ammonta a 189,8 milioni di euro in aumento del +6,2% rispetto ai 178,7 milioni di euro del primo semestre 2020, mentre il risultato operativo è pari a 93,5 milioni di euro in aumento del +15,1% rispetto agli 81,2 milioni di euro del corrispondente periodo 2020. La dinamica del risultato operativo è stata caratterizzata da maggiori ammortamenti per circa 5 milioni di euro, correlati ai crescenti investimenti, a minori accantonamenti al fondo ripristino beni di terzi per circa 1 milione di euro e a minori accantonamenti al fondo svalutazione crediti per circa 5 milioni di euro, in conseguenza di un miglioramento, rispetto allo scorso anno, della stima degli effetti della pandemia Covid‐19 sulle perdite attese.

		Primo semestre 2021	Primo semestre 2020	Variaz. %
Ricavi	€/mil.	441,5	489,5	(9,8)
Margine operativo lordo (Ebitda)	€/mil.	189,8	178,7	6,2
Ebitda Margin		43,0%	36,5%
da Reti Elettriche	€/mil.	40,1	37,1	8,0
da Reti Gas	€/mil.	45,8	41,1	11,4
da Servizio Idrico Integrato	€/mil.	103,9	100,5	3,4
Risultato Operativo (Ebit)	€/mil.	93,5	81,2	15,1
Investimenti	€/mil.	113,8	116,7	(2,4)
in Reti Elettriche	€/mil.	22,5	21,7	3,8
in Reti Gas	€/mil.	19,1	21,6	(11,5)
in Servizio Idrico Integrato	€/mil.	70,3	72,2	(2,6)
Servizi Comuni	€/mil.	1,9	1,2	58,5
Energia elettrica distribuita	GWh	1.807,8	1.745,5	3,6
Gas distribuito	Mmc	777,3	679,3	14,4
Acqua Venduta	Mmc	86,1	87,5	(1,6)

SBU Reti ‐ Energia elettrica

Il margine operativo lordo ammonta a 40,1 milioni di euro in aumento del +8% rispetto ai 37,1 milioni di euro del primo semestre 2020. Il miglioramento è da ricondursi ai maggiori ricavi tariffari correlati all'incremento del capitale investito tariffario (RAB), che hanno più che compensato sopravvenienze passive e maggiori costi di esercizio.

Nel periodo sono stati effettuati investimenti per 22,5 milioni di euro in aumento del +3,8% rispetto ai 21,7 milioni di euro del primo semestre 2020, inerenti principalmente agli allacciamenti, alle attività di resilienza delle linee, alla costruzione di nuove cabine e linee BT/MT.

SBU Reti ‐ Distribuzione Gas

Il margine operativo lordo è stato pari a 45,8 milioni di euro, in aumento del +11,4% rispetto ai 41,1 milioni di euro del primo semestre 2020. L'incremento del margine è riconducibile alla crescita dei ricavi tariffari e all'effetto di alcune partite straordinarie riferibili ad anni precedenti e non più ripetibili, in particolare relative ai titoli di efficienza energetica (TEE).

Gli investimenti di periodo ammontano a 19,1 milioni di euro, in diminuzione del ‐11,5% rispetto ai 21,6 milioni di euro del primo semestre 2020, e hanno interessato l'adeguamento della rete alla protezione catodica e l'installazione di misuratori elettronici.

SBU Reti ‐ Ciclo Idrico

Il margine operativo lordo di periodo ammonta a 103,9 milioni di euro, in aumento del +3,4% rispetto ai 100,5 milioni di euro primo semestre 2020. L'incremento del margine è da ricondursi al vincolo sui ricavi tariffari (VRG) per effetto dell'incremento del capitale investito tariffario (RAB) e ad un rimborso assicurativo legato a danni ad impianti, parzialmente assorbiti da un incremento di costi operativi.

Gli investimenti di periodo ammontano a 70,3 milioni di euro, in flessione del ‐2,6 % rispetto ai 72,2 milioni di euro del primo semestre 2020, e sono relativi alla realizzazione, sviluppo e manutenzione straordinaria di reti ed impianti di distribuzione e alla rete fognaria oltre alla posa di gruppi di misura prevalentemente oggetto di telelettura.

Si segnalano inoltre investimenti, trasversali ai tre business di riferimento, per 1,9 milioni di euro nei sistemi informativi e nello sviluppo della mobilità elettrica.

SBU Ambiente

Al 30 giugno 2021 i ricavi del settore ammontano a 436,5 milioni di euro, in aumento del +24,6% rispetto ai 350,3 milioni di euro del primo semestre 2020. L'incremento è sostanzialmente dovuto all'ampliamento del perimetro di consolidamento correlato alle società I.Blu (+23 milioni di euro circa) consolidata da agosto 2020 e alle società della Divisione Ambiente del gruppo UNIECO (+50 milioni di euro circa) consolidate dal 1° novembre 2020. Risultano inoltre in aumento i ricavi energetici (+10 milioni di euro circa) e i ricavi da servizi di raccolta, mentre registrano una flessione i ricavi da smaltimento e le attività di intermediazione e gestione dei rifiuti speciali.

		Primo semestre 2021	Primo semestre 2020 rideterminato	Variaz. %
Ricavi	€/mil.	436,5	350,3	24,6
Margine operativo lordo (Ebitda)	€/mil.	99,5	80,5	23,6
Ebitda Margin		22,9%	23,0%
Risultato Operativo (Ebit)	€/mil.	44,4	31,9	39,0
Investimenti	€/mil.	47,3	28,0	69,0
Energia Elettrica venduta	GWh	246,6	257,8	(4,4)
Energia termica prodotta	GWht	169,7	110,5	53,5
Rifiuti gestiti	ton	1.752.139	1.330.152	31,7
Raccolta differenziata area Emilia	%	78,4	77,8	0,8
Raccolta differenziata area Piemonte	%	56,9	55,2	3,1
Raccolta differenziata area Liguria	%	72,9	71,7	1,7

Il margine operativo lordo del settore ammonta a 99,5 milioni di euro in aumento del +23,6% rispetto agli 80,5 milioni di euro del primo semestre 2020. L'incremento del margine è riconducibile principalmente alla variazione di perimetro di consolidamento, per circa 18,0 milioni di euro. In miglioramento risultano anche i margini della raccolta, della vendita di materiali di recupero e i ricavi energetici a seguito dell'incremento del prezzo di cessione dell'energia elettrica (il PUN è infatti in aumento di oltre il 100% rispetto al precedente esercizio), compensati da riduzioni rilevate nell'intermediazione dei rifiuti speciali e nello smaltimento, quest'ultima per un utilizzo ridotto della discarica di Collegno.

Il risultato operativo ammonta a 44,4 milioni di euro in aumento del +39% rispetto ai 31,9 milioni di euro del primo semestre 2020. La dinamica positiva del margine operativo lordo è stata parzialmente assorbita dall'incremento degli ammortamenti per circa 8 milioni di euro, influenzato dalla variazione di perimetro, in parte compensati da minori accantonamenti per circa 1 milione di euro.

Gli investimenti di periodo ammontano a 47,3 milioni di euro, in forte crescita rispetto ai 28,0 milioni di euro del primo semestre 2020. Gli investimenti sono relativi all'acquisto di mezzi ed attrezzature della raccolta e alla realizzazione di impianti; in particolare, tra questi ultimi si evidenzia l'impianto di selezione di carta e plastica di Parma e l'impianto TMB di Genova Scarpino. Contribuisce inoltre alla crescita degli investimenti la variazione dell'area di consolidamento, in particolare della società I.Blu.

SBU Energia

Al 30 giugno 2021 i ricavi della SBU Energia, che comprende la produzione di energia e le attività di gestione calore, illuminazione pubblica ed efficienza energetica, ammontano a 715,1 milioni di euro, in aumento del +29,7% rispetto ai 551,2 milioni di euro del primo semestre 2020. L'incremento dei ricavi è da ricondursi principalmente all'aumento dei prezzi di cessione dell'energia elettrica (+125 milioni di euro circa) conseguente al miglioramento dello scenario energetico. Risultano in lieve aumento anche i ricavi della produzione di calore, dove si registra un aumento dei volumi, dovuto ad una stagione termica più favorevole, parzialmente compensato dalla flessione dei prezzi di vendita. Si registra inoltre un incremento dei ricavi dalle attività di efficientamento energetico (circa 33 milioni di euro).

		Primo semestre 2021	Primo semestre 2020	Variaz. %
Ricavi	€/mil.	715,1	551,2	29,7
Margine operativo lordo (Ebitda)	€/mil.	134,2	127,3	5,4
Ebitda Margin		18,8%	23,1%
Risultato Operativo (Ebit)	€/mil.	64,6	73,3	(11,9)
Investimenti	€/mil.	68,1	65,6	3,8
Energia elettrica prodotta	GWh	4.612,5	4.560,4	1,1
da fonte idroelettrica e altre rinnovabili	GWh	734,8	762,1	(3,6)
da fonte cogenerativa	GWh	3.130,9	2.831,5	10,6
da fonte termoelettrica	GWh	746,8	966,8	(22,8)

Calore prodotto	GWht	1.698,4	1.507,1	12,7
da fonte cogenerativa	GWht	1.456,7	1.230,4	18,4
da fonte non cogenerativa	GWht	241,8	276,7	(12,6)
Volumetrie teleriscaldate	Mmc	96,8	94,4	2,6

Al 30 giugno 2021 l'energia elettrica prodotta è stata pari a 4.612,5 GWh, in aumento del +1,1% rispetto ai 4.560,4 GWh del primo semestre 2020.

La produzione termoelettrica complessiva è stata pari a 3.877,7 GWh, di cui 3.130,9 GWh da fonte cogenerativa, in aumento del +10,6% rispetto ai 2.831,5 GWh del primo semestre 2020 e 746,8 GWh da fonte termoelettrica convenzionale, in diminuzione del ‐22,8% rispetto ai 966,8 GWh del corrispondente periodo 2020.

La produzione da fonti rinnovabili è stata pari a 734,8 GWh, di cui 724,1 GWh derivanti da fonte idroelettrica e, marginalmente, per circa 10,7 GWh da altre rinnovabili (fotovoltaico); complessivamente la produzione risulta in diminuzione del ‐3,6% rispetto ai 762,1 GWh del primo semestre 2020.

La produzione di calore del periodo ammonta 1.698,4 GWh, in aumento del +12,7% rispetto ai 1.507,1 GWh del primo semestre 2020. Complessivamente le volumetrie teleriscaldate risultano pari a 96,8 Mmc in aumento del +2,6% rispetto ai 94,4 Mmc del primo semestre 2020.

Il margine operativo lordo ammonta a 134,2 milioni di euro in aumento del +5,4% rispetto ai 127,3 milioni di euro del primo semestre 2020.

Il primo semestre 2021 è stato caratterizzato da una domanda nazionale di energia elettrica pari a 154,9 TWh, in aumento del +7,9% rispetto ai 143,5 TWh del corrispondente periodo del 2020. Anche il PUN di periodo presenta un valore medio di 66,9 €/MWh, in aumento del +107,6 % rispetto ai 32,2 €/MWh del primo semestre 2020.

Il miglioramento dello scenario energetico, caratterizzato da una domanda in aumento e da un forte incremento dei prezzi dell'energia elettrica, ha consentito un miglioramento dei margini della SBU Energia, pur in presenza del persistere di una situazione di parziale lockdown che ha caratterizzato buona parte del primo semestre 2021. Detto miglioramento è stato parzialmente assorbito da un peggioramento della marginalità unitaria della produzione calore dovuta ad un repentino e progressivo incremento del costo del gas, nonostante le maggiori quantità prodotte grazie ad una stagionalità termica più favorevole.

Il miglioramento rispetto al primo semestre 2020 risulta anche sostenuto dal settore dell'efficienza energetica che grazie alle attività di riqualificazione energetica e di ristrutturazione degli edifici, favorita dalle recenti agevolazioni fiscali (es. bonus facciate e superbonus 110%), presenta un miglioramento di +4 milioni di euro circa.

Il risultato operativo pari a 64,6 milioni di euro risulta in flessione del ‐11,9% rispetto ai 73,3 milioni di euro del corrispondente periodo del 2020, che beneficiava di un rilascio fondi di circa 16 milioni di euro. Si rileva un aumento degli ammortamenti pari a 2 milioni di euro.

Gli investimenti di periodo ammontano a 68,1 milioni di euro in aumento del +3,8% rispetto ai 65,6 milioni di euro del corrispondente periodo 2020. Tra i principali investimenti del periodo si evidenziano il repowering della centrale termoelettrica di Turbigo e lo sviluppo delle reti del teleriscaldamento.

SBU Mercato

Al 30 giugno 2021 i ricavi del settore ammontano a 1.159,0 milioni di euro, in aumento del +8,1% rispetto ai 1.072,6 milioni di euro del primo semestre 2020. L'incremento del fatturato, +87 milioni di euro circa, è dovuto all'andamento dello scenario energetico con prezzi in aumento sia del gas che dell'energia elettrica, ed è minimamente compensato dai minori quantitativi venduti.

Il margine operativo lordo ammonta a 92,5 milioni di euro in aumento (+8,1%) rispetto agli 85,6 milioni di euro del primo semestre 2020. L'incremento è attribuibile principalmente al miglioramento dei margini unitari della vendita gas che, oltre all'incremento dei prezzi, hanno beneficiato in particolare dell'utilizzo dello stoccaggio effettuato nel corso del 2020. Risulta invece in flessione il margine della vendita di energia elettrica.

Il risultato operativo ammonta a 48,5 milioni di euro, in miglioramento del +7,4% rispetto ai 45,1 milioni di euro del primo semestre 2020. Nel corso del periodo si sono registrati maggiori ammortamenti per circa 6 milioni di euro e minori accantonamenti al fondo svalutazione crediti per circa 2 milioni di euro, in conseguenza di un miglioramento, rispetto allo scorso anno, della stima degli effetti della pandemia Covid‐ 19 sulle perdite attese.

		Primo semestre 2021	Primo semestre 2020	Variaz. %
Ricavi	€/mil.	1.159,0	1.072,6	8,1
Margine operativo lordo (Ebitda)	€/mil.	92,5	85,6	8,1
Ebitda Margin		8,0%	8,0%
da Energia Elettrica	€/mil.	21,2	30,6	(30,7)
da Gas	€/mil.	67,6	52,8	28,0
da Calore e altri servizi	€/mil.	3,7	2,2	69,5
Risultato Operativo (Ebit)	€/mil.	48,5	45,1	7,4
Investimenti		32,3	22,9	40,7
Energia Elettrica Venduta	GWh	3.397,9	3.611,4	(5,9)
Gas Acquistato	Mmc	1.535,6	1.597,3	(3,9)
Gas commercializzato dal Gruppo	Mmc	585,2	644,8	(9,2)
Gas destinato ad usi interni	Mmc	839,7	818,1	2,6
Gas in stoccaggio	Mmc	110,7	134,5	(17,7)

Commercializzazione Energia Elettrica

I volumi venduti di energia elettrica sul mercato libero, al netto di pompaggi, perdite di rete, ritiri dedicati e inclusi gli sbilanciamenti, ammontano a 3.215,9 GWh in diminuzione del ‐5,9% rispetto ai 3.417,8 GWh del primo semestre 2020.

La flessione del mercato libero ha caratterizzato quasi tutti i segmenti di clientela con contrazioni per i settori più colpiti dagli effetti della pandemia che si attestano tra il ‐10% (segmento retail) e il ‐12,5% (segmento small business). Soltanto il segmento Business, che presenta vendite pari a 1.423,3 GWh, è caratterizzato da un incremento (+1,9%) rispetto ai 1.396,5 GWh del primo semestre 2020.

Le vendite del mercato tutelato ammontano a 182 GWh in flessione del ‐6% rispetto ai 193,6 Gwh del primo semestre 2020.

Il margine operativo lordo della vendita di energia elettrica ammonta a 21,2 milioni di euro, in peggioramento del ‐30,7% rispetto ai 30,6 milioni di euro del primo semestre 2020. La contrazione è riconducibile alla flessione del margine unitario correlato allo scenario energetico sfavorevole pur in presenza di un miglioramento delle componenti PCV e PCR. Contribuiscono al peggioramento del margine anche i maggiori costi commerciali e di gestione dei clienti rispetto al corrispondente periodo del 2020.

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

			GWh
	Primo semestre 2021	Primo semestre 2020	Variaz. %
Business	1.423,3	1.396,5	1,9
Small business	264,7	302,4	(12,5)
Retail	697,1	774,9	(10,0)
Grossisti	830,8	944,0	(12,0)
Mercato libero	3.215,9	3.417,8	(5,9)
Mercato tutelato	182,0	193,6	(6,0)

Sbilanciamenti, pompaggi, perdite di rete e ritiri dedicati	200,1	205,8	(2,8)

Totale Energia elettrica commercializzata	3.598,1	3.817,2	(5,7)

Commercializzazione Gas Naturale

I volumi acquistati ammontano a 1.535,6 Mmc in diminuzione del ‐3,9% rispetto ai 1.597,3 Mmc del primo semestre 2020. Il gas commercializzato dal Gruppo ammonta a 585,2 Mmc in flessione del ‐9,2% rispetto ai 644,8 Mmc del primo semestre 2020. I segmenti retail e small business presentano vendite in flessione rispetto al 2020 e questo nonostante una stagione termica più favorevole, a causa degli effetti della pandemia. In forte calo risulta il segmento Trading mentre quello business risulta invece in miglioramento rispetto al corrispondente periodo del 2020.

Il gas impiegato per consumi interni al Gruppo ammonta a 839,7 Mmc, in aumento del + 2,6% rispetto agli 818,1 Mmc del primo semestre 2020.

Il margine operativo lordo della vendita gas ammonta a 67,6 milioni di euro in miglioramento del +28% rispetto ai 52,8 milioni di euro del primo semestre 2020.

L'incremento della marginalità, oltre al già citato miglioramento dello scenario energetico, beneficia di una proficua gestione degli stoccaggi realizzata nel corso del 2020, in una fase di prezzi particolarmente favorevole, e di un incremento della componente quota di vendita al dettaglio (QVD). Il miglioramento del primo margine è stato parzialmente assorbito dai maggiori costi operativi sostenuti, con particolare riferimento alla gestione del cliente.

Vendita calore e altri servizi

La vendita calore e altri servizi presenta un margine operativo lordo di 3,7 milioni di euro, in aumento rispetto ai 2,2 milioni di euro del primo semestre 2020. La variazione è da ricondursi principalmente alle attività commerciali di Iren Plus e Iren GO, le due linee di business di commercializzazione di beni e servizi accessori alla fornitura delle commodities e della mobilità elettrica.

Gli investimenti di periodo della SBU Mercato ammontano a 32,3 milioni di euro in aumento del 40,7% rispetto ai 22,9 milioni di euro del corrispondente periodo del 2020.

Servizi e altro

Al 30 giugno 2021 i ricavi del settore che comprende le attività dei laboratori di analisi, le telecomunicazioni e altre attività minori, ammontano a 9,6 milioni di euro e risultano in flessione del ‐10,3% rispetto ai 10,7 milioni di euro del primo semestre 2020.

	Primo semestre 2021	Primo semestre 2020	Variaz. %
Ricavi €/mil.	9,6	10,7	(10,3)
Margine operativo lordo (Ebitda) €/mil.	1,2	1,1	4,7
Ebitda Margin	12,5%	10,7%
Risultato Operativo (Ebit) €/mil.	0,2	0,3	(42,8)
Investimenti €/mil.	17,7	21,0	(15,9)

Il margine operativo lordo ammonta a 1,2 milioni di euro. Gli investimenti di periodo ammontano a 17,7 milioni di euro (21,0 milioni del primo semestre 2020) e sono relativi principalmente a sistemi informativi, automezzi e immobili.

BILANCI ENERGETICI

Bilancio dell'energia elettrica

GWh	Primo semestre 2021	Primo semestre 2020	Variaz. %
FONTI
Produzione lorda del Gruppo	4.883,5	4.844,2	0,8
a) Idroelettrica e altre rinnovabili	734,8	762,1	(3,6)
b) Cogenerativa	3.130,9	2.831,5	10,6
c) Termoelettrica	746,8	966,8	(22,8)
d) Produzione da WTE e discariche	271,0	283,9	(4,5)
Acquisto da Acquirente Unico	200,6	213,7	(6,1)
Acquisto energia in Borsa Elettrica	3.317,7	3.493,9	(5,0)
Acquisto energia da grossisti e importazioni	240,1	222,5	7,9
Totale Fonti	8.641,9	8.774,4	(1,5)

IMPIEGHI
Vendite a clienti di maggior tutela	182,0	193,6	(6,0)
Vendite a clienti finali e grossisti	3.215,9	3.417,8	(5,9)
Vendite in Borsa Elettrica	5.113,4	5.029,0	1,7
Pompaggi, perdite di distribuzione e altro	130,6	134,0	(2,5)
Totale Impieghi	8.641,9	8.774,4	(1,5)

Bilancio del gas

Milioni di metri cubi	Primo semestre 2021	Primo semestre 2020	Variaz. %
FONTI
Contratti con condizioni pluriennali	165,0	137,5	20,0
Contratti con condizioni mercato a breve e medio periodo	1.234,9	1.321,1	(6,5)
Prelievi da stoccaggio	135,7	138,7	(2,2)
Totale Fonti	1.535,6	1.597,3	(3,9)

IMPIEGHI
Gas commercializzato dal Gruppo	585,2	644,8	(9,2)
Gas destinato ad usi interni (1)	839,7	818,1	2,6
Gas in stoccaggio	110,7	134,4	(17,6)
Totale Impieghi	1.535,6	1.597,3	(3,9)

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

FATTI DI RILIEVO INTERVENUTI DOPO LA CHIUSURA DEL PERIODO ED EVOLUZIONE PREVEDIBILE DELLA GESTIONE

Perfezionamento dell'acquisizione di Sidiren

Il 16 luglio 2021 Iren Mercato ha perfezionato l'operazione di acquisizione del 100% del capitale sociale di Sidiren S.r.l., società di nuova costituzione cui è stato precedentemente conferito il ramo d'azienda proveniente da Sidigas.com S.r.l., operativo nella vendita di gas naturale. Sidiren detiene un portafoglio di circa 52 mila clienti gas, dei quali circa il 95% domestici, distribuiti in 78 Comuni prevalentemente nella Provincia di Avellino. Sidiren ha riportato un EBITDA 2020 normalizzato di circa 3,8 milioni di euro calcolato tenendo conto degli effetti distorsivi derivanti da partite intercompany e da costi straordinari.

EVOLUZIONE PREVEDIBILE DELLA GESTIONE

Il Gruppo proseguirà, grazie ad un profilo di business resiliente rispetto alla pandemia da Covid‐19, nel proprio percorso di crescita declinato nell'ultimo piano industriale, che prevede rilevanti investimenti soprattutto nelle divisioni Reti e Ambiente, oltre agli investimenti destinati a potenziare la capacità di generazione elettrica ed estendere la rete di teleriscaldamento. È confermato pertanto l'importante piano di investimenti nei settori regolati per migliorare la qualità del servizio soprattutto nel settore idrico, dove l'obiettivo è incrementare la capacità depurativa e ridurre l'uso della risorsa.

Per quanto riguarda il settore Ambiente, gli investimenti saranno rivolti alla costruzione degli impianti di trattamento e smaltimento rifiuti previsti nel piano industriale e ad incrementare la qualità del servizio estendendo la raccolta porta‐a‐porta e la tariffazione puntuale. Tali investimenti, congiuntamente alla copertura completa del ciclo rifiuti (dalla raccolta al trattamento e smaltimento), consentiranno di incrementare il volume dei rifiuti riciclati.

Pertanto, Iren conferma la sostenibilità come uno dei principali pilastri strategici grazie agli investimenti in progetti legati alla Multi‐circle Economy, pari a circa il 60% degli investimenti previsti nel piano industriale, quali il recupero della materia, l'utilizzo efficiente e la tutela delle risorse, in combinazione con l'efficientamento energetico e la riduzione delle emissioni.

Per quanto concerne le attività energetiche, nel corso del 2021 il Gruppo ha messo in atto una serie di azioni che consentiranno di mitigare l'impatto della volatilità dei prezzi energetici grazie ad una politica di hedging attuata con lo scopo di stabilizzare i margini.

Il Gruppo pertanto conferma le prospettive di sviluppo grazie agli investimenti suddetti in grado di sostenere la crescita organica, ad un forte sviluppo delle attività riguardanti i progetti di efficientamento energetico degli edifici (cogliendo le opportunità offerte dalla normativa vigente) e ad una completa integrazione delle società recentemente acquisite nel settore Ambiente.

Peraltro, le prospettive di crescita di redditività tengono conto del perdurare dell'emergenza Covid‐19 che il Gruppo stima, in ipotesi di risoluzione dell'emergenza sanitaria da Covid‐19 nella seconda parte dell'anno, con un effetto negativo sull'Ebitda non superiore a 10 milioni di euro, ulteriori accantonamenti a fondo svalutazione crediti pari a 10 milioni di euro (già accantonati nel primo semestre) ed un riassorbimento parziale pari a 20 milioni di euro dell'effetto negativo sul capitale circolante netto registrato nel 2020.

GESTIONE FINANZIARIA

Scenario di riferimento

Nel corso del primo semestre 2021 la parte a breve termine della curva dei tassi, dopo le turbolenze registrate nel 2020 a seguito degli eventi legati alla pandemia COVID‐19, si è stabilizzata ad un nuovo livello di minimo. La parte a medio/lungo termine dei tassi ha invece fatto registrare un movimento rialzista, più accentuato nella prima parte dell'anno.

La Banca Centrale Europea mantiene i tassi invariati da marzo 2016, con il tasso di riferimento pari a 0%. Esaminando l'andamento del tasso euribor a sei mesi si rileva che il parametro, in territorio fortemente negativo, risulta stabile e pari a ‐0,5%.

Le quotazioni dei tassi fissi, riflesse nei valori dell'IRS, a seguito del movimento al rialzo sono tornati a livelli positivi per le scadenze a lungo termine.

Attività svolta

Nel corso del primo semestre 2021 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, l'adozione di una gestione accentrata in Iren delle operazioni di tesoreria nella Capogruppo, delle operazioni di finanziamento a medio/lungo termine e del monitoraggio e gestione del rischio finanziario. Iren intrattiene rapporti con i principali Istituti di Credito Italiani e Internazionali al fine di ricercare le forme di finanziamento più adatte alle proprie esigenze e le migliori condizioni di mercato.

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

I finanziamenti diretti con BEI e CEB, con durata fino a 16 anni, non utilizzati e disponibili risultano pari complessivamente a 295 milioni di euro.

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

Nell'ambito del Gruppo l'esposizione consolidata si riduce per l'estinzione anticipata dei mutui di Scarlino Energia per 14 milioni di euro; i mutui di Futura, consolidata a partire da fine marzo 2021, per 21 milioni di euro, unitamente alle relative coperture del rischio tasso, sono stati tutti estinti anticipatamente nel mese di aprile.

L'indebitamento finanziario da finanziamenti, che non include le passività finanziarie iscritte in applicazione dell'IFRS 16, al termine del periodo è costituito al 15% da prestiti e all'85% da obbligazioni.

Per quanto concerne i rischi finanziari, il Gruppo Iren è esposto a diverse tipologie di rischi tra i quali rischi di liquidità, rischi di variazione nei tassi di interesse e di cambio. Nell'ambito dell'attività di Risk Management, al fine di limitare i rischi di variazione nei tassi di interesse, il Gruppo utilizza contratti di copertura, seguendo un'ottica non speculativa. Nel periodo non sono stati perfezionati nuovi contratti di Interest Rate Swap.

Al termine del periodo la quota di debito a tasso variabile non coperta con strumenti derivati è pari al 3% dell'indebitamento finanziario da finanziamenti, in linea con l'obiettivo del Gruppo Iren di mantenere un'adeguata protezione da significativi rialzi del tasso di interesse.

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

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

Rating

Il 20 ottobre 2020, 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 2025 che, in continuità rispetto agli anni precedenti, conferma la prevalenza delle attività regolate e quasi regolate (oltre il 70% del Margine Operativo Lordo a fine Piano). Fitch valuta la società ben posizionata all'interno degli indici di riferimento, con limitato impatto degli effetti negativi di mercato derivanti dall'emergenza coronavirus.

A sostegno del profilo di liquidità del Gruppo e del livello di rating, Iren dispone delle anzidette linee di finanziamento a medio lungo termine sottoscritte e disponibili ma non utilizzate per 295 milioni di euro e di linee di credito committed di tipo Sustainability linked revolving credit facility (RCF) che a fine periodo ammontano a 150 milioni di euro e 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 Cyber, legati a eventi potenziali inerenti alla perdita di confidenzialità, integrità o disponibilità di dati o informazioni a valle dei quali potrebbero derivare impatti negativi sull'organizzazione, a persone, all'operatività o altre organizzazioni;
Rischi da Cambiamenti Climatici (Climate Change), che ricomprendono i rischi dovuti alla transizione verso un'economia a bassa emissione di biossido di carbonio (rischi da transizione) e i rischi di natura fisica (rischi fisici) che possono derivare da eventi ambientali catastrofali (rischi acuti) o da cambiamenti a medio lungo termine dei modelli ambientali (rischi cronici);
Rischi Fiscali, legati a potenziali operazioni eseguite in violazione di norme fiscali ovvero in contrasto con i principi o con le finalità dell'ordinamento tributario;
Rischi Operativi, riconducibili alla proprietà degli asset, all'esercizio dell'attività industriale, ai processi, alle procedure e ai flussi informativi

sono state definite specifiche "Policy", con l'obiettivo primario di esplicitare le linee guida strategiche, i principi organizzativo/gestionali, i macro‐processi e le tecniche necessarie alla gestione attiva dei relativi rischi.

Il modello di Enterprise Risk Management del Gruppo disciplina, inoltre, il ruolo dei vari soggetti coinvolti nel processo di gestione dei rischi, che fa capo al Consiglio di Amministrazione, e prevede specifiche Commissioni per la gestione dei rischi finanziari, informatici, di credito ed energetici.

La Cyber Risk Policy, la Climate Change Risk Policy e il Tax Control Model sono stati adottati nel 2020 a seguito dell'approvazione del Consiglio di Amministrazione di Iren S.p.A., mentre le altre Policy hanno subito nel tempo alcune revisioni sostanziali per adeguarle ai vigenti modelli organizzativi e all'evoluzione dei fattori di rischio.

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

Nell'ambito del Gruppo è presente la Direzione Risk Management, posta alle dipendenze del Vice Presidente, al quale sono state demandate, fra l'altro, le seguenti attività:

verifica della gestione integrata del Sistema di Enterprise Risk Management (ERM) di Gruppo: impostazione metodologica, definizione delle Policy e monitoraggio del Sistema;
stipula e gestione delle polizze assicurative in raccordo con l'Amministratore Delegato e con il supporto delle funzioni "Approvvigionamenti, Logistica e Servizi" ed "Affari Legali".

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

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

1. RISCHI FINANZIARI

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

a) Rischio di liquidità

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 e con l'assicurazione crediti per il segmento di clientela reseller.

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

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

Gli accantonamenti ai fondi svalutazione crediti riflettono, in maniera accurata e nel rispetto della normativa vigente (applicata la metodologia IFRS 9), i rischi di credito effettivi e sono determinati basandosi sull'estrazione dalle banche dati degli importi componenti il credito e, in generale, valutando le eventuali variazioni del predetto rischio rispetto alla rilevazione iniziale nonché, in particolare per i crediti commerciali, stimando le relative perdite attese determinate su base prospettica, tenendo in debita considerazione la serie storica. In merito al contesto emergenziale legato al Covid‐19, e con specifico riferimento alle possibili difficoltà di liquidità del portafoglio clienti legate alle misure di contrasto alla pandemia e agli interventi normativi e aziendali di mitigazione dell'impatto economico e sociale della crisi, il Gruppo ha adeguato il fondo svalutazione crediti in ragione della valutazione delle perdite attese.

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

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

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

3. RISCHIO ENERGETICO

Il Gruppo Iren è esposto al rischio prezzo, sulle commodity energetiche trattate, ossia energia elettrica, gas naturale, titoli di emissione ambientale, ecc., dal momento che sia gli acquisti sia le vendite risentono delle oscillazioni dei prezzi di dette commodity direttamente, ovvero attraverso formule di indicizzazione. È presente l'esposizione rischio cambio, tipica delle commodity di derivazione petrolifera, ma in modo 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 una politica di acquisti e vendite indicizzate che realizzi un elevato grado di copertura naturale, con un adeguato ricorso ai mercati a termine e spot.

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

4. RISCHI DA CAMBIAMENTI CLIMATICI

Il Gruppo Iren ha inserito nell'ambito del sistema di Enterprise Risk Management una Policy dedicata ai rischi da cambiamenti climatici, che assumono una rilevanza sempre crescente per le organizzazioni. Inoltre, essi incidono sulla salute del Pianeta, con stime di effetti rilevanti già nel medio termine. Tutte le aziende, e in particolare quelle operanti in settori significativamente esposti come il Gruppo Iren, devono necessariamente considerare l'analisi dei rischi da cambiamento climatico come un fattore emergente e determinante nella definizione delle proprie strategie di medio e lungo periodo.

L'adozione della Climate Change Risk Policy e le conseguenti analisi e gestione dei rischi costituiscono le fasi preliminari di un processo abilitante un presidio ancor più puntuale, sia con riguardo all'esposizione ad eventi di danno, sia alle opportunità che il contesto esterno e le sue variazioni possono offrire, nonché in relazione al contributo al raggiungimento degli obiettivi di sviluppo sostenibile definiti a livello nazionale e internazionale.

La scrittura del documento ha avuto un ampio coinvolgimento delle funzioni aziendali interessate alla gestione di tali rischi, con le quali è stato effettuato un Climate Change Risk Assessment, sulla base del quale è stata successivamente redatta la Policy.

La Policy analizza e norma, con attenzione all'applicabilità per le singole Business Unit, i fattori di rischio da cambiamento climatico, distinguendoli in rischi fisici e rischi di transizione. I rischi fisici derivanti dal cambiamento delle condizioni climatiche si distinguono in rischi fisici acuti – se connessi ad eventi naturali catastrofici locali (ad esempio alluvioni, ondate di calore, incendi, ecc.) – e rischi fisici cronici – se connessi a cambiamenti climatici a lungo termine (ad esempio riscaldamento globale, innalzamento del livello dei mari, carenza della risorsa idrica, ecc.).

La transizione verso una economia low‐carbon potrebbe comportare ampi cambiamenti nelle politiche governative, con conseguenti variazioni normative, tecnologiche, di mercato. A seconda della natura e della velocità di questi cambiamenti, i rischi di transizione possono comportare un livello variabile di rischio finanziario e di reputazione per il Gruppo.

La Policy prevede la presenza di una Commissione Rischi atta a esaminare su base periodica il profilo di rischio del Gruppo, definendo e proponendo l'aggiornamento all'Amministratore Delegato delle strategie di gestione delle classi di rischio e riportando agli Organi Delegati eventuali criticità emergenti. Sono inoltre contemplate nel documento le linee guida per la rendicontazione, finalizzata a garantire la trasparenza informativa a tutti gli stakeholder.

5. RISCHI FISCALI

Il Gruppo Iren si è dotato di uno specifico sistema di controllo interno e di gestione del rischio fiscale, inteso come il rischio di operare in violazione di norme di natura tributaria o in contrasto con i principi o con le finalità dell'ordinamento.

Il sistema di controllo e gestione del rischio fiscale, "Tax Control Framework" (di seguito anche "TCF"), consente di perseguire l'obiettivo di minimizzare l'esposizione del Gruppo al rischio fiscale attraverso l'identificazione, l'aggiornamento, la valutazione ed il monitoraggio della governance, dei processi, dei rischi e dei controlli a rilevanza fiscale.

Il Gruppo si impegna a gestire i propri adempimenti fiscali in conformità a tutte le leggi e i regolamenti applicabili.

Per questo motivo, Iren ha adottato il TCF come sistema di controllo interno che definisce la governance per la gestione della fiscalità e del relativo rischio in linea con i principi della strategia aziendale e, in particolare, della Strategia Fiscale.

Il Tax Control Framework adottato è costituito da un insieme di regole, linee guida, strumenti e modelli volti a supportare i dipendenti del Gruppo nell'esecuzione delle attività quotidiane, garantendo coerenza su attività fiscali rilevanti.

La struttura del TCF prevede dunque la presenza di due pilastri che ne delineano lo schema di funzionamento: la Strategia Fiscale ed il Tax Compliance Model.

La Strategia Fiscale definisce gli obiettivi e l'approccio adottati dal Gruppo nella gestione della variabile fiscale. Tale documento ha lo scopo di statuire i Principi di condotta in materia fiscale al fine di i) contenere il rischio fiscale sia per fattori esogeni sia per fattori endogeni e ii) continuare a garantire nel tempo la corretta e tempestiva determinazione e liquidazione delle imposte dovute per legge ed esecuzione dei connessi adempimenti. La Strategia Fiscale è approvata ed emanata dal Consiglio di Amministrazione di Iren S.p.A..

Il Tax Compliance Model è un elemento del Sistema di Controllo Interno e di Gestione del Rischio. Si tratta del documento che raccoglie la descrizione di dettaglio delle fasi di cui si compongono i processi di risk assessment, controllo e monitoraggio periodico svolti da Iren e del successivo reporting sulle tematiche fiscali all'Amministratore Delegato e agli altri organi e funzioni competenti. Ha inoltre l'obiettivo di riepilogare le principali responsabilità attribuite alle varie funzioni coinvolte nei processi di rilevanza fiscale. Il Tax Compliance Model è predisposto dalla Funzione Fiscale e Compliance e, in ultima istanza, viene approvato dal Consiglio di Amministrazione di Iren S.p.A..

Il progetto di realizzazione di un TCF allineato alle best practice in materia si è concretizzato con la presentazione della domanda di accesso all'istituto dell'Adempimento Collaborativo, un regime fra l'Agenzia delle Entrate e le grandi imprese introdotto dal D.lgs. 5 agosto 2015, n. 128 al fine di promuovere l'adozione di forme di comunicazione e di cooperazione rafforzate basate sul reciproco affidamento tra Amministrazione Finanziaria e contribuenti e favorire, nel comune interesse, la prevenzione e la risoluzione delle controversie in materia fiscale.

6. RISCHI OPERATIVI

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

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

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

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

Lungo tutte le fasi di gestione, ciascun rischio è sottoposto su base continuativa a un processo di controllo e monitoraggio durante il quale si verifica la corretta ed efficace messa in atto delle attività di trattamento approvate e pianificate, nonché l'insorgenza di eventuali nuovi rischi operativi. Al processo di gestione dei rischi operativi è associato un sistema organico e strutturato di reportistica per la rappresentazione dei risultati dell'attività di misura e di gestione dei rischi. Lo svolgimento di ciascuna delle fasi del processo avviene sulla base di standard e riferimenti definiti a livello di Gruppo. Con periodicità almeno trimestrale, si aggiorna la situazione dei rischi del Gruppo, nella quale sono evidenziati la dimensione e il livello di controllo di tutti i rischi monitorati, compresi quelli finanziari, informatici, di credito ed energetici. La reportistica sul rischio è trasmessa al top management e ai risk owner, che sono coinvolti nelle attività di gestione. L'analisi di rischio supporta altresì la redazione degli strumenti di pianificazione.

Nel corso del 2020 è stato svolto un progetto per la revisione della Risk Map di Gruppo, che attraverso le interviste ai Risk Owner di Iren S.p.A. e delle società del Gruppo, e la successiva condivisione e fine tuning dei risultati, ha condotto alla costruzione di una mappa dei rischi molto dettagliata e rispondente alla realtà del Gruppo, con valutazioni quali‐quantitative di ogni singolo rischio e con dettaglio dei controlli e delle azioni di mitigazione in essere o prospettiche. I rischi individuati sono stati associati alla categoria ESG (Environmental, Social e Governance) di appartenenza. Si segnala inoltre che per ciascun rischio si è verificato se e come fosse stato impattato dal Covid‐19.

In particolare si evidenziano:

a. Rischi normativi e regolatori

Il quadro normativo e regolatorio è soggetto a possibili variazioni nel tempo, costituendo pertanto una potenziale fonte di rischio. In merito operano direzioni alla diretta dipendenza dell'Amministratore Delegato, 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, la Direzione Risk Management svolge periodicamente delle survey, grazie alle quali può dettagliare accuratamente gli eventi a cui tali impianti potrebbero essere esposti, nonché le conseguenti azioni di prevenzione. Il rischio è altresì presidiato mediante coperture assicurative progettate in considerazione delle singole realtà impiantistiche.

c. Rischi informatici

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

A mitigazione di tali rischi sono state predisposte specifiche misure, quali ridondanze, sistemi in alta affidabilità e debite procedure di emergenza, che periodicamente sono sottoposte a simulazioni, al fine di garantirne l'efficacia. Il Gruppo Iren è inoltre esposto al rischio di attacchi informatici volti sia all'acquisizione di dati sensibili sia a produrre il blocco dell'operatività, danni agli impianti e alle reti e a compromettere la continuità dei servizi. Benchmark di mercato mostrano inoltre che sono sempre più frequenti attacchi volti all'acquisizione di dati propri e di terzi, con conseguenti azioni di responsabilità civile e sanzioni anche gravi, e all'acquisizione di segreti industriali. 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. È stato avviato il Security Operation Center (SOC) esterno per il presidio h24, con l'utilizzo delle piattaforme di sicurezza Iren. Sono state adottate politiche di rafforzamento delle password di accesso ai sistemi, di incremento della sicurezza delle postazioni di lavoro con l'introduzione di sistemi con capacità di analisi comportamentali e di esecuzione di risposte automatizzate e da remoto. È stata inoltre introdotta una piattaforma di Cyber Threat Intelligence (CTI) al fine di acquisire evidenze relativa agli attaccanti e alle minacce potenzialmente impattanti gli asset aziendali. Inoltre, è vigente la Cyber Risk Policy di Gruppo, approvata dal Consiglio di Amministrazione di Iren S.p.A., che – analogamente alle altre principali risk Policy – prevede la convocazione di specifiche Commissioni rischi, il monitoraggio di indicatori di performance e reportistica dedicata.

Il processo di gestione dei rischi operativi è anche finalizzato all'ottimizzazione dei programmi assicurativi del Gruppo.

7. RISCHI STRATEGICI

Il Gruppo Iren si è dotato di un Piano Industriale con un orizzonte temporale al 2025 che ne definisce gli orientamenti strategici e 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, a 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. Sulla base del succitato progetto di revisione della Risk Map, è stata costruita, parallelamente al risk assessment, una specifica Risk Map relativa ai rischi del Piano Industriale, con lo stesso orizzonte temporale. Lo sviluppo di tale Risk Map, congiuntamente alla costruzione di stress quantitativi, costituisce un importante punto di integrazione con la funzione di Pianificazione Strategica. Oltre alle analisi di rischio legate al Piano, la Direzione Risk Management contribuisce con risk assessment specifici alle operazioni di merger & acquisition e ai principali progetti strategici che stanno coinvolgendo il Gruppo Iren.

RAPPORTI CON PARTI CORRELATE

La Procedura in materia di operazioni con parti correlate ("Procedura OPC") vigente dal 1° luglio 2021 è pubblicata sul sito Iren (www.gruppoiren.it) ed è stata approvata dal Consiglio di Amministrazione in data 28 giugno 2021, previo parere favorevole del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate ("COPC", interamente composto da Amministratori indipendenti).

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

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

delle disposizioni in materia di operazioni con parti correlate di cui all'art. 2391‐bis del Codice Civile, come da ultimo modificato con D. Lgs. 10 maggio 2019, n. 49 avente ad oggetto "Attuazione della direttiva 2017/828 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 17 maggio 2017, che modifica la direttiva 2007/36/CE per quanto riguarda l'incoraggiamento dell'impegno a lungo termine degli azionisti";
del Regolamento recante disposizioni in materia di operazioni con parti correlate, adottato dalla Consob con delibera n. 17221 del 12 marzo 2010 e ss.mm.ii. ("Regolamento Consob"), nella versione tempo per tempo vigente, tenuto conto delle indicazioni di cui alla Comunicazione Consob n. DEM/10078683 del 24 settembre 2010 ("Comunicazione Consob"); in specie, l'aggiornamento della Procedura OPC da parte del Consiglio di Amministrazione della Società del 28 giugno 2021, efficace dal 1° luglio 2021, recepisce le modifiche apportate con Delibera Consob n. 21624 al testo del Regolamento Consob, anch'esse efficaci dalla medesima data;
delle disposizioni di cui all'art. 114 del D. Lgs. 24 febbraio 1998, n. 58 (il "Testo Unico della Finanza" ovvero "TUF") nonché di quanto previsto dal Regolamento (UE) n. 596/2014 in materia di abusi di mercato.

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

(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, in ottemperanza ai principi contabili internazionali adottati secondo la procedura di cui all'articolo 6 del Regolamento (CE) n. 1606/2002 nella versione pro tempore vigente;
b) la definizione di "operazione con parte correlata";
c) l'individuazione dei casi di esclusione nonché delle operazioni c.d. "di importo esiguo";
d) le procedure applicabili alle operazioni di minore e di maggiore rilevanza, a seconda dei casi;
e) i soggetti preposti all'istruttoria in materia di operazioni con parti correlate;
f) le operazioni di competenza assembleare;
g) le forme di pubblicità e i flussi informativi.

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

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

Le informazioni relative ai rapporti patrimoniali ed economici con le parti correlate sono riportate nelle Note Illustrative al Bilancio Semestrale Abbreviato Consolidato ai capitoli "V. Informativa sui rapporti con parti correlate" e "XI. Allegati al Bilancio Consolidato" quale parte integrante delle stesse.

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

Le principali novità apportate riguardano in sintesi:

i. all'art. 3.1, la nozione di Parte Correlata, che, a partire dalla data di entrata in vigore di cui sopra, risulta allineata a quanto previsto dai principi contabili internazionali tempo per tempo vigente (in specie, lo IAS 24);
ii. all'art. 3.2, la nozione di Operazione con Parte Correlata, in un'ottica di allineamento ai medesimi principi contabili internazionali e, in specie, allo IAS 24;
iii. all'art. 3.3.1, l'introduzione di una nuova definizione, relativa agli Amministratori coinvolti nell'Operazione, in capo ai quali è previsto un obbligo di astensione dalla votazione sull'Operazione stessa, sia per le Operazioni di Minor Rilevanza, sia per le Operazioni di Maggior Rilevanza;
iv. all'art. 3.3.5, una migliore esemplificazione delle Condizioni che possono ritenersi equivalenti a quelle di Mercato o Standard, individuata nella partecipazione a gare in determinate ipotesi individuate dalla Procedura;
v. all'art. 6.2, l'introduzione di un flusso informativo nei confronti del Comitato in ordine ai casi di esenzione;
vi. agli artt. 9 e 10, (a) la precisazione che il parere rilasciato dal Comitato ha da intendersi come un documento separato rispetto al verbale della riunione; (b) il rafforzamento delle verifiche da parte del Comitato in ordine all'indipendenza degli esperti incaricati per un supporto nell'esame dell'Operazione;
vii. all'art. 14.5, la previsione del coinvolgimento almeno informativo del Comitato in merito alle Operazioni di Maggior Rilevanza Ordinarie e che siano concluse a Condizioni equivalenti a quelle di Mercato o Standard.

QUADRO NORMATIVO

I riferimenti normativi essenziali, le concessioni e gli affidamenti in relazione ai settori in cui opera il Gruppo Iren sono presentati in maniera approfondita nella Relazione sulla Gestione redatta in occasione del bilancio annuale. Sempre con riferimento a tali settori, nel presente capitolo sono riportate le principali novità normative (nuove norme o modifiche a norme preesistenti) intervenute nel primo semestre 2021; quanto di seguito deve dunque essere letto unitamente al bilancio annuale predisposto per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2020.

QUADRO EUROPEO

Regolamento "Tassonomia UE" 2020/852

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

Il 4 giugno 2021 è stato adottato il regolamento delegato relativo al cambiamento climatico, mentre è stata rinviata al primo semestre 2022 l'adozione dei regolamenti delegati relativi agli altri obiettivi ambientali della Tassonomia UE. Inoltre, si attende entro fine 2021 un atto integrativo per le attività di transizione, in particolare gas e nucleare.

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

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

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

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

Alle risorse del Dispositivo di ripresa e resilienza, pari a 191,5 miliardi di euro, si aggiungono circa 13 miliardi di euro del programma REACTEU e circa 30,62 miliardi di euro derivanti dal Piano nazionale per gli investimenti complementari finalizzato ad integrare con risorse nazionali gli interventi del PNRR. Alla missione relativa alla transizione ecologica sono dedicati complessivamente circa 70 miliardi di euro. Tutti gli interventi dovranno essere completati entro il 2026.

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

SERVIZI PUBBLICI LOCALI DI INTERESSE ECONOMICO E NORMATIVA DI INTERESSE GENERALE

Codice dei contratti pubblici

Diverse novità in materia di appalti pubblici, per tutti i contratti, sono state introdotte dal DL 31 maggio 2021, n. 77, "Governance del Piano nazionale di ripresa e resilienza e prime misure di rafforzamento delle strutture amministrative e di accelerazione e snellimento delle procedure" (DL Semplificazioni). I 67 articoli del decreto sono in vigore dal 1° giugno ma, com'è probabile, il testo definitivo, dopo la conversione in legge, conterrà diverse modifiche e nuove disposizioni. Occorre comunque citare fin d'ora le seguenti disposizioni di interesse in esso contenute.

Le proroghe

Le semplificazioni previste dal DL 76/2020 per le determinazioni a contrarre assunte entro il 31 dicembre 2021 vengono prorogate al 30 giugno 2023. Si tratta in particolare delle deroghe per gli appalti sotto soglia, le verifiche antimafia semplificate, la possibilità di invocare l'urgenza e i limiti alla sospensione dei lavori, l'obbligo di nominare il collegio consultivo tecnico per i lavori di rilevanza comunitaria e la possibilità di valutare le offerte prima di verificare i requisiti delle imprese (c.d. Inversione procedimentale).

Le proroghe del decreto "Sblocca cantieri" 32/2019

Slittano al 30 giugno 2023 le deroghe introdotte dal DL 32/2019, più noto come sblocca‐cantieri. Fino al 30 giugno del 2023 sono prorogate le disposizioni che consentono: ai Comuni non capoluogo di appaltare in proprio senza obbligo di aggregazione (escluse le opere del Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza) e alle Stazioni appaltanti di utilizzare l'appalto integrato; la possibilità di nominare autonomamente i componenti delle commissioni giudicatrici degli appalti senza dovere ricorrere all'albo dei commissari di gara presso l'ANAC; la possibilità di avviare la progettazione delle opere con fondi limitati al progetto; la facoltà di appaltare i lavori di manutenzione ordinaria e straordinaria senza progetto esecutivo. Sono state prorogate anche le modifiche delle disposizioni sui pareri del CIPE, necessari solo per le opere oltre 100 milioni, di competenza dei provveditorati per quelle tra 50 e 100 milioni e non dovuti sotto i 50 milioni.

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

Subappalto

L'eliminazione dei limiti quantitativi al subappalto avverrà in due tempi. Nella fase transitoria, che cesserà il 30 novembre prossimo, il limite è aumentato al 50%. Dopo verrà meno, per adeguare la legislazione nazionale alle direttive Europee. Il subappaltatore dovrà applicare lo stesso contratto dell'appaltatore.

Banca dati ANAC

Il DL introduce l'obbligo di trasmettere tutti i dati sugli appalti alla banca dati ANAC, che diventerà l'unico "luogo virtuale" di pubblicazione. Le amministrazioni responsabili di certificare i requisiti delle imprese dovranno renderli disponibili "in tempo reale" e in formato digitale in tale banca dati; nasce inoltre il "fascicolo virtuale" dell'operatore economico. Il decreto non prevede, però, i tempi di attuazione delle nuove norme e neppure sanzioni in caso di inerzia.

Formazione per il personale delle stazioni appaltanti

Il Decreto prevede un programma di formazione, con un budget di 40 milioni di euro, che Consip dovrà gestire per formare il personale delle stazioni appaltanti.

EFFICIENTAMENTO ENERGETICO

Detrazione nella misura del 110%

Nel semestre di riferimento è stata promulgata la Legge 30 dicembre 2020, n. 178 "Bilancio di previsione dello Stato per l'anno finanziario 2021 e bilancio pluriennale per il triennio 2021‐2023" (Legge Bilancio 2021), la quale ha introdotto alcune modifiche in materia di interventi di efficienza energetica, e in particolare ha prorogato il Superbonus al 30 giugno 2022 (e, in determinate situazioni, al 31 dicembre 2022 o al 30 giugno 2023), previa definitiva approvazione da parte del Consiglio dell'Unione Europea.

In base a tali proroghe, la normativa prevede che la detrazione di imposta si applichi nella misura del 110 per cento per le spese sostenute fra il 1° luglio 2020 e il 30 giugno 2022 per specifici interventi, da ripartire tra gli aventi diritto in cinque quote annuali di pari importo e in quattro quote annuali di pari importo per la parte di spesa sostenuta nell'anno 2022 (al contrario di quanto previsto dall'Ecobonus introdotto dalla Legge Finanziaria 2020 che prevedeva un importo massimo del 65% recuperabile in un arco temporale di 10 anni) in presenza dei requisiti soggettivi, oggettivi e tecnici previsti dalla normativa e dalle disposizioni in materia. Per gli interventi effettuati dai condominii, per i quali alla data del 30 giugno 2022 siano stati effettuati lavori per almeno il 60 per cento dell'intervento complessivo, la detrazione del 110 per cento spetta anche per le spese sostenute entro il 31 dicembre 2022.

A seguito degli aggiornamenti intercorsi, si riporta di seguito un riepilogo dei punti chiave della norma. Sono individuate diverse tipologie di interventi interessati, che si suddividono in: interventi trainanti, che scontano il 110% in stand alone, e interventi trainati, che scontano il 110% solo se effettuati contestualmente agli interventi trainanti in una logica bundle.

Interventi trainanti:

a) isolamento termico delle facciate e/o delle coperture (es: cappotto termico), secondo soglie di spesa complessiva massima riconosciuta, in base alle unità immobiliari;
b) Interventi sulle parti comuni degli edifici o sugli edifici unifamiliari o sulle unità immobiliari situate all'interno di edifici plurifamiliari che siano funzionalmente indipendenti di sostituzione di impianti di climatizzazione invernale esistenti con impianti centralizzati per il riscaldamento, il raffrescamento o la fornitura di acqua calda sanitaria, a condensazione, a pompa di calore, ivi compresi gli impianti ibridi o geotermici, anche abbinati all'installazione di impianti fotovoltaici e relativi sistemi di accumulo, ovvero con impianti di microcogenerazione o a collettori solari, sempre secondo soglie di spesa complessiva massima.

Interventi trainati:

c) interventi di efficientamento energetico ex art. 14, D.L. 63/2013, purché eseguiti contestualmente ad almeno uno degli interventi di cui ai punti a) o b) nel rispetto dei limiti di spesa previsti dalla legislazione vigente per i medesimi interventi;
d) interventi per l'eliminazione delle barriere architettoniche sia per i portatori di handicap che per gli over 65;
e) Installazione impianti solari fotovoltaici, anche su strutture pertinenziali degli edifici, connessi alla rete elettrica su edifici, anche abbinati a sistemi di accumulo, purché eseguita congiuntamente ad uno degli interventi di cui ai punti a) o b), secondo soglie differenziate di spesa massima. In merito, sono previsti i seguenti vincoli:
- non cumulabilità con altri incentivi pubblici/agevolazioni previste dalla normativa europea, nazionale e regionale, compresi i fondi di garanzia e di rotazione e gli incentivi per lo scambio sul posto;
- detrazione subordinata alla cessione a GSE dell'energia non autoconsumata in sito ovvero non condivisa per l'autoconsumo;
f) Infrastrutture di ricarica veicoli elettrici, purché eseguiti congiuntamente ad almeno uno degli interventi di cui ai punti a) o b), sempre secondo soglie di spesa massima.

Si ricorda infine che è prevista la possibilità di optare, in luogo dell'utilizzo diretto della detrazione spettante per: a) contributo sotto forma di sconto sul corrispettivo dovuto anticipato dal fornitore fino a un importo massimo pari al corrispettivo stesso oppure b) cessione di credito d'imposta di pari ammontare ad altri soggetti (quali ad esempio il fornitore, gli istituti di credito e gli intermediari finanziari. È prevista inoltre la possibilità per il fornitore, che ha applicato lo sconto sub. a), ed il cessionario sub. b) di effettuare ulteriori successive cessioni del credito d'imposta a terzi (inclusi istituti di credito/intermediari finanziari).

Inoltre, il DL 6 maggio 2021 n. 59 recante "Misure urgenti relative al Fondo complementare al Piano nazionale di ripresa e resilienza e altre misure urgenti per gli investimenti" contiene, tra le altre misure, anche ulteriori proroghe sul tema Superbonus (portandole al 31 dicembre 2022 per i condomini e 30 giugno 2023 per gli edifici IACP), prevede disposizioni inerenti agli interventi del Piano nazionale per gli investimenti ed è finalizzato a integrarlo con risorse nazionali.

AFFIDAMENTO E SVOLGIMENTO DEL SERVIZIO IDRICO INTEGRATO

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

In tale Direttiva, vengono disciplinati gli strumenti a disposizione degli Stati membri per introdurre quanto necessario a fornire acque destinate al consumo umano che siano salubri e pulite, prevedendo a tal fine caratteristiche ben precise (assenza di microrganismi, parassiti o sostante di qualunque genere che possano rappresentare un potenziale pericolo per la salute umana) e comunque soddisfacenti i requisiti indicati nell'allegato della direttiva (microbiologici, chimici, indicatori e parametri ).

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

i punti di estrazione delle acque destinate al consumo umano nei bacini idrografici;
i sistemi di fornitura fino al punto di erogazione, da parte dei fornitori d'acqua;
i sistemi di distribuzione domestici.

Per ognuno dei punti elencati, la direttiva elenca gli elementi minimi che devono essere analizzati.

E' previsto inoltre che i materiali che entrano a contatto con le acque destinate al consumo umano, in particolare per gli impianti (nuovi o riparati) per il trattamento, lo stoccaggio o la distribuzione delle acque non debbano:

compromettere la tutela della salute umana;
alterare colore, odore o sapore dell'acqua;
favorire la crescita microbica;
causare il rilascio di contaminanti a livelli superiori del necessario.

Gli Stati membri hanno quindi l'obbligo di agire per garantire un monitoraggio costante della qualità delle acque destinate al consumo umano e verificare che soddisfino i requisiti della direttiva.

AFFIDAMENTO E SVOLGIMENTO DEL SERVIZIO GESTIONE RIFIUTI

Nel periodo di riferimento sono stati emanati i seguenti provvedimenti di interesse:

1) NORMATIVA COMUNITARIA

Direttiva Commissione UE del 15 gennaio 2021, n. 2021/647/UE, in materia di apparecchiature elettriche ed elettroniche, recante l'esenzione relativa all'uso di determinati composti di piombo e cromo esavalente negli iniziatori elettrici ed elettronici di esplosivi per uso civile.

Regolamento Consiglio UE del 30 aprile 2021, n. 2021/770/UE, contenente il calcolo della risorsa propria basata sui rifiuti di imballaggio di plastica non riciclati, le modalità e la procedura di messa a disposizione di tale risorsa, le misure per far fronte al fabbisogno di tesoreria (c.d. "Plastic tax") [applicabile dal 1° gennaio 2021, è entrato in vigore il 1° giugno c.a.].

Decisione Commissione UE del 31 maggio 2021, n. 2021/958/UE, in materia di riduzione dell'incidenza sull'ambiente di certi prodotti di plastica ai sensi della direttiva 2019/904/UE, stabilisce il formato per la comunicazione dei dati e delle informazioni sugli attrezzi da pesca raccolti negli Stati membri e il formato per la relazione di controllo della qualità.

Regolamento Commissione UE del 3 giugno 2021, n. 2021/899/UE, in materia di sottoprodotti di origine animale, recante "Misure transitorie per l'esportazione di farine di carne e ossa come combustibile".

2) NORMATIVA NAZIONALE

Nuovo allegato tecnico Anci – Conai – Corepla in materia di Imballaggi in plastica e accordo quadro ANCI‐ CONAI. ANCI, CONAI e COREPLA, tenuto conto delle modifiche apportate al D.Lgs 152/2006 dal recepimento della direttiva europea sui rifiuti e imballaggi, hanno siglato il nuovo Allegato Tecnico (AT) imballaggi in plastica previsto dall'Accordo Quadro Anci/Conai 2020‐2024. L'Allegato tecnico è in vigore dal 1° gennaio 2021.

Decreto 13 gennaio 2021 (Ministero Infrastrutture e Trasporti), che recepisce nel nostro ordinamento la direttiva (UE) 2020/1833, che modifica gli allegati della direttiva 2008/68/CE del Parlamento europeo e del Consiglio relativa al trasporto interno di merci pericolose (ADR). Al fine del recepimento, il Decreto modifica il decreto legislativo 27 gennaio 2010, n. 35 di attuazione della direttiva 2008/68/CE.

Circolare n. 10249 del 2 febbraio 2021 del Ministero dell'Ambiente, in materia di rifiuti da costruzione e demolizione prodotti da utenze domestiche: stabilisce che i rifiuti prodotti in ambito domestico e, in piccole quantità, nelle attività "fai da te", possono essere gestiti alla stregua dei rifiuti urbani ai sensi dell'articolo 184, comma 1, del d.lgs. 152/2006, e, pertanto, potranno continuare ad essere conferiti presso i centri di raccolta comunali.

Decreto del 21 gennaio 2021 (Ministero finanze), recante "Modalita' e termini di accertamento, riscossione e versamento del contributo dovuto dalle imprese partecipanti al Consorzio nazionale per la gestione, raccolta e trattamento degli oli minerali usati", ovvero CONOU. Saranno soggetti al contributo tutti gli oli lubrificanti destinati ad essere utilizzati nel territorio italiano, esclusi quelli destinati a processi di trasformazione da cui derivino prodotti finiti.

D.L. n.22/2021 recante "Disposizioni urgenti in materia di riordino delle attribuzioni dei Ministeri" convertito con modificazioni dalla L. 22 aprile 2021, n. 55. E' stato creato il Ministero della Transizione Ecologica (Mi.TE) che sostituisce il Ministero dell'Ambiente e della tutela del territorio e del mare (MATTM), al quale sono state attribuite le nuove competenze, prettamente in ambito energetico e climatico, al fine di raggiungere gli obiettivi europei in materia di sviluppo sostenibile, transizione energetica e di contrasto al cambiamento climatico attraverso il raggiungimento al 2050 della c.d. neutralità climatica. Restano ferme le funzioni della Presidenza del Consiglio dei ministri inerenti alla tutela dell'ambiente, del territorio e dell'ecosistema, in alcune materie. Inoltre, sono state aggiunte nuove funzioni al CITE (Comitato Interministeriale della Transizione Ecologica),

Linee Guida SNPA n. 27/2021 di SNPA "Elaborazione di metodologie per il rapporto annuale Rifiuti Speciali ai sensi dell'art. 189 del d.lgs.152/2006" che forniscono un quadro sui principali riferimenti normativi in materia di rifiuti, comunitaria e nazionale.

Decreto‐legge 22 marzo 2021, n. 41 "Misure urgenti in materia di sostegno alle imprese e agli operatori economici, di lavoro, salute e servizi territoriali, connesse all'emergenza da COVID‐19" convertito, con modificazioni, dalla L. 21 maggio 2021, n. 69 (c.d. "Decreto sostegni"). Il provvedimento, oltre a misure di sostegno economico, prevede anche importanti disposizioni inerenti alla TARI ed al termine entro cui dovrà essere effettuata la scelta delle utenze non domestiche che producono rifiuti urbani di avvalersi del servizio pubblico o del ricorso al mercato (la scelta delle utenze non domestiche deve essere comunicata al comune, o al gestore del servizio rifiuti in caso di tariffa corrispettiva, entro il 30 giugno di ciascun anno, con effetto dal 1° gennaio dell'anno successivo ‐ solo per l'anno 2021 la scelta deve essere comunicata entro il 31 maggio con effetto dal 1° gennaio 2022). Viene stabilita per il 2021 la proroga al 30 giugno 2021 per approvazione da parte dei Comuni delle tariffe e regolamenti della TARI e della tariffa corrispettiva.

Decreto 4 marzo 2021, che apporta alcune modifiche al decreto 29 dicembre 2010, riguardante le norme attuative relative al trasporto interno di merci pericolose.

Legge 22 aprile 2021, n. 53, che delega il Governo ad adottare i decreti legislativi per il recepimento delle Direttive Europee e l'attuazione degli altri atti dell'Unione Europea. La norma contiene disposizioni in campo ambientale in tema di circular economy, stabilendo i principi e i criteri a cui dovranno necessariamente attenersi i provvedimenti del Governo al momento del recepimento dei suddetti atti.

Circolare n. 35259 del 12 aprile 2021 del Ministero della Transizione Ecologica, con cui sono state chiarite alcune problematiche connesse all'applicazione della TARI in seguito dell'emanazione del decreto legislativo 116/2020. Tra le varie informazioni trasmesse dalla Circolare si chiarisce che le attività industriali sono produttive anche di rifiuti urbani, con conseguente applicazione della TARI.

Decreto Sostegni bis (Decreto‐legge 25 maggio 2021, n. 73), che contiene varie disposizioni in materia ambientale: tra le quali, la proroga al 1° gennaio 2022 delle disposizioni sul tributo per i manufatti in plastica con singolo impiego (plastic tax) e le agevolazioni inerenti alla TARI (con l'istituzione di un fondo finalizzato alla concessione da parte dei comuni di una riduzione della TARI in favore delle predette categorie economiche).

Decreto 12 maggio 2021 del Ministero della Transizione Ecologica in concerto con il Ministro delle Infrastrutture e della Mobilità Sostenibili, che ha l'obiettivo di fare chiarezza sulle modalità attuative delle disposizioni relative alla figura del Mobility Manager. Si prevede inoltre che le imprese e le pubbliche amministrazioni con singole unità locali (con più di 100 dipendenti), ubicate in un capoluogo di regione o in una città metropolitana o in un capoluogo di provincia o in un comune con popolazione superiore a 50.000 abitanti, sono tenute ad adottare, entro il 31 dicembre di ogni anno, il Piano degli spostamenti casa‐lavoro (PSCL) del proprio personale dipendente.

Delibera C.d.A. CONAI in merito alla riduzione del contributo per imballaggi in carta e cartone. Il contributo base passerà da 55 euro/tonnellata a 25 EUR/tonnellata a partire dal 1° luglio 2021 per tutti gli imballaggi in carta e cartone.

Nota n. 8966 del 3 maggio 2021 del Ministro della Transizione Ecologica, in risposta alla lettera di intervento urgente sulle agevolazioni TARI e sulla disciplina dei rifiuti presentata al Ministero da parte dell'ANCI (Associazione Nazionale Comuni Italiani) in data 15 aprile 2021. Vi è inoltre l'intenzione del Ministro di istituire un tavolo tecnico permanente con l'ANCI, l'Autorità di regolazione, gli operatori e le loro associazioni, al fine di supportare la "transizione" al nuovo sistema di gestione dei rifiuti.

Decreto Legge 31 maggio 2021 n 77, recante "Governance del piano nazionale di rilancio e resilienza e prime misure di rafforzamento delle strutture amministrative e di accelerazione e snellimento delle procedure" (DL Semplificazioni). Il titolo 1 della norma è dedicato alla "transizione ecologica e velocizzazione del procedimento ambientale e paesaggistico" (Via e Vas). I capi 6° e 7° sono dedicati alla accelerazione delle procedure per le fonti rinnovabili ed all'efficientamento energetico; il capo 8° reca norme sulla "semplificazione per la promozione dell'economia circolare e il contrasto idrogeologico", tra cui modifiche sulla cessazione della qualifica di rifiuto (End of Waste). Infine, sono introdotte importanti modifiche alla parte IV del testo unico ambientale, ed è riportato in allegato l'elenco dei rifiuti aggiornato.

Pubblicata la home page del R.E.N.T.Ri (sezione Laboratorio Sperimentale per la Prototipazione Funzionale), ossia la sperimentazione del nuovo sistema per la tracciabilità della circolazione dei rifiuti. A partire dalla fine di giugno, per quattro mesi, le imprese potranno testarne le prime funzionalità.

Rapporto Rifiuti Speciali 2021 presentato dall'ISPRA, l'Istituto Superiore per la Protezione e la Ricerca Ambientale pubblicato nel mese di giugno (relativo al 2019). La produzione di rifiuti speciali in Italia sfiora 154 milioni di tonnellate, in linea con la crescita del PIL rispetto all'esercizio precedente: la maggior parte di questi derivano da attività di costruzione e demolizione (45,5%), da attività di trattamento rifiuti e risanamento (25,1%) e da attività manifatturiere (18,9%). Il 68,9% dei rifiuti speciali è avviato a recupero, mentre solo il 7,3% viene smaltito in discarica.

2) NORMATIVA REGIONALE

a) Emilia Romagna

Nel corso del primo semestre del 2021, la Regione Emilia Romagna ha emanato alcuni provvedimenti in materia di gestione dei rifiuti:

D.G.R. 18 gennaio 2021, n. 46: reca l'"Accordo di programma per garantire la corretta gestione e tracciabilità dei rifiuti agricoli";
D.G.R 3 maggio 2021, n. 643: è volta alla presentazione, all'Assemblea Legislativa, "degli obiettivi e delle scelte strategiche generali del Piano regionale di gestione dei rifiuti e per la bonifica delle aree inquinate 2022‐2027";
D.D. 28 maggio 2021, n. 10211: contiene il "Computo della raccolta differenziata dei rifiuti derivanti dal compostaggio dei Comuni dell'Emilia Romagna" per quanto attiene l'anno 2020.

b) Liguria

Nel corso del primo semestre del 2021, la Regione Liguria ha adottato la D.G.R. 19 marzo 2021, n. 215, con la quale ha fornito alcune prime indicazioni per l'applicazione, sul territorio regionale, di modalità operative per la gestione dei rifiuti urbani prodotti da utenze non domestiche.

c) Piemonte

Nel corso del primo semestre del 2021, la Regione Piemonte ha promulgato le seguenti disposizioni inerenti le attività di gestione dei rifiuti:

D.D. 26 gennaio 2021, n. 35: individua i Comuni soggetti alle addizionali ed alle riduzioni del tributo speciale per il deposito in discarica dei rifiuti (c.d. ecotassa), per quanto attiene l'anno 2020;
D.D. 8 febbraio 2021, n. 54: approva il primo "Rapporto di Monitoraggio Ambientale relativo ai rifiuti speciali";
L.R. 16 febbraio 2021, n. 4 "Modifiche alla legge regionale 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)": recepisce le novità normative nazionali e comunitarie in tema di rifiuti, apportando aggiustamenti ad obiettivi ed ai principi generali, nonché modificando l'organizzazione degli Ambiti Territoriali;
D.G.R. 12 marzo 2021, n. 14‐2969: contiene l'atto di indirizzo in materia di programmazione della gestione dei rifiuti urbani e bonifiche, con cui è stata aggiornata la pianificazione regionale in materia, in linea con le disposizioni riguardanti l'economia circolare;
D.G.R. 12 marzo 2021, n. 15‐2970: individua le Linee Guida per la valutazione della sostenibilità ambientale e territoriale relativamente alle autorizzazioni per gli impianti di recupero del rifiuto organico, ai fini della produzione di biogas e biometano soggetti a verifica di assoggettabilità a VIA;
D.G.R. 23 aprile 2021, n. 10‐3125: reca l'approvazione degli "Indirizzi e criteri di riferimento a supporto delle valutazioni dell'Associazione di Ambito Torinese per il Governo dei Rifiuti ‐ ATO‐R sulle priorità di accesso ai rifiuti urbani ed ai rifiuti derivanti dal trattamento dei rifiuti urbani prodotti nel territorio regionale relativi all'impianto di recupero energetico TRM S.p.A. di Torino".

CONCESSIONI DI GRANDE DERIVAZIONE AD USO IDROELETTRICO

Con riferimento alla L.R. Regione Piemonte n. 26/2020 "Assegnazione delle grandi derivazioni ad uso idroelettrico", emanata in dichiarata attuazione del nuovo art. 12 D.lgs. n. 79/1999, così come modificato dall'art. 11 quater del DL n. 135/2018 convertito in Legge n. 12/2019, che ha introdotto la disciplina del canone annuale per le concessioni di Grande Derivazione a scopo idroelettrico applicabile dal 2021, è tuttora pendente il ricorso da parte del Governo davanti alla Corte Costituzionale.

Inoltre, in relazione ai Regolamenti Regionali del 18 dicembre 2020 n. 5/R (disciplina dei canoni) e n. 6/R (obbligo di fornitura di energia a titolo gratuito dagli impianti di grande derivazione idroelettrica), emanati in attuazione dell'art. 21 della LR 26/2020, Iren Energia ha manifestato di non ritenere legittima la nuova normativa e di non voler prestare acquiescenza alla stessa. Nel semestre di riferimento altri competitors del settore hanno impugnato tali Regolamenti davanti al TAR Piemonte.

CONCESSIONI E AFFIDAMENTI DEL GRUPPO IREN

Si riportano di seguito le variazioni intervenute nel primo semestre 2021 al perimetro delle concessioni e degli affidamenti in capo ai settori di attività del Gruppo.

SERVIZIO IDRICO INTEGRATO

Area ligure – Provincia di La Spezia

Il Comune di Deiva Marina ha approvato, con delibera del Consiglio Comunale del 3 ottobre 2020, la decadenza dell'affidamento alla sua partecipata Deiva Sviluppo S.r.l. in liquidazione e la confluenza nella gestione unitaria dell'ATO Est Liguria in capo alla società del Gruppo ACAM Acque. Con atto sottoscritto il 25 febbraio 2021 tra il Comune di Deiva Marina, Deiva Sviluppo e ACAM Acque, il subentro si è perfezionato con decorrenza dal 1° marzo 2021.

GESTIONE SERVIZI AMBIENTALI

Area Ligure – Provincia di La Spezia

In virtù dell'art. 7 del Piano d'Area che prevede che all'atto della cessazione della gestione autonoma dal servizio da parte dei comuni che ricadono nell'ambito, ACAM Ambiente subentra nel servizio per effetto della confluenza dell'ente locale alla gestione unitaria d'Ambito, nel primo semestre dell'anno 2021 sono confluiti nella gestione della società i seguenti comuni:

Deiva Marina dal 1° marzo 2021;

Rocchetta Vara dal 30 marzo 2021;
Borghetto Vara e Maissana dal 1° aprile 2021.

NORMATIVA REGOLATORIA PRIMO SEMESTRE 2021

GAS

Energy Management gas

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

La delibera 147/2019/R/gas aveva riformato il processo di conferimento di capacità ai punti di uscita della rete di trasporto gas che alimentano reti di distribuzione (City Gate), a partire dal 1° ottobre 2020. La delibera 134/2021 è intervenuta sulla materia posticipando al 1° ottobre 2022 l'entrata in vigore della riforma.

Tariffe di trasporto gas

Si ricorda che il TAR Lazio, con sentenza n. 440/2020, ha annullato la Del. ARERA n. 575/2017/R/gas, che aveva determinato le tariffe di trasporto per il periodo transitorio negli anni 2018‐2019. Con sentenza n. 33/2021 il TAR Lombardia ha abrogato anche la Del. ARERA n. 114/2019/R/gas, che stabiliva la regolazione tariffaria per il servizio di trasporto e misura del gas natura per il periodo 2020‐2023. Anche avverso tale sentenza, l'ARERA ha presentato ricorso presso il Consiglio di Stato.

Reti gas

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

La Del. 287/2021/R/gas ha confermato quanto previsto nella precedente consultazione (DCO 545/2020), stabilendo che le dismissioni di gruppi di misura effettuate in applicazione delle disposizioni delle Direttive per la messa in servizio dei gruppi di misura del gas, indipendentemente dalla classe di appartenenza del gruppo di misura dismesso, sono convenzionalmente portate in diminuzione della stratificazione dei valori lordi storici a partire dai valori delle immobilizzazioni lorde relative ai cespiti di più antica installazione.

Documento di consultazione 167/2021/R/gas ‐ Riassetto dell'attività di misura del gas nei punti di entrata ed uscita della rete di trasporto ‐ Orientamenti finali

L'Autorità conferma l'attuale attribuzione delle responsabilità in relazione alla misura, ossia l'attività di metering risulta in capo a ciascun titolare dell'impianto di misura e quella di meter reading a ciascuna impresa di trasporto. Con tale documento di consultazione, viene proposto un rafforzamento dei livelli di servizio verso l'impresa maggiore di trasporto, responsabile del bilanciamento commerciale della rete, in relazione alla trasmissione e messa a disposizione delle misure.

È inoltre sottoposta a consultazione la definizione di requisiti ottimali di carattere impiantistico, prestazionale e manutentivo da applicare al responsabile dell'attività di metering, con contestuale introduzione e rafforzamento degli standard di qualità del servizio sia per l'attività di metering che di meter reading. A tali standard sarebbe associato un sistema di incentivazione economica, ed in particolare per l'attività di metering si tratterebbe di corrispettivi economici coerenti con i costi per il sistema di trasporto generati dagli errori di misura. I corrispettivi sarebbero applicati a partire dal 1° gennaio 2023, ai fini dell'eventuale adeguamento degli impianti e dei sistemi di trasmissione dei dati di misura. Ciascun soggetto regolato definirebbe un Piano di adeguamento relativamente agli impianti nella propria titolarità.

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

Il regolatore vuole promuovere azioni per l'ottimizzazione delle reti di distribuzione/trasporto o che ricerchino un loro utilizzo più efficiente, che si concretizzino in tre ambiti progettuali:

1) metodi e strumenti per la gestione ottimizzata delle reti;
2) utilizzi innovativi delle infrastrutture esistenti;
3) interventi di innovazione tecnologica/gestionale sulle reti.

I progetti proposti saranno valutati da una Commissione indipendente secondo una griglia di valutazione definita su due macro‐ambiti: la dimensione prospettica delle performance energetica, ambientale ed economica e la dimensione sperimentale del progetto. La copertura dei costi, totale o parziale, avverrà mediante riconoscimenti tariffari ed extra‐tariffari, secondo uno schema di riconoscimento delle componenti di costi di capitale ed operativi proposto nell'ambito della consultazione. L'Autorità ha introdotto un tetto massimo di contributo extra‐tariffario indicativamente non superiore a 35‐40 milioni di euro. La durata delle sperimentazioni sarà di massimo tre anni e il Titolare del progetto dovrà presentare ad ARERA opportune relazioni di monitoraggio delle attività. La consultazione è ancora in corso.

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

L'Autorità intende concludere la valutazione degli interventi relativi ai due seguenti aspetti:

l'attuale assetto di regole relative al servizio di misura;
l'attuale sistema di indennizzi e penali ai clienti finali e ai venditori (misurazione della performance).

In particolare, l'Autorità definisce un periodo di 90 giorni dall'installazione dello smart meter entro i quali deve essere assicurata la messa in servizio dello stesso, prevedendo un periodo transitorio di sei mesi dall'approvazione del provvedimento. Per gli smart meter di classe G4/G6 la rilevazione delle letture è prevista con cadenza mensile senza dettaglio giornaliero fino all'ultimo giorno gas del mese di riferimento. Per quanto concerne gli indennizzi, si distinguono le seguenti categorie:

indennizzi ai clienti finali (classe G4/G6), con riconoscimento parziale dei costi per il distributore per indennizzi di mancata lettura fino al livello fisiologico;
indennizzi alle società di vendita (classe maggiore o uguale a G10 e classe minore di G10 con CA superiore a 5.000 smc), da riconoscere in caso di mancato raggiungimento degli obiettivi minimi proposti in relazione alla tempestività di trasmissione dei dati e alla loro qualità.

La consultazione è ancora in corso.

ENERGIA ELETTRICA

Progetti Pilota Terna

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

Tra gli altri, è stato istituito il progetto pilota relativo alla fornitura del servizio di regolazione ultra‐rapida di frequenza (cd. Fast Reserve), e la relativa asta si è svolta in data 10 dicembre 2020. Iren Energia ha partecipato all'asta Terna con 5 progetti di accumulo, aggiudicandosi il premio per 3 siti (Torino Nord, Turbigo, Moncalieri). Il periodo di consegna decorrerà dal 2023, per una durata di 5 anni.

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

Delibera 218/2021/R/eel e Aggiornamento CdR Terna

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

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

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

non già oggetto di altri meccanismi di reintegrazione;
esposti in fatture con termini di pagamento scaduti da almeno 12 mesi al momento di presentazione dell'istanza;
per le quali la controparte commerciale ha provveduto alla costituzione in mora e al contempo ha seguito specifiche procedure aziendali di gestione della morosità e tutela del credito.

L'accesso al meccanismo di compensazione può avvenire attraverso due distinte modalità: attraverso il regime ordinario (dove l'utente è tenuto ad indicare in maniera puntuale l'importo degli oneri non riscossi relativi al periodo di riferimento dell'istanza) oppure mediante il c.d. regime semplificato (nel quale l'ammontare del ristoro è determinato sulla base della miglior stima degli oneri non riscossi a cui viene applicato uno sconto correttivo del 25% sul loro totale). Le compensazioni vengono erogate su base annuale con riferimento alla competenza dell'anno precedente; per la sessione relativa all'annualità 2021 è stata prevista la possibilità di richiedere anche gli ammontari di oneri relativi a tutto il periodo compreso tra il 1° gennaio 2016 e il 30 giugno 2020. L'Autorità ha inoltre previsto la facoltà per le controparti commerciali di richiedere il rimborso attraverso i relativi utenti del trasporto (i quali sono tenuti a presentare istanza a CSEA a fronte della ricezione della richiesta di una o più controparte commerciale); resta facoltà dell'utente la scelta in merito al regime di partecipazione.

RETI ELETTRICHE

Tariffe di distribuzione e misura dell'energia elettrica

Determina 2/2021 ‐ Programma di azioni per l'attuazione della regolazione tariffaria dei prelievi e delle immissioni di energia reattiva, con:

invio degli operatori ad ARERA entro il 30 giugno 2021 degli investimenti 2017‐2024 per un miglior controllo della tensione e dell'energia reattiva;
invio di Terna ad ARERA entro il 31 ottobre 2021 di una relazione sul coordinamento raggiunto con i DSO per la pianificazione degli investimenti.

La determina si pone dunque l'obiettivo di affinare la regolazione dell'energia reattiva prelevata e introdurre la regolazione dell'energia reattiva immessa (anticipata nella Del. 568/2019 e rinviata al 2022 dalla Del. 395/2020/R/eel).

Delibere 279/2021/R/eel e 124/2021/R/eel – Modifiche alle tariffe degli utenti non domestici in bassa tensione per aprile ‐ luglio 2021

Come accaduto per alcuni mesi del 2020, anche nel 2021 ARERA ha previsto – per i mesi da aprile a luglio – un'agevolazione delle tariffe di rete e degli oneri generali per i clienti in bassa tensione non domestici con potenza oltre 3 kW, caratterizzata da:

quota potenza azzerata;
quota fissa ridotta (come se la fornitura fosse a 3 kW), senza impatti sulla potenza disponibile.

Delibere 106/2021/R/eel e 201/2021/R/eel – Piani messa in servizio 2G

La Del. 201/2021/R/eel di ARERA ha approvato il piano di messa in servizio dei sistemi di smart metering 2G presentato da IRETI condividendo il suo avvio della fase massiva nel 2° semestre 2021, confermando la spesa prevista ammessa al riconoscimento dei costi di capitale in linea con quella prevista dalla Società. A valle del DCO 361/2020, la Del. 106/2021/R/eel ha previsto ‐ per i DSO che servono fino a 100.000 utenti ‐ l'installazione dal 2022 di soli smart meter 2G con l'obiettivo di mettere in servizio contatori 2G per almeno il 90% degli 1G in campo entro il 2025. Il costo unitario riconosciuto ammonta a 145 €/2G e sarà riconosciuto in 15 anni a rate decrescenti.

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

La Del. 109/2021/R/eel prevede che dal 1° gennaio 2022 i prelievi per successiva re‐immissione in rete da parte dei sistemi di accumulo possano essere trattati come energia immessa negativa. Per l'applicazione della nuova regolazione, i produttori presentano al distributore istanza (con perizia asseverata) entro il 31 luglio 2021 (impianti esistenti) o prima di fine iter di connessione (impianti nuovi).

Delibere 63/2021/R/com e 257/2021/R/com – Nuova regolazione per bonus per disagio economico

Dal 1° gennaio 2021 tutti i bonus sociali per disagio economico (elettrico, gas, idrico) saranno riconosciuti automaticamente ai cittadini/nuclei familiari che ne hanno diritto a valle della presentazione della Dichiarazione Sostitutiva Unica (DSU) per ottenere l'attestazione ISEE. Non verrà invece per il momento erogato automaticamente il bonus per disagio fisico. Il bonus 2021 sarà comunque riconosciuto agli aventi diritto per l'intero periodo di agevolazione, anche mediante il riconoscimento di eventuali quote di bonus già maturate.

Delibere 541/2020/R/eel e 160/2021/R/eel – Regolazione sperimentale aumento potenza per ricarica privata

La Del. 541/2020/R/eel (aggiornata dalla Del. 160/2021/R/eel) ha avviato una sperimentazione dal 1° luglio 2020 fino al 31 dicembre 2023 per sfruttare le potenzialità di 1G e 2G presso clienti finali in bassa tensione per offrire loro, a parità di spesa e nei soli casi in cui sia dimostrabile l'utilizzo a fini di ricarica di veicoli elettrici, una maggiore disponibilità di potenza prelevabile nella fascia oraria notturna/festiva.

RIFIUTI

Nel corso del 2021 si è avviato il procedimento di aggiornamento del MTR per il secondo periodo regolatorio (2022‐2025) e contestualmente l'avvio della regolazione tariffaria per gli impianti di trattamento, di cui si prevede la pubblicazione della delibera nel mese di agosto 2021, attraverso i seguenti documenti di consultazione:

1. DCO 196/2021 (primi orientamenti per MTR‐2 e criteri regolazione impianti) contenente i seguenti aspetti: (i) PEF quadriennale con aggiornamento tariffario biennale (ii) previsto secondo DCO per elementi di dettaglio con valorizzazione parametri (iii) regolazione impianti (RU e RS di origine urbana) con flussi garantiti (iv) esclusione impianti di riciclaggio;
1. DCO 282/2021 (orientamenti finali per la definizione del MTR‐2) caratterizzato dai seguenti elementi: a. Relativi al ciclo integrato di gestione dei rifiuti:
2. la valorizzazione della programmazione economico‐finanziaria su orizzonte pluriennale elaborata con la finalità di garantire una dinamica tariffaria sostenibile;
3. Il differimento mediante conguagli, nel periodo regolatorio, per il recupero integrale dei costi riconosciuti.
4. b. Relativi al trattamento:
  - la regolazione si applicherà solo agli impianti considerati "integrati" e agli impianti "essenziali per il ciclo‐minimi". Tutti gli altri impianti, considerati "aggiuntivi", non saranno regolati ma avranno obblighi di trasparenza. E' previsto un ruolo attivo delle Regioni nell'identificazione degli impianti di chiusura del ciclo "minimi";
  - il riconoscimento in tariffa di tutti i costi operativi e di capitale, basato sui valori reali del gestore (time lag 2 anni), con applicazione del sistema RAB per la remunerazione del capitale;
  - un meccanismo di gradualità per il recupero dello scostamento tra i costi riconosciuti dell'anno (a‐2) conseguenti all'applicazione delle tariffe di accesso agli impianti calcolate secondo MTR‐ 2 e quanto ricompreso nelle entrate tariffarie riferite alla medesima annualità.

Nell'ambito del procedimento sulla qualità del servizio di gestione dei rifiuti, nel febbraio 2021 è stato pubblicato il DCO 72/2021 recante i primi orientamenti per la regolazione della qualità contrattuale, nello specifico relativi a: (i) Carta della qualità del servizio; (ii) Gestione reclami e richieste informazioni, (iii) Gestione punti di contatto con l'utente, (iv) Rateizzazione e modalità di pagamento, (v) Rettifica degli importi dovuti (vi) Ritiro rifiuti ingombranti, e qualità tecnica esclusivamente per i profili di continuità, regolarità e sicurezza del servizio. L'Autorità prevede di introdurre le seguenti misure:

obblighi di servizio per garantire prestazioni minime omogenee sull'intero territorio nazionale;
indicatori e relativi standard generali di qualità differenziati sulla base del livello di partenza delle gestioni;
obblighi di registrazione dei dati relativi alle performance effettivamente conseguite dal gestore;
obblighi di comunicazione all'Autorità dei dati registrati;
meccanismi incentivanti in grado di incoraggiare percorsi di miglioramento delle performance dei gestori.

SERVIZIO IDRICO

Delibera ARERA 83/2021/R/Idr– Delibera di avvio procedimento per aggiornamento TIMSII

L'Autorità ha deliberato l'avvio di procedimento per aggiornamento del TIMSII (Testo Integrato della Misura del Servizio Idrico Integrato) con le seguenti finalità:

a) declinare gli obblighi di installazione e di garanzia del buon funzionamento dei misuratori, anche tenuto conto del potenziale contributo (da determinare in esito ad analisi costi‐benefici) che potrebbe derivare dall'impiego di nuovi strumenti di misura dotati di dispositivi di water smart metering;
b) rafforzare, anche in un'ottica di semplificazione, l'efficacia delle previsioni in ordine alla raccolta dei dati di misura e alle procedure per la telelettura;
c) migliorare la trasparenza della comunicazione periodica all'utenza circa le proprie abitudini di consumo (anche con modalità di comunicazione innovative attraverso applicazioni su dispositivi mobili o accessibili online);
d) definire standard specifici e relativi indennizzi automatici all'utenza in caso di mancato rispetto degli stessi;
e) disciplinare il trattamento delle perdite occulte;
f) individuare best practice utili per consentire ai titolari di unità abitative condominiali di disporre dei propri dati di consumo.

Il procedimento, che prevedrà uno o più documenti di consultazione, avrà conclusione entro dicembre 2021.

ALTRI TEMI TRASVERSALI

Incentivi

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

Il decreto tocca alcuni macrotemi di riforma del meccanismo dei TEE:

riduzione obblighi 2020 da un valore di 7,09 MTEE a 2,84 MTEE (‐ 40%) e proroga scadenza dell'anno d'obbligo 2020 al 16 luglio 2021;
determinazione Obiettivi 2021‐2024 (in forte contrazione rispetto agli andamenti storici);
introduzione nuovo sistema di aste al ribasso, il cui meccanismo dovrà essere definito con decreto del MITE entro il 31 dicembre 2021;
nuove tipologie degli interventi incentivabili.

La Determina ARERA numero 6/2021 – DMRT ha dunque rideterminato gli obblighi di risparmio di energia primaria in capo ai distributori di energia elettrica e di gas naturale per l'anno d'obbligo 2020.

Regolazione tariffaria reti energetiche

Del. 271/2021/R/com ‐ Avvio di procedimento per l'adozione di provvedimenti in materia di metodi e criteri di regolazione tariffaria basati sulla spesa totale (ROSS‐base) per la determinazione del costo riconosciuto per i servizi infrastrutturali regolati dei settori elettrico e gas

L'Autorità avvia il procedimento volto all'introduzione di nuove modalità di riconoscimento dei costi per i servizi infrastrutturali dei settori dell'energia elettrica e del gas, basate su un approccio di "spesa totale" che viene denominato Totex‐base, comune a tutti i servizi suddetti, e che costituisce un primo passo dell'introduzione dell'approccio integrato ROSS ("Regolazione per obiettivi di spesa e di servizio"), in linea con il Quadro strategico dell'Autorità 2019‐21.

In particolare, lo svolgimento del procedimento ROSS‐base si svilupperà secondo i seguenti indirizzi:

riallineamento degli incentivi all'efficienza, con estensione all'efficienza totale e non solo dei costi operativi;
introduzione di tassi di capitalizzazione fissati dal regolatore;
meccanismi di monitoraggio dei ritorni sul capitale investito regolatorio;

Il primo documento di consultazione è previsto entro la fine del 2021, e la conclusione del procedimento di definizione dei criteri generali per la determinazione del costo riconosciuto da applicare a tutti i servizi infrastrutturali dei settori elettrico e gas entro la fine del 2022.

PERSONALE

Al 30 giugno 2021 risultano in forza al Gruppo Iren 8.837 dipendenti, in aumento rispetto agli 8.680 dipendenti al 31 dicembre 2020, come risulta dalla seguente tabella, suddivisa per Holding e società di primo livello e relative controllate.

Società	Organico al 30.06.2021	Organico al 31.12.2020
Iren S.p.A.	1.063	1.063
IRETI e controllate	2.161	2.154
Iren Ambiente e controllate	4.171	4.065
Iren Energia e controllate	901	874
Iren Mercato e controllate	541	524
Totale	8.837	8.680

Le principali variazioni dell'organico rispetto al 31 dicembre 2020 sono riconducibili:

all'acquisizione, a marzo 2021, da parte di Iren Ambiente, della società Futura S.p.A. per complessive 28 risorse;
alla società San Germano, in conseguenza dell'avvio/conclusione di servizi svolti in appalto, anche a carattere stagionale;
alla prosecuzione del piano di ricambio generazionale, con un consistente numero di assunzioni dal mercato del lavoro.

RICERCA E SVILUPPO

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

Il Piano Industriale al 2025 ha confermato il ruolo dell'innovazione nella Vision del Gruppo IREN come cardine dello sviluppo di tutti i settori in cui opera, con l'obiettivo di rendere IREN un esempio di eccellenza e innovazione nel settore delle multiutility. In particolare, il Piano Industriale ha delineato un forte programma di sviluppo a supporto dell'economia circolare che coinvolge tutti i settori multi‐utility, secondo il concetto di "multicircularity" che contraddistingue la filosofia e l'approccio del Gruppo. Infatti, particolare attenzione è dedicata a settori e trend considerati strategici nei prossimi anni e con ricadute trasversali sulle diverse BU. In quest'ottica le principali attività di innovazione in corso all'interno del Gruppo sono volte alla ricerca, dimostrazione e adozione di tecnologie e processi a supporto dello sviluppo sostenibile dei business di riferimento.

Le principali linee di ricerca, sviluppo ed innovazione sulle quali il Gruppo IREN sta investendo riguardano:

efficienza declinata su più livelli e asset (utenze, edifici, agglomerati urbani, sistemi di illuminazione pubblica, asset energetici del Gruppo, reti);
nuovi sistemi per il recupero dei cascami energetici e incremento dell'efficienza degli impianti;
soluzioni per la produzione di idrogeno rinnovabile e per la produzione di metano di sintesi o altre commodities abbinata alla cattura dell'anidride carbonica;
utilizzo dell'idrogeno rinnovabile come vettore energetico a zero emissioni;
sistemi di accumulo termico, elettrico e ibrido (Power‐to‐X);
modelli di business e analisi di piattaforme per l'implementazione di Comunità Energetiche;
gestione ottimizzata e digitalizzazione nella raccolta rifiuti;
processi finalizzati a massimizzare il recupero energetico e di materia da differenti frazioni di rifiuti, differenziati e non;
automazione e robotica negli impianti di trattamento rifiuti, a supporto del personale operativo;
Internet of Things ("IoT"), domotica e strumenti ICT di "data intelligence";
gestione ottimizzata del ciclo idrico integrato (distrettualizzazione, individuazione e riduzione delle perdite di rete, efficientamento energetico e di processo nella filiera di depurazione) e strumenti a supporto della sensoristica in campo;
rilevazione e rimozione di agenti patogeni presenti in campioni di acque;
sistemi per la riduzione quantitativa ed il recupero di materia e/o energia da fanghi derivanti da processi di trattamento delle acque reflue;
soluzioni innovative connesse alla mobilità elettrica e, più in generale, all'elettrificazione dei consumi;
potenziamento della resilienza delle reti e limitazione di perdite e disservizi;
sistemi di "smart safety" per l'assistenza del personale o la segnalazione di situazioni di potenziale rischio;
sistemi di ricarica dei veicoli elettrici smart e bidirezionali (V1G, V2G) al fine di bilanciare la rete o i consumi;
sfruttamento delle potenzialità offerte dalle nuove soluzioni di telecomunicazioni, come le reti Low Power Wide Area (es. LoRa) o il 5G e le sue applicazioni in ottica di computazione distribuita (es. edge computing, 6G);
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.

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. Nel primo semestre del 2021 sono proseguite le attività tecniche relative sia ai diversi progetti cofinanziati del Gruppo, sia allo sviluppo di progetti tecnologici interni, anche in partnership con aziende e startup innovative, 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.

"IREN UP", innovativo programma di Corporate Venture Capital con l'obiettivo di affiancare le startup Italiane a più alto potenziale nel settore cleantech, si è ulteriormente strutturato nel corso del 2021. Il programma mette a disposizione un inedito pacchetto di servizi personalizzato che include sperimentazione, supporto tecnico, consulenza legale, test di mercato, accordi commerciali e industriali. Nel primo semestre del 2021, IREN UP ha proseguito l'attività di gestione del portafoglio, impostando le operazioni di follow up degli investimenti già in essere: la maggior parte degli accordi infatti prevede milestones e tranches da sbloccare in caso di raggiungimento di obiettivi tecnici ed economici.

Inoltre, è proseguita l'attività di scouting e partecipazione ad eventi dell'ecosistema innovazione, che hanno permesso l'individuazione di nuovi target di investimento. Anche nel primo semestre del 2021 si è assistito a un numero ridotto di eventi pubblici di open innovation per via dell'emergenza Covid‐19, che ha limitato la possibilità di interazione con l'ecosistema dell'innovazione mediante strumenti tradizionali. Nonostante tale difficoltà, IREN ha potuto supportare l'Hackaton Circular Cities realizzato in collaborazione con l'organizzazione no‐profit Tondo, promuovendo una challenge incentrata su nuovi modelli di business connessi alle comunità energetiche dei cittadini.

PROGETTI DI RICERCA FINANZIATI, CONCLUSI ED IN CORSO

Anche nel primo semestre 2021 IREN ha contribuito alla realizzazione di importanti progetti di innovazione cofinanziati con fondi pubblici per la ricerca. A tale proposito, si riportano nel seguito i principali progetti in corso, per un valore complessivo a carico del Gruppo IREN pari a circa 8,2 milioni di euro, di cui circa la metà oggetto di finanziamento. Relativamente a tali importi, la spesa sostenuta nei primi sei mesi del 2021 è stata pari a circa 1.243.000 euro, di cui circa 740.000 euro coperti da finanziamento. Di seguito i progetti in corso nel primo semestre del 2021:

Recupero di materia da RAEE R1/R2 (Bando Ministero dell'Ambiente)

Il progetto ha come obiettivo principale lo sviluppo di tecnologie ad elevata replicabilità e rapidamente trasferibili al mondo industriale, finalizzate all'ottimizzazione della gestione dei rifiuti da apparecchiature elettriche ed elettroniche (RAEE) ed in particolare il recupero del poliuretano dai frigoriferi (RAEE R1) come materia prima secondaria e l'ottimizzazione della separazione del cemento dalla carcassa delle lavatrici (RAEE R2). Nel corso dei primi sei mesi del 2021, Iren Ambiente ed AMIAT, partner del progetto, hanno portato a conclusione l'analisi di fattibilità tecnico‐economica per l'implementazione di una linea di raffinazione del poliuretano prodotto dal trattamento di RAEE R1; sono inoltre stati eseguiti presso l'impianto AMIAT Trattamento Beni Durevoli (TBD) alcuni test di un prototipo per il taglio semi‐ automatizzato delle carcasse delle lavatrici. Il progetto terminerà nel mese di agosto 2021.

SATURNO (Bando Piattaforma Tecnologica Bioeconomia – Regione Piemonte)

Il progetto prevede di validare, su piattaforma industriale, la conversione della frazione organica dei rifiuti e della CO2 di scarico dagli autoveicoli e da produzioni industriali in biocarburanti e biochemicals. Nello specifico, il progetto prevede di valorizzare la frazione organica dei rifiuti di origine urbana, normalmente convertita in energia termica, elettrica, bio‐metano e compost, attraverso l'estrazione di sostanze ad alto valore aggiunto come idrogeno, acidi carbossilici, biofertilizzanti e biostimolanti.

IREN è coinvolta nel progetto insieme alla collegata GAIA, presso la quale, nei primi mesi del 2021, è stato testato un selettore ottico per la separazione delle diverse frazioni di plastiche presenti nel sovvallo della FORSU (Frazione Organica dei Rifiuti Solidi Urbani); IREN è inoltre coinvolta nello sviluppo del Business Plan della bioraffineria integrata SATURNO, testata e validata nel corso del progetto.

Nel corso dei primi sei mesi del 2021, IREN ha proseguito le attività di raccolta ed elaborazione dei dati sperimentali al fine di impostare lo sviluppo del Business Plan. Oltre ai test in campo del selettore ottico sono inoltre state avviate le attività sperimentali inerenti al trattamento e valorizzazione delle bio‐plastiche nell'ambito dei tradizionali processi di digestione anaerobica/compostaggio.

OnlyPlastic (RFCS – 2019)

Il progetto OnlyPlastic, si pone l'obiettivo di sostituire le fonti di carbonio fossile (carbone, coke, coke di petrolio) nei forni ad arco elettrico dell'acciaieria Feralpi di Lonato (BS) con polimeri densificati derivanti da residui del trattamento di rifiuti plastici. Per raggiungere un utilizzo ottimale di granulo SRA (agente riducente secondario) nell'acciaieria di Feralpi è prevista la realizzazione di un prototipo per trasporto, movimentazione e caricamento del granulo oltre alla progettazione di un nuovo sistema di iniezione rispondente alle caratteristiche dello SRA, ottenuto in conformità alle specifiche della norma UNI 10667‐ 17.

All'interno del progetto, il ruolo di IREN, tramite I.BLU, si configura nell'ambito della produzione di materiale plastico densificato da utilizzarsi come agente riducente/schiumogeno alternativo alle fonti fossili nei processi di produzione dell'acciaio. I.BLU fornirà sia un prodotto derivante dai residui della plastica post‐ consumo destinato all'iniezione, sia uno concepito per il caricamento in cesta.

Avviato nel mese di settembre 2020, il progetto ha visto nei primi mesi la partecipazione di I.BLU alle attività di caratterizzazione ed ottimizzazione del prodotto per l'utilizzo in acciaieria.

PolynSPIRE (Horizon 2020)

Il progetto PolynSPIRE si pone l'obiettivo di dimostrare una gamma di soluzioni sostenibili, innovative ed economicamente vantaggiose, per la valorizzazione energetica e di materia dei materiali plastici post‐ consumo e derivanti da scarti industriali. Vengono considerati tre macrosettori di innovazione: 1) riciclo chimico assistito dall'utilizzo di microonde e catalizzatori magnetici; 2) additivazione avanzata e irraggiamento di polimeri con radiazioni ad alta energia per promuovere un riciclo plastico di alta qualità; 3) valorizzazione dei rifiuti plastici come fonte di carbonio nell'industria siderurgica. Nello specifico, IREN partecipa al progetto attraverso la controllata I.BLU con un contributo sulla terza linea di ricerca. Su questo tema, sono state portate a termine le attività inerenti all'ottimizzazione della formulazione e del processo produttivo del granulo I.BLU e sono stati avviati i test industriali in acciaieria.

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.

IREN è coinvolta nel progetto in qualità di gestore di reti di teleriscaldamento e ha fornito dati operativi di produzione elettrica e termica degli impianti di Torino e della domanda di rete del teleriscaldamento come input del modello del sistema CHEST. Nel primo semestre 2021, IREN ha effettuato un'attività di scouting di altri progetti europei a basso Technology Readiness Level riguardanti temi e tecnologie simili (Power‐to‐ X‐to‐Power) ed ha avviato lo sviluppo dei modelli di business per la valutazione della fattibilità tecno‐ economica del sistema CHEST in diversi campi applicativi.

Energy Shield (Horizon 2020)

Il progetto intende sviluppare una piattaforma integrata di sicurezza informatica, utilizzabile da tutti gli attori della filiera energetica (gestori della rete di trasmissione, distributori, aggregatori, produttori) per prevenire futuri attacchi ed imparare come difendersi analizzando attacchi passati.

IREN partecipa in qualità di distributore (tramite IRETI) supportando i partner nella definizione degli strumenti di cyber security specifici, predisponendo una verifica di fattibilità (sulla carta) ed eventualmente un test in campo "offline" applicato a uno o più sottosistemi della rete (telecontrollo, SCADA, smart meters, reti TLC a supporto etc.). Nel corso dei primi mesi del 2021, sono stati effettuati i test delle funzionalità del "security culture framework and tool" sia revisionando e traducendo in italiano i questionari da sottoporre ai dipendenti del gruppo, sia partecipando ad un primo ciclo di sperimentazione degli stessi (tramite il coinvolgimento di un pool ristretto di utilizzatori finali).

IREN e IRETI hanno interagito con i partner/technology provider per lo sviluppo dei differenti software che comporranno la piattaforma integrata. In particolare, nella cabina elettrica del Martinetto si monitoreranno i parametri significativi (tensioni, correnti, stati degli interruttori) per permettere il testing (online e offline) di soluzioni per l'innalzamento degli standard di cybersecurity nella rete. Iren ha definito con il partner industriale Siga le caratteristiche dell'infrastruttura di monitoraggio e si è approvvigionata dei componenti necessari a tale attività che verranno assemblati nell'estate 2021.

ENERGYNIUS (POR‐FESR 2014‐2020 Emilia‐Romagna)

Il progetto ENERGYNIUS (acronimo di Energy Networks Integration for Urban Systems) intende delineare modelli di sviluppo che mettano le Energy Communities e i Distretti Energetici nelle condizioni di effettuare scambi bidirezionali con le reti energetiche, offrendo quindi energia e servizi al sistema regionale/nazionale. Saranno inoltre sviluppati strumenti software basati su algoritmi di gestione ottimizzata, modelli di simulazione real‐time e diagnostica dei distretti energetici per identificare le migliori soluzioni tecnologiche e di controllo dei sistemi di produzione, accumulo e distribuzione dell'energia. Alcuni degli algoritmi sviluppati verranno integrati in un dispositivo hardware per il controllo degli impianti energetici. Strumenti software e hardware saranno validati sia in ambiente simulato sia in ambiente reale su almeno tre casi studio. IREN partecipa al progetto come partner esterno, fornendo il proprio punto di vista sullo sviluppo dei tool di progetto ed eventualmente con test sul campo.

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) ed in grado di garantire alti livelli di affidabilità e sicurezza oltre ad una riduzione delle emissioni rispetto ai gruppi elettrogeni tradizionali.

Il gruppo IREN, in qualità di terza parte di Environment Park, testerà uno skid ad idrogeno, attualmente testato presso la sede di Friem a Segrate (Milano), per la produzione di energia elettrica durante eventi/fiere (modalità gruppo di continuità/generatore mobile).

INCIT‐EV (Horizon 2020)

L'obiettivo del progetto INCIT‐EV è quello di sviluppare e sperimentare sul campo un set di infrastrutture di ricarica per veicoli elettrici, tecnologie hardware e software e modelli di business per promuovere l'adozione su larga scala della mobilità elettrica.

IREN e IRETI avranno un ruolo centrale nello sviluppo del progetto Pilota che intende testare un sistema di colonnine DC (a ricarica sia lenta sia veloce), direttamente collegate alla cabina di alimentazione in corrente continua dei tram presso il parcheggio di interscambio Caio Mario a Torino. Nel primo semestre 2021, IREN ha partecipato alla definizione dell'infrastruttura HW/SW, del layout e dei requisiti di connettività/comunicazione del Pilota (cabina di conversione e colonnine) e ha coordinato i partner coinvolti nella definizione delle specifiche per la realizzazione dello stesso.

PLANET (Horizon 2020)

Il progetto Planet si è concluso a febbraio 2021. Il consorzio ha perseguito l'obiettivo di sviluppare tecnologie e analizzare i vincoli regolatori per lo sfruttamento sinergico delle reti di distribuzione (elettriche, gas e termiche). Durante il progetto sono state modellizzate tecnologie di accumulo e conversione, simulati sistemi intelligenti di gestione automatizzata multi‐grid, creati nuovi business model, testati sistemi di conversione di energia in un pilota fisico.

Nello specifico, IREN ha progettato e installato un sistema pilota a pompa di calore gestibile da remoto, ad integrazione dell'impianto di riscaldamento e raffrescamento presso un edificio in propria gestione a Torino. Il fine della sperimentazione è stato validare in campo la gestione congiunta di vettori energetici per l'attivazione di strategie di flessibilità della domanda nell'ottica di fornire servizi ancillari alla rete elettrica. La pompa di calore è stata testata nella stagione termica invernale per bilanciare squilibri dei carichi o partecipare ai mercati elettrici ancillari, ottimizzando al tempo stesso il fabbisogno energetico dell'edificio e le misure di flessibilità richieste dalla rete elettrica.

PUMP‐HEAT (Horizon 2020)

Il progetto ha l'obiettivo di aumentare la flessibilità e l'efficienza degli impianti convenzionali a fonte fossile, in particolare degli impianti a ciclo combinato, al fine di soddisfare le sempre maggiori esigenze della rete per compensare le fluttuazioni di offerta derivanti dalle fonti rinnovabili. Il progetto studia l'abbinamento di pompe di calore ad impianti a ciclo combinato cogenerativi e cicli combinati convenzionali; è inoltre analizzato l'abbinamento con sistemi per lo stoccaggio di calore e freddo. In particolare, nella prima metà del 2021, sono state completate le attività di integrazione dell'impianto pilota con uno dei due cicli combinati della Centrale Termoelettrica di Moncalieri (TO), con l'obiettivo di testare le tecnologie studiate e sviluppate nel corso del progetto.

5G‐Solutions (Horizon 2020)

L'obiettivo del progetto 5G‐Solutions è quello di sperimentare, in differenti test di campo, funzionalità, potenzialità e limiti della rete 5G, con particolare attenzione alla valutazione degli indicatori di performance definiti dagli enti di standardizzazione preposti.

IREN partecipa alle attività della verticale "Smart Energy" valutando i benefici relativi all'integrazione e allo sfruttamento della rete 5G ‐ nelle sue caratteristiche principali di velocità, limitata latenza, alta affidabilità e opportunità di computazione distribuita ‐ nei casi d'uso del Demand Side Management, tramite la regolazione intelligente di sistemi di HVAC e carichi elettrici di edifici residenziali, e dello Smart Charging di veicoli elettrici. Per il caso studio sul Demand Side Management, in sinergia con il pilota del progetto PLANET, le sperimentazioni si sono concentrate su un edificio del Comune di Torino equipaggiato con una pompa di calore prototipale. È stata inoltre definita e sviluppata in versione Beta l'infrastruttura software per il controllo e monitoraggio dei casi studio. Infine, è stato sviluppato un primo prototipo dell'hardware che controllerà da remoto la pompa di calore, sono stati integrati i sensori e gli attuatori necessari all'ottimizzazione dei consumi e sono stati eseguiti i test di connettività 5G sulla partizione sperimentale della rete TIM, partner di progetto. Per il caso studio sullo Smart Charging, le sperimentazioni saranno portate avanti presso la sede Martinetto del Gruppo dove verranno integrate le infrastrutture di ricarica già presenti.

Evolution2G (EMEurope Call 2016)

Il progetto "eVolution2G" si è concluso a gennaio 2021. Il progetto ha approfondito e testato sul campo il concetto di Vehicle to Grid (V2G), ovvero un sistema in cui i veicoli elettrici hanno un ruolo attivo di bilanciamento sulle reti elettriche o sui consumi di un'utenza. Le innovazioni principali che il progetto ha portato avanti si sono basate su:

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, a livello sia domestico sia pubblico/urbano.

Nello specifico, IREN si è dotata di due colonnine prototipali bidirezionali in DC ed ha eseguito numerosi test sperimentali relativi a diversi scenari di utilizzo V2G (i.e. carica del veicolo, alimentazione di un'abitazione stand‐alone, utilizzo della batteria delle auto per alimentare la rete). Il progetto ha rappresentato una delle prime applicazioni pratiche a livello europeo delle tecnologie per il V2G.

WaterTech (MIUR)

Il progetto nasce dalla fusione delle 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.

Nel 2021 sono proseguite le attività di ricerca sugli impianti acquedottistici e reflui annoverati nel capitolato tecnico di progetto svolte da personale interno e da ricercatori esterni in collaborazione con le università di Bologna e Palermo.

MARILIA ‐ MARA‐BASED INDUSTRIAL LOW‐COST IDENTIFICATION ASSAYS (Horizon 2020)

Il progetto MARILIA, iniziato a settembre 2020, si pone come obiettivo quello di sviluppare, da Technology Readiness Level 2/3 a 5, un nuovo test speditivo a basso costo ed elevata sensibilità per la rilevazione di agenti patogeni presenti in campioni di acque, ma potenzialmente applicabile anche in altri settori quali alimentare, sanità, agricoltura. L'obiettivo è quello di validare il test a livello di laboratorio, sviluppato per l'identificazione di un set di batteri (da indentificare anche con il contributo di IREN), ponendo le basi per un successivo deployment in campo ed introducendo un significativo efficientamento in termini di rapidità e costi rispetto alle attuali prassi analitiche. Durante il primo semestre del 2021, IREN ha condiviso con il partenariato le attività di clustering e di monitoraggio delle attività di standardizzazione. Più in dettaglio, IREN ha partecipato ai gruppi di lavoro afferenti alla piattaforma tecnologica Water Europe sui temi Water & ICT e Smart Sensors nonché quelli costituiti in ambito CEN/TC 230 WG4 finalizzati alla definizione di linee guida per l'installazione e la gestione di sensoristica on line.

PRELUDE (Horizon 2020)

Il progetto Prelude è stato avviato a dicembre 2020 con l'obiettivo di testare su diversi edifici pilota in Europa soluzioni per la conduzione innovativa degli impianti, anche massimizzando le opportunità di free‐ running, autoconsumo e integrazione di fonti rinnovabili. Dal punto di vista tecnologico, PRELUDE intende integrare molteplici modelli fisici e matematici sviluppati dai partner, basi dati dei diversi piloti e sistemi di monitoraggio e controllo degli asset dei casi studio in un'unica piattaforma/middleware modulare che si basa su FusiX, infrastruttura di metadati e DSS (Decision Support System) sviluppata dal partner EMTECH in precedenti progetti EU.

IREN e IREN Smart Solutions partecipano al progetto come coordinatori delle attività sperimentali in campo sul pilota italiano che vedrà installati in alcuni appartamenti e a livello condominiale differenti livelli di sensorizzazione, attuazione e feedback diretto sugli abitanti. Nei primi mesi del progetto, è stato individuato a Torino l'edificio per le sperimentazioni e sono state definite le caratteristiche dei sensori e degli attuatori che verranno installati sul pilota, anche a valle di alcuni test di integrazione sul campo.

RES‐DHC (Horizon 2020)

L'obiettivo del progetto, aggiudicato anch'esso nel 2020, è creare strumenti di supporto a Regolatori e stakeholders per l'incremento delle fonti rinnovabili nei sistemi di teleriscaldamento e teleraffrescamento. Strumenti programmatici e di valutazione tecnico‐economica, azioni di miglioramento delle politiche e dei quadri regolatori e mezzi di disseminazione e comunicazione innovativi verranno testati in sei aree‐pilota europee con l'obiettivo di validarne i benefici e predisporre un set di strumenti a beneficio di futuri progetti in ambito energia.

IREN e IREN Energia partecipano a RES‐DHC per testare i tool e le competenze dei partner su studi/progetti di rinnovo di reti TLR esistenti o nuovi progetti di espansione, con l'obiettivo primario di migliorare le modalità di programmazione, comunicazione e accettazione di progetti innovativi di teleriscaldamento 4.0 del Gruppo. Nel primo semestre 2021, è stata prodotta un'analisi preliminare tipo SWOT sul teleriscaldamento in Italia e sul suo retrofitting con FER‐E/T. È stato inoltre avviato lo stakeholder group italiano che coinvolge 12 diversi portatori di interesse sul tema, con l'obiettivo di condividere analisi e buone pratiche e ricevere suggerimenti per agevolare l'integrazione di fonti rinnovabili nelle reti TLR.

BESTSAFE4IREN (Bando PRIA4.0 ‐ Competence center CIM4.0)

Il progetto ha l'obiettivo di aumentare i livelli di ridondanza, sicurezza e interoperabilità degli apparati per la Safety dei lavoratori, integrandoli con un'infrastruttura wireless LoRaWAN e un brevetto DLT di nuova generazione in grado di certificare su reti blockchain, in modo standardizzato e anonimizzato, i dati dai sensori di campo con l'obiettivo di garantire l'opportuno livello di neutralità necessario per uso operativo, normativo, assicurativo e legale. Il progetto, avviato a fine 2020, svilupperà una soluzione che verrà testata su una porzione dell'impianto di termovalorizzazione TRM e su una porzione di collina della Città di Torino dove gli operatori IREN si occupano della raccolta rifiuti. Nei primi sei mesi del 2021 sono stati definiti nel dettaglio i casi studio, sono stati condotti i test in campo di verifica della connettività LoRaWAN e sono stati sviluppati i prototipi dei sistemi hardware che verranno installati sui veicoli oggetto di test.

ALTRE ATTIVITA' DI INNOVAZIONE

Nel primo semestre 2021, oltre ai progetti cofinanziati, IREN ha portato avanti circa 40 iniziative e progetti autofinanziati, che hanno visto impegnate risorse interne ed esterne all'azienda. In particolare, per quanto riguarda le collaborazioni esterne, IREN ha attivato molteplici contratti di ricerca con università italiane ed enti di ricerca che hanno riguardato aspetti quali la progettazione e la sperimentazione di soluzioni impiantistiche innovative a supporto dei business IREN, la realizzazione di modelli e l'individuazione di nuovi processi e servizi.

Si riportano di seguito alcuni progetti autofinanziati significativi:

Idrico

Nel corso del primo semestre sono continuate le attività di ricerca per l'ottimizzazione delle reti acquedottistiche.

In particolare, IREN ha avviato collaborazioni finalizzate a testare l'utilizzo di sonde specifiche per rilevare la presenza di acqua nelle biomasse mediante misura dei raggi cosmici in ambito sia acquedottistico, per la prelocalizzazione delle perdite idriche, sia idroelettrico, per la stima idrica dei manti nevosi.

Inoltre, IREN ha potuto beneficiare dei risultati di un importante progetto di ricerca finalizzato a migliorare gli indicatori di qualità tecnica di ARERA nel settore del ciclo idrico integrato, con il fine di rispondere alle esigenze di competitività ed efficienza richieste dalla nuova Regolazione della Qualità Tecnica del Servizio Idrico Integrato e supportando l'adozione dell'innovazione nella programmazione degli Investimenti. Ciò ha permesso di individuare nuclei tecnologici di cui effettuare proof of concepts e studi di fattibilità. Durante il primo semestre dell'anno, sono stati avviati due progetti finalizzati a definire lo stato dell'arte dei nuclei tecnologici da utilizzare per la disinfezione delle acque potabili nonché per l'ottimizzazione del consumo energetico di impianti e reti di distribuzione di acqua potabile.

In ambito idrico, successivamente al deposito brevettuale del nucleo tecnologico che ha dimostrato la fattibilità della tecnica della telemetria acustica, IREN ha svolto nel 2021, in collaborazione con il Politecnico di Torino, la progettazione dei componenti del sistema con modem acustici sperimentandole su porzioni di rete realizzate in laboratorio (bed test) e sul campo. Durante il primo semestre del 2021, sulla base della progettazione esecutiva effettuata, sono stati realizzati quattro prototipi e sono state definite le modalità di test nel sito pilota allestito presso la sede IREN di Via Nubi di Magellano.

Sono poi proseguite le attività connesse alla ricerca di nuove tecnologie da applicare ai processi depurativi finalizzati all'ottimizzazione della gestione ed al recupero di materia ed energia dalla filiera. Relativamente alla gestione ottimizzata, nei primi mesi del 2021, l'attività di scouting si è focalizzata su tecnologie per l'efficientamento energetico ed il monitoraggio on‐line di processo, per i quali sono previsti dei test in campo nella seconda metà dell'anno.

In ambito riduzione fanghi e recupero di materia ed energia sono proseguite le attività di collaborazione con startup ed enti di ricerca, con l'obiettivo di valutare rese ed applicabilità di processi innovativi come idrolisi, gassificazione o processi bio‐tecnologici per l'estrazione di composti ad elevato valore, come i biopolimeri.

Per quanto riguarda la gassificazione, è stato sviluppato un approfondito studio per valutare fattibilità e modalità di applicazione del processo alla linea fanghi degli impianti di depurazione del Gruppo.

È inoltre proseguita l'attività di ricerca di cui all'accordo di collaborazione tra Hera, IREN, SMAT e A2A. Nel corso dell'anno, infatti, IREN ha continuato a mettere a fattor comune le proprie esperienze e conoscenze mediante sviluppi congiunti di progetti innovativi, con ricadute a beneficio delle stesse Aziende, con l'obiettivo di sviluppare la ricerca applicata, l'innovazione e lo sviluppo tecnologico nell'ambito della gestione del servizio idrico. In particolare, durante il primo semestre dell'anno sono proseguiti i progetti dedicati (i) alla sensoristica per on‐line monitoring dedicato all'early warning; (ii) al recupero di sostanze utili alla produzione di bioplastiche dal ciclo di depurazione delle acque reflue urbane; (iii) alla gestione della presenza della legionella nelle reti idriche confrontando metodiche analitiche differenti; (iv) al monitoraggio di cloriti e clorati individuando interventi infrastrutturali e tecnologici, attività di controllo e mitigazione, e comportamenti nel campo della trasparenza e della comunicazione, in vista dell'entrata in vigore di nuovi limiti previsti dalla revisione della Direttiva Europea Acque Potabili per i due sottoprodotti della disinfezione (DBPs) clorito e clorato.

Progetti inseriti nel programma di ricerca di Fondazione AMGA

Durante il primo semestre dell'anno, IREN ha continuato la collaborazione nell'ambito dei progetti di ricerca finanziati da Fondazione AMGA riferiti a tematiche economico‐regolatorie e ad aspetti tecnico‐scientifici connessi alle risorse idriche, energetiche e ambientali. Tra i progetti terminati durante il primo semestre dell'anno si annoverano le ricerche su:

MYRAEE ‐ MYco Recupero di Apparecchiature Elettriche ed Elettroniche;
nano‐catalizzatori a base di ossidi di manganese per la produzione sostenibile di energia (Mn4Energy);
valutazione comparativa dei processi di pulizia ed upgrading del biogas;
mercati in cerca di regolamentazione: gare per le concessioni di distribuzione del gas;
metodi di gestione ottimale dei sistemi di drenaggio urbano basati sul monitoraggio innovativo delle precipitazioni mediante tecnologia IoT low‐power wide‐area network;
performance economica, ambientale e organizzativa del settore idrico italiano;
riuso dei reflui depurati: analisi dell'impatto igienico‐sanitario;
regolazione dei servizi idrici e ambientali: analisi dei fattori che determinano i costi operativi e di capitale e possibili riflessi sui modelli di riconoscimento dei costi in tariffa;
proposte di intervento per la rimozione degli inquinanti emergenti e microinquinanti negli impianti di trattamento delle acque: processi convenzionali ed innovativi;
linee guida nazionali per la sostenibilità degli enti del terzo settore (ETS) con particolare riferimento all'energia e all'acqua;
l'economia comportamentale incontra il mercato dell'energia;
analisi costi benefici in ambito energy (riferimento a no‐dig);
caratteristiche di costo ed economie di scala nel settore dei servizi ambientali.

Tra i progetti ancora in corso si annoverano:

applicabilità del Landfill Mining alle vecchie discariche in Italia;
applicazione di WSP al servizio idrico: aspetti metodologici e divulgativi per i portatori di interesse coinvolti;
indicatori di resilienza nei sistemi di distribuzione idrica rispetto a cambiamenti climatici e socioeconomici.

Durante il primo semestre dell'anno, sono stati individuati ulteriori progetti di ricerca nell'ambito del bando di ricerca Project 4.0 che la Fondazione ha lanciato lo scorso anno. Tra i progetti individuati, finanziati e contrattualizzati nel primo semestre del 2021, si sottolineano:

valutazione del rischio residuo nell'effluente e nei fanghi di depurazione per la presenza dei microinquinanti emergenti ed individuazione delle migliori tecnologie da adottare per ridurre il rischio a valori accettabili;
qualità delle acque ed esposoma: focus sui contaminanti emergenti derivanti da acque reflue;
gestione integrata degli asset in un contesto di rischio geo‐idrologico e di cambiamenti climatici;
valutazione della presenza di indicatori virali nei fanghi derivanti sia dalla depurazione delle acque reflue sia dal trattamento del rifiuto organico, attraverso metodi di biologia molecolare e microscopia elettronica;
sviluppo di una tecnologia innovativa per la degradazione di inquinanti emergenti attraverso l'impiego di fotocatalizzatori non convenzionali;
nanostrutture multifunzionali come catalizzatori per la produzione di energia pulita e la simultanea purificazione delle acque (NYMPHEA);
i depuratori come possibili hotspot nella diffusione delle antibiotico‐resistenze;
stabilizzazione di PFAS in percolati da discarica;
analisi dei prezzi al dettaglio sui mercati energetici: evidenza dal portale delle offerte ARERA;
la leva della regolazione tariffaria per stimolare l'engagement e la awareness degli utenti verso comportamenti che favoriscano la prevenzione, il riuso e il riciclo dei rifiuti.

Ambiente

Nel corso del primo semestre 2021, sono proseguite le attività di ricerca riguardanti lo scouting e l'analisi quanti‐qualitative delle prestazioni energetiche ed ambientali di processi e tecnologie per la cattura e la conversione in prodotti ad alto valore aggiunto della CO₂ prodotta da diverse tipologie di emissioni. Nello specifico, per quanto riguarda la cattura e l'utilizzo dell'anidride carbonica prodotta da processi di upgrading del biogas, è stato avviato uno studio volto a valutare il potenziale di integrazione di colture algali con processi di digestione anerobica della FORSU (utilizzo nutrienti e CO₂; valorizzazione biomassa).

Sempre nell'ottica di una gestione ottimizzata dalla filiera dei rifiuti organici, è stato portato avanti uno studio riguardante le possibili alternative per la valorizzazione di digestato/compost attraverso l'estrazione e la produzione di prodotti fertilizzati conformi alla nuova normativa Europea.

È inoltre proseguita l'attività di ricerca avviata nel 2020 finalizzata a definire e valutare un modello di correlazione tra la composizione chimica di emissioni gassose (in ambito trattamento rifiuti) e la concentrazione di odore.

Nel corso del 2021, sono proseguite le attività di ricerca riguardanti la valorizzazione delle bottom e fly ashes prodotte dagli impianti di incenerimento del Gruppo. In particolare, le attività svolte, che hanno coinvolto soggetti universitari ed industriali, si sono concentrate sulla valutazione dell'applicabilità industriale dei processi precedentemente studiati a livello di laboratorio.

Riguardo al trattamento dei RAEE, in seguito allo sviluppo di uno studio di fattibilità con annesso test in campo di un sistema robotico basato su visione artificiale per l'automazione del processo di smontaggio degli schermi LCD a fine vita trattati nell'impianto TBD – Trattamento Beni Durevoli di Volpiano (TO), sono state avviate le attività per l'inserimento della linea industriale all'interno dello stesso impianto.

Energia

Innovazione Industria 4.0

IREN continua a portare 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 avanzata e predittiva. L'analisi si è focalizzata su verticali specifiche, ossia la digitalizzazione delle infrastrutture (big data and analytics) e l'efficientamento dei processi (advanced robotics, realtà virtuale e aumentata, sicurezza operatore), concentrandosi sui settori termoelettrico, idroelettrico e teleriscaldamento.

Nel primo semestre 2021, nei mesi più freddi, è stata nuovamente utilizzata la tecnica sperimentale di monitoraggio delle reti di teleriscaldamento attraverso volo aereo notturno. Grazie all'impiego di una termocamera ad alta risoluzione, montata su un velivolo, è stato possibile sorvolare la città di Torino e identificare attraverso un software di elaborazione delle immagini termiche le perdite di acqua e calore della rete. Sulla base dei dati acquisiti, è stata avviata un'attività di ricerca per lo sviluppo di modelli di manutenzione avanzata a partire dai dati topologici della rete di Torino e dall'analisi dell'evoluzione temporale delle immagini termiche sopracitate.

Sempre in ambito teleriscaldamento è proseguita l'attività di sperimentazione di una soluzione per il monitoraggio da remoto dei parametri ambientali delle camere valvole della rete, considerate come 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.

Altre innovazioni in ambito energetico

In ambito ricerca, nel primo semestre 2021, IREN ha:

lanciato un progetto per costruire una filiera completa con la produzione di idrogeno da elettrolisi alimentata con energia elettrica da impianti a fonte rinnovabile (Idroelettrico e Waste‐to‐Energy) di proprietà del gruppo Iren ed il suo utilizzo in ambito mobilità nell'area di Torino.

In questo contesto, IREN è anche attiva ai tavoli di enti ed associazioni per la promozione e normazione dello sviluppo dell'idrogeno;

acquistato un elettrolizzatore da 50 kW (ca. 10 Nm3 /h nominali) basato su tecnologia alcalina per la produzione di idrogeno, con il quale effettuare test in ambienti rilevanti e di interesse per l'azienda. I test verranno effettuati in collaborazione con Environment Park;
avviato un'attività di ricerca per lo scouting e l'analisi quanti‐qualitativa delle prestazioni energetiche ed ambientali di processi e tecnologie per la cattura e la conversione in prodotti ad alto valore aggiunto (chemicals, gas, fuels etc.) di CO2 da termovalorizzazione rifiuti;
avviato un progetto per l'analisi degli scenari evolutivi dei consumi termici a causa di variazioni nel tempo di fattori tecnici ed esogeni e dei possibili effetti sulla rete di teleriscaldamento di Torino e sui gruppi di produzione;
proseguito la sperimentazione presso una porzione del parcheggio scoperto della sede Martinetto per il test di sistemi di smart lighting. In tale area sono stati installati corpi illuminanti innovativi di diversi produttori, equipaggiati con sensori in grado di elaborare stimoli esterni (radar, sensori di presenza) e controllabili da remoto tramite una piattaforma capace di integrare al suo interno input provenienti da banche dati differenti. Nell'ambito della stessa sperimentazione, sono state installate anche soluzioni di ricarica dei veicoli elettrici integrate nei pali di illuminazione pubblica e sistemi sensoristici IoT per il monitoraggio della qualità dell'aria;
proseguito una ricerca per stimare gli impatti della mobilità elettrica pubblica e privata sulla rete di distribuzione di energia elettrica di Torino, con l'obiettivo di supportare le decisioni inerenti allo sviluppo della rete;
sviluppato soluzioni a supporto delle Comunità Energetiche rinnovabili e di autoconsumo per le quali la normativa italiana ha recentemente predisposto una serie di incentivi, anticipando parte del recepimento della direttiva europea RED‐II. In quest'ambito, è stato condotto uno studio preliminare con annesso scouting tecnologico sulle tecnologie presenti sul mercato o in fase di sviluppo. In seguito, si è avviato un pilota nella città di Parma per il test delle tecnologie attualmente presenti sul mercato ed è stato sviluppato un software che consente la preventivazione rapida dei costi da sostenere e degli incentivi ottenibili attraverso una Comunità Energetica;
portato a termine il progetto LoRa Castellarano, che ha previsto la realizzazione della rete di connettività IoT basata su protocollo di comunicazione LoRaWAN a copertura del Comune di Castellarano. Il progetto ha testato soluzioni sensoristiche distribuite al servizio della smart city, a partire dagli asset gestiti direttamente da IREN, quali la rete di distribuzione del gas, la rete idrica dell'acqua potabile, la raccolta dei rifiuti, fino ad includere servizi aggiuntivi per la cittadinanza, quali il monitoraggio delle condizioni metereologiche, della qualità dell'aria, dei passaggi di automobili, del rumore, dei parcheggi e delle condizioni di comfort di alcuni stabili di proprietà del Comune. Il progetto pilota si è concluso il 30 giugno 2021.

Corporate Venture Capital – IREN UP

Nel corso della prima metà del 2021, sono state svolte anche numerose attività nell'ambito del programma di Corporate Venture Capital "IREN UP". IREN UP si è concentrata sull'attività di gestione del portafoglio, impostando le operazioni di follow up degli investimenti già in essere.

Nel caso della startup Re Mat, attiva nel riciclo del poliuretano, è stato finalizzato l'ingresso nel capitale e l'erogazione dei primi finanziamenti volti a finanziare l'attività di sviluppo, che si è concretizzato con l'avvio nel semestre del primo impianto di riciclo del poliuretano.

Per quanto riguarda la startup i‐Tes, è stata avviata la sperimentazione del secondo prototipo di accumulo a cambiamento di fase connesso alle sottostazioni del teleriscaldamento ed è stato installato un accumulo presso la Centrale di Moncalieri nell'ambito del progetto H2020 Pump‐Heat.

In merito alla startup Enerbrain, si è conclusa la negoziazione di un importante round di finanziamento per circa 5 milioni di euro ed IREN, tramite IREN Smart Solution, è salita nel mese di luglio al 10% del capitale anche attraverso la conversione di diritti di opzione precedentemente sottoscritti. In merito a Smart Mobility, è proseguita la valutazione delle attività da parte del Liquidatore e sono in corso le ultime operazioni che chiuderanno la società.

IREN UP è stata inoltre coinvolta nel processo di valutazione della startup competition Start Cup Emilia‐ Romagna, dove verrà assegnato un premio speciale in capo a IREN per la categoria Cleantech. Come tutti gli anni, è stato presentato il report pubblico sugli Incubatori Italiani sponsorizzato da IREN UP, che quest'anno ha partecipato anche all'advisory board contribuendo alla definizione dello studio.

La ricerca ed analisi delle startup a livello nazionale nel corso dei primi sei mesi del 2021 ha prodotto contatti con più di 100 startup, di cui per circa una decina si è in una fase avanzata di approfondimento dei dossier. Tra le molte attività di analisi e collaborazione con le società innovative, sono da segnalare i diversi test su materiali innovativi in ambito bioplastiche e plastiche riciclabili, oltre a studi di fattibilità per lo smaltimento di fanghi e l'introduzione di contenuti relativi alla sostenibilità sull'app B2C dedicata ai clienti IREN.

Tramite una collaborazione con Intesa San Paolo Innovation Center si è infine perseguito uno scouting di start‐up attive nell'ambito V2G e si è partecipato alle attività dello Smart Mobility Corporate Club, un gruppo inter‐aziendale che raggruppa Intesa San Paolo, Stellantis, Iren e Cisco.

Bilancio Semestrale Abbreviato Consolidato e Note Illustrative

al 30 giugno 2021

PROSPETTO DELLA SITUAZIONE PATRIMONIALE ‐ FINANZIARIA

				migliaia di euro
	Note	30.06.2021	di cui parti correlate	31.12.2020 Rideterminato	di cui parti correlate
ATTIVITA'
Attività materiali	(1)	3.865.809		3.833.443
Investimenti immobiliari	(2)	2.490		2.764
Attività immateriali a vita definita	(3)	2.362.091		2.355.140
Avviamento	(4)	214.054		213.502

Partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto	(5)	174.321		173.513

Altre partecipazioni	(6)	5.719		4.020
Crediti commerciali non correnti	(7)	98.279	17.746	115.113	32.717
Attività finanziarie non correnti	(8)	201.110	132.221	166.522	127.680
Altre attività non correnti	(9)	76.905	6.945	66.670	6.944
Attività per imposte anticipate	(10)	379.154		369.375
Totale attività non correnti		7.379.932	156.912	7.300.062	167.341
Rimanenze	(11)	83.981		66.606
Crediti commerciali	(12)	790.544	117.044	875.661	100.185
Crediti per imposte correnti	(13)	4.527		9.622
Crediti vari e altre attività correnti	(14)	296.779	838	317.082	13
Attività finanziarie correnti	(15)	140.732	8.286	95.356	9.951
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	(16)	720.962		890.169
Totale attività correnti		2.037.525	126.168	2.254.496	110.149
Attività destinate ad essere cedute	(17)	1.144		1.285
TOTALE ATTIVITA'		9.418.601	283.080	9.555.843	277.490

					migliaia di euro
	Note 30.06.2021	di cui parti	31.12.2020	di cui parti
		correlate	Rideterminato	correlate
PATRIMONIO NETTO
Patrimonio netto attribuibile agli azionisti
Capitale sociale		1.300.931		1.300.931
Riserve e Utili (Perdite) a nuovo		988.442		855.061
Risultato netto del periodo		193.238		235.345
Totale patrimonio netto attribuibile agli azionisti		2.482.611		2.391.337
Patrimonio netto attribuibile alle minoranze		360.644		372.214
TOTALE PATRIMONIO NETTO	(18)	2.843.255		2.763.551
PASSIVITA'
Passività finanziarie non correnti	(19)	3.747.434	1.868	3.826.378	2.013
Benefici ai dipendenti	(20)	104.947		109.027
Fondi per rischi ed oneri	(21)	407.277		405.456
Passività per imposte differite	(22)	180.901		203.540
Debiti vari e altre passività non correnti	(23)	490.397	150	488.006	138
Totale passività non correnti		4.930.956	2.018	5.032.407	2.151
Passività finanziarie correnti	(24)	273.996	4.604	275.251	4.755
Debiti commerciali	(25)	845.532	21.742	977.906	40.230
Debiti vari e altre passività correnti	(26)	371.432	5	345.447	363
Debiti per imposte correnti	(27)	19.705		5.309
Fondi per rischi ed oneri quota corrente	(28)	133.725		155.972
Totale passività correnti		1.644.390	26.351	1.759.885	45.348
Passività correlate ad attività destinate ad essere cedute	(29)	‐		‐
TOTALE PASSIVITA'		6.575.346	28.369	6.792.292	47.499
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA'		9.418.601	28.369	9.555.843	47.499

PROSPETTO DI CONTO ECONOMICO

	migliaia di euro
	Note	Primo semestre 2021	di cui parti correlate	Primo semestre 2020 rideterminato	di cui parti correlate
Ricavi
Ricavi per beni e servizi	(30)	1.966.711	166.293	1.742.825	162.972
Altri proventi	(31)	38.293	3.459	83.063	2.122
Totale ricavi		2.005.004	169.752	1.825.888	165.094
Costi operativi
Costi materie prime sussidiarie di consumo e merci	(32)	(562.083)	(30.795)	(508.371)	(14.453)
Prestazioni di servizi e godimento beni di terzi	(33)	(663.309)	(21.095)	(606.511)	(11.837)
Oneri diversi di gestione	(34)	(34.879)	(3.058)	(33.652)	(6.246)
Costi per lavori interni capitalizzati	(35)	20.714		17.534
Costo del personale	(36)	(247.971)		(221.584)
Totale costi operativi		(1.487.528)	(54.948)	(1.352.584)	(32.536)
MARGINE OPERATIVO LORDO		517.476		473.304
Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni
Ammortamenti	(37)	(228.507)		(206.508)
Accantonamenti a fondo svalutazione crediti	(38)	(33.662)		(42.523)
Altri accantonamenti e svalutazioni	(38)	(4.198)		7.626
Totale ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni		(266.367)		(241.405)
RISULTATO OPERATIVO		251.109		231.899
Gestione finanziaria	(39)
Proventi finanziari		26.964	1.212	13.777	2.693
Oneri finanziari		(41.603)	(39)	(44.144)	(1)
Totale gestione finanziaria		(14.639)	1.173	(30.367)	2.692
Risultato di partecipazioni contabilizzate con il metodo del patrimonio netto	(40)	6.276		5.143
Rettifica di valore di partecipazioni	(41)	‐		(146)
Risultato prima delle imposte		242.746		206.529
Imposte sul reddito	(42)	(34.238)		(60.927)
‐ di cui non ricorrenti		32.258		‐
Risultato netto delle attività in continuità		208.508		145.602
Risultato netto da attività operative cessate	(43)	‐		‐
Risultato netto del periodo		208.508		145.602
attribuibile a:
‐ Utile (perdita) del periodo attribuibile agli azionisti		193.238		132.674
‐ Utile (perdita) del periodo attribuibile alle minoranze	(44)	15.270		12.928
Utile per azione ordinarie e di risparmio	(45)
‐ base (euro)		0,15		0,10
‐ diluito (euro)		0,15		0,10

PROSPETTO DELLE ALTRE COMPONENTI DI CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO

			migliaia di euro
		Primo semestre 2021	Primo semestre 2020 rideterminato
Utile/(perdita) del periodo ‐ Gruppo e Terzi (A)		208.508	145.602
Altre componenti di conto economico complessivo che saranno successivamente riclassificate a Conto Economico
‐ quota efficace delle variazioni di fair value della copertura di flussi finanziari		33.336	(7.112)
‐ variazioni di fair value delle attività finanziarie		‐	(620)
‐ quota degli altri utili/(perdite) delle imprese valutate con il metodo del patrimonio netto		(331)	‐
Effetto fiscale delle altre componenti di conto economico complessivo		(8.939)	1.681
Totale altre componenti di conto economico complessivo che saranno successivamente riclassificate a Conto Economico, al netto dell'effetto fiscale (B1)	(46)	24.066	(6.051)
Altre componenti di conto economico complessivo che non saranno successivamente riclassificate a Conto Economico
‐ utili (perdite) attuariali piani per dipendenti a benefici definiti (IAS19)		‐	‐
‐ quota degli altri utili/(perdite) delle imprese valutate con il metodo del patrimonio netto relativi ai piani per dipendenti a benefici definiti (IAS 19)		‐	‐
Effetto fiscale delle altre componenti di conto economico complessivo		‐	‐
Totale altre componenti di conto economico complessivo che non saranno successivamente riclassificate a Conto Economico, al netto dell'effetto fiscale (B2)	(46)	‐	‐
Totale Utile/(perdita) complessiva (A)+(B1)+(B2)		232.574	139.551
attribuibile a:
‐ Utile (perdita) del periodo attribuibile agli azionisti		216.692	127.053
‐ Utile (perdita) del periodo attribuibile alle minoranze		15.882	12.498

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DELLE VOCI DI PATRIMONIO NETTO

	Capitale sociale	Riserva sovrap‐ prezzo Emissione azioni	Riserva legale
31/12/2019 Rideterminato	1.300.931	133.019	64.642
Dividendi agli azionisti
Utile non distribuito			12.071
Acquisto azioni proprie
Cambio interessenze
Altri movimenti
Utile complessivo rilevato nel periodo
di cui:
‐ Utile netto del periodo
‐ Altre componenti di Conto Economico complessivo
30/06/2020 Rideterminato	1.300.931	133.019	76.713

31/12/2020 Rideterminato	1.300.931	133.019	76.713
Dividendi agli azionisti
Utile non distribuito			10.503
Acquisto azioni proprie
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
30/06/2021	1.300.931	133.019	87.216

Come previsto dall'IFRS 3, i saldi patrimoniali al 30 giugno 2020 e al 31 dicembre 2021 sono stati rideterminati per tenere conto, alla data di acquisizione, degli effetti derivanti dall'aggiornamento del fair value provvisorio delle attività nette della Divisione Ambiente Unieco e dal completamento, avvenuto al termine dell'esercizio 2020, dell'allocazione del prezzo di acquisizione al fair value definitivo delle attività e passività acquisite (Purchase Price Allocation) della società Territorio e Risorse. Per ulteriori informazioni si rinvia al paragrafo "Rideterminazione di valori" del capitolo "Contenuto e forma del bilancio semestrale abbreviato consolidato".

						migliaia di euro
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
(31.429)	584.032	750.264	236.362	2.287.557	363.756	2.651.313
		‐	(119.504)	(119.504)	(25.451)	(144.955)
	104.787	116.858	(116.858)	‐	‐	‐
	(10.775)	(10.775)		(10.775)	‐	(10.775)
	(94)	(94)		(94)	(1)	(95)
	(114)	(114)		(114)	(2)	(116)
(5.621)	‐	(5.621)	132.674	127.053	12.498	139.551

			132.674	132.674	12.928	145.602
(5.621)	‐	(5.621)		(5.621)	(430)	(6.051)
(37.050)	677.836	850.518	132.674	2.284.123	350.800	2.634.923

(13.493)	658.822	855.061	235.345	2.391.337	372.214	2.763.551
			(121.892)	(121.892)	(27.390)	(149.282)
	102.950	113.453	(113.453)	‐		‐
	(4.092)	(4.092)		(4.092)		(4.092)
	‐	‐		‐	1.575	1.575
	(1.266)	(1.266)		(1.266)	(287)	(1.553)
	1.832	1.832		1.832	(1.350)	482
23.454	‐	23.454	193.238	216.692	15.882	232.574

			193.238	193.238	15.270	208.508
23.454	‐	23.454		23.454	612	24.066
9.961	758.246	988.442	193.238	2.482.611	360.644	2.843.255

RENDICONTO FINANZIARIO

		migliaia di euro
	Primo semestre 2021	Primo semestre 2020
		rideterminato
A. Disponibilità liquide iniziali	890.169	345.876
Flusso finanziario generato dall'attività operativa
Risultato del periodo	208.508	145.602
Rettifiche per:
Imposte del periodo	34.238	60.927
Quota del risultato di collegate e joint ventures	(6.276)	(5.143)
Oneri (proventi) finanziari netti	14.639	30.367
Ammortamenti attività materiali e immateriali	228.507	206.508
Svalutazioni (Rivalutazioni) nette di attività	157	146
Accantonamenti netti a fondi	103.683	71.340
(Plusvalenze) Minusvalenze	(315)	908
Erogazioni benefici ai dipendenti	(4.918)	(3.393)
Utilizzo fondo rischi e altri oneri	(9.714)	(9.907)
Variazione altre attività/passività non correnti	(12.214)	556
Altre variazioni patrimoniali	(67.113)	(17.235)
Imposte pagate	(42.630)	‐
B. Cash flow operativo prima delle variazioni di CCN	446.552	480.676
Variazione rimanenze	(17.132)	10.671
Variazione crediti commerciali	71.141	34.245
Variazione crediti tributari e altre attività correnti	14.690	(22.850)
Variazione debiti commerciali	(133.149)	(247.848)
Variazione debiti tributari e altre passività correnti	24.230	5.682
C. Flusso finanziario derivante da variazioni di CCN	(40.220)	(220.100)
D. Cash flow operativo (B+C)	406.332	260.576
Flusso finanziario da (per) attività di investimento
Investimenti in attività materiali e immateriali	(279.130)	(254.153)
Investimenti in attività finanziarie	(1.701)	‐
Realizzo investimenti e variazione attività destinate ad essere cedute	2.743	(1.394)
Variazione area di consolidamento	2.579	(24.353)
Dividendi incassati	1.604	1.372
E. Totale flusso finanziario da attività di investimento	(273.905)	(278.528)
F. Free cash flow (D+E)	132.427	(17.952)
Flusso finanziario da attività di finanziamento
Aumento capitale	‐	‐
Acquisto azioni proprie	(4.092)	(10.775)
Erogazione di dividendi	(147.366)	(140.094)
Nuovi finanziamenti a lungo termine	5.000	75.000
Rimborsi di finanziamenti a lungo termine	(93.196)	(21.821)
Variazione debiti finanziari per leasing	(5.440)	(103.154)
Variazione altri debiti finanziari	(13.723)	(75.525)
Variazione crediti finanziari	(29.752)	335.253
Interessi pagati	(14.511)	(10.404)
Interessi incassati	1.446	1.875
G. Totale flusso finanziario da attività di finanziamento	(301.634)	50.355
H. Flusso monetario del periodo (F+G)	(169.207)	32.403
I. Disponibilità liquide finali (A+H)	720.962	378.279

NOTE ILLUSTRATIVE

PREMESSA

Iren S.p.A., è una società di diritto italiano, multiutility quotata alla Borsa Italiana, nata il 1° luglio 2010 dall'unione tra IRIDE ed ENÌA.

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

I settori di attività nei quali il Gruppo opera sono:

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, Illuminazione Pubblica, Servizi global service, servizi di efficienza energetica)
Mercato (Vendita energia elettrica, gas, calore)
Altri servizi (Laboratori, Telecomunicazioni ed altri minori).

Nell'apposito paragrafo X, Informativa per settori di attività, sono presentate le informazioni richieste dall'IFRS 8.

Il bilancio semestrale abbreviato consolidato della società al 30 giugno 2021 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 SEMESTRALE ABBREVIATO CONSOLIDATO

La Relazione finanziaria semestrale del Gruppo Iren al 30 giugno 2021 è stata predisposta ai sensi dell'art. 154‐ter, comma 2 del Decreto Legislativo 24 febbraio 1998 n. 58 così come modificato dal Decreto Legislativo n. 195 del 6 novembre 2007.

Il bilancio semestrale abbreviato consolidato al 30 giugno 2021 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), tutte le interpretazioni dell'International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC), precedentemente denominato Standing Interpretations Committee (SIC).

In particolare tale bilancio semestrale abbreviato, essendo stato predisposto in accordo con lo IAS 34 ‐ Bilanci intermedi, non comprende tutte le informazioni richieste dal bilancio annuale e deve essere letto unitamente al bilancio annuale predisposto per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2020 e disponibile presso la sede sociale, la Borsa Italiana S.p.A. e sul sito Internet www.gruppoiren.it.

Il bilancio è redatto sulla base del principio del costo storico, fatta eccezione per alcuni strumenti finanziari valutati al fair value. I principi contabili applicati nella predisposizione del bilancio semestrale abbreviato sono gli stessi adottati per la redazione del Bilancio dell'esercizio precedente, cui si rimanda per una loro trattazione, fatta eccezione per i principi e le interpretazioni adottati per la prima volta a partire dal 1° gennaio 2021 e illustrati dettagliatamente nel successivo paragrafo "Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni applicati dal 1° gennaio 2021".

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 2020.

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 del periodo; 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 del periodo.

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 presente bilancio semestrale abbreviato consolidato è espresso in euro, moneta funzionale della società. Tutti gli importi espressi in euro sono stati arrotondati alle migliaia.

Si specifica che i prospetti contabili delle società consolidate sono redatti alla data di chiusura del semestre di riferimento.

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.

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.

PRINCIPI CONTABILI, EMENDAMENTI ED INTERPRETAZIONI APPLICATI DAL 1° GENNAIO 2021

A partire dal 1° gennaio 2021 risultano applicabili obbligatoriamente i seguenti principi contabili e modifiche ai principi contabili, emanati dallo IASB e recepiti dall'Unione Europea:

Riforma degli indici di riferimento per la determinazione dei tassi di interesse – Fase 2

In agosto 2020 lo IASB ha pubblicato la Riforma degli indici di riferimento per la determinazione dei tassi di interesse – Fase 2 (modifiche all'IFRS 9, allo IAS 39, all'IFRS 7, all'IFRS 4 e all'IFRS 16), omologata dall'Unione Europea con Reg. 2021/25 del 13 gennaio 2021. Mentre la Fase 1 si è concentrata sulle conseguenze della pre‐sostituzione della riforma IBOR prevedendo eccezioni ai requisiti di hedge accounting, la Fase 2 esamina le conseguenze delle modifiche contrattuali risultanti dalla riforma, precisando il corretto trattamento contabile degli strumenti finanziari coinvolti quando i benchmark sui tassi di interesse sono sostituiti da benchmark alternativi sui tassi.

Le modifiche riguardano principalmente le tematiche di seguito riportate.

1) Gli impatti contabili di una modifica dei cash flow di uno strumento finanziario risultante da una variazione dell'indice contrattualmente previsto. Con riferimento ai cambiamenti derivanti dalla riforma dei tassi di interesse, lo IASB ha identificato due tipologie di scenari: a) scenari nei quali la riforma dei tassi di interesse conduce ad una modifica delle condizioni contrattuali e b) scenari nei quali la riforma conduce a variazioni dei cash flow senza richiedere modifiche alle condizioni contrattuali. In entrambi i casi, se le modifiche sono il diretto risultato della riforma dei tassi di interesse e generano cash flow economicamente equivalenti a quelli previsti immediatamente prima delle modifiche risultanti dalla riforma, allora lo strumento non deve essere cancellato dal bilancio. In sostanza il tasso di interesse effettivo dello strumento deve essere modificato per tenere in considerazione tali cambiamenti, senza che alcun impatto sia immediatamente rilevato a conto economico (IFRS 9 B5.4.5.).

2) Le conseguenze di un cambio dell'indice per l'hedge accounting. Nella Fase 2 lo IASB introduce ulteriori eccezioni ai requisiti di hedge accounting al fine di garantire che le relazioni di copertura influenzate dalla riforma IBOR non debbano essere interrotte al momento della sostituzione:

i. la relazione di copertura non deve essere interrotta se la modifica della documentazione soddisfa determinate condizioni (IFRS 9 6.9.1);
ii. quando la relazione di copertura viene modificata per considerare il nuovo tasso di riferimento, la riserva di Cash Flow Hedging rilevata nelle Altre componenti di conto economico complessivo si ritiene calcolata in base al tasso di riferimento alternativo (IFRS 9 6.9.7);
iii. al fine di valutare l'efficacia retrospettiva di una relazione di copertura su base cumulativa, non appena cessano di applicarsi le eccezioni della Fase 1, la variazione cumulativa del fair value dell'elemento coperto e dello strumento di copertura può essere azzerata, onde evitare che la relazione di copertura si interrompa a causa dell'inefficacia accumulata durante la Fase 1 (IAS 39 102V);
iv. qualora il tasso di riferimento alternativo sia designato come componente di rischio non contrattualmente specificato o gli elementi siano stati coperti a livello di portafoglio sono fornite specifiche indicazioni per gestire la transizione (IFRS 9 6.9.9‐13).

3) Informativa richiesta nelle note. Al fine di aiutare tutti gli utilizzatori del bilancio a comprendere la natura e la portata dei rischi derivanti dalla riforma e i progressi compiuti dalle entità nel completare il passaggio a tassi di riferimento alternativi sono richieste le seguenti informazioni integrative:

una descrizione del modo in cui l'entità gestisce la transizione IBOR per i vari tassi coinvolti ed i rischi derivanti da tale passaggio;

il valore contabile delle attività e passività finanziarie non collegate a derivati e il valore nominale dei derivati che continuano a rapportarsi ai tassi di interesse di riferimento soggetti a riforma. Tali importi sono disaggregati per tasso di interesse di riferimento e presentati separatamente;

l'impatto della riforma IBOR sulla strategia di gestione del rischio dell'entità.

4) Gli impatti della riforma IBOR su principi diversi da quelli relativi agli strumenti finanziari, in particolare l'IFRS 4 Contratti assicurativi e l'IFRS 16 Leasing. Per quanto riguarda l'IFRS 16, nel caso di leasing che includono pagamenti variabili indicizzati a tassi di riferimento rientranti nell'ambito di applicazione della riforma IBOR, il documento prevede, come espediente pratico, che le modifiche dei canoni di locazione conseguenti alla riforma IBOR siano contabilizzate come rettifiche della passività derivante dal leasing, piuttosto che come lease modification. Questa eccezione è strettamente limitata ai cambiamenti che sono il risultato diretto della riforma IBOR e che sono economicamente equivalenti alle assunzioni precedenti (ad es. il precedente tasso di riferimento).

Le relazioni di copertura del Gruppo Iren sono esposte all'indice di riferimento EURIBOR. La metodologia di calcolo dell'EURIBOR è stata oggetto di revisione nel 2019 da parte dello European Money Markets Institute (EMMI) al fine di soddisfare le previsioni del Regolamento (UE) 2016/1011 (Benchmarks Regulation ‐ BMR): si presume pertanto che l'EURIBOR continuerà ad essere utilizzato nell'immediato futuro e gli amministratori ritengono che il rischio legato alla transizione IBOR sia quindi pressoché nullo e non si attendono effetti significativi nel bilancio consolidato del Gruppo. Iren continua peraltro a monitorare gli sviluppi della riforma degli indici di riferimento per la determinazione dei tassi di interesse nonché l'inserimento di clausole di fallback nei contratti di operazioni finanziarie al fine di garantire l'efficacia delle relazioni di copertura. Si precisa che la riforma IBOR non ha, al momento, avuto impatti sulla strategia di gestione del rischio tasso del Gruppo Iren.

Al 30 giugno 2021 l'importo nominale delle passività finanziarie non collegate a derivati e correlate all'indice di riferimento EURIBOR è pari a 101.268 migliaia di euro, mentre l'importo nominale degli strumenti di copertura correlati a tale indice è pari a 458.281 migliaia di euro.

PRINCIPI CONTABILI, EMENDAMENTI ED INTERPRETAZIONI OMOLOGATI NON ANCORA APPLICABILI E NON ADOTTATI IN VIA ANTICIPATA DAL GRUPPO

Amendments to IAS37 – Onerous contract

Il documento, pubblicato dallo IASB in maggio 2020 e omologato dall'Unione Europea con Reg. 2021/1080 del 28 giugno 2021, specifica quali costi devono essere inclusi nel costo di adempimento di un contratto al fine di identificare un eventuale contratto oneroso. In particolare, il par. 68A precisa che i costi necessari all'adempimento del contratto includono: a) i costi incrementali sostenuti dall'entità per l'adempimento del contratto, quali materiali e manodopera diretta; b) un'allocazione di altri costi, ad esempio una quota parte dell'ammortamento di un impianto utilizzato per l'adempimento del contratto in via non esclusiva. La modifica deve essere applicata a partire dal 1° gennaio 2022, con riferimento ai soli contratti in vigore alla data della prima applicazione. L'entità non deve rideterminare gli esercizi precedenti; l'effetto cumulato derivante dalla prima applicazione della modifica deve essere rilevato nel saldo di apertura degli Utili portati a nuovo (o altra componente di patrimonio netto se appropriata).

Amendments to IAS16 – Proceeds before Intended Use

Il documento, pubblicato dallo IASB in maggio 2020 e omologato dall'Unione Europea con Reg. 2021/1080 del 28 giugno 2021, introduce alcune modifiche allo IAS 16 – Immobili, impianti e macchinari con riferimento alla contabilizzazione di eventuali ricavi derivanti dalla vendita di articoli prodotti dall'entità per "portare il bene nel luogo e nelle condizioni necessarie al funzionamento nel modo inteso dalla direzione aziendale" (ad esempio, campioni prodotti durante il collaudo dei macchinari). Tali ricavi non devono più essere dedotti dal costo degli immobili, impianti e macchinari (viene quindi annullata la compensazione). I ricavi di vendita e i costi di tali articoli devono essere riconosciuti nel conto economico in conformità con i principi ad essi applicabili.

Se non presentati separatamente nel conto economico complessivo, l'entità deve indicare nelle note al bilancio gli importi dei proventi e dei costi agli articoli prodotti che non sono un output delle attività ordinarie dell'entità e specificare quali righe del conto economico complessivo li includono.

La modifica deve essere applicata retrospettivamente a partire dal 1° gennaio 2022, ma solo con riferimento ad immobili e impianti entrati in funzione o diventati disponibili per l'utilizzo successivamente all'inizio del primo periodo comparativo presentato. L'effetto cumulato derivante dalla prima applicazione della modifica deve essere rilevato nel saldo di apertura degli Utili portati a nuovo (o altra componente di patrimonio netto se appropriata).

UTILIZZO DI VALORI STIMATI

Nell'ambito della redazione del bilancio semestrale abbreviato in conformità agli IFRS 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. I risultati a posteriori che derivano dal verificarsi degli eventi potrebbero differire da tali stime. Le stime sono state utilizzate per rilevare la competenza di alcuni ricavi di vendita, 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 correnti e differite 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.

Si segnala inoltre che taluni processi valutativi complessi quali la determinazione di eventuali perdite di valore di attività non correnti, sono generalmente effettuati in modo completo solo in redazione del bilancio annuale, allorquando sono disponibili tutte le informazioni eventualmente necessarie, salvo i casi in cui vi siano indicatori di impairment che richiedano un'immediata valutazione di eventuali perdite di valore. Conformemente allo IAS 36, nel corso del primo semestre 2021 il Gruppo ha verificato l'inesistenza di impairment trigger specifici con particolare riferimento agli avviamenti; tuttavia si è ritenuto comunque opportuno riverificare, a seguito degli impatti economico‐patrimoniali consuntivati e previsti per l'esercizio 2021 derivanti dalla diffusione del Coronavirus, il valore recuperabile delle attività non finanziarie con riferimento agli avviamenti iscritti al 30 giugno 2021. Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 4 Avviamento. Inoltre non sono emersi indicatori di impairment relativamente a partecipazioni e assets.

Analogamente, le valutazioni attuariali necessarie per la determinazione dei Fondi per i benefici ai dipendenti vengono normalmente elaborate in occasione della predisposizione del bilancio annuale.

STAGIONALITÀ

Si segnala che i risultati di periodo del Gruppo Iren riflettono la stagionalità caratteristica dei settori in cui opera.

In particolare, i settori della vendita di gas, della produzione di energia elettrica da fonte idroelettrica e della produzione e vendita di calore sono influenzati dall'andamento climatico, conseguentemente non possono essere estrapolati per l'intero esercizio.

La vendita di energia elettrica e il ciclo dei rifiuti manifestano una maggior linearità nei risultati in ragione d'anno, seppur con un andamento legato alla situazione contingente. La linearità dei risultati è invece tipica dei business a rete regolati (distribuzione gas, distribuzione energia elettrica e Servizio Idrico Integrato).

RIDETERMINAZIONE DI VALORI

Rideterminazione di valori al 30 giugno 2020

Il Gruppo ha acquisito il controllo di Territorio e Risorse S.r.l. a ottobre 2019. Per tale acquisizione il fair value definitivo delle attività identificabili acquisite e delle passività identificabili assunte è stato determinato nel corso del quarto trimestre dell'esercizio 2020, riflettendo la migliore conoscenza nel frattempo maturata. Nel bilancio consolidato al 30 giugno 2020 era dunque stato iscritto in modo provvisorio, come consentito dall'IFRS 3.

In base a quanto disposto dal principio, l'aggiornamento del fair value è avvenuto con effetto a partire dalla data di acquisizione e, pertanto, tutte le variazioni sono state effettuate sulla situazione patrimoniale della società acquisita a tale data. I saldi risultanti nel bilancio consolidato al 30 giugno 2020 sono stati rideterminati per tenere conto dei nuovi valori.

In dettaglio, le variazioni intervenute ai fair value delle attività identificabili acquisite e delle passività identificabili assunte precedentemente iscritte hanno determinato sulla situazione Patrimoniale‐finanziaria al 30 giugno 2020 le seguenti rettifiche:

	migliaia di euro
	30.06.2020 Pubblicato	Effetto contabilizzazione IFRS3	30.06.2020 Rideterminato
ATTIVITA'
Attività immateriali a vita definita	2.197.996	2.345	2.200.341
Avviamento	160.475	(1.223)	159.252
Totale attività non correnti	6.783.597	1.122	6.784.719
TOTALE ATTIVITA'	8.459.088	1.122	8.460.210
PATRIMONIO NETTO
Risultato netto del periodo	132.728	(81)	132.647
Totale patrimonio netto attribuibile agli azionisti	2.284.204	(81)	2.284.123
TOTALE PATRIMONIO NETTO	2.635.004	(81)	2.634.923
PASSIVITA'
Passività per imposte differite	206.719	653	207.372
Totale passività non correnti	4.395.792	653	4.396.445
Passività finanziarie correnti	315.670	550	316.220
Totale passività correnti	1.428.292	550	1.428.842
TOTALE PASSIVITA'	5.824.084	1.203	5.825.287
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA'	8.459.088	1.122	8.460.210

Analogamente, e sempre in ottica di esposizione comparativa, di seguito si riportano inoltre le variazioni intervenute con riferimento ai saldi economici ed alla rappresentazione dei flussi finanziari del primo semestre 2020.

			migliaia di euro
	Primo semestre	Effetto	Primo semestre
	2020	contabilizzazione	2020
	Pubblicato	IFRS3	Rideterminato
Ammortamenti	(206.432)	(76)	(206.508)
RISULTATO OPERATIVO	231.975	(76)	231.899
Risultato prima delle imposte	206.605	(76)	206.529
Imposte sul reddito	(60.949)	22	(60.927)
Risultato netto del periodo	145.656	(54)	145.602
attribuibile a:
‐ Utile (perdita) del periodo attribuibile agli azionisti	132.728	(54)	132.674
‐ Utile (perdita) del periodo attribuibile alle minoranze	12.928	‐	12.928

			migliaia di euro
	Primo semestre	Effetto	Primo semestre
	2020	contabilizzazione	2020
	Pubblicato	IFRS3	Rideterminato
Risultato del periodo	145.656	(54)	145.602
Rettifiche per:
Imposte del periodo	60.949	(22)	60.927
Ammortamenti attività materiali e immateriali	206.432	76	206.508
Cash flow operativo	260.576	‐	260.576
Flusso monetario del periodo	32.403	‐	32.403

Rideterminazione di valori al 31 dicembre 2020

A novembre 2020 il Gruppo ha perfezionato l'acquisizione della c.d. "Divisione Ambiente" di Unieco, operante nella filiera del trattamento dei rifiuti urbani e speciali.

In base a quanto consentito dall'IFRS 3, nel Bilancio al 31 dicembre 2020 il fair value delle attività nette acquisite è stato iscritto in via provvisoria; analogamente, è da considerarsi non definitivo alla data del presente documento. Tuttavia, nel corso del primo semestre 2021 la miglior conoscenza del business acquisito ha permesso di addivenire a un aggiornamento di tale fair value con riferimento a talune attività acquisite e passività assunte identificabili, imputato con effetto a partire dalla data di acquisizione.

Inoltre, nel primo semestre 2021 è stata completata l'allocazione del corrispettivo pagato al fair value definitivo delle attività nette identificabili ramo d'azienda denominato "SEI Energia", acquisito a maggio 2020. Anche in tal caso, le variazioni sono state effettuate sulla situazione patrimoniale del ramo alla data di acquisizione.

I citati aggiornamenti hanno determinato sulla situazione Patrimoniale‐finanziaria al 31 dicembre 2020 le seguenti rettifiche, esposte a fini comparativi nella tabella seguente.

	migliaia di euro
	31.12.2020 Pubblicato	Effetto contabilizzazione IFRS3	31.12.2020 Rideterminato
ATTIVITA'
Attività materiali	3.831.865	1.578	3.833.443
Avviamento	213.587	(85)	213.502
Totale attività non correnti	7.298.569	1.493	7.300.062
Rimanenze	66.521	85	66.606
Totale attività correnti	2.254.411	85	2.254.496
TOTALE ATTIVITA'	9.554.265	1.578	9.555.843
PATRIMONIO NETTO
Risultato netto del periodo	235.322	23	235.345
Totale patrimonio netto attribuibile agli azionisti	2.391.314	23	2.391.337
TOTALE PATRIMONIO NETTO	2.763.528	23	2.763.551
PASSIVITA'
Passività finanziarie non correnti	3.825.197	1.181	3.826.378
Totale passività non correnti	5.031.226	1.181	5.032.407
Passività finanziarie correnti	274.877	374	275.251
Totale passività correnti	1.759.511	374	1.759.885
TOTALE PASSIVITA'	6.790.737	1.555	6.792.292
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA'	9.554.265	1.578	9.555.843

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 dirigerne le attività rilevanti, cioè quelle attività che hanno un'influenza significativa sui risultati della 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
- I.Blu
- Iren Ambiente Parma
- Iren Ambiente Piacenza
- Monte Querce
- ReCos
- Rigenera Materiali
- San Germano
- Territorio e Risorse
- TRM
- Unieco Holding Ambiente e le sue controllate:
  - ‐ AMA
  - ‐ Bio Metano Italia
  - ‐ Gheo suolo e ambiente
  - ‐ Manduriambiente
  - ‐ Picena Depur
  - ‐ Sereco Piemonte
  - ‐ UCH Holding e la sua controllata:
    - ‐ Iren Ambiente Toscana (già STA) e le sue controllate:
      - ‐ Energy Side
      - ‐ Futura
      - ‐ Produrre Pulito
      - ‐ Scarlino Holding e le sue controllate:
        
        ‐ Scarlino Energia
        
        ‐ Scarlino Immobiliare
      - ‐ STA partecipazioni
      - ‐ TB
  - ‐ Unirecuperi e la sua controllata:
    - ‐ Borgo ambiente
  - ‐ Uniservizi
- Uniproject
2) Iren Energia e le società da questa controllate:
- Asti Energia e Calore
- Iren Smart Solutions e la controllata: ‐ Studio Alfa
- Maira e la controllata:
  - ‐ Formaira
3) Iren Mercato e la società da questa controllata:
- Salerno Energia Vendite
4) IRETI e le società da questa controllate:
- ACAM Acque
- ASM Vercelli e la controllata:
- ‐ ATENA Trading
- Consorzio GPO
- Iren Laboratori
- Iren Acqua e la controllata: ‐ Iren Acqua Tigullio
- Nord Ovest Servizi

In data 22 aprile 2021 Iren Ambiente ha acquistato un'ulteriore quota del 7,42% della controllata UCH Holding e pertanto, a seguito di tale operazione, il Gruppo detiene il 100% del capitale della società.

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

Come riportato nei "Fatti di rilievo del periodo", facendo seguito alla recente operazione di M&A relativa alla Divisione ambiente Unieco, il 30 marzo 2021 il Gruppo ha incrementato la propria quota nella collegata Futura S.p.A., acquisendo un ulteriore 20% del capitale sociale (per un corrispettivo di 1.100 migliaia di euro) e addivenendo al controllo in forza di una partecipazione complessiva del 60%. La società gestisce un impianto di trattamento meccanico biologico che tratta 140 mila tonnellate annue di rifiuti indifferenziati, dotato di una sezione di compostaggio per la frazione organica ed il verde, la cui concessione scade nel 2041.

Futura entra conseguentemente nel perimetro di consolidamento integrale ed è consolidata patrimonialmente al 31 marzo 2021. Nelle more della definizione della Purchase Price Allocation da completarsi ai sensi dell'IFRS 3, il differenziale positivo fra il costo di acquisizione della partecipazione ed il fair value provvisorio, alla data di ottenimento del controllo, delle attività identificabili acquisite e delle passività identificabili assunte è stato allocato ad avviamento per 552 migliaia di euro.

IV. GESTIONE DEI RISCHI FINANZIARI DEL GRUPPO

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.

I flussi di cassa nominali previsti per l'estinzione delle passività finanziarie verso finanziatori e le condizioni contrattuali dei finanziamenti in essere risultano sostanzialmente invariati rispetto a quanto riportato nelle Note Illustrative al Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2020 nel paragrafo "a) Rischio di liquidità" del capitolo "V. Gestione dei rischi finanziari del Gruppo". Analogamente, per quanto concerne le passività relative all'applicazione dell'IFRS 16 in tema di leases, i flussi finanziari previsti evidenziati nella situazione al 31 dicembre 2020 rimangono fondamentalmente inalterati traslando l'analisi alla data del presente documento.

I flussi finanziari previsti per l'estinzione delle altre passività finanziarie, diverse da quelle verso finanziatori e quelle relative all'applicazione dell'IFRS 16 in tema di leases, 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 da finanziamenti al termine del periodo è costituito al 15% da prestiti e all'85% da obbligazioni; si evidenzia inoltre che il 59% del debito totale è finanziato da fondi di tipo sustainable e che il debito residuo per mutui risulta contrattualizzato per l'86% a tasso fisso e per il 14% 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 azionisti pubblici 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 all'Indebitamento Finanziario Netto del Gruppo, in particolare il contratto di Project Finance in capo a TRM, prevedono il rispetto di indici finanziari che risultano soddisfatti.

b) Rischio 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 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 30 giugno 2021 è negativo per 59.088 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 97% dell'indebitamento finanziario da finanziamenti, in linea con l'obiettivo del Gruppo Iren di mantenere un'adeguata protezione da significativi rialzi del tasso di interesse.

Al fine di consentire una completa comprensione dei rischi di variazione dei tassi di interesse a cui è soggetto il Gruppo, annualmente, al 31 dicembre, viene condotta un'analisi di sensitività degli oneri finanziari netti e delle componenti valutative dei contratti finanziari derivati al variare dei tassi di interesse.

2. RISCHIO DI CREDITO

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

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

In relazione alla concentrazione del credito si segnalano i rapporti tra le controllate Iren Smart Solutions 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.

Oltre alla normale attività con contratti fisici, a copertura del portafoglio energetico, risultano in essere operazioni di derivato Over the Counter (OTC) su commodity (Commodity swap su indici TTF, e PSV) per complessivi 3,6 TWh. In merito all'attività sulla piattaforma regolamentata EEX, risultano in essere operazioni di derivato su PUN per un nozionale netto complessivo pari a 0,7 TWh. Il Fair Value di tali strumenti al 30 giugno 2021 è complessivamente positivo per 78.155 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
	30.06.2021		31.12.2020
	Valore contabile	Fair Value	Valore contabile	Fair Value
Attività per contratti derivati di copertura	63.614	63.614	17.244	17.244
Obbligazioni esigibili oltre 12 mesi	(3.127.054)	(3.294.234)	(3.124.430)	(3.339.613)
Obbligazioni esigibili entro 12 mesi	(181.821)	(187.300)	(181.628)	(187.490)
Mutui quota non corrente	(527.860)	(531.367)	(580.201)	(584.871)
Mutui quota corrente	(34.724)	(35.845)	(49.150)	(50.836)
Passività per contratti derivati di copertura	(60.122)	(60.122)	(73.115)	(73.115)
Totale	(3.867.967)	(4.045.254)	(3.991.280)	(4.218.681)

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
30.06.2021	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			30.948	30.948
Attività finanziarie derivate in Cash Flow Hedge Attività finanziarie derivate in Fair Vaue Hedge		63.614		63.614
Attività finanziarie derivate fuori dall'hedge accounting
Totale attività		63.614	30.948	94.562
Passività finanziarie derivate in Cash Flow Hedge		(60.122)		(60.122)
Passività finanziarie derivate in Fair Value Hedge
Passività finanziarie derivate fuori dall'hedge accounting
Totale passività		(60.122)		(60.122)
Totale complessivo		3.492	30.948	34.440

				migliaia di euro
31.12.2020	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			28.444	28.444
Attività finanziarie derivate in Cash Flow Hedge		17.244		17.244
Attività finanziarie derivate in Fair Vaue Hedge
Attività finanziarie derivate fuori dall'hedge accounting
Totale attività		17.244	28.444	45.688
Passività finanziarie derivate in Cash Flow Hedge		(73.115)		(73.115)
Passività finanziarie derivate in Fair Value Hedge
Passività finanziarie derivate fuori dall'hedge accounting
Totale passività		(73.115)		(73.115)
Totale complessivo		(55.871)	28.444	(27.427)

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.

V. 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

Si evidenziano, per società controllate del Gruppo, i principali rapporti direttamente intrattenuti con i Comuni Soci che sono stati qualificati quali parti correlate (Comune di Torino, Comune di Reggio Emilia, Comune di Parma, Comune di Piacenza e Comune di Genova) nel cui territorio Iren opera.

Il Gruppo, attraverso Iren Smart Solutions 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 Smart Solutions 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 Smart Solutions per la gestione dei crediti scaduti relativi alle attività di cui sopra.

Nel corso degli ultimi anni 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, attraverso Iren Mercato, assicura ai Comuni di Genova, Reggio Emilia, Parma, Piacenza e Torino forniture commerciali di vettori energetici, in particolare calore da teleriscaldamento, a condizioni normalmente praticate alla generalità della clientela restante.

Iren Acqua e IRETI 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 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.

Sempre nell'ambito del settore, per il Comune di Torino i servizi di igiene ambientale, di sgombero neve e di gestione post operativa della discarica di "Basse di Stura" sono svolti da AMIAT in accordo al Contratto di servizio in essere. Al riguardo si evidenzia che trova applicazione un contratto di conto corrente oneroso tra la Città e la stessa AMIAT per la gestione dei crediti scaduti relativi alle attività di cui sopra.

Rapporti con società collegate

Fra i principali rapporti intrattenuti dal Gruppo Iren con le società ad esso collegate, si segnalano:

la linea di credito in tesoreria accentrata a favore di Valle Dora Energia;

la vendita di energia elettrica, acqua e le prestazioni inerenti al servizio idrico integrato a favore di AMTER;
la vendita di calore a NOVE, operante in ambito teleriscaldamento;
il servizio di smaltimento rifiuti, anche speciali, fornito da Iren Ambiente, TRM e San Germano a favore di GAIA e SETA, operanti nell'ambito del settore raccolta;
l'approvvigionamento di gas metano da Sinergie Italiane;
il conferimento di rifiuti nelle discariche delle collegate ASA S.c.p.a., Barricalla, CSAI e Rimateria, ed il relativo servizio di smaltimento del percolato;
il servizio come Gestore Unico dei rifiuti urbani da parte della collegata SEI Toscana a TB.

Rapporti con altre parti correlate

In base alla Procedura OPC, 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. Inoltre, il Gruppo fornisce gas metano e servizi di trattamento rifiuti ad AMIU, controllata dal Comune di Genova, e servizi di smaltimento rifiuti a SMAT, controllata dal Comune di Torino. Inoltre, Rigenera Materiali (interamente controllata da Iren Ambiente), a valle di affidamento da parte di AMIU Genova, è titolare della concessione per la progettazione, costruzione, gestione ed esercizio dell'Impianto di trattamento meccanico biologico del rifiuto residuo urbano, con produzione di CSS, in corso di realizzazione in località Scarpino.

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 capitolo "XI. Allegati al Bilancio Semestrale Abbreviato Consolidato", che si considera parte integrante delle presenti note.

Da ultimo e per ciò che concerne gli Amministratori e i Sindaci di IREN, fatta salva la corresponsione degli emolumenti previsti per lo svolgimento di cariche negli organi amministrativi o di controllo della Capogruppo ovvero delle altre società del Gruppo, si segnala che non risultano rapporti.

Sono soggette alle previsioni di cui alla Procedura OPC anche le operazioni che si sostanziano nell'assegnazione di remunerazioni e benefici economici, sotto qualsiasi forma, ai componenti degli organi di amministrazione e controllo di IREN nonché ai Dirigenti con Responsabilità Strategiche del Gruppo IREN.

Informativa ex art. 5.8 lett. a) e 5.9 Regolamento Consob

Nella riunione del 30 aprile 2021, il COPC ha espresso, all'unanimità, il proprio parere favorevole con riferimento all'operazione, qualificata quale "di minor rilevanza", avente ad oggetto la stipula, tra IREN Mercato S.p.A. e il Comune di Genova, di un contratto di visibilità commerciale tramite l'inclusione come official partner nella manifestazione "The Ocean Race, Genova Grand finale 2022 ‐23".

Si evidenzia che, nel corso del primo semestre 2021, il COPC ha inoltre ricevuto una periodica informativa circa lo stato di esecuzione di alcune operazioni in precedenza esaminate, nei termini di cui all'art. 9, lett. (g) e all'art. 10, lett. (b) della Procedura OPC), tra le quali (i) l'operazione, qualificata quale di maggior rilevanza, avente ad oggetto la stipula di un Accordo tra il Comune di Torino, da una parte, e IREN, quale mandataria delle proprie controllate AMIAT, Iren Energia (cui è subentrata, Iren Smart Solutions) e Iren Mercato, dall'altra parte, per la disciplina dei rapporti in essere fra le parti – operazione sulla quale il COPC aveva espresso parere favorevole e per la quale si fa rinvio al Documento Informativo pubblicato in data 29 marzo 2018 nonché al Documento Informativo integrativo pubblicato in data 9 luglio 2018, entrambi documenti disponibili sul sito www.gruppoiren.it; (ii) l'operazione, qualificata quale di minor rilevanza, avente ad oggetto la presentazione, da parte della controllata IREN Mercato S.p.A., di un Progetto di Partenariato Pubblico Privato per l'elettrificazione di una linea di autobus della Azienda Municipale Trasporti S.p.A. (AMT Genova); (iii) l'operazione, qualificata quale di maggior rilevanza, relativa al Project Financing c.d. "EfficienTO", avente ad oggetto l'efficientamento degli immobili della Città di Torino e relativa gestione, presentato da IREN Smart Solutions S.p.A.

Nella seduta del 27 maggio 2021, anche nell'esercizio delle funzioni attribuite ex Procedura OPC in allora vigente, il Comitato per la Remunerazione e le Nomine ha espresso parere favorevole sulle condizioni dell'accordo per lo scioglimento consensuale dei rapporti tra il dott. Massimiliano Bianco e la Società, in base al quale il dottor Bianco ha rinunciato, con effetto dal 29 maggio 2021, alle cariche di Consigliere, Amministratore Delegato e Direttore Generale nonché ad ogni delega e potere conferitigli.

Nella seduta del 29 maggio 2021, anche nell'esercizio delle funzioni attribuite ex Procedura OPC in allora vigente, il Comitato per la Remunerazione e le Nomine ha espresso parere favorevole sulle condizioni economico‐contrattuali dell'instaurando rapporto di lavoro dirigenziale a tempo determinato tra IREN S.p.A. e l'ing. Gianni Vittorio Armani, in pari data cooptato dal Consiglio di Amministrazione quale nuovo Consigliere di Amministrazione, in sostituzione del dott. Massimiliano Bianco, dimissionario, nonché nominato in qualità di Amministratore Delegato e Direttore Generale della Società.

VI. ALTRE INFORMAZIONI

COMUNICAZIONE CONSOB N. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

Eventi e operazioni significative non ricorrenti

Nel corso del primo semestre 2021 il Gruppo Iren ha beneficiato dell'opzione sui riallineamenti dei valori contabili e fiscali di cui all'art. 110 del decreto‐legge 14 agosto 2020, n. 104.e s.m.i. ("decreto n. 104/20") che ai commi 8 e 8‐bis, riconosce alle imprese IAS‐adopter e OIC‐adopter la possibilità di optare per il riallineamento dei valori fiscali (minori) ai valori iscritti in bilancio (maggiori) relativamente a taluni asset materiali e immateriali dell'attivo patrimoniale (comma 8), nonché dell'avviamento e delle altre immobilizzazioni immateriali (comma 8‐bis). L'applicazione della norma contenuta nel decreto 104/20 ha comportato l'iscrizione nel primo semestre 2021 di un provento netto fiscale di 32.258 migliaia di euro. Per maggiori dettagli si rimanda alla nota di commento 42 "Imposte sul reddito".

Posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali

Si precisa che nel corso del primo semestre 2021 il Gruppo non ha posto in essere operazioni atipiche e/o inusuali, così come definite dalla Comunicazione. Le operazioni atipiche e/o inusuali sono quelle operazioni che per significatività/rilevanza, natura delle controparti, oggetto della transazione, modalità di determinazione del prezzo di trasferimento e tempistica dell'accadimento (prossimità alla chiusura dell'esercizio) possono dare luogo a dubbi in ordine alla correttezza/completezza delle informazioni in bilancio, al conflitto di interessi e alla salvaguardia del patrimonio aziendale o alla tutela degli azionisti di minoranza.

PUBBLICAZIONE DEL BILANCIO

La Relazione Semestrale è stata autorizzata alla pubblicazione dal Consiglio di Amministrazione di Iren S.p.A. nella riunione del 3 agosto 2021.

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 della voce attività materiali, comprensiva dei diritti d'uso e distinta tra costo storico, fondo ammortamento e valore netto, viene riportata nella tabella seguente:

						migliaia di euro
	Costo al 30/06/2021	F.do amm.to al 30/06/2021	Valore netto al 30/06/2021	Costo al 31/12/2020	F.do amm.to al 31/12/2020	Valore netto al 31/12/2020
Terreni	141.759	(6.543)	135.216	142.675	(6.259)	136.416
Fabbricati	806.926	(302.073)	504.853	807.873	(294.372)	513.501
Impianti e macchinari	5.682.753	(2.939.237)	2.743.516	5.631.017	(2.848.472)	2.782.545
Attrezzature industriali e commerciali	170.400	(126.988)	43.412	167.082	(123.831)	43.251
Altri beni	356.179	(235.191)	120.988	325.483	(210.046)	115.437
Attività materiali in corso ed acconti	317.824	‐	317.824	242.293	‐	242.293
Totale	7.475.841	(3.610.032)	3.865.809	7.316.423	(3.482.980)	3.833.443

La movimentazione del costo storico delle attività materiali, comprensive dei diritti d'uso, è esposta nella tabella seguente:

migliaia di euro
	31/12/2020	Incrementi	Decrementi	Variazione area di consolida‐ mento	Riclassifiche	30/06/2021
Terreni	142.675	121	(876)	66	(227)	141.759
Fabbricati	807.872	4.313	(564)	‐	(4.695)	806.926
Impianti e macchinari	5.631.017	44.653	(24.125)	33.771	(2.563)	5.682.753
Attrezzature industriali e commerciali	167.082	5.697	(1.413)	24	(990)	170.400
Altri beni	325.483	10.784	(2.371)	2.885	19.398	356.179
Attività materiali in corso ed acconti	242.293	84.715	(330)	454	(9.308)	317.824
Totale	7.316.422	150.283	(29.679)	37.200	1.615	7.475.841

La movimentazione del fondo ammortamento delle attività materiali, comprensive dei diritti d'uso, è esposta nella tabella seguente:

migliaia di euro
	31/12/2020	Ammorta‐ mento del periodo	Decrementi	Variazione area di consolida‐ mento	Riclassifiche	30/06/2021
Terreni	(6.259)	(301)	17	‐	‐	(6.543)
Fabbricati	(294.372)	(14.029)	412	(470)	6.386	(302.073)
Impianti e macchinari	(2.848.472)	(108.640)	23.962	(9.505)	3.418	(2.939.237)
Attrezzature industriali e commerciali	(123.831)	(4.470)	1.278	(719)	754	(126.988)
Altri beni	(210.046)	(16.516)	2.247	(33)	(10.843)	(235.191)
Totale	(3.482.980)	(143.956)	27.916	(10.727)	(285)	(3.610.032)

La colonna "variazione area di consolidamento" si riferisce ai saldi acquisti nel corso del semestre relativi alle società Futura.

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 fabbricati industriali connessi agli impianti del gruppo e i connessi terreni.

Impianti e macchinari

Sono inclusi in questa voce i costi relativi agli impianti di produzione di energia elettrica, agli impianti di produzione calore, alle reti di distribuzione dell'energia elettrica, alle reti di distribuzione gas, alle reti di distribuzione calore e agli impianti riferibili ai servizi ambientali non in regime di concessione secondo quanto previsto dall'IFRIC 12. Tra i beni relativi agli impianti di produzione di energia elettrica sono comprese le opere gratuitamente devolvibili.

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 150.283 migliaia di euro, si riferiscono principalmente a:

sviluppo della rete di teleriscaldamento e nuovi allacciamenti alla rete, comprensiva delle sottostazioni di scambio termico, dei misuratori e delle apparecchiature di telelettura, per 22.509 migliaia di euro;
investimenti sulle reti di distribuzione energia elettrica, incluse le cabine primarie, per 21.007 migliaia di euro;
investimenti sulle reti gas non in regime di concessione secondo quanto previsto dall'IFRIC 12 per 5.810 migliaia di euro;
investimenti sulle centrali termoelettriche e idroelettriche per 44.856 migliaia di euro;
investimenti per la raccolta e lo smaltimento dei rifiuti nel settore ambiente per 42.341 migliaia di euro.

Ammortamenti

Gli ammortamenti ordinari del primo semestre 2021, pari a complessivi 143.956 migliaia di euro sono stati calcolati sulla base delle aliquote indicate nel bilancio annuale 2020 e ritenute rappresentative della residua possibilità di utilizzo delle immobilizzazioni.

Si segnala che il Decreto Legge 14 dicembre 2018, n. 135 (Disposizioni urgenti in materia di sostegno e semplificazione per le imprese e per la pubblica amministrazione – cd. "D.L. Semplificazioni") convertito, con modificazioni, dalla legge 11 febbraio 2019, n. 12, ha disciplinato il nuovo regime di remunerazione delle Opere Bagnate relativamente alle concessioni di grande derivazione per impianti idroelettrici; la normativa stabilisce che le Opere Bagnate siano trasferite senza compenso alle Regioni. Qualora il Gestore abbia effettuato nuovi investimenti durante la vita utile e purché tali investimenti siano autorizzati o assentiti dalla Pubblica Amministrazione competente, il Gestore avrà diritto ad una remunerazione limitatamente al valore non ammortizzato. Conseguentemente, al fine renderlo coerente con la normativa, a partire dall'esercizio 2019 è stato rideterminato il piano di ammortamento delle Opere Bagnate riferibili alle concessioni scadute, anche tenendo conto delle possibili date di riassegnazione delle stesse, che, sulla base della normativa precedente, era stato interrotto a partire dal bilancio 2012.

Si segnala che non vi sono attività materiali concesse a garanzia di passività.

Diritti d'uso IFRS 16

L'IFRS 16 prevede per il locatario 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. I contratti in cui il Gruppo Iren si configura come locatario si riferiscono prevalentemente a leasing immobiliari e di impianti di produzione e a noleggi a lungo termine di automezzi e autoveicoli.

La composizione dei diritti d'uso, distinta tra costo storico, fondo ammortamento e valore netto, viene riportata nella tabella seguente:

	migliaia di euro
	Costo al 30/06/2021	F.do amm.to al 30/06/2021	Valore netto al 30/06/2021	Costo al 31/12/2020	F.do amm.to al 31/12/2020	Valore netto al 31/12/2020
Terreni	6.260	(1.299)	4.961	6.253	(1.037)	5.216
Fabbricati	29.130	(6.633)	22.497	27.252	(5.293)	21.959
Impianti e macchinari	1.773	(146)	1.627	783	(170)	613
Attrezzature industriali e commerciali	791	(509)	282	812	(401)	411
Altri beni	19.649	(9.616)	10.033	20.558	(7.448)	13.110
Totale	57.603	(18.203)	39.400	55.658	(14.349)	41.309

La movimentazione del costo storico dei diritti d'uso è esposta nella tabella seguente:

				migliaia di euro
	31/12/2020	Incrementi	Decrementi	Variazione area di consolida‐ mento	30/06/2021
Terreni	6.253	48	(41)	‐	6.260
Fabbricati	27.252	2.352	(474)	‐	29.130
Impianti e macchinari	783	1.244	(254)	‐	1.773
Attrezzature industriali e commerciali	812	‐	(21)	‐	791
Altri beni	20.558	81	(1.045)	55	19.649
Totale	55.658	3.725	(1.835)	55	57.603

La movimentazione del fondo ammortamento dei diritti d'uso è esposta nella tabella seguente:

				migliaia di euro
	31/12/2020	Ammortamento del periodo	Decrementi	30/06/2021
Terreni	(1.037)	(279)	17	(1.299)
Fabbricati	(5.293)	(1.624)	284	(6.633)
Impianti e macchinari	(170)	(103)	127	(146)
Attrezzature industriali e commerciali	(401)	(119)	11	(509)
Altri beni	(7.448)	(2.941)	773	(9.616)
Totale	(14.349)	(5.066)	1.212	(18.203)

NOTA 2_INVESTIMENTI IMMOBILIARI

La tabella che segue evidenzia la composizione della voce in questione:

	migliaia di euro
	Costo al 30/06/2021	F.do amm.to al 30/06/2021	Valore netto al 30/06/2021	Costo al 31/12/2020	F.do amm.to al 31/12/2020	Valore netto al 31/12/2020
Terreni	646	‐	646	709	(6)	703
Fabbricati	3.972	(2.128)	1.844	4.172	(2.111)	2.061
Totale	4.618	(2.128)	2.490	4.881	(2.117)	2.764

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 30/06/2021	F.do amm.to al 30/06/2021	Valore netto al 30/06/2021	Costo al 31/12/2020	F.do amm.to al 31/12/2020	Valore netto al 31/12/2020
Costi di sviluppo	10.591	(4.839)	5.752	8.880	(3.948)	4.932
Diritti brevetto industriale e utilizzo opere dell'ingegno	200.426	(123.290)	77.136	190.177	(109.072)	81.105
Concessioni, licenze, marchi e diritti simili	3.146.713	(1.272.349)	1.874.364	3.092.281	(1.223.665)	1.868.616
Altre immobilizzazioni immateriali	413.443	(201.839)	211.604	423.217	(182.200)	241.017
Immobilizzazioni in corso e acconti	193.235	‐	193.235	159.470	‐	159.470
Totale	3.964.408	(1.602.317)	2.362.091	3.874.025	(1.518.885)	2.355.140

La movimentazione del costo storico delle attività immateriali è esposta nella tabella seguente:

	migliaia di euro
	31/12/2020	Incrementi	Decrementi	Variazione area di consolida‐ mento	Riclassifiche	30/06/2021
Costi di sviluppo	8.880	219	‐	‐	1.492	10.591
Diritti brevetto industriale e utilizzo opere dell'ingegno	190.177	7.421	‐	‐	2.828	200.426
Concessioni, licenze, marchi e diritti simili	3.092.281	46.918	(1.008)	212	8.310	3.146.713
Altre immobilizzazioni immateriali	423.217	75.218	(84.467)	1.088	(1.613)	413.443
Immobilizzazioni in corso e acconti	159.470	46.415	(32)	14	(12.632)	193.235
Totale	3.874.025	176.191	(85.507)	1.314	(1.615)	3.964.408

La movimentazione del fondo ammortamento delle attività immateriali è esposta nella tabella seguente:

	migliaia di euro
	31/12/2020	Ammorta‐ mento del periodo	Decrementi	Variazione area di consolida‐ mento	Riclassifiche	30/06/2021
F.amm.to costi di sviluppo	(3.948)	(865)	‐	‐	(26)	(4.839)
F.amm.to dir. brevetto ind.le e utilizzo opere dell'ingegno	(109.072)	(14.215)	‐	‐	(3)	(123.290)
F.amm.to concessioni, licenze, marchi e diritti simili	(1.223.665)	(49.292)	779	(171)	‐	(1.272.349)
F. amm.to altre immobilizzazioni immateriali	(182.200)	(20.145)	711	(519)	314	(201.839)
Totale	(1.518.885)	(84.517)	1.490	(690)	285	(1.602.317)

La colonna "variazione area di consolidamento" si riferisce ai saldi acquisti nel corso del semestre relativi alle società Futura.

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.

Gli incrementi della voce altre immobilizzazioni immateriali si riferiscono principalmente agli acquisti delle quote di emissione (emission trading) e alla capitalizzazione di costi per lo sviluppo commerciale della clientela, mentre i decrementi si riferiscono all'annullamento delle quote di emissione.

Il valore netto contabile delle altre immobilizzazioni immateriali alla chiusura del semestre include per 96.871 migliaia di euro attività rilevate a titolo dei costi sostenuti per lo sviluppo commerciale della clientela.

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;
dal diritto d'uso di condotte forzate non di proprietà di impianti idroelettrici;
dalle concessioni per l'esercizio e la gestione di impianti fotovoltaici.

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 della lista clienti avvenuta in sede di allocazione del prezzo di acquisizione del controllo di Atena Trading, Salerno Energia Vendite, Studio Alfa e Spezia Energy Trading;
dalla valorizzazione delle autorizzazioni ambientali all'esercizio del biodigesterore e degli impianti di recupero avvenuta in sede di allocazione del prezzo di acquisizione del controllo di Ferrania Ecologia e Territorio e Risorse.

Immobilizzazioni in corso ed acconti

La voce è costituita prevalentemente dagli investimenti in corso dei servizi in concessione disciplinati dall'IFRIC 12, oltre che da licenze d'uso software, dai relativi costi sostenuti per le implementazioni.

NOTA 4_AVVIAMENTO

L'avviamento, pari a 214.054 migliaia di euro (213.502 migliaia di euro al 31 dicembre 2020), nel corso del primo semestre 2021 presenta una variazione in aumento per 552 migliaia di euro a seguito dell'acquisizione del controllo (business combinations) della società Futura, in cui nelle more della valutazione da svolgersi ai sensi dell'IFRS 3 – Aggregazioni aziendali, il differenziale positivo, determinato in via provvisoria, fra il costo di acquisizione ed il fair value provvisorio, alla data di acquisizione, delle attività identificabili acquisite e delle passività assunte identificabili è stato allocato ad avviamento.

Si segnala che nel corso del primo semestre 2021 è stata resa definitiva la contabilizzazione dell'acquisizione del controllo del ramo d'azienda, denominato "SEI Energia" che comprende la rete di teleriscaldamento nei Comuni di Rivoli e Collegno ed il 49% della società NOVE che gestisce la rete di teleriscaldamento nel Comune di Grugliasco avvenuta nel mese di maggio del 2020. I valori contabilizzati in maniera provvisoria nel bilancio 2020 sono stati rideterminati in quanto è stato rettificato in aumento il valore del magazzino del ramo acquisto per 85 migliaia di euro e conseguentemente è stato ridotto il differenziale iscritto ad avviamento.

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. A livello di Gruppo 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
	30/06/2021
Ambiente	63.378
Energia	6.755
Mercato	32.460
Reti	111.461
Totale	214.054

Cash Generating Unit Ambiente

Il valore dell'avviamento, pari a 63.378 migliaia di euro, si riferisce principalmente:

all'acquisizione del controllo della società Futura avvenuta nel mese di marzo del 2021 (552 migliaia di euro);
all'acquisizione del controllo delle società operanti nel settore ambiente acquisite da Unieco avvenuta nel mese di novembre del 2020 (46.745 migliaia di euro);
all'acquisizione del controllo di I.Blu S.r.l. avvenuta nel mese di agosto del 2020 (5.562 migliaia di euro);
all'acquisizione del controllo di Ferrania ecologia S.r.l. avvenuta nel mese di luglio del 2019 (7.048 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 ACAM Ambiente (gruppo ACAM) avvenuta nel mese di aprile del 2018 (2.572 migliaia di euro).

Cash Generating Unit Energia

Il valore dell'avviamento, pari a 6.755 migliaia di euro, si riferisce:

all'acquisizione del controllo avvenuta a maggio del 2020 di un ramo d'azienda, denominato "SEI Energia" che comprende la rete di teleriscaldamento nei Comuni di Rivoli e Collegno ed il 49% della società NOVE che gestisce la rete di teleriscaldamento nel Comune di Grugliasco (2.068 migliaia di euro).
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).

Cash Generating Unit Mercato

Il valore dell'avviamento, pari a 32.460 migliaia di euro, deriva principalmente:

dall'acquisizione del controllo di Spezia Energy Trading s.r.l. avvenuta nel mese di settembre del 2018 (2.694 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;
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.

Cash Generating Unit Reti

Il valore dell'avviamento, pari a 111.461 migliaia di euro, deriva principalmente:

dall'acquisizione del controllo di Nord Ovest Servizi avvenuta nel mese di luglio del 2020 (1.325 migliaia di euro);
dall'acquisizione del controllo di Busseto Servizi avvenuta nel mese di gennaio del 2019 (1.638 migliaia di euro);
dall'acquisizione del controllo di ACAM Acque (gruppo ACAM) avvenuta nel mese di aprile del 2018 (15.442 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 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;
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.

Come anticipato al paragrafo I "Contenuto e forma del bilancio semestrale abbreviato consolidato" della presente relazione, nel corso del primo semestre 2021, conformemente allo IAS 36, il Gruppo ha verificato l'inesistenza di impairment trigger specifici con particolare riferimento agli avviamenti.

In particolare a seguito del verificarsi degli effetti della pandemia legata alla diffusione del Coronavirus, la società ha valutato, in accordo ai paragrafi 9 e 12 dello IAS 36, la presenza di indicatori provenienti da fonti interne o esterne di informazione che potessero segnalare una perdita di valore delle proprie attività non finanziarie alla data del 30 giugno 2021.

Dall'analisi effettuata ed in considerazione della particolare natura del business (oltre 70% in settori regolati o semi regolati) in cui opera la società, non è emersa l'evidenza di indicatori di perdita di valore delle attività non finanziarie.

Tuttavia si è ritenuto comunque opportuno riverificare, a seguito degli impatti economico‐patrimoniali consuntivati e previsti per l'esercizio 2021 derivanti dalla diffusione del Coronavirus, il valore recuperabile delle attività non finanziarie con riferimento agli avviamenti iscritti alla data di reporting.

L'analisi condotta ha avuto l'obiettivo di rideterminare le "riserve di impairment" (differenza tra valore recuperabile e valore di iscrizione delle attività non finanziarie per ogni CGU) avendo a riferimento il Piano Industriale utilizzato per l'impairment test al 31 dicembre 2020 integrato dai previsti impatti nell'esercizio 2021 conseguenti alla diffusione della pandemia. Tali impatti sono stati individuati in circa 10 milioni di euro di minore EBITDA nel corrente esercizio in conseguenza di costi esterni emergenti (DPI, pulizie, sanificazione, attività operative, penali), e di una contrazione dei ricavi.

Sono state valutate le variazioni intervenute tra il 31 dicembre 2020 e il 30 giugno 2021 nelle componenti di rischio dei tassi di attualizzazione (WACC) e, non risultando significative, l'attualizzazione dei flussi finanziari è stata effettuata utilizzando gli stessi WACC stimati per la procedura di impairment 2020 e riportati nel bilancio d'esercizio chiuso a tale data.

La verifica ha confermato il valore di iscrizione delle attività non finanziarie alla data del 30 giugno 2021, risultando variazioni marginali del valore delle riserve di impairment stimate al 31 dicembre 2020.

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 30 giugno 2021 è riportato in allegato.

Le variazioni intervenute nel semestre sono riportate nel seguito.

Partecipazioni in società a controllo congiunto (joint venture)

migliaia di euro
	31/12/2020	Variazione area di consolida‐ mento	Rivalutazioni‐ svalutazioni per equity	Distribuzione dividendi	Svalutazione del periodo	Altri movimenti	30/06/2021
Acque Potabili	9.907	‐	(1.643)	‐	‐	‐	8.264
TOTALE	9.907	‐	(1.643)	‐	‐	‐	8.264

A partire dal 31 maggio 2021 la società Acque Potabili è stata posta in liquidazione.

Partecipazioni in società collegate

	31/12/2020	Variazione area di consolida‐ mento	Rivalutazioni‐ svalutazioni per equity	Distribuzione dividendi	Svalutazione del periodo	Altri movimenti	30/06/2021
A2A Alfa	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐
Acos	12.388	‐	887	‐	‐	‐	13.275
Acos Energia	902	‐	264	‐	‐	82	1.248
Acquaenna	3.854	‐	210	‐	‐	(120)	3.944
Aguas de San Pedro	11.711	‐	1.290	‐	‐	470	13.471
Aiga	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐
Amat	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐
Amter	1.014	‐	132	‐	‐	‐	1.146
Asa	37.030	‐	1.689	‐	‐	(211)	38.508
Asa scpa	1.197	‐	‐	‐	‐	‐	1.197
Astea	23.318	‐	985	(277)	‐	‐	24.026
Asti Servizi Pubblici	9.815	‐	619	(451)	‐	‐	9.983
Barricalla	1.076	‐	1.255	(1.189)	‐	‐	1.142
BI Energia	813	‐	(197)	‐	‐	‐	616
CSA	619	‐	(10)	‐	‐	‐	609
CSAI	1.126	‐	(54)	‐	‐	‐	1.072
CSP Innovazione nelle ICT	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐
Fingas	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐
Fratello Sole Energie Solidali	297	‐	(41)	‐	‐	‐	256
Futura	1.813	(1.813)	‐	‐	‐	‐	‐
G.A.I.A.	14.746	‐	34	‐	‐	‐	14.780
Global Service	6	‐	‐	‐	‐	‐	6
Iniziative Ambientali	473	‐	14	‐	‐	‐	487
Mondo Acqua	665	‐	‐	‐	‐	‐	665
Nove	2.300	‐	7	‐	‐	‐	2.307
Rimateria	1.396	‐	‐	‐	(1.396)	‐	‐
SEI Toscana	9.525	‐	(503)	‐	‐	‐	9.022
SETA	11.157	‐	976	(454)	‐	‐	11.679
Sienambiente	9.812	‐	461	‐	‐	13	10.286
Sinergie Italiane	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐
STU Reggiane	5.405	‐	‐	‐	‐	‐	5.405
Tirana Acque	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐
Valle Dora Energia	1.148	‐	(99)	(122)	‐	‐	927
TOTALE	163.606	(1.813)	7.919	(2.493)	(1.396)	234	166.057

migliaia di euro

Per la partecipata Futura la variazione area di consolidamento si riferisce all'acquisizione del controllo e al conseguente consolidamento integrale della società.

Con riferimento alla collegata Rimateria il Tribunale di Livorno ha dichiarato il fallimento della società con sentenza del 14 giugno 2021 e, pertanto, si è proceduto a svalutare l'intero valore della partecipazione. Inoltre si è provveduto a cancellare il debito precedentemente iscritto a bilancio per la quota variabile del prezzo d'acquisto delle azioni della società (earn out) in quanto non si è avverata la condizione per il pagamento.

Relativamente alla partecipazione in Sinergie Italiane, il cui valore contabile è nullo, si segnala il fondo rischi per 6.500 migliaia di euro (invariato rispetto al 31 dicembre 2020) stanziato a copertura del rischio di perdite relative alla partecipata.

Gli importi relativi alla colonna Altri movimenti sono dovuti principalmente alla differenza cambio (Aguas de San Pedro) e ai movimenti delle riserve di cash flow hedge (Asa e Acquaenna).

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 30 giugno 2021 è riportato in allegato.

Il dettaglio della composizione della voce è presentato nella tabella esposta nel seguito:

		migliaia di euro
	31/12/2020	Incrementi	(Decrementi)	30/06/2021
AISA Impianti	992	‐	‐	992
Autostrade Centro Padane	1.248	‐	‐	1.248
Enerbrain	‐	1.451	‐	1.451
Environment Park	1.243	‐	‐	1.243
Altre	537	250	(2)	785
TOTALE	4.020	1.701	(2)	5.719

NOTA 7_CREDITI COMMERCIALI NON CORRENTI

I crediti, che risentono dell'effetto dell'attualizzazione, ammontano a 98.279 migliaia di euro (115.113 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) e si riferiscono 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 (59.533 migliaia di euro al 30 giugno 2021, 61.800 migliaia di euro al 31 dicembre 2020);
− ai crediti dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica derivanti dalle disposizioni emanate dalla delibera AEEGSI n. 654/2015 in tema di regolazione tariffaria per il periodo 2016‐2023 che ha comportato la rilevazione di ricavi da trasporto di energia elettrica e dei relativi crediti (16.969 migliaia di euro al 30 giugno 2021, 15.975 migliaia di euro al 31 dicembre 2020);
− ai crediti verso il Comune di Torino per il rinnovamento tecnologico e per l'efficientamento degli impianti termici presso alcuni stabili comunali, oltre che per la quota non corrente dei crediti per l'attività di gestione e manutenzione degli impianti, semaforica, termici ed elettrici determinata in ragione della previsione dei tempi d'incasso (17.746 migliaia di euro al 30 giugno 2021, 32.717 migliaia di euro al 31 dicembre 2020). Per maggiori informazioni sulla posizione creditoria complessiva del Gruppo Iren nei confronti del Comune di Torino si rimanda alla nota 8 "Attività finanziarie non correnti".

NOTA 8_ATTIVITA' FINANZIARIE NON CORRENTI

La voce pari a 201.110 migliaia di euro (166.522 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) 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
	30/06/2021	31/12/2020
Crediti finanziari non correnti vs Collegate	35.763	34.620
Crediti finanziari non correnti vs soci parti correlate	96.458	92.954
Crediti finanziari non correnti vs altri	11.693	13.700
Fair value contratti derivati quota non corrente	1.895	800
Titoli diversi dalle partecipazioni	73	24
Altre attività finanziarie	55.228	24.424
Totale	201.110	166.522

Crediti finanziari non correnti verso Collegate

Si riferiscono principalmente a crediti verso le società Valle Dora Energia (21.344 migliaia di euro), Acos (5.467 migliaia di euro), Nove (4.883 migliaia di euro) e Acquaenna (3.832 migliaia di euro). È inoltre presente un credito per 817 migliaia di euro verso la collegata AIGA che è stato completamente svalutato.

Crediti finanziari non correnti verso soci parti correlate

I crediti verso soci parti correlate, pari a 96.458 migliaia di euro (92.954 migliaia di euro al 31 dicembre 2020), 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 Smart Solutions S.p.A. ed il Comune di Torino (64.072 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 Smart Solutions S.p.A. nella città di Torino, per la quota a lungo termine (32.386 migliaia di euro). L'iscrizione dell'attività finanziaria attualizzata 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 176.781 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 nel corso dell'esercizio 2018.

		migliaia di euro
	30/06/2021	31/12/2020
Crediti commerciali non correnti	17.746	32.717
Crediti commerciali per servizi per fatture emesse	28.179	43.770
Crediti commerciali per servizi per fatture da emettere	27.980	8.150
Crediti commerciali per forniture di energia elettrica e altro	2.385	1.948
Fondo svalutazione crediti commerciali	(173)	(69)
Totale crediti commerciali correnti	58.371	53.799
Crediti finanziari in conto corrente quota non corrente	64.072	63.076
Crediti finanziari per servizi in concessione quota non corrente	32.386	29.878
Totale crediti finanziari non correnti	96.458	92.954
Crediti finanziari in conto corrente quota corrente	‐	2.343
Crediti finanziari per interessi quota corrente	2.809	2.855
Crediti finanziari per servizi in concessione quota corrente	1.397	1.246
Totale crediti finanziari correnti	4.206	6.444
Totale	176.781	185.914

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 d'azienda relativo alla gestione del servizio idrico integrato di due comuni del Bacino dell'ATO Veronese avvenuta nel corso del 2019 e i crediti derivanti dall'applicazione del modello dell'attività finanziaria previsto dall'IFRIC 12 al progetto di efficientamento legato al servizio di Illuminazione Pubblica svolto in regime di concessione nelle città di Vercelli, Biella e Fidenza.

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 oscillazione dei tassi di interesse sui finanziamenti a tasso variabile e dei prezzi delle commodities.

Titoli diversi dalle partecipazioni

Ammontano a 73 migliaia di euro (24 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) e si riferiscono a titoli valutati al costo ammortizzato.

Altre attività finanziarie

Sono rappresentate:

per 25.228 migliaia di euro dalla quota variabile del prezzo di cessione della partecipazione in OLT Offshore LNG Toscana e del relativo finanziamento. Tali attività sono valutate al fair value con iscrizione delle variazioni nell'utile (perdita) di periodo;
per 30.000 migliaia di euro da certificati di deposito sottoscritti con la Banca Alpi Marittime e valutati al costo ammortizzato.

NOTA 9_ALTRE ATTIVITA' NON CORRENTI

Il dettaglio è evidenziato nella tabella seguente:

		migliaia di euro
	30/06/2021	31/12/2020
Depositi cauzionali	11.068	11.042
Crediti di natura tributaria oltre 12 mesi	58.470	47.475
Altre attività non correnti	5.066	5.508
Ratei e risconti attivi non correnti	2.301	2.645
Totale	76.905	66.670

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 sono riferiti principalmente a crediti per le detrazioni su lavori eseguiti al fine di migliorare l'efficienza energetica degli edifici (ecobonus) e a crediti IVA per i quali è stata fatta richiesta di rimborso.

I risconti attivi riguardano principalmente i costi prepagati, per la quota a lungo termine, relativi ai contratti servizio energia in capo alla controllata Iren Smart Solutions S.p.A..

NOTA 10_ATTIVITÀ PER IMPOSTE ANTICIPATE

Ammontano a 379.154 migliaia di euro (369.375 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) e si riferiscono alla fiscalità anticipata derivante da componenti di reddito fiscalmente deducibili nei futuri esercizi. Riguardano principalmente l'effetto fiscale sulle differenze temporanee tra il valore civilistico e il valore fiscale di immobilizzazioni, di fondi rischi, del fondo svalutazione crediti, dei risconti sui contributi di allacciamento e del fair value degli strumenti finanziari derivati. Includono, inoltre, l'effetto fiscale anticipato sulle rettifiche effettuate in sede di adeguamento ai principi contabili internazionali.

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
	30/06/2021	31/12/2020
Materie prime	87.680	70.990
Fondo svalutazione magazzino	(4.994)	(5.348)
Valore netto	82.686	65.642
Lavori in corso su ordinazione	1.295	964
Totale	83.981	66.606

La variazione delle rimanenze di materie prime di periodo consegue essenzialmente agli aumenti 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 30 giugno 2021 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
	30/06/2021	31/12/2020
Crediti commerciali verso clienti	923.187	1.007.564
Crediti commerciali verso joint ventures	95	142
Crediti commerciali verso collegate	21.051	20.554
Crediti commerciali verso soci parti correlate	93.041	75.986
Crediti commerciali verso altre parti correlate	2.857	3.503
Totale crediti commerciali lordi	1.040.231	1.107.749
Fondo svalutazione crediti	(249.687)	(232.088)
Totale	790.544	875.661

Si segnala che al 30 giugno 2021 sono state effettuate operazioni di factoring con derecognition del credito per complessive 37.048 migliaia di euro (40.094 migliaia di euro al 31 dicembre 2020).

I crediti commerciali, al lordo del fondo svalutazione crediti, sono dettagliati per scadenza come segue:

		migliaia di euro
	30/06/2021	31/12/2020
Non scaduti	652.695	739.742
Scaduti da 0 a 3 mesi	128.980	125.508
Scaduti da 3 a 12 mesi	99.249	99.293
Scaduti oltre 12 mesi	159.307	143.206
Totale	1.040.231	1.107.749

Nei crediti non scaduti sono compresi crediti per fatture da emettere per 404.362 migliaia di euro (482.315 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) 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, di servizi ambientali e servizi diversi.

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. 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
	31/12/2020	Accantona‐ menti del periodo	Utilizzi	30/06/2021
Fondo svalutazione crediti	232.088	32.849	(15.250)	249.687

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 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").

NOTA 13_CREDITI PER IMPOSTE CORRENTI

Ammontano a 4.527 migliaia di euro (9.622 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) 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
	30/06/2021	31/12/2020
Crediti per imposta governativa erariale/UTIF	758	26.041
Credito verso Erario per IVA	69.980	84.622
Altri crediti di natura tributaria	23.946	24.133
Crediti tributari entro 12 mesi	94.684	134.796
Crediti verso Cassa Servizi Energetici e Ambientali (CSEA)	53.473	77.258
Crediti per certificati verdi	41.435	33.997
Crediti per anticipi a fornitori	16.682	11.468
Altre attività correnti	49.643	46.731
Altre attività correnti	161.233	169.454
Ratei e risconti	40.862	12.832
Totale	296.779	317.082

Si segnala che al 30 giugno 2021 sono state effettuate operazioni di factoring con derecognition del credito IVA per complessivi 12.151 migliaia di euro (93.484 migliaia di euro al 31 dicembre 2020). Al 31 dicembre 2020 erano inoltre presenti operazioni di factoring con derecognition del credito per titoli di efficienza energetica per complessivi 27.912 migliaia di euro.

La variazione dei crediti per imposta governativa erariale è dovuta alle dinamiche dei versamenti in acconto e in saldo che sono influenzate dai volumi di fatturazione del periodo di competenza e dell'esercizio precedente.

Le società che partecipano al Gruppo IVA 2021, oltre alla capogruppo Iren S.p.A., sono le seguenti: Iren Energia S.p.A., IRETI S.p.A. (e l'incorporata Busseto srl), Iren Mercato S.p.A. (e l'incorporata SET S.r.l.), Iren Ambiente S.p.A. (e le incorporate CMT S.p.A. e Ferrania S.r.l.), AMIAT S.p.A, Iren Smart Solutions S.p.A., Iren Acqua Tigullio S.p.A., Iren Acqua S.p.A. (e l'incorporata Immobiliare delle Fabbriche S.r.l.) Iren Laboratori S.p.A., Bonifica Autocisterne S.r.l., ASM Vercelli S.p.A., Atena Trading S.r.l, ACAM Ambiente S.p.A., ACAM Acque S.p.A., ReCos S.p.A., Studio Alfa S.p.A. (e l'incorporata Coin Consultech S.r.l.), TRM S.p.A, San Germano S.p.A., Maira S.p.A., Formaira S.p.A., Montequerce S.c.a.r.l., Territorio e Risorse S.r.l. e Rigenera Materiali S.r.l.

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; la loro riduzione consegue ai minori contributi tariffari riconosciuti a fronte del ridimensionamento degli obblighi per Titoli di Efficienza Energetica (Certificati Bianchi) dell'anno 2020, a cui sono tenuti all'adempimento i distributori di energia elettrica e gas naturale, introdotto dal Decreto del Ministero della Transizione Ecologica del 21 maggio 2021.

NOTA 15_ATTIVITA' FINANZIARIE CORRENTI

Il dettaglio è evidenziato nella tabella seguente:

	migliaia di euro
	30/06/2021	31/12/2020
Crediti finanziari verso collegate	4.081	3.614
Crediti finanziari verso Comuni soci parti correlate	4.206	6.444
Crediti finanziari verso altri	70.726	68.854
Attività per strumenti derivati correnti	61.719	16.444
Totale	140.732	95.356

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 collegate

La voce si riferisce principalmente a finanziamenti verso Acquaenna (220 migliaia di euro), BI Energia (833 migliaia di euro), STU Reggiane (487 migliaia di euro) e a crediti per interessi verso Valle Dora Energia (150 migliaia di euro). La restante parte riguarda essenzialmente crediti per dividendi da incassare. Per maggiori dettagli si rimanda al prospetto dei rapporti con parti correlate riportato in allegato.

Crediti finanziari verso soci parti correlate

Riguardano crediti verso il Comune di Torino, sui quali maturano interessi a favore del Gruppo, e ammontano a 4.206 migliaia di euro (6.444 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) e sono relativi ai rapporti tra le controllate AMIAT S.p.A. e Iren Smart Solutions ed il Comune di Torino.

Per il dettaglio della posizione creditoria complessiva del Gruppo Iren nei confronti del Comune di Torino si rimanda alla nota 8 "Attività finanziarie non correnti".

Crediti finanziari verso altri

Si riferiscono per 36.240 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 crediti derivanti dall'applicazione del modello dell'attività finanziaria previsto dall'IFRIC 12 al servizio di depurazione acque acquisito nel territorio marchigiano, a depositi versati per perfezione il programma d'acquisto di azioni proprie, a depositi versati a garanzia per operare sui mercati future delle commodities, al credito per il conguaglio prezzo relativo all'acquisizione del controllo di San Germano e CMT, 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 stipulati per la copertura del rischio di oscillazione dei prezzi delle commodities.

NOTA 16_DISPONIBILITÀ LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI

La voce disponibilità liquide e mezzi equivalenti risulta essere così costituita:

		migliaia di euro
	30/06/2021	31/12/2020
Depositi bancari e postali	720.868	889.870
Denaro e valori in cassa	94	299
Totale	720.962	890.169

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 1.145 migliaia di euro (1.285 migliaia di euro al 31 dicembre 2020). La voce si riferisce:

per 987 migliaia di euro (invariato rispetto al 31 dicembre 2020) alle attività nette inerenti le concessioni del servizio idrico integrato di quattro comuni della provincia di Alessandria e due comuni della Valle d'Aosta per le quali è in corso di definizione il subentro del nuovo gestore;
per 158 migliaia di euro (invariato rispetto al 31 dicembre 2020) 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.

Al 31 dicembre 2020 era esposta nella presente voce la partecipazione nella collegata Plurigas (140 migliaia di euro) il cui processo di liquidazione è terminato nel corso del primo semestre 2021.

PASSIVO

NOTA 18_PATRIMONIO NETTO

Il patrimonio netto risulta essere così composto:

		migliaia di euro
	30/06/2021	31/12/2020
Capitale sociale	1.300.931	1.300.931
Riserve e Utili (Perdite) a nuovo	988.442	855.061
Risultato netto del periodo	193.238	235.345
Totale patrimonio netto attribuibile agli azionisti	2.482.611	2.391.337
Capitale e riserve attribuibili alle minoranze	345.374	342.465
Utile (perdita) attribuibile alle minoranze	15.270	29.749
Totale patrimonio netto consolidato	2.843.255	2.763.551

Capitale sociale

Il capitale sociale, invariato rispetto al 31 dicembre 2020, 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.

In data 29 aprile 2020 l'Assemblea degli Azionisti ha autorizzato il Consiglio di Amministrazione ad acquistare azioni proprie per diciotto mesi per un massimo di 65.000.000 di azioni, pari al 5% del capitale sociale, secondo le norme vigenti in materia. Al 30 giugno 2021 sono state acquistate n. 17.855.645 azioni per un corrispettivo complessivo di 38.740 migliaia di euro esposto a riduzione del patrimonio netto all'interno della voce "Riserve e Utili (Perdite) a nuovo".

Riserve e Utili (Perdite) a nuovo

Il dettaglio della voce è riportato nella tabella seguente:

		migliaia di euro
	30/06/2021	31/12/2020
Azioni proprie	(38.740)	(34.648)
Riserva sovrapprezzo azioni	133.019	133.019
Riserva legale	87.216	76.713
Riserva copertura flussi finanziari	9.961	(13.493)
Altre riserve e Utile (perdite) accumulate	796.986	693.470
Totale riserve	988.442	855.061

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, dalla riserva che accoglie gli utili e le perdite attuariali derivanti dalla valutazione dei benefici ai dipendenti successivi al rapporto di lavoro. Nel corso del primo semestre del 2021 sono variate principalmente per il riporto a nuovo degli utili dell'esercizio 2020 non distribuiti (102.950 migliaia di euro).

Dividendi

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 3.747.434 migliaia di euro (3.826.378 migliaia di euro al 31 dicembre 2020).

Obbligazioni

Ammontano a 3.127.054 migliaia di euro, con scadenza oltre 12 mesi (3.124.430 migliaia di euro al 31 dicembre 2020). La voce è interamente costituita da posizioni della Capogruppo riferite ad emissioni di Public Bond, contabilizzate a costo ammortizzato, a fronte di un complessivo importo nominale in circolazione al 30 giugno 2021 di 3.159.634 migliaia di euro (invariato rispetto al 31 dicembre 2020). Di seguito il dettaglio dei Public Bond con scadenza oltre 12 mesi:

Bond scadenza novembre 2022, cedola 2,75%, importo di emissione 500 milioni di euro, in circolazione al 30 giugno 2021 per 359.634 migliaia di euro a seguito di riacquisti (tender offer) eseguiti nel 2016 e 2017 (importo a costo ammortizzato 358.841 migliaia di euro);
Bond scadenza novembre 2024, cedola 0,875%, importo 500 milioni di euro, interamente in circolazione (importo a costo ammortizzato 496.949 migliaia di euro);
Green Bond scadenza ottobre 2027, cedola 1,5%, importo 500 milioni di euro, interamente in circolazione (importo a costo ammortizzato 493.421 migliaia di euro);
Green Bond scadenza settembre 2025, cedola 1,95%, importo 500 milioni di euro, interamente in circolazione (importo a costo ammortizzato 495.975 migliaia di euro);
Green Bond scadenza ottobre 2029, cedola 0,875%, importo 500 milioni di euro, interamente in circolazione (importo a costo ammortizzato 495.462 migliaia di euro);
Bond scadenza luglio 2030, cedola 1%, importo 500 milioni di euro, interamente in circolazione (importo a costo ammortizzato 490.160 migliaia di euro);
Green Bond scadenza gennaio 2031, cedola 0,25%, importo 300 milioni di euro, interamente in circolazione (importo a costo ammortizzato 296.246 migliaia di euro).

I prestiti obbligazionari sono stati sottoscritti da investitori istituzionali italiani ed esteri, sono quotati alla Borsa Irlandese ed è loro attribuito rating Fitch.

La variazione del complessivo valore contabile rispetto al 31 dicembre 2020 è dovuta all'imputazione degli oneri finanziari di competenza, calcolati sulla base del metodo del costo ammortizzato.

Debiti finanziari non correnti verso istituti di credito

Si tratta della quota con scadenza oltre 12 mesi dei mutui/linee di finanziamento a medio lungo termine concessi dagli istituti finanziari, che ammonta a 527.860 migliaia di euro (580.201 migliaia di euro al 31 dicembre 2020).

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 (riferita alla quota oltre 12 mesi), come illustrato nella tabella che segue:

			migliaia di euro
	a tasso fisso	a tasso variabile	TOTALE
tasso min/max	4,095% ‐ 5,151%	0,000% ‐ 0,327%
periodo di scadenza	2022‐2028	2022‐2036
1.7.2022 – 30.6.2023	1.205	46.805	48.010
1.7.2023 – 30.6.2024	1.162	54.138	55.300
1.7.2024 – 30.6.2025	1.105	61.176	62.281
1.7.2025 – 30.6.2026	1.168	59.292	60.460
successivi	3.215	298.594	301.809
Totale debiti oltre 12 mesi al 30/6/2021	7.855	520.005	527.860
Totale debiti oltre 12 mesi al 31/12/2020	20.192	560.009	580.201

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
	31/12/2020					30/6/2021
	Totale debiti oltre 12 mesi	Incrementi	Variazione area consolidamento	Riduzioni	Variazione costo ammortizzato	Totale debiti oltre 12 mesi
‐ a tasso fisso	20.192	‐	‐	(12.337)	‐	7.855
‐ a tasso variabile	560.009	5.000	21.206	(66.433)	224	520.005
TOTALE	580.201	5.000	21.206	(78.770)	224	527.860

Il totale dei debiti a medio lungo termine al 30 giugno 2021 risulta in complessiva riduzione rispetto al 31 dicembre 2020, per l'effetto combinato di:

erogazione alla Capogruppo di un finanziamento per 5.000 migliaia di euro da CEB (Council of Europe Development Bank), a valere sul programma di investimenti nel settore delle infrastrutture del servizio idrico integrato nelle aree di Parma e Genova;
incremento per 21.206 migliaia di euro di finanziamenti a medio‐lungo termine in capo a Futura, società entrate nel perimetro di consolidamento del Gruppo nel corso del 2021;
riduzione per 78.770 migliaia di euro a fonte del rimborso anticipato volontario di finanziamenti della Capogruppo e dei suddetti finanziamenti acquisiti nell'area di consolidamento, per attività di Liability Management, e per la classificazione a breve termine delle quote dei finanziamenti in scadenza entro i prossimi 12 mesi;
incremento per 224 migliaia di euro per la contabilizzazione al costo ammortizzato dei finanziamenti.

Altre passività finanziarie

Ammontano a 92.520 migliaia di euro (121.747 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) e si riferiscono:

per 1.868 miglia di euro (2.013 miglia di euro al 31 dicembre 2020) a debiti verso società collegate;
per 60.086 migliaia di euro (72.547 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) al fair value dei contratti derivati stipulati per coprire l'esposizione al rischio di oscillazione dei tassi di interesse dei mutui a tasso variabile (per il commento si rinvia al paragrafo "Gestione dei rischi finanziari del Gruppo");
per 27.559 migliaia di euro (28.890 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) a debiti per contratti di leasing;
per 3.007 migliaia di euro (3.434 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) a debiti finanziari minori verso altri, i cui importi più significativi si riferiscono a finanziamenti ad alcune società consolidate integralmente, ma di cui il Gruppo non detiene il 100% delle quote, erogati dal socio di minoranza.

Al 31 dicembre 2020 erano presenti per 14.863 migliaia di euro strumenti finanziari partecipativi emessi e debiti per interessi estinti anticipatamente nel corso del primo semestre 2021.

NOTA 20_BENEFICI AI DIPENDENTI

Nel corso del primo semestre 2021 hanno avuto la seguente movimentazione:

	migliaia di euro
	31/12/2020	Variazione area di consolida‐ mento	Erogazioni del periodo	Obbligazioni maturate nel periodo	30/06/2021
Trattamento di fine rapporto	96.042	277	(4.422)	481	92.378
Mensilità aggiuntive (premio anzianità)	2.677	‐	(159)	27	2.545
Premio fedeltà	2.988	‐	(33)	53	3.008
Agevolazioni tariffarie	5.141	‐	(85)	‐	5.056
Fondo premungas	2.179	‐	(219)	‐	1.960
Totale	109.027	277	(4.918)	561	104.947

La colonna "variazione area di consolidamento" si riferisce ai saldi acquisti nel corso del semestre relativi alla società Futura.

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.

Ipotesi attuariali

La valutazione delle passività esposte in precedenza è stata effettuata da attuari indipendenti in occasione della predisposizione del bilancio consolidato di fine anno 2020.

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	‐0.02% ‐ 0,34%
Tasso annuo di inflazione	0,80%
Tasso annuo incremento TFR	2,10%

NOTA 21_FONDI PER RISCHI ED ONERI

La voce ammonta a 407.277 migliaia di euro (405.456 migliaia di euro al 31 dicembre 2020). Il dettaglio è esposto nella seguente tabella e si riferisce sia alla quota corrente che alla quota non corrente:

migliaia di euro
	31/12/2020	Incrementi	Decrementi	(Proventi) oneri da attualizza‐ zione	Variazione area di consolida‐ mento	30/06/2020	Quota non corrente
Fondo ripristino beni di terzi	164.879	3.842	‐	738	‐	169.459	169.459
Fondi post mortem	72.342	‐	(2.496)	3.357	‐	73.203	63.323
Fondo smantellamento e bonifica area	40.236	‐	(9)	2.788	‐	43.015	42.978
Fondo oneri esodo personale	15.045	343	(2.488)	‐	‐	12.900	3.663
Fondo rischi su partecipazioni	6.565	‐	‐	‐	‐	6.565	‐
Obbligo annullamento ETS	82.527	58.402	(82.527)	‐	‐	58.402	‐
Altri fondi per rischi ed oneri	179.834	4.859	(7.932)	‐	697	177.458	127.854
Totale	561.428	67.446	(95.452)	6.883	697	541.002	407.277

Nel caso in cui l'effetto dell'attualizzazione del valore del denaro sia significativo, i fondi vengono attualizzati utilizzando un tasso di sconto ante imposte che, in base al periodo temporale previsto per i flussi finanziari futuri, non supera il 2,26%.

La colonna "variazione area di consolidamento" si riferisce ai saldi acquisti nel corso del semestre relativi alla società Futura.

Fondo ripristino beni di terzi

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.

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 a Parma, 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. Nel corso dell'esercizio 2019, al fine di proseguire nel programma di riequilibrio professionale e demografico del personale e a seguito di accordi con le Organizzazioni Sindacali, il Gruppo ha stanziato fondi

per incentivare alla pensione su base volontaria i dipendenti interessati aventi i requisiti introdotti dal decreto legge 4/2019 contenente la cd. quota 100. L'articolo 14 del citato DL 4/2019 introduce a partire dal 2019 la possibilità di andare in pensione con i requisiti di 62 anni di età e 38 anni di contributi maturati entro il 31 dicembre 2021.

Fondi rischi su partecipazioni

La voce si riferisce principalmente ai rischi di futuri oneri derivanti dalla gestione della partecipata Sinergie Italiane.

Obbligo annullamento ETS

La voce si riferisce agli obblighi legati ai diritti di emissione di anidride carbonica secondo l'Emission Trading Scheme. Le movimentazioni riguardano la stima dei costi per l'obbligo del periodo e l'annullamento dei titoli per l'adempimento all'obbligo dell'esercizio precedente.

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, 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 180.901 migliaia di euro (203.540 migliaia di euro al 31 dicembre 2020), sono dovute alle differenze temporanee tra il valore contabile e quello fiscale di attività e passività iscritte in bilancio. Per il commento alla variazione rispetto al 31 dicembre 2020 si rimanda alla nota 42_Imposte sul reddito.

Si segnala inoltre che le imposte differite sono state calcolate applicando le aliquote previste nel momento in cui le differenze temporanee si riverseranno.

NOTA 23_DEBITI VARI E ALTRE PASSIVITA' NON CORRENTI

Sono composti come riportato nella tabella seguente:

		migliaia di euro
	30/06/2021	31/12/2020
Debiti oltre 12 mesi	55.319	54.988
Risconti passivi per contributi c/impianto ‐ non correnti	430.869	429.448
Ratei e risconti passivi non correnti	4.209	3.569
Totale	490.397	488.006

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.

Tra i risconti passivi per contributi in conto impianti sono compresi gli importi relativi ai contributi di allacciamento per un importo pari a 193.421 migliaia di euro e alla componente Fo.N.I. (Fondo Nuovi Investimenti), per un importo pari a 57.278 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 rispettivamente a 9.406 e 3.264 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
	30/06/2021	31/12/2020
Obbligazioni	181.821	181.628
Debiti verso istituti di credito	70.003	74.489
Debiti finanziari verso società collegate	1.462	964
Debiti finanziari verso soci parti correlate	3.140	3.789
Debiti finanziari verso altre parti correlate	1	2
Debiti finanziari per leasing	9.340	9.804
Debiti finanziari verso altri	8.193	4.007
Passività per strumenti derivati correnti	36	568
Totale	273.996	275.251

Obbligazioni

Gli importi si riferiscono a Public Bond (valore nominale 181.836 migliaia di euro) emesso nel 2014 con scadenza 2021 e rappresentano il valore al costo ammortizzato dello strumento finanziario.

Debiti finanziari verso istituti di credito

I debiti verso istituti di credito a breve termine sono così suddivisi:

		migliaia di euro
	30/06/2021	31/12/2020
Mutui – quota a breve	34.724	49.150
Altri debiti verso banche a breve	4.246	12.558
Ratei e risconti passivi finanziari	31.033	12.781
Totale	70.003	74.489

Debiti finanziari verso collegate

Si riferiscono a debiti verso le società SEI Toscana (1.358 migliaia di euro), Amter (68 migliaia di euro) e CSAI (36 migliaia di euro).

Debiti finanziari verso soci parti correlate

Si riferiscono a dividendi della società TRM ancora da liquidare al socio Comune di Torino.

Debiti finanziari verso altri

Riguardano debiti conseguenti all'operazione di acquisizione del diritto d'uso del 25% della capacità complessiva della rete TLC ceduta a BT Enia (1.579 migliaia di euro) ed importi singolarmente meno significativi e altri finanziamenti minori.

Passività per strumenti derivati correnti

Si riferiscono al fair value dei contratti derivati stipulati per coprire l'esposizione al rischio di oscillazione dei prezzi delle commodities.

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
	30/06/2021	31/12/2020
Debiti verso fornitori	806.681	923.212
Debiti commerciali verso joint venture	‐	233
Debiti commerciali verso collegate	9.994	19.631
Debiti commerciali verso soci parti correlate	7.539	13.767
Debiti commerciali verso altre parti correlate	4.210	6.600
Acconti esigibili entro 12 mesi	10.084	7.376
Depositi cauzionali entro 12 mesi	7.014	7.077
Vincoli da rimborsare entro 12 mesi	10	10
Totale	845.532	977.906

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
	30/06/2021	31/12/2020
Debito per IVA	740	1.024
Debito per imposta governativa erariale/UTIF	29.269	960
Debiti per IRPEF	1.909	2.192
Altri debiti tributari	27.890	21.298
Debiti tributari entro 12 mesi	59.808	25.474
Debiti verso dipendenti	61.922	55.050
Debiti verso Cassa Servizi Energetici e Ambientali (CSEA)	60.965	42.925
Debiti verso istituiti previdenziali entro 12 mesi	24.837	24.616
Altre passività correnti	129.199	171.230
Altri debiti entro 12 mesi	276.923	293.821
Ratei e Risconti passivi	34.701	26.152
Totale	371.432	345.447

La variazione 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.

La variazione 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 componenti tariffarie della distribuzione elettrica da versare al GSE, ai debiti per canoni di depurazione, ai debiti per canone RAI riscosso in bolletta e ai debiti nei confronti dei clienti per i lavori fatturati, ma non ancora eseguiti relativi all'efficienza energetica degli edifici.

Il decremento della voce è in gran parte legato alla riduzione quantitativa degli obblighi per Titoli di Efficienza Energetica (Certificati Bianchi) dell'anno 2020, a cui sono tenuti all'adempimento i distributori di energia elettrica e gas naturale, introdotto dal Decreto del Ministero della Transizione Ecologica del 21 maggio 2021.

NOTA 27_DEBITI PER IMPOSTE CORRENTI

La voce "Debiti per imposte correnti", che risulta pari a 19.705 migliaia di euro (5.309 migliaia di euro al 31 dicembre 2020), è composta da debiti IRES e IRAP che includono la stima delle imposte del semestre corrente.

NOTA 28_FONDI PER RISCHI ED ONERI QUOTA CORRENTE

La voce ammonta a 133.725 migliaia di euro (155.972 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) e si riferisce alla quota a breve dei fondi, così suddivisa:

fondo oneri per compensazioni ambientali per 12.476 migliaia di euro;
fondo oneri relativi all'obbligo di annullamento delle quote di emissione per 58.402 migliaia di euro;
fondo oneri esodo personale per 9.237 migliaia di euro;
fondo rischi partecipazioni per 6.565 migliaia di euro, riferito principalmente alla collegata Sinergie Italiane;
fondo smantellamento e bonifica aree e fondi post‐mortem per 9.917 migliaia di euro, che si prevedono di utilizzare entro i 12 mesi successivi;
altri fondi rischi per 37.128 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 30 giugno 2021.

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
	30/06/2021	31/12/2020
Attività finanziarie a medio e lungo termine	(201.110)	(166.522)
Indebitamento finanziario a medio e lungo termine	3.747.434	3.826.378
Indebitamento finanziario netto a medio e lungo termine	3.546.324	3.659.856
Attività finanziarie a breve termine	(861.694)	(985.525)
Indebitamento finanziario a breve termine	273.996	275.251
Indebitamento finanziario netto a breve termine	(587.698)	(710.274)
Indebitamento finanziario netto	2.958.626	2.949.582

Dettaglio Posizione Finanziaria Netta verso parti correlate

Le attività finanziarie a lungo termine sono relative per 96.458 migliaia di euro a crediti verso il Comune di Torino e per 35.763 migliaia di euro a crediti verso società collegate.

Le attività finanziarie a breve termine sono relative per 4.206 migliaia di euro a crediti verso il Comune di Torino e per 4.081 migliaia di euro a crediti verso società collegate.

Le passività finanziarie a lungo termine sono relative per 1.868 migliaia di euro a debiti verso società collegate.

Le passività finanziarie a breve termine sono relative per 3.140 migliaia di euro a debiti verso il Comune di Torino e per 1.499 migliaia di euro a debiti verso società collegate.

Si riporta di seguito la posizione finanziaria netta secondo la struttura proposta dall'ESMA nel documento del 4 marzo 2021 Orientamenti in materia di obblighi di informativa ai sensi del regolamento sul prospetto e recepita da parte di Consob con il Richiamo di attenzione n. 5/21 del 29 aprile 2021.

		migliaia di euro
	30/06/2021	31/12/2020
A. Disponibilità liquide	(720.962)	(890.169)
B. Mezzi equivalenti a disponibilità liquide	‐	‐
C. Altre attività finanziarie correnti	‐	‐
D. Liquidità (A) + (B) + (C)	(720.962)	(890.169)
E. Debito finanziario corrente (inclusi gli strumenti di debito, ma esclusa la parte corrente del debito finanziario non corrente)	48.111	34.669
F. Parte corrente del debito finanziario non corrente	225.885	240.582
G. Indebitamento finanziario corrente (E + F)	273.996	275.251
H. Indebitamento finanziario corrente netto (G ‐ D)	(446.966)	(614.918)
I. Debito finanziario non corrente (esclusi la parte corrente e gli strumenti di debito)	620.380	689.696
J. Strumenti di debito	3.127.054	3.124.430
K. Debiti commerciali e altri debiti non correnti	‐	12.252
L. Indebitamento finanziario non corrente (I + J + K)	3.747.434	3.826.378
M. Totale indebitamento finanziario (H + L)	3.300.468	3.211.460

Nella tabella seguente viene riportata la movimentazione del semestre delle passività finanziarie correnti e non correnti.

	migliaia di euro
Passività finanziari correnti e non correnti 31.12.2020	4.101.629
Sottoscrizione di finanziamenti a medio lungo termine	5.000
Rimborso di finanziamenti a medio lungo termine	(93.196)
Passività acquisite a seguito di variazione area di consolidamento	23.862
Variazione debiti per leasing	(1.874)
Variazione di fair value strumenti derivati	(12.992)
Altre variazioni	(999)
Passività finanziari correnti e non correnti 30.06.2021	4.021.430

VIII. INFORMAZIONI SUL CONTO ECONOMICO

I commenti e le tabelle che seguono, ove non diversamente indicato, riportano i dati in migliaia di euro.

A partire dal 1° aprile 2021 il conto economico consolidato del Gruppo accoglie le grandezze economiche della società Futura; i risultati economici del primo semestre 2021 sono quindi influenzati dall'inclusione di tali grandezze nel perimetro di consolidamento.

Sempre ai fini di una corretta analisi del conto economico, si segnala inoltre che le voci comprendono, lungo l'intero arco temporale in oggetto, i risultati delle società Asti Energia Calore, Nord Ovest Servizi, I.Blu e delle società operanti nel settore ambiente acquisite da Unieco. Nel primo semestre 2020 le voci di conto economico di tali società non erano presenti in quanto consolidate a partire dal secondo semestre.

RICAVI

NOTA 30_RICAVI PER BENI E SERVIZI

La voce in questione risulta pari a 1.966.711 migliaia di euro (1.742.825 migliaia di euro nel primo semestre 2020) ed è dettagliata per natura di ricavo nella tabella seguente.

		migliaia di euro
	I semestre 2021	I semestre 2020
Ricavi energia elettrica	809.263	686.914
Ricavi calore	110.037	102.747
Ricavi gas	292.360	309.853
Ricavi servizio idrico integrato	211.659	209.219
Ricavi raccolta e smaltimento rifiuti	364.366	299.552
Ricavi per servizi di costruzione di beni in concessione	80.172	83.748
Ricavi per altri servizi	98.854	50.792
Totale	1.966.711	1.742.825

Gli altri servizi comprendono principalmente ricavi per efficientamento energetico, per la manutenzione e gestione di impianti semaforici, di impianti di illuminazione pubblica, di impianti termici ed elettrici. Per maggiori dettagli sull'andamento dei ricavi per settori di attività si fa riferimento a quanto esplicato nel capitolo "Analisi per settori di attività" della Relazione sulla Gestione ed alle tabelle contenute nel successivo paragrafo X "Informativa per settori di attività".

NOTA 31_ALTRI PROVENTI

Gli altri proventi ammontano complessivamente a 38.293 migliaia di euro (83.063 migliaia di euro nel primo semestre 2020) e riguardano contributi, ricavi per titoli energetici e proventi diversi. Nelle tabelle seguenti viene riportato dettaglio delle singole voci.

Contributi

		migliaia di euro
	I semestre 2021	I semestre 2020
Contributi c/impianto	6.205	5.814
Contributi allacciamento	5.242	5.132
Altri contributi	2.236	2.229
Totale	13.683	13.175

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.

Ricavi titoli energetici

		migliaia di euro
	I semestre 2021	I semestre 2020
Ricavi Emission Trading	‐	‐
Ricavo incentivo ex‐Certificati Verdi	24.473	28.786
Ricavi Titoli di Efficienza Energetica (Certificati Bianchi)	15.108	27.592
Riduzione contributo tariffario per Certificati Bianchi di esercizi precedenti	(33.078)	‐
Totale	6.503	56.378

La riduzione del contributo tariffario relativo a Certificati Bianchi di esercizi precedenti origina a fronte del ridimensionamento degli obblighi dell'anno 2020, a cui sono tenuti all'adempimento i distributori di energia elettrica e gas naturale, introdotto dal Decreto del Ministero della Transizione Ecologica del 21 maggio 2021.

Proventi diversi

		migliaia di euro
	I semestre 2021	I semestre 2020
Ricavi da contratti di servizio	1.358	1.180
Ricavi da affitti attivi e noleggi	552	671
Plusvalenze da alienazione di beni	810	146
Recuperi assicurativi	2.017	220
Rimborsi diversi	2.600	2.155
Altri ricavi e proventi	10.770	9.138
Totale	18.107	13.510

COSTI

NOTA 32_COSTI MATERIE PRIME, SUSSIDIARIE, DI CONSUMO E MERCI

La voce in oggetto si compone delle seguenti voci:

migliaia di euro
	I semestre 2021	I semestre 2020
Acquisto energia elettrica	140.557	143.421
Acquisto gas	368.744	254.157
Acquisto calore	121	973
Acquisto acqua	1.980	1.951
Altre materie prime e materiali magazzino	44.820	41.746
Emission trading	58.392	37.031
Certificati Bianchi	40	18.421
Riduzione obblighi per Certificati Bianchi di esercizi precedenti	(35.806)	‐
Variazione delle rimanenze	(16.765)	10.671
Totale	562.083	508.371

I costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci si incrementano di 53.712 migliaia di euro. L'aumento dei costi di acquisto gas è legato all'incremento dei prezzi registrato nel corso del primo semestre 2021.

La riduzione degli obblighi per Certificati Bianchi di esercizi precedenti è riferita alla revisione della stima dei costi per l'acquisto di titoli per l'adempimento relativo all'anno 2020, a seguito del ridimensionamento quantitativo degli obblighi introdotto dal Decreto del Ministero della Transizione Ecologica del 21 maggio 2021.

La variazione delle rimanenze è influenzata dagli stoccaggi gas.

NOTA 33_PRESTAZIONI DI SERVIZI E GODIMENTO BENI DI TERZI

I costi per prestazioni di servizi ammontano a 645.867 migliaia di euro e (589.955 migliaia di euro nel primo semestre 2020) e sono dettagliati nella tabella seguente.

		migliaia di euro
	I semestre 2021	I semestre 2020
Trasporto energia elettrica e oneri sistema elettrico	242.518	254.226
Vettoriamento gas	31.609	38.041
Lavori di terzi, manutenzioni e prestazioni industriali	140.609	104.468
Raccolta e smaltimento, spazzamento neve, verde pubblico	125.984	101.629
Costi relativi al personale (mensa, formazione, trasferte)	4.894	4.052
Consulenze tecniche, amministrative, commerciali e spese pubblicitarie	38.870	30.167
Spese legali e notarili	1.832	1.506
Assicurazioni	8.534	7.198
Spese bancarie	4.061	3.432
Spese telefoniche	3.164	3.607
Spese per informatica	18.852	15.941
Servizi di lettura e bollettazione	4.897	4.938
Compensi Collegio Sindacale	531	437
Altri costi per servizi	19.512	20.313
Totale costi per servizi	645.867	589.955

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, trasporti ed altre prestazioni.

I costi per godimento beni di terzi ammontano a 17.442 migliaia di euro (16.556 migliaia di euro nel primo semestre 2020). La voce comprende principalmente i 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.

In via residuale, sono inoltre presenti costi per noleggi a breve termine o in cui l'attività sottostante è di modesto valore, che il gruppo ha deciso di escludere dal perimetro di applicazione dell'IFRS 16.

NOTA 34_ONERI DIVERSI DI GESTIONE

Gli oneri diversi di gestione ammontano a 34.879 migliaia di euro (33.652 migliaia di euro nel primo semestre 2020) e sono dettagliati nella tabella seguente:

		migliaia di euro
	I semestre 2021	I semestre 2020
Spese generali	8.513	6.929
Canoni e sovraccanoni di derivazione	11.344	10.429
Imposte e tasse	10.746	10.781
Minusvalenze da alienazione di beni	303	269
Altri oneri diversi di gestione	3.973	5.244
Totale	34.879	33.652

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 voce altri oneri diversi di gestione include rettifiche di costi di competenza di esercizi precedenti.

NOTA 35_COSTI PER LAVORI INTERNI CAPITALIZZATI

I costi per lavori interni capitalizzati ammontano a 20.714 migliaia di euro (17.534 migliaia di euro nel primo semestre 2020) e riguardano gli incrementi dell'attivo patrimoniale realizzati con risorse e fattori produttivi interni.

		migliaia di euro
	I semestre 2021	I semestre 2020
Manodopera capitalizzata	(17.925)	(14.602)
Materiali di magazzino capitalizzati	(2.789)	(2.932)
Totale	(20.714)	(17.534)

NOTA 36_COSTO DEL PERSONALE

I costi per il personale si attestano a 247.971 migliaia di euro (221.584 migliaia di euro nel primo semestre 2020) e sono così dettagliati:

	migliaia di euro
	I semestre 2021	I semestre 2020
Retribuzioni lorde	177.309	157.862
Oneri sociali	54.902	50.144
TFR	481	400
Altri benefici a lungo termine dipendenti	80	98
Altri costi per il personale	14.232	12.345
Compensi amministratori	967	735
Totale	247.971	221.584

Si segnala che, come riportato in nota 35, sono stati capitalizzati 17.925 migliaia di euro di costi relativi al personale dipendente.

Gli altri costi del personale comprendono i contributi ai fini assistenziali e ricreativi, il contributo al fondo assistenza sanitaria integrativa, l'assicurazione infortuni extra‐lavoro, la quota TFR ed i contributi a carico del datore di lavoro destinati ai fondi pensione integrativi.

La composizione del personale è evidenziata nella tabella seguente.

	30/06/2021	31/12/2020	Media del periodo
Dirigenti	102	101	102
Quadri	336	318	337
Impiegati	3.806	3.733	3.792
Operai	4.593	4.528	4.507
Totale	8.837	8.680	8.738

Le principali variazioni dell'organico rispetto al 31 dicembre 2020 sono riconducibili:

all'acquisizione, a marzo 2021, da parte di Iren Ambiente, della società Futura S.p.A. per complessive 28 risorse;
alla società San Germano, in conseguenza dell'avvio/conclusione di servizi svolti in appalto, anche a carattere stagionale;
alla prosecuzione del piano di ricambio generazionale, con un consistente numero di assunzioni dal mercato del lavoro.

NOTA 37_AMMORTAMENTI

Gli ammortamenti del periodo ammontano a 228.507 migliaia di euro (206.508 migliaia di euro nel primo semestre 2020).

		migliaia di euro
	I semestre 2021	I semestre 2020
Attività materiali e investimenti immobiliari	143.990	134.681
Attività immateriali	84.517	71.827
Totale	228.507	206.508

Per un maggior dettaglio sugli ammortamenti si rimanda ai prospetti dei movimenti delle immobilizzazioni materiali e immateriali.

NOTA 38_ACCANTONAMENTI E SVALUTAZIONI

La voce si attesta complessivamente a 37.860 migliaia di euro (34.897 migliaia di euro nel primo semestre 2020) ed è dettagliata nella tabella seguente:

		migliaia di euro
	I semestre 2021	I semestre 2020
Accantonamenti a fondo svalutazione crediti	33.662	42.523
Accantonamenti a fondi rischi e ripristino beni di terzi	7.129	8.710
Rilascio fondi	(3.088)	(16.336)
Svalutazioni	157	‐
Totale altri accantonamenti netti e svalutazioni	4.198	(7.626)
Totale	37.860	34.897

L'andamento degli accantonamenti a fondi rischi e ripristino beni di terzi è riferibile alla valutazione di rischi di passività verso fornitori, oltre che ad onerosità probabili nel settore idroelettrico, 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 39_GESTIONE FINANZIARIA

Proventi finanziari

I proventi finanziari ammontano a 26.964 migliaia di euro (13.777 migliaia di euro nel primo semestre 2020). Il dettaglio è riportato nella tabella seguente:

	migliaia di euro
	I semestre 2021	I semestre 2020
Interessi attivi verso banche	394	100
Interessi attivi su crediti/finanziamenti	1.414	3.662
Interessi attivi da clienti	4.197	2.032
Proventi fair value contratti derivati	4.161	5.010
Plusvalenza da cessione di attività finanziarie	409	1
Altri proventi finanziari	16.389	2.972
Totale	26.964	13.777

Gli interessi attivi su crediti/finanziamenti si riferiscono principalmente a interessi su crediti maturati sui rapporti di conto corrente tra il Gruppo e il Comune di Torino (860 migliaia di euro) e a interessi su finanziamenti concessi a società collegate (353 migliaia di euro).

I proventi da fair value su contratti derivati si riferiscono alla quota non efficacie di strumenti di copertura. Gli altri proventi finanziari sono costituiti principalmente da proventi per l'estinzione anticipata di passività finanziarie, per l'attualizzazione dei fondi e per la variazione del fair value di strumenti finanziari.

Oneri finanziari

La voce ammonta a 41.603 migliaia di euro (44.144 migliaia di euro nel primo semestre 2020). Il dettaglio degli oneri finanziari è riportato nella tabella seguente:

	migliaia di euro
	I semestre 2021	I semestre 2020
Interessi passivi su mutui	897	1.322
Interessi passivi su prestiti obbligazionari	26.171	26.360
Interessi passivi su c/c bancari	50	36
Interessi passivi verso altri	496	365
Oneri finanziari capitalizzati	(711)	‐
Oneri da fair value contratti derivati	‐	379
Oneri realizzati su contratti derivati	7.225	8.194
Minusvalenza da cessione di attività finanziarie	‐	1.828
Interest cost ‐ Benefici ai dipendenti	‐	535
Oneri finanziari su passività per leasing	254	297
Altri oneri finanziari	7.221	4.828
Totale	41.603	44.144

Gli interessi su mutui e prestiti obbligazionari comprendono gli oneri relativi alla valutazione al costo ammortizzato.

Gli oneri da fair value su contratti derivati nel primo semestre 2020 accoglievano il riversamento a conto economico della riserva di cash flow hedge relativa ad alcune posizioni di copertura estinte nel corso dell'esercizio.

Gli altri oneri finanziari sono costituiti principalmente da oneri finanziari per l'attualizzazione dei fondi.

NOTA 40_RISULTATO DI PARTECIPAZIONI CONTABILIZZATE CON IL METODO DEL PATRIMONIO NETTO

Il risultato di società contabilizzate con il metodo del patrimonio netto è positivo ed ammonta a 6.276 migliaia di euro (positivo per 5.143migliaia di euro nel primo semestre 2020). Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 5 "Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto".

NOTA 41_RETTIFICA DI VALORE DI PARTECIPAZIONI

Nel primo semestre 2021 il saldo della voce è nullo in quanto accoglie:

la svalutazione della partecipazione in Rimateria (1.396 migliaia di euro) effettuata a seguito della dichiarazione di fallimento della società emessa dal Tribunale di Livorno con sentenza del 14 giugno 2021;
il provento relativo alla cancellazione del debito precedentemente iscritto a bilancio per la quota variabile del prezzo d'acquisto delle azioni della società Rimateria (earn out) in quanto non si è avverata la condizione per il pagamento (1.396 migliaia di euro).

Nel primo semestre 2020 la voce era negativa per 146 migliaia di euro e si riferiva alla svalutazione della totalità del valore della partecipazione in Rio Riazzone.

NOTA 42_IMPOSTE SUL REDDITO

Le imposte sul reddito del primo semestre 2021 sono stimate pari a 34.238 migliaia di euro (60.927 migliaia di euro nel primo semestre 2020) e sono il risultato della migliore stima dell'aliquota media attesa per l'intero esercizio, applicata all'utile ante imposte del periodo, rettificata al fine di riflettere l'effetto fiscale di alcuni elementi rilevati interamente nel periodo. Pertanto, l'aliquota effettiva del bilancio intermedio può essere diversa da quella stimata dalla direzione aziendale per l'intero esercizio.

L'aliquota effettiva del Gruppo per il primo semestre2021 è pari al 14,1% (nel primo semestre 2020 era pari al 29,5%). La variazione dell'aliquota effettiva è stata influenzata, in prevalenza, dall'opzione per il riallineamento dei valori contabili e fiscali di cui all'art. 110 del decreto‐legge 14 agosto 2020, n. 104.e s.m.i. ("decreto n. 104/20") che ai commi 8 e 8‐bis, riconosce alle imprese IAS‐adopter e OIC‐adopter la possibilità di optare per il riallineamento dei valori fiscali (minori) ai valori iscritti in bilancio (maggiori) relativamente a taluni asset materiali e immateriali dell'attivo patrimoniale (comma 8), nonché dell'avviamento e delle altre immobilizzazioni immateriali (comma 8‐bis).

La norma prevede che sui valori oggetto di riallineamento sia dovuto il pagamento di un'imposta sostitutiva delle imposte sui redditi e dell'IRAP pari al 3 per cento e che l'opzione per il riallineamento si perfezioni tramite l'esercizio della stessa nella dichiarazione dei redditi relativa al periodo d'imposta successivo a quello in corso al 31 dicembre 2019 (quindi nella dichiarazione dei redditi relativa all'esercizio 2020 da presentare entro il 30 novembre 2021).

Inoltre, la variazione dell'aliquota effettiva è stata anche influenzata dall'affrancamento ex art. 176 DPR n. 917/1986, di avviamenti ed altri assets immateriali.

Il totale dei disallineamenti tra valori fiscali e contabili individuato nel bilancio consolidato alla data del 31.12.2020 (data di riferimento) è pari a 128,6 milioni di euro.

L'applicazione della norma contenuta nel decreto 104/20 ha quindi comportato l'iscrizione nel primo semestre 2021 di un provento netto fiscale di 32.258 migliaia di euro derivante dallo storno delle imposte differite precedentemente accantonate per 36.219 miglia di euro e dall'iscrizione dell'imposta sostitutiva per 3.961 migliaia di euro.

Si segnala che, a partire dall'esercizio 2010 la società Iren S.p.A., ha optato per il regime fiscale del Consolidato domestico di cui agli artt. 117 e seguenti del nuovo TUIR. Detto regime consiste nella determinazione dell'IRES sulla base imponibile di Gruppo corrispondente alla somma algebrica degli imponibili positivi e negativi delle singole società che partecipano al consolidato, opportunamente rettificato per le variazioni di consolidamento.

Il perimetro di consolidamento fiscale, per il 2020, oltre alla consolidante Iren S.p.A., include le seguenti società: IRETI, Iren Mercato, Iren Energia, Iren Acqua e l'incorporata Immobiliare delle Fabbriche, Iren Ambiente, Iren Smart Solution, AMIAT, AMIAT V., ACAM Ambiente, ACAM Acque, Maira, Formaira, Studio Alfa, ReCos, Iren Laboratori, San Germano, Territorio e Risorse, Ri.Ma., ASM Vercelli, Atena Trading, GIA in liquidazione, IAM Parma e IAM Piacenza.

NOTA 43_RISULTATO NETTO DA ATTIVITA' OPERATIVE CESSATE

Non è presente sia nel primo semestre 2021 che nel periodo comparativo.

NOTA 44_UTILE (PERDITA) DEL PERIODO ATTRIBUIBILE ALLE MINORANZE

L'utile di terzi, pari a 15.270 migliaia di euro (12.928 migliaia di euro nel primo semestre 2020), si riferisce alla quota di pertinenza degli azionisti di minoranza delle società consolidate integralmente, ma non possedute al 100% dal Gruppo.

NOTA 45_UTILE (PERDITA) PER AZIONE

Ai fini del calcolo dell'utile base e diluito per azione si segnala che il numero delle azioni del primo semestre 2021 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, pertanto l'utile per azione diluito è uguale all'utile per azione base.

	I semestre 2021	I semestre 2020
Utile (perdita) netto (migliaia di euro)	193.238	132.674
Numero medio ponderato di azioni in circolazione durante l'esercizio (migliaia)	1.283.537	1.295.161
Utile (perdita) per azione base (euro)	0,15	0,10

NOTA 46_ALTRE COMPONENTI DI CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO

Le altre componenti di conto economico complessivo sono positive per 24.066 migliaia di euro (negative per 6.051 migliaia di euro nel primo semestre 2020) e si riferiscono alle altre componenti di conto economico complessivo che saranno successivamente riclassificate a conto economico. In particolare comprendono i seguenti elementi:

la quota efficace delle variazioni di fair value di strumenti di copertura di flussi finanziari, per 33.336 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);
la quota degli altri utili/(perdite) delle imprese valutate con il metodo del patrimonio netto, relativa alle variazioni di fair value di strumenti di copertura di flussi finanziari di società collegate, negativa per 331 migliaia di euro;
l'effetto fiscale delle altre componenti di conto economico complessivo, per 8.939 migliaia di euro.

IX. GARANZIE E PASSIVITÀ POTENZIALI

Le garanzie prestate riguardano:

a) Fideiussioni ed altre garanzie per impegni propri per 689.379 migliaia di euro (793.584 migliaia di euro al 31 dicembre 2020); le voci più significative si riferiscono a fideiussioni ed impegni a favore di:
- Agenzia delle Entrate per 124.838 migliaia di euro a fronte della richiesta di rimborso del credito IVA;
- ARPAE per 64.271 migliaia di euro a fronte del conferimento rifiuti e della gestione operativa e post‐mortem di impianti soggetti ad A.I.A.;
- Provincia Torino/Città Metropolitana per 58.457 migliaia di euro a fronte del conferimento rifiuti e della gestione post‐mortem degli impianti soggetti ad A.I.A.;
- Unieco per 46.000 migliaia di euro a garanzia dell'acquisizione della "divisione Ambiente Unieco";
- ATO‐R per 44.335 migliaia di euro come garanzie definitive per la procedura di acquisizione di AMIAT/TRM;
- GME per 29.718 migliaia di euro a garanzia del contratto di adesione al mercato energetico;
- CONSIP per 28.610 migliaia di euro per contratti fornitura di energia elettrica;
- Comune Città di Torino per 28.539 migliaia di euro garanzie definitive per la procedura di acquisizione di AMIAT/TRM;
- Ministero dell'Ambiente per 26.204 migliaia di euro per autorizzazioni diverse;
- Agenzie delle Dogane per euro 21.996 migliaia di euro a garanzia del regolare versamento dell'imposte erariali e addizionali comunali e provinciali sui consumi di energia elettrica ed accise gas;
- Provincia di La Spezia per 20.249 migliaia di euro per conferimento rifiuti e gestione impianti;
- ATERSIR per 19.066 migliaia di euro per convenzioni e gare in corso relative al Servizio Idrico Integrato e al Servizio di Gestione dei Rifiuti Urbani;
- Provincia di Parma per 17.136 migliaia di euro a garanzia delle autorizzazioni per l'esercizio di impianti vari;
- Regione Puglia per 12.714 a garanzia delle autorizzazioni per discariche ed impianti;
- SNAM Rete Gas per 10.091 migliaia di euro a garanzia dei contratti dispacciamento gas e codici di rete;
- Consorzio di Bacino Basso Novarese per 6.989 migliaia di euro a garanzia dell'affidamento della raccolta e smaltimento rifiuti urbani;
- Terna per 6.742 migliaia di euro a garanzia dei contratti di dispacciamento in immissione ed in prelievo ed a garanzia della convenzione per il servizio di trasporto energia elettrica;
- Rimateria per 6.108 migliaia di euro a garanzia affidamento per fidejussioni;
- SETA Spa per 5.850 migliaia di euro a garanzia della regolare esecuzione dell'attività post‐mortem per la discarica Chivasso 0;
- Provincia di Savona per 5.441 migliaia di euro a garanzia gestione impianti;
- AMIU Genova per 4.445 migliaia di euro a garanzia del project finance relativo all'impianto di Trattamento Meccanico Biologico di Scarpino.
- Ospedale policlinico San Martino per 4.415 migliaia di euro manutenzione ed ammodernamento impianti;
- Provincia di Piacenza per 4.378 migliaia di euro a garanzia delle autorizzazioni su impianti di trattamento rifiuti.

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 23.999 migliaia di euro (valore invariato rispetto al 31 dicembre 2020). 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.

PASSIVITA' POTENZIALI

Informativa su Processo Verbale di Constatazione del 26 luglio 2019 notificato a Iren Mercato S.p.A.

Il 20 febbraio 2019, l'Agenzia delle Entrate ‐ Direzione Regionale della Liguria ha avviato una verifica fiscale, per i periodi di imposta 2013 e 2014, nei confronti della società Iren Mercato S.p.A. conclusasi con la notifica del Processo Verbale di Constatazione (PVC) del 26 luglio 2019: la verifica ha avuto, principalmente, ad oggetto i rapporti commerciali intercorsi tra la società e la partecipata Sinergie Italiane, in attuazione del contratto di acquisto di gas naturale sottoscritto in data 20 marzo 2013.

L'Ufficio con il citato PVC, ha contestato alla società, ai fini IRES e IRAP, l'indebita deduzione, in violazione dell'art. 109 del Tuir, di parte del prezzo del gas corrisposto a Sinergie Italiane (per la parte costituita, appunto, dal mark‐up applicato da quest'ultima sul proprio prezzo di acquisto del gas naturale), per un totale di euro 4.274.009 per l'anno 2013 e di euro 3.748.010 per l'anno 2014.

L'Ufficio nel PVC ha altresì contestato l'indebita detrazione (in violazione dell'art. 19, comma 1, del D.p.r. n. 633/1972) dell'IVA (applicata con aliquota del 10%) corrisposta dalla società in relazione alle fatture emesse da Sinergie Italiane.

In relazione alle operazioni oggetto di contestazione, Iren Mercato ha prodotto, nel corso della verifica, memorie con le quali sono stati forniti ampi chiarimenti circa la natura dei rapporti commerciali intercorrenti tra le due società.

Inoltre, la società – pur nella convinzione della legittimità del proprio operato e al solo fine di beneficiare della causa di non punibilità penale introdotta dall'art. 39, comma 1, del D.L. n. 124/2019 – in data 6 febbraio 2020, ha effettuato il c.d. ravvedimento operoso (in relazione al Rilievo Mark‐up) per le annualità 2015, 2016 e 2017, mediante la presentazione delle dichiarazioni integrative e contestuale versamento di imposte, interessi e sanzioni.

Ad oggi, l'Ufficio non ha ancora notificato alla società alcun avviso di accertamento.

Avuto riguardo ai suddetti rilievi, nel corso del 2020 sono stati tuttavia notificati in relazione all'anno d'imposta 2015 un invito a fornire dati e notizie rilevanti e successivamente un invito al contradditorio che non ha prodotto definizione alcuna. In data 23 marzo 2021 è stato notificato in relazione a questa annualità un avviso di accertamento IVA in cui è contestata la modalità di fatturazione della fornitura da Sinergie Italiane con ricorso alla Commissione Tributaria Provinciale di Genova.

Il rischio connesso ai rilievi dell'Agenzia non ha dato luogo ad accantonamenti nel presente bilancio essendo stimato come "potenziale" in applicazione dei principi contabili internazionali, ritenendo sussistenti una serie di circostanze di fatto e di considerazioni in punto di diritto a conforto del legittimo operato della società. L'assenza di atti di accertamento per le annualità incluse nel Processo Verbale di Constatazione rende incerta una quantificazione del rischio; allo stato delle attuali conoscenze questo potrebbe posizionarsi in quantum, comprensivo di sanzioni ed interessi, di circa 10 milioni di euro.

Il rischio connesso alla possibilità di non ottenere il rimborso degli importi versati per il ravvedimento dei periodi d'imposta 2015, 2016 e 2017, invece, è stimato come "probabile", e si è pertanto proceduto ad appostare un accantonamento quale svalutazione del credito rilevato in relazione alle somme accertate per effettuare il suindicato ravvedimento.

X. 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'

I settori di attività nei quali il Gruppo opera sono:

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, Illuminazione Pubblica, Servizi di global service, servizi di efficienza energetica)
Mercato (Vendita energia elettrica, gas, calore)
Altri servizi (Laboratori, Telecomunicazioni 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 2020 e il conto economico (fino al risultato operativo) del corrente anno per settore di attività, raffrontato ai dati del primo semestre 2020 rideterminati.

milioni di euro
	Reti	Ambiente	Energia	Mercato	Altri servizi	Non allocabili	Totale
Capitale immobilizzato	3.016	1.260	1.918	215	35	180	6.624
Capitale circolante netto	(13)	132	(15)	(79)	‐	‐	25
Altre attività e passività non correnti	(604)	(201)	(62)	(20)	39	‐	(848)
Capitale investito netto (CIN)	2.399	1.191	1.841	116	74	180	5.802
Patrimonio netto							2.843
Posizione Finanziaria netta							2.959
Mezzi propri ed indebitamento finanziario netto							5.802

Situazione patrimoniale riclassificata per settori di attività al 30 giugno 2021

Situazione patrimoniale riclassificata per settori di attività al 31 dicembre 2020

milioni di euro
	Reti	Ambiente	Energia	Mercato	Altri servizi	Non allocabili	Totale
Capitale immobilizzato	2.980	1.234	1.953	202	35	178	6.582
Capitale circolante netto	(101)	63	20	58	2	‐	42
Altre attività e passività non correnti	(601)	(207)	(86)	(18)	1	‐	(911)
Capitale investito netto (CIN)	2.278	1.090	1.887	242	38	178	5.713
Patrimonio netto							2.763
Posizione Finanziaria netta							2.950
Mezzi propri ed indebitamento finanziario netto							5.713

Conto Economico per settori di attività del primo semestre 2021

	milioni di euro
	Reti	Ambiente	Energia	Mercato	Altri servizi	Non allocabili	Totale
Totali ricavi e proventi	442	436	715	1.159	10	(757)	2.005
Totale costi operativi	(252)	(337)	(581)	(1.066)	(9)	757	(1.488)
Margine Operativo Lordo (EBITDA)	190	99	134	93	1	‐	517
Amm.ti, acc.ti netti e svalutazioni	(96)	(55)	(70)	(44)	(1)	‐	(266)
Risultato operativo (EBIT)	94	44	64	49	‐	‐	251

Conto Economico per settori di attività del primo semestre 2020 rideterminato

							milioni di euro
	Reti	Ambiente	Energia	Mercato	Altri servizi	Non allocabili	Totale
Totali ricavi e proventi	490	350	551	1.073	11	(648)	1.826
Totale costi operativi	(311)	(270)	(424)	(987)	(10)	648	(1.353)
Margine Operativo Lordo (EBITDA)	179	80	127	86	1	‐	473
Amm.ti, acc.ti netti e svalutazioni	(98)	(48)	(54)	(41)	(1)	‐	(241)
Risultato operativo (EBIT)	81	32	73	45	‐	‐	232

XI. ALLEGATI AL BILANCIO SEMESTRALE ABBREVIATO CONSOLIDATO

ELENCO DELLE IMPRESE CONSOLIDATE INTEGRALMENTE

ELENCO DELLE IMPRESE A CONTROLLO CONGIUNTO

ELENCO DELLE IMPRESE COLLEGATE

ELENCO DELLE PARTECIPAZIONI IN ALTRE IMPRESE

DETTAGLIO RAPPORTI CON PARTI CORRELATE

RICONCILIAZIONE PROSPETTI DI BILANCIO IAS/IFRS CON I PROSPETTI DI BILANCIO RICLASSIFICATI (Comunicazione Consob n. 6064293 del 26 luglio 2006)

ELENCO DELLE IMPRESE CONSOLIDATE INTEGRALMENTE

Società	Sede	Valuta	Capitale sociale	% possesso	Società partecipante
Iren Ambiente S.p.A.	Piacenza	Euro	63.622.002	100,00	Iren
Iren Energia S.p.A.	Torino	Euro	918.767.148	100,00	Iren
Iren Mercato S.p.A.	Genova	Euro	61.356.220	100,00	Iren
Ireti S.p.A.	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	3.000.000	100,00	Iren Ambiente
AMA S.p.A.	Reggio Emilia	Euro	1.800.000	100,00	UHA
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
Asti Energia e Calore S.p.A.	Asti	Euro	120.000	62,00	Iren Energia
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
Bio Metano S.r.l. (1)	Reggio Emilia	Euro	20.000	100,00	UHA
Borgo Ambiente S.c.a.r.l.	Reggio Emilia	Euro	100.000	51,00	Unirecuperi
Consorzio GPO	Reggio Emilia	Euro	20.197.260	62,35	Ireti
Energy Side Srl (1)	Firenze	Euro	88.729	100,00	Iren Ambiente
					Toscana
Formaira S.r.l.	San Damiano Macra (CN)	Euro	10.000	100,00	Maira
Futura S.p.A.	Firenze	Euro	7.000.000	40,00	Iren Ambiente Toscana

Gheo suolo e Ambiente S.r.l.	Reggio Emilia	Euro	100.000	20,00 100,00	Iren Ambiente UHA
I. Blu S.r.l.	Pasian di Prato (UD)	Euro	9.001.000	80,00	Iren Ambiente
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 Ambiente Parma S.r.l.	Parma	Euro	4.000.000	100,00	Iren Ambiente
Iren Ambiente Piacenza S.r.l.	Piacenza	Euro	4.000.000	100,00	Iren Ambiente
Iren Ambiente Toscana S.p.A.	Firenze	Euro	15.934.370	100,00	UCH Holding
Iren Laboratori S.p.A.	Genova	Euro	2.000.000	90,89	Ireti
Iren Smart Solutions 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
Manduriambiente S.p.A.	Manduria (TA)	Euro	4.111.820	95,28	UHA
Monte Querce S.c. a r.l.	Reggio Emilia	Euro	100.000	60,00	Iren Ambiente
				40,00	Unirecuperi
Nord Ovest Servizi S.p.A.	Torino	Euro	7.800.000	45,00 30,00	Ireti Amiat
Picena Depur S.r.l.	Ascoli Piceno	Euro	46.000	99,90	UHA
Produrre Pulito S.r.l.	Sesto Fiorentino (FI)	Euro	25.721	100,00	Iren Ambiente Toscana
ReCos S.p.A.	La Spezia	Euro	1.000.000	99,51	Iren Ambiente
Rigenera Materiali S.r.l.	Genova	Euro	3.000.000	100,00	Iren Ambiente
Salerno Energia Vendite S.p.A.	Salerno	Euro	3.312.060	50,00	Iren Mercato
San Germano S.p.A.	Torino	Euro	1.425.000	100,00	Iren Ambiente
Scarlino Energia S.p.A.	Scarlino (GR)	Euro	1.000.000	89,54	Scarlino Holding

Scarlino Holding S.r.l.	Firenze	Euro	90.000	100,00	Iren Ambiente Toscana
Scarlino Immobiliare S.r.l.	Firenze	Euro	10.000	72,22	Scarlino Holding

Sereco Piemonte S.p.A.	Reggio Emilia	Euro	7.224.000	100,00	UHA
STA Partecipazioni S.r.l.	Reggio Emilia	Euro	2.500	100,00	Iren Ambiente
					Toscana
Studio Alfa S.p.A.	Reggio Emilia	Euro	100.000	86,00	Iren Smart
					Solutions
TB S.p.a.	Firenze	Euro	2.220.000	58,56	Iren Ambiente
					Toscana
Territorio e Risorse S.r.l.	Torino	Euro	2.510.000	100,00	Iren Ambiente
TRM S.p.A.	Torino	Euro	86.794.220	80,00	Iren Ambiente
UCH Holding S.r.l.	Reggio Emilia	Euro	15.742.660	64,71	UHA
				35,29	Iren Ambiente
UHA S.r.l.	Reggio Emilia	Euro	49.324.031	100,00	Iren Ambiente
Uniproject S.r.l.	Maltignano (AP)	Euro	91.800	100,00	Iren Ambiente
Unirecuperi S.r.l.	Reggio Emilia	Euro	323.000	80,80	UHA
				19,20	Iren Ambiente
Uniservizi S.r.l.	Maltignano (AP)	Euro	64.021	100,00	UHA

(1) in liquidazione

ELENCO DELLE IMPRESE A CONTROLLO CONGIUNTO

Società	Sede	Valuta	Capitale sociale	% possesso	Società partecipante
Acque Potabili S.p.A. (1)	Torino	Euro	7.633.096	47,546	Ireti

(1) in liquidazione

ELENCO DELLE IMPRESE COLLEGATE

	Sede		Capitale	%	Società
Società		Valuta	sociale	possesso	partecipante
A2A Alfa S.r.l. (1)	Milano	Euro	100.000	30,00	Iren Mercato
Acos S.p.A.	Novi Ligure	Euro	17.075.864	25,00	Ireti
Acos Energia S.p.A.	Novi Ligure	Euro	150.000	25,00	Iren Mercato
Acquaenna S.c.p.a.	Enna	Euro	3.000.000	48,50	Ireti
Aguas de San Pedro S.A. de	S.Pedro Sula	Lempiras	159.900	39,34	Ireti
C.V.	(Honduras)
Aiga S.p.A. (1)	Ventimiglia	Euro	104.000	49,00	Ireti
Amat S.p.A. (1)	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
Asa S.c.p.a.	Castel Maggiore (BO)	Euro	1.820.000	49,00	Unirecuperi
Astea S.p.A.	Recanati (MC)	Euro	76.115.676	21,32	Consorzio GPO
Asti Servizi Pubblici S.p.A.	Asti	Euro	7.540.270	45,00	Nord Ovest Servizi
Barricalla S.p.A.	Torino	Euro	2.066.000	35,00	Sereco Piemonte
BI Energia S.r.l.	Reggio Emilia	Euro	100.000	47,50	Iren Energia
CSA S.p.A. (1)	Terranuova	Euro	1.369.502	47,97	Iren Ambiente
	Bracciolini (AR)				Toscana
CSAI S.p.A.	Terranuova Bracciolini (AR)	Euro	1.610.511	40,32	Iren Ambiente Toscana
CSP Innovazione nelle ICT	Torino	Euro	600.000	25,00	Iren Energia
S.c. a r.l. (1)
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	Parma	Euro	20.000	30,00	Ireti
S.c.a.r.l.(1)
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
Nove S.p.A.	Grugliasco (TO)	Euro	9.983.505	49,00	Iren Energia
Piana Ambiente S.p.A. (2)	Gioia Tauro	Euro	1.719.322	25,00	Ireti
Rimateria S.p.A. (3)	Piombino (LU)	Euro	4.589.273	30,00	Unirecuperi
SEI Toscana S.r.l.	Siena	Euro	42.236.230	35,64	Iren Ambiente
					Toscana
Seta S.p.A.	Torino	Euro	12.378.237	48,85	Iren Ambiente
Sienambiente S.p.A.	Siena	Euro	2.866.575	40,00	Iren Ambiente
					Toscana
Sinergie Italiane S.r.l. (1)	Milano	Euro	1.000.000	30,94	Iren Mercato
STU Reggiane S.p.A.	Reggio Emilia	Euro	12.222.580	30,00	Iren Smart
					Solutions
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

(3) Società fallita

ELENCO DELLE PARTECIPAZIONI IN ALTRE IMPRESE

Società	Sede	Valuta	Capitale sociale	% possesso	Società partecipante
Acque Potabili Siciliane S.p.A. (1)	Palermo	Euro	5.000.000	9,83	Iren Acqua
Aeroporto di Reggio Emilia S.p.A.	Reggio Emilia	Euro	2.177.871	0,11	Studio Alfa
AISA S.p.A.	Arezzo	Euro	3.867.640	3,00	Iren Ambiente Toscana
AISA Impianti S.p.A.	Arezzo	Euro	6.650.000	3,00	Iren Ambiente Toscana
Alpen 2.0 S.r.l.	Torino	Euro	70.000	14,29	Maira
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 S.p.A.	Cremona	Euro	30.000.000	1,46	Ireti
C.R.P.A. S.p.A.	Reggio Emilia	Euro	2.201.350	2,27	Ireti
Consorzio CIM 4.0 s.c.a.r.l.	Torino	Euro	232.000	4,30	Iren
CCC‐Consorzio cooperative costruzioni	Bologna	Euro	15.637.899	0,06	Unirecuperi
Consorzio Integra	Bologna	Euro	42.548.492	0,02	Unirecuperi
Consorzio Topix	Torino	Euro	1.600.000	0,30	Iren Energia
Enerbrain S.r.l.	Torino	Euro	26.786	10,00	Iren Smart Solutions
Environment Park S.p.A.	Torino	Euro	11.406.780	3,39 7,41	Iren Energia AMIAT
I‐TES S.r.l.	Torino	Euro	10.204	2,00	Iren Energia
Genera S.c.a.r.l.	Ascoli Piceno	Euro	1.390.361	1,00	Uniproject
L.E.A.P. S.c. a r.l.	Piacenza	Euro	180.000	8,30	Iren Ambiente
Obiettivo ValdArno Srl	Montevarchi AR	Euro	800.000	1,50	Iren Ambiente Toscana
Parma Servizi Integrati S.c. a r.l.	Parma	Euro	20.000	11,00	Iren Smart Solutions
Reggio Emilia Innovazione S.c. a r.l. (1)	Reggio Emilia	Euro	871.956	0,99	Iren Ambiente
Re Mat Srl	Torino	Euro	57.750	9,09	Iren Ambiente
Serchio Verde Ambiente S.p.a. (1)	Castelnuovo di Garfagnana (LU)	Euro	1.128.950	5,93	Iren Ambiente Toscana
Smart Mobility S.r.l. (1)	Roma	Euro	14.175	5,14	Iren Mercato
Società di Biotecnologie S.p.A.	Torino	Euro	536.000	1,00	Iren Smart Solutions
Stadio Albaro S.p.A. (1)	Genova	Euro	1.230.000	2,00	Iren Mercato
T.I.C.A.S.S. S.c. a r.l.	Genova	Euro	136.000	2,94	Ireti
Valdisieve S.c. a r.l.	Firenze	Euro	1.400.000	0,96	Iren Ambiente Toscana

(1) in liquidazione

DETTAGLIO RAPPORTI CON PARTI CORRELATE

	Crediti	Crediti	Crediti di	Debiti	Debiti
	Commerciali	Finanziari	altra natura	Commerciali	Finanziari

SOCI PARTI CORRELATE
Comune Genova	700	‐	‐	3.055	‐
Comune Parma	13.717	‐	‐	734	‐
Comune Piacenza	7.773	‐	‐	934	‐
Comune Reggio Emilia	12.299	‐	‐	854	‐
Comune Torino	76.290	100.664	57	1.961	3.140
Finanziaria Sviluppo Utilities	16	‐	41	‐	‐
Finanziaria Città di Torino Holding	(8)	‐	‐	‐	‐
JOINT VENTURES
Acque Potabili	95	‐	‐	‐	‐
SOCIETA' COLLEGATE
ACOS	6	5.549	‐	‐	‐
ACOS Energia	‐	‐	‐	(44)	‐
Acquaenna	239	4.052	‐	‐	‐
Aguas de San Pedro	1	602	‐	‐	‐
AIGA	207	110	‐	99	‐
AMAT	72	‐	‐	‐	‐
AMTER	7.110	‐	‐	338	68
ASA	158	‐	‐	3	‐
ASA Livorno	1.047	‐	‐	‐	‐
ASTEA	4	681	‐	‐	‐
Asti Servizi Pubblici	(242)	451	‐	24	‐
Barricalla	474	‐	‐	3.579	‐
BI Energia	31	833	‐	‐	‐
CSAI	605	‐	‐	3.140	263
CSP ‐ Innovazione nelle ICT	‐	‐	‐	‐	‐
Fratello Sole Energie Solidali	520	‐	‐	16	‐
GAIA	577	‐	‐	893	‐
Global Service Parma	12	‐	‐	45	‐
Iniziative Ambientali	5	‐	‐	‐	‐
Mondo Acqua	180	‐	‐	‐	‐
NOVE	4.046	4.883	‐	194	‐
Piana Ambiente in liquidazione	70	‐	‐	‐	‐
Rimateria	‐	‐	‐	86	‐
SEI Toscana	2.506	126	‐	‐	2.434
SETA	3.352	453	‐	447	‐
Sienambiente	‐	‐	‐	169	566

Sinergie Italiane in liquidazione	9	‐	6.901	71	‐
STU Reggiane	(18)	487	‐	9	‐
Valle Dora Energia	79	21.616	‐	924	‐
ALTRE PARTI CORRELATE
Controllate Comune di Torino	1.570	‐	766	918	‐
Controllate Comune di Genova	157	‐	12	331	1
Controllate Comune di Parma	1.010	‐	6	1.323	‐
Controllate Comune di Piacenza	11	‐	‐	571	‐
Controllate Comune di Reggio Emilia	57	‐	‐	1.068	‐
Altre	53	‐	‐	‐	‐
TOTALE	134.790	140.507	7.783	21.742	6.472

migliaia di euro

	Debiti di altra natura	Ricavi e proventi	Costi e altri oneri	Proventi finanziari	Oneri finanziari

SOCI PARTI CORRELATE
Comune Genova	‐	883	3.757	‐	‐
Comune Parma	‐	16.164	570	‐	‐
Comune Piacenza	‐	8.469	889	‐	‐
Comune Reggio Emilia	‐	17.795	185	‐	‐
Comune Torino	4	106.743	1.629	858	‐
Finanziaria Sviluppo Utilities	‐	‐	‐	‐	‐
Finanziaria Città di Torino Holding	‐	‐	‐	‐	‐
JOINT VENTURES
Acque Potabili	‐	25	(236)	‐	‐
SOCIETA' COLLEGATE

ACOS	‐	18	‐	‐	‐
ACOS Energia	‐	2	3	‐	‐
Acquaenna	‐	90	‐	34	‐
Aguas de San Pedro	‐	‐	‐	‐	‐
AIGA	‐	10	‐	‐	‐
AMAT	‐	20	‐	‐	‐
AMTER	‐	1.876	280	‐	1
ASA	‐	156	‐	‐	‐
ASA Livorno	‐	107	53	‐	‐
ASTEA	‐	3	5	‐	‐
Asti Servizi Pubblici	‐	‐	22	‐	‐
Barricalla	‐	437	3.199	‐	‐
BI Energia	‐	2	‐	14	‐
CSAI	‐	1.342	2.446	‐	15
CSP ‐ Innovazione nelle ICT	‐	‐	49	‐	‐
Fratello Sole Energie Solidali	‐	157	‐	‐	‐
GAIA	‐	625	2.235	‐	‐
Global Service Parma	‐	(32)	‐	‐	‐
Iniziative Ambientali	‐	3	‐	‐	‐
Mondo Acqua	‐	147	‐	‐	‐
NOVE	‐	2.462	194	‐	‐
Piana Ambiente in liquidazione	‐	‐	‐	‐	‐
Rimateria	‐	‐	1.846	‐	‐
SEI Toscana	‐	2.537	‐	‐	11
SETA	‐	4.770	394	‐	‐
Sienambiente	‐	‐	‐	‐	10
Sinergie Italiane in liquidazione	‐	42	29.128	‐	‐
STU Reggiane	‐	29	2	6	‐
Valle Dora Energia	‐	378	869	300	‐
ALTRE PARTI CORRELATE
Controllate Comune di Torino	2	1.776	1.358	‐	2

Controllate Comune di Genova	21	998	557	‐	‐
Controllate Comune di Parma	128	1.112	1.490	‐	‐
Controllate Comune di Piacenza	‐	123	572	‐	‐
Controllate Comune di Reggio Emilia	‐	362	3.452	‐	‐
Altre	‐	121	‐	‐	‐
TOTALE	155	169.752	54.948	1.212	39

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	3.865.809	Attività materiali	3.865.809
Investimenti immobiliari	2.490	Investimenti immobiliari	2.490
Attività immateriali	2.362.091	Attività immateriali	2.362.091
Avviamento	214.054	Avviamento	214.054
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	174.321	Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	174.321
Altre partecipazioni	5.719	Altre partecipazioni	5.719
Totale (A)	6.624.484	Attivo Immobilizzato (A)	6.624.484
Altre attività non correnti	76.905	Altre attività non correnti	76.905
Debiti vari e altre passività non correnti	(490.397)	Debiti vari e altre passività non correnti	(490.397)
Totale (B)	(413.492)	Altre attività (Passività) non correnti (B)	(413.492)
Rimanenze	83.981	Rimanenze	83.981
Crediti commerciali non correnti	98.279	Crediti commerciali non correnti	98.279
Crediti commerciali	790.544	Crediti commerciali	790.544
Crediti per imposte correnti	4.527	Crediti per imposte correnti	4.527
Crediti vari e altre attività correnti	296.779	Crediti vari e altre attività correnti	296.779
Debiti commerciali	(845.532)	Debiti commerciali	(845.532)
Debiti vari e altre passività correnti	(371.432)	Debiti vari e altre passività correnti	(383.908)
Debiti per imposte correnti	(19.705)	Debiti per imposte correnti	(19.705)
Totale (C)	37.441	Capitale circolante netto (C)	24.965
Attività per imposte anticipate	379.154	Attività per imposte anticipate	379.154
Passività per imposte differite	(180.901)	Passività per imposte differite	(180.901)
Totale (D)	198.253	Attività (Passività) per imposte differite (D)	198.253
Benefici ai dipendenti	(104.947)	Benefici ai dipendenti	(104.947)
Fondi per rischi ed oneri	(407.277)	Fondi per rischi ed oneri	(407.277)
Fondi per rischi ed oneri quota corrente	(133.725)	Fondi per rischi ed oneri quota corrente	(121.249)
Totale (E)	(645.949)	Fondi e Benefici ai dipendenti (E)	(633.473)
Attività destinate ad essere cedute	1.144	Attività destinate ad essere cedute	1.144
Passività correlate ad attività destinate ad essere cedute		‐ Passività correlate ad attività destinate ad essere cedute	‐
Totale (F)	1.144	Attività (Passività) destinate a essere cedute (F)	1.144
		Capitale investito netto (G=A+B+C+D+E+F)	5.801.881

Patrimonio Netto (H)	2.843.255	Patrimonio Netto (H)	2.843.255

Attività finanziarie non correnti	(201.110)	Attività finanziarie non correnti	(201.110)
Passività finanziarie non correnti	3.747.434	Passività finanziarie non correnti	3.747.434
Totale (I)	3.546.324	Indeb. finanziario a medio e lungo termine (I)	3.546.324

Attività finanziarie correnti	(140.732)	Attività finanziarie correnti	(140.732)
Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti	(720.962)	Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti (720.962)
Passività finanziarie correnti	273.996	Passività finanziarie correnti 273.996
Totale (L)	(587.698)	Indeb. finanziario a breve termine (L)	(587.698)
		Indebitamento finanziario netto (M=I+L)	2.958.626
		Mezzi propri e indeb. finanziario netto (H+M)	5.801.881

Attestazione del bilancio semestrale abbreviato ai sensi dell'art. 154‐bis del D.Lgs. 58/1998

1. I sottoscritti Gianni Vittorio Armani, Amministratore Delegato, e Massimo Levrino, Direttore Amministrazione, Finanza, Controllo e M&A 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:
2. l'adeguatezza in relazione alle caratteristiche dell'impresa e
3. l'effettiva applicazione delle procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio semestrale abbreviato nel corso del primo semestre 2021.
1. Si attesta, inoltre, che:
2. 2.1 il bilancio semestrale abbreviato:

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 intermedia sulla gestione comprende un'analisi attendibile dei riferimenti agli eventi importanti che si sono verificati nei primi sei mesi dell'esercizio e alla loro incidenza sul bilancio consolidato semestrale abbreviato, unitamente ad una descrizione dei principali rischi e incertezze per i sei mesi restanti dell'esercizio. La relazione intermedia sulla gestione comprende, altresì, un'analisi attendibile delle informazioni sulle operazioni rilevanti con parti correlate.

3 agosto 2021

Ing. Gianni Vittorio Armani Dr. Massimo Levrino

L'Amministratore Delegato Il Direttore Amministrazione, Finanza, Controllo e M&A e Dirigente Preposto L. 262/05

AI assistant

Iren — Interim / Quarterly Report 2021

4243_ir_2021-08-04_605ff662-6b0a-4815-9286-cb4f2a219c52.pdf

Relazione Finanziaria Semestrale

CARICHE SOCIALI

Società di Revisione

AZIONARIATO

Un secolo di storia

Missione

Visione

IL GRUPPO IREN IN CIFRE: HIGHLIGHTS PRIMO SEMESTRE 2021

Dati economici

Dati patrimoniali

Dati tecnici e commerciali

L'ASSETTO SOCIETARIO DEL GRUPPO IREN

BU RETI

Servizi Idrici Integrati

Distribuzione Gas

Distribuzione di energia elettrica

BU AMBIENTE

BU ENERGIA

Produzione di energia elettrica e termica

Teleriscaldamento

Servizi di efficienza energetica

BU MERCATO

Commercializzazione energia elettrica

Commercializzazione Gas Naturale

Vendita calore tramite rete di teleriscaldamento

INFORMAZIONI SUL TITOLO IREN NEL PRIMO SEMESTRE 2021

Andamento del titolo IREN in Borsa

Il coverage del titolo

Relazione sulla gestione

SCENARIO DI MERCATO

LO SCENARIO MACROECONOMICO

La spesa delle famiglie

Gli investimenti

Le esportazioni

IL MERCATO PETROLIFERO

IL MERCATO DELL'ENERGIA ELETTRICA

Domanda e offerta

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

Prezzi Mercato del Giorno Prima (MGP)

Andamenti delle principali borse europee

Future del PUN Baseload su EEX

IL MERCATO DEL GAS NATURALE

Domanda e offerta

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

Prezzi ingrosso gas

FATTI DI RILIEVO DEL PERIODO

Acquisizione del controllo di Futura

Assemblea degli Azionisti

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

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

SITUAZIONE ECONOMICA, PATRIMONIALE E FINANZIARIA DEL GRUPPO IREN

Situazione economica

CONTO ECONOMICO DEL GRUPPO IREN

Ricavi

Margine Operativo Lordo

Risultato operativo

Gestione finanziaria

Risultato di partecipazioni contabilizzate con il metodo del patrimonio netto

Rettifica di valore di partecipazioni

Risultato prima delle imposte

Imposte sul reddito

Risultato netto del periodo

Situazione patrimoniale e finanziaria

STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO DEL GRUPPO IREN (1)

RENDICONTO FINANZIARIO DEL GRUPPO IREN

Variazione indebitamento finanziario netto

ANALISI PER SETTORI DI ATTIVITÀ

Situazione patrimoniale riclassificata per settori di attività al 30 giugno 2021

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

Conto Economico per settori di attività Primo semestre 2021

Conto Economico per settori di attività Primo semestre 2020 rideterminato

SBU Reti

SBU Reti ‐ Energia elettrica

SBU Reti ‐ Distribuzione Gas

SBU Reti ‐ Ciclo Idrico

SBU Ambiente

SBU Energia

Iren Interim / Quarterly Report 2021

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