Attività
Iren spa è la capogruppo diuna realtà nata dalla fusione tra
- Iride ed
- Enia
due aziende multiutilities operanti nella zona dell’Emilia Romagna, e opera nei seguenti settori di attività:
- generazione e teleriscaldamento (produzione Idroelettrica, cogenerazione elettrica e calore, reti di teleriscaldamento)
- mercato (vendita energia elettrica, gas, calore)
- infrastrutture energetiche (reti di distribuzione dell’energia elettrica, reti di distribuzione del gas, impianti di rigassificazione LNG)
- servizio idrico integrato (vendita e distribuzione acqua, depurazione e fognatura)
- ambiente (raccolta e smaltimento rifiuti)
- altri servizi (telecomunicazioni, illuminazione pubblica, servizi global service ed altri minori).
L’incidenza di ciascuna area di business sui risultati complessivi del Gruppo è la seguente:
| 6M 2017 | Ricavi | MOL | EBIT | ||||||
| meur | % | meur | % | meur | % | ||||
| Generazione elettrica e calore | 554.7 | 30.6% | 147.0 | 33.2% | 84.1 | 32.9% | |||
| Infrastrutture energetiche | 1,248.3 | 68.8% | 69.9 | 15.8% | 46.7 | 18.3% | |||
| Mercato | 421.3 | 23.2% | 153.0 | 34.6% | 86.4 | 33.8% | |||
| Ambiente | 269.7 | 14.9% | 71.1 | 16.1% | 37.9 | 14.8% | |||
| Servizi e altro | 50.1 | 2.8% | 1.2 | 0.3% | 0.6 | 0.2% | |||
| Elisioni / rettifiche | -730.5 | -40.3% | 0.0 | 0.0% | 0.0 | 0.0% | |||
| Totale | 1,813.6 | 100.0% | 442.2 | 100.0% | 255.7 | 100.0% | |||
Per una spiegazione degli indicatori di bilancio (MOL, EBITDA, EBIT, PFN ecc.) si prega di fare riferimento alla legenda indicata nel menu in alto a sinistra)
Generazione e teleriscaldamento
Produzione energia elettrica e termica
Il Gruppo dispone direttamente di circa 1.800 MW di potenza elettrica installata (in assetto elettrico), a cui si aggiungono circa 900 MW tramite le partecipate Edipower ed Energia Italiana.
Iren Energia ha la disponibilità di 20 impianti di produzione di energia elettrica: 28 impianti: 19 impianti idroelettrici, 8 termoelettrici in cogenerazione ed uno termoelettrico tradizionale. Le fonti di energia primaria utilizzate sono eco-compatibili e assimilate in quanto idroelettriche e cogenerative.
Teleriscaldamento
Grazie a 825 chilometri di reti interrate di doppia tubazione il Gruppo fornisce il calore ad una volumetria di circa 76,5 milioni di metri cubi, pari ad una popolazione servita stimata di oltre 750.000 persone.
Le attività di teleriscaldamento e distribuzione del gas nel capoluogo piemontese sono svolte da AES Torino (controllata al 51% da Iren Energia), che possiede una delle più estese reti di teleriscaldamento a livello nazionale, con oltre 474 km di doppia tubazione e una volumetria servita pari a circa 54 milioni di mc.
Iren Energia detiene anche la rete di teleriscaldamento di Parma (84 km), Reggio Emilia (216 km), Piacenza (19 km) e Genova (12 km), con un’estensione complessiva di circa 330 km e una volumetria complessiva servita pari a circa 22 milioni di mc
Mercato
Il Gruppo, tramite Iren Mercato, opera nel campo della commercializzazione dell’energia elettrica, del gas, del calore, nella fornitura di combustibili per il Gruppo, nell’attività di trading dei titoli di efficienza energetica, certificati verdi ed emission trading, nei servizi di gestione clienti a Società partecipate dal Gruppo, nella fornitura di servizi calore e nella vendita di calore tramite la rete di teleriscaldamento
Infrastrutture energetiche
Distribuzione energia elettrica
Iren Energia, tramite la controllata AEM Torino Distribuzione, con circa 7.440 chilometri di reti in media e bassa tensione, svolge l’attività di distribuzione di energia elettrica su tutto il territorio delle Città di Torino e di Parma (circa 1.100.000 abitanti); nel 2012 l’energia elettrica complessiva distribuita è stata pari a 4.241 GWh, di cui 3.313 GWh nella Città di Torino e 928 GWh nella Città di Parma.
Distribuzione gas
Attraverso circa 9.000 chilometri di rete il Gruppo serve più di un milione di clienti.
Iren Acqua Gas tramite la controllata Genova Reti Gas, distribuisce il gas metano nel Comune di Genova e in altri 19 Comuni limitrofi per un totale di circa 350.000 clienti finali. La rete di distribuzione è di circa 1.800 km, di cui 418 km in media pressione e la restante in bassa pressione.
Iren Emilia gestisce l’attività di distribuzione del gas naturale in 72 dei 140 Comuni delle province di Reggio Emilia, Parma e Piacenza. La Società gestisce complessivamente quasi 5.900 km di rete di distribuzione locale di alta, media e bassa pressione per una potenzialità progettata massima di prelievo pari complessivamente a 726.879 Smc/h.
A Torino le attività di distribuzione del gas sono svolte da AES Torino (controllata al 51% da Iren Energia).
Servizi idrici integrati
Con circa 14.100 km di reti acquedottistiche, 8.000 km di reti fognarie e 813 impianti di depurazione, il Gruppo fornisce più di 2.400.000 abitanti.
Iren Acqua Gas si occupa della gestione dei servizi idrici nelle province di Genova, Parma, Reggio Emilia e Piacenza..
Ambiente
Raccolta rifiuti
Iren Emilia svolge la sua attività nell’ambito dei servizi di Igiene Ambientale nelle province di Piacenza, Parma e Reggio Emilia per un totale di 116 Comuni del territorio, servendo un bacino di 1.139.000 abitanti. Sensibile alla salvaguardia ambientale ed allo sviluppo sostenibile, Iren Emilia ha attivato sistemi di raccolta differenziata capillarizzata dei rifiuti che, anche grazie alla gestione di oltre 123 stazioni ecologiche attrezzate, hanno consentito al bacino servito di ottenere risultati superiori al 60%.
Impianti
Iren Ambiente tratta oltre 950.000 tonnellate annue di rifiuti con 12 impianti di trattamento,
Il Gruppo dispone di 2 termovalorizzatori a Piacenza e Reggio Emilia, 2 discariche, Poiatica (attiva) e Rio Riazzone (non più attiva nell’ambito dello smaltimento rifiuti, attiva solo per la produzione di energia elettrica) e 2 impianti di compostaggio a
Altri servizi
Attraverso Iren Servizi e Innovazione il Gruppo fornisce alla Città di Torino il servizio di illuminazione pubblica, il servizio semaforico, la gestione degli impianti termici ed elettrici negli edifici comunali, la gestione in Global Service Tecnologico del Palazzo di Giustizia di Torino e del facility management per il Gruppo.
In Emilia l’attività di gestione degli impianti di illuminazione pubblica è regolata da un contratto di Global Service con i Comuni di Parma, San Secondo Parmense e Medesano: le attività in capo ad Iren Emilia consistono nella progettazione, realizzazione di nuovi impianti e di riqualificazioni di aree e nella gestione degli impianti stessi
Strategia
Il Piano Industriale al 2021 presentato dal gruppo Iren il 19 ottobre 2016 ha le seguenti caratteristiche:
Indicatori economici e finanziari
Gli obiettivi economici e finanziari che il gruppo intende raggiungere sono i seguenti:
- EBITDA al 2021: meur 900 (+ meur 220 rispetto al 2015, CAGR: + 4,8%.)
- il 75% di tale risultato verrà raggiunto già nel 2019 (CAGR 5,8%).
- il 75% dell’EBITDA del Gruppo deriverà da attività regolate e quasi regolate.
- sinergie: meur 100. L’80% di tali sinergie sarà ottenuto entro il 2019.
- utile netto sostanzialmente raddoppiato già al 2019.
- investimenti cumulati: eur 2,2 miliardi (+ 23% rispetto al piano precedente). Un terzo dei quali saranno dedicati ad iniziative di sviluppo.
- debito al 2021: riduzione di circa meur 180 a circa eur 2 miliardi.
- rapporto Debito netto/EBITDA: 3,0x, raggiunto già nel 2018.
- dividend policy: crescita annuale del dividendo per azione pari a circa l’8%.
A livello settoriale sono previste le seguenti azioni:
Generazione e teleriscaldamento
Teleriscaldamento
E’ il segmento che
- maggiormente inciderà sulla crescita della BU
- beneficerà dell’espansione di circa 15 milioni di metri cubi di volumetrie teleriscaldate (97 milioni di metri cubi di volumetrie teleriscaldate al 2021).
A tale progetto saranno destinati circa meur 300 di investimenti di sviluppo che consentiranno
- una maggiore saturazione degli impianti di cogenerazione esistenti e
- lo sfruttamento del calore prodotto dalla termovalorizzazione dei rifiuti per teleriscaldare molte delle abitazioni di Torino, Parma e Piacenza.
Idroelettrico
Il settore beneficerà di:
- interventi di ammodernamento sulla derivazione Chiomonte/Susa e dalla c
- ostruzione di alcuni impianti mini-idroelettrici
che controbilanceranno in parte l’impatto negativo dovuto alla scadenza degli incentivi sulle produzioni per un importo superiore a meur 40.
Cogenerazione /termoelettrico
Il settore beneficerà di:
- miglioramento dello scenario energetico atteso nei prossimi anni
- interventi di flessibilizzazione della centrale di Turbigo
- gestione attiva di tutti gli impianti del Gruppo.
Obiettivi finanziari
Alla fine del piano:
- la contribuzione della BU all’EBITDA 2021 del Gruppo sarà del 27%,
- gli investimenti tecnici cumulati saranno pari a meur 575. Questi ultimi concorreranno a mantenere un profilo di preminente eco-compatibilità della dotazione impiantistica, la cui produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili o assimilate supera il 75% del totale.
Mercato ed efficienza energetica
Energia elettrica
Il Gruppo intende porre al centro della sua visione strategica il Cliente tramie il progetto “New Downstream”.
Quest’ultimo,
- è rivolto al settore retail e microbusiness,
- fa leva sul concetto di “Smart house”, una casa e un ufficio intelligenti combinando
- domotica
- efficienza energetica
- innovazione
Le caratteristiche del progetto sul quale si fonda l’obiettivo di crescita organica della base-clienti (+240.000) sono:
- Il canale web,
- le iniziative di engagement che mirano a mantenere il churn rate tra i più bassi del mercato,
- la trasformazione della commodity energetica in un servizio ad alto valore aggiunto
L’attenzione verso il cliente finale (retail e business) impatta come segue sugli impieghi di energia elettrica del Gruppo:
- i volumi venduti in tale settore sono cresciuti del 25% nel primo semestre 2016.
- per i prossimi anni tale incremento supererà il 50% impattando in maniera positiva su visibilità e stabilità dei margini.
Gas
Il Gruppo manterrà una forte componente di approvvigionamento a breve termine mentre quella derivante da contratti a lungo termine rimarrà sotto il 15% del totale fonti.
Obiettivi finanziari
Alla fine del piano
- la contribuzione dell’area di business all’EBITDA 2021 del Gruppo sarà del 13%,
- investimenti cumulati in arco piano pari a circa meur 140.
Reti
Dal primo gennaio 2016 è operativa Ireti, società nata dalla fusione di diverse partecipate che gestisce in maniera integrata tutti i business a rete del Gruppo:
- distribuzione di energia elettrica,
- distrinuzione di gas naturale
- servizio idrico integrato.
Uno dei driver fondamenta i di crescita di questa BU sono le efficienze e il cost-saving che pesano più di meur 20 in arco piano.
A complemento di ciò, particolare importanza riveste l’incremento atteso di circa un terzo del capitale investito/RAB al 2021, derivante sia da maggiori investimenti che da iniziative di crescita esterne (es: gare gas).
Reti elettriche
Il piano prevede le seguenti attività
- continuità di gestione in termini di perimetro
- avvio di diversi progetti di rinnovamento e potenziamento.
Reti gas
In relazione alle gare relative alle reti gas, l’obiettivo è
- consolidare prioritariamente la gestione in tutti i bacini nei quali il Gruppo è presente
- valutare strategie differenziate n aree a presidio minoritarie o nel Nord Ovest.
Reti idriche
E’ previsto un piano significativo di investimenti che tiene conto della visibilità dei margini del settore
Obiettivi finanziari
Alla fine del piano
- la contribuzione della BU all’EBITDA 2021 del Gruppo sarà pari al 40%
- gli 9nvestimenti cumulati saranno pari a circa 1.070 milioni di euro. Parte di questi saranno dedicati all’implementazioni di iniziative legate allo smart-metering in grado di produrre un efficientamento dei consumi e nuove opportunità di business.
Ambiente
La crescita organica del settore seguirà due direttrici principali.
- sviluppo della dotazione impiantistica di trattamento dei rifiuti urbani, principalmente carta, plastica e organico
- incremento nella raccolta di rifiuti speciali che supererà 500.000 tonnellate al 2021 (+ 47% in termini di volumi).
La BU sarà quella che beneficerà maggiormente dell’espansione del gruppo sulle proprie aree di riferimento In tale ottica va vista l’acquisizione del 2016 di TRM (società che gestisce il termovalorizzatore di Torino)
Da un punto di vista economico:
- la contribuzione della BU all’EBITDA 2021del Gruppo sarà del 19% (10% del 2015 )
- investimenti cumulati tecnici (esclusi i consolidamenti) pari a circa 258 milioni di euro.
Analisi dei ricavi
L’andamento dei ricavi consolidati del periodo è il seguente:
| Ricavi | 6M 2017 | 6M 2016 | Delta | ||||||
| meur | % | meur | % | meur | % | ||||
| Generazione e Teleriscaldamento | 554.7 | 0.3 | 402.5 | 25.9% | 152.2 | 37.8% | |||
| Mercato | 1,248.3 | 0.7 | 1,084.0 | 69.7% | 164.3 | 15.2% | |||
| Reti 8Infrastrutture energetiche e idriche) | 421.3 | 0.2 | 399.7 | 25.7% | 21.6 | 5.4% | |||
| Ambiente | 269.7 | 0.1 | 254.2 | 16.3% | 15.5 | 6.1% | |||
| Servizi e altro | 50.1 | 0.0 | 31.5 | 2.0% | 18.6 | 59.0% | |||
| Elisioni / rettifiche | -730.5 | -0.4 | -616.7 | -39.7% | -113.8 | 18.5% | |||
| Totale ricavi | 1,813.6 | 1.0 | 1,555.2 | 100.0% | 258.4 | 16.6% | |||
| Lavori interni capitalizzati | 11.6 | 0.0 | 10.1 | 0.9% | 1.5 | 14.9% | |||
| Totale ricavi | 1,825.2 | 1.0 | 1,565.3 | 105.3% | 259.9 | 16.6% | |||
L’incremento registrato è da ricondursi prevalentemente
- alla variazione dei prezzi dell’energia elettrica
- ai maggiori quantitativi venduti
- all’ampliamento del perimetro con il consolidamento:
- dell Gruppo Atena Vercelli dal maggio 2016
- di REI società attiva nello smaltimento rifiuti dal maggio 2017
- di Salerno Energia Vendite dal maggio 2017
alla gestione del servizio idrico integrato nei Comuni precedentemente gestiti da SAP-Società Acque Potabili dal gennaio 2017..
Dati operativi
Si riportano i principali dati operativi del periodo in esame:
| Generazione e Teleriscaldamento | 6M 2017 | 6M 2016 | Delta | ||||
| GWh | GWh | GWh | % | ||||
| Energia elettrica prodotta / acquistata | 8,597.0 | 7,279.0 | 1,318.0 | 18.1% | |||
| Produzione da fonte idroelettrica | 636.0 | 674.0 | -38.0 | -5.6% | |||
| Produzione da fonte termoelettrica | 832.0 | 649.0 | 183.0 | 28.2% | |||
| Produzione da fonte cogenerativa | 3,391.0 | 2,713.0 | 678.0 | 25.0% | |||
| Produzione da WTE e discariche | 269.0 | 286.0 | -17.0 | -5.9% | |||
| Acquisto da acquirente unico | 279.0 | 334.0 | -55.0 | -16.5% | |||
| Acquisti in Borsa Elettrica | 1,994.0 | 1,588.0 | 406.0 | 25.6% | |||
| Acquisti da grossisti, importazioni e altri | 1,196.0 | 1,035.0 | 161.0 | 15.6% | |||
| Energia elettrica venduta | 8,597.0 | 7,279.0 | 1,318.0 | 18.1% | |||
| Vendite a clienti di maggior tutela | 264.0 | 318.0 | -54.0 | -17.0% | |||
| Vendite a Borsa Elettrica | 3,350.0 | 3,374.0 | -24.0 | -0.7% | |||
| Vendite a clienti finali e grossisiti | 4,421.0 | 3,283.0 | 1,138.0 | 34.7% | |||
| Pompaggi, perdite di distribuzione, altro | 562.0 | 304.0 | 258.0 | 84.9% | |||
| Calore prodotto (GWht) | 0.0 | 0.0 | 0.0 | #DIV/0! | |||
| Gas | 6M 2017 | 6M 2016 | Delta | ||||
| mmc | mmc | mmc | % | ||||
| Fonti | 1,674.0 | 1,373.0 | 301.0 | 21.9% | |||
| Contratti pluriennali | 253.0 | 223.0 | 30.0 | 13.5% | |||
| Contratti a breve (annuali e spot) | 1,284.0 | 1,007.0 | 277.0 | 27.5% | |||
| Prelievi da stoccaggio | 137.0 | 143.0 | -6.0 | -4.2% | |||
| Impieghi | 1,674.0 | 1,373.0 | 301.0 | 21.9% | |||
| Gas commercializzato | 687.0 | 546.0 | 141.0 | 25.8% | |||
| Stoccaggio | 116.0 | 102.0 | 14.0 | 13.7% | |||
| Usi interni (termoelettrico, ecc.) | 871.0 | 725.0 | 146.0 | 20.1% | |||
| Servizi di rete | 6M 2017 | 6M 2016 | Delta | ||||
| Energia elettrica distribuita (GWh) | 2,021.0 | 2,001.0 | 20.0 | 1.0% | |||
| Gas distribuito (mln mc) | 738.0 | 693.0 | 45.0 | 6.5% | |||
| Volumi d’acqua venduta (mln mc) | 89.0 | 83.0 | 6.0 | 7.2% | |||
Analisi della redditività
L’andamento del conto economico consolidato del periodo è sintetizzato nel seguente prospetto:
| Conto economico | 6M 2017 | 6M 2016 | Delta | ||||||
| meur | % | meur | % | meur | % | ||||
| Valore della produzione | 1,825.2 | 107.3% | 1,565.3 | 108.8% | 259.9 | 16.6% | |||
| Ricavi | 1,701.2 | 100.0% | 1,439.3 | 100.0% | 261.9 | 18.2% | |||
| Variazione lavori in corso | -4.7 | -0.3% | 0.9 | 0.1% | -5.6 | -622.2% | |||
| Altri proventi | 117.1 | 6.9% | 115.0 | 8.0% | 2.1 | 1.8% | |||
| Lavori interni capitalizzati | 11.6 | 0.7% | 10.1 | 0.7% | 1.5 | 14.9% | |||
| Costi operativi | -1,382.9 | -81.3% | -1,148.2 | -79.8% | -234.7 | 20.4% | |||
| Costi materie prime e di consumo | -606.8 | -35.7% | -456.7 | -31.7% | -150.1 | 32.9% | |||
| Servizi e godimento beni di terzi | -549.2 | -32.3% | -472.7 | -32.8% | -76.5 | 16.2% | |||
| Oneri diversi di gestione | -41.0 | -2.4% | -34.4 | -2.4% | -6.6 | 19.2% | |||
| Personale | -185.9 | -10.9% | -184.4 | -12.8% | -1.5 | 0.8% | |||
| MOL | 442.3 | 26.0% | 417.1 | 29.0% | 25.2 | 6.0% | |||
| Ammortamenti | -154.7 | -9.1% | -146.1 | -10.2% | -8.6 | 5.9% | |||
| Accantonamenti e svalutazioni | -29.9 | -1.8% | -32.1 | -2.2% | 2.2 | -6.9% | |||
| Risultato operativo | 257.7 | 15.1% | 238.9 | 16.6% | 18.8 | 7.9% | |||
| Gestione finanziaria | -27.1 | -1.6% | -35.5 | -2.5% | 8.4 | -23.7% | |||
| Imposte del periodo | -72.7 | -4.3% | -70.4 | -4.9% | -2.3 | 3.3% | |||
| Utile netto | 157.9 | 9.3% | 133.0 | 9.2% | 24.9 | 18.7% | |||
Analisi del MOL
Il MOL è stato così generato dalle busness units del Gruppo:
| MOL | 6M 2017 | 6M 2016 | Delta | ||||||
| meur | % | meur | % | meur | % | ||||
| Generazione elettrica e calore | 147.0 | 33.2% | 118.5 | 28.4% | 28.5 | 24.1% | |||
| % ricavi | 26.5% | 29.4% | |||||||
| Mercato | 69.9 | 15.8% | 82.9 | 19.9% | -13.0 | -15.7% | |||
| % ricavi | 5.6% | 7.6% | |||||||
| Infrastrutture energetiche | 153.0 | 34.6% | 148.5 | 35.6% | 4.5 | 3.0% | |||
| % ricavi | 36.3% | 37.2% | |||||||
| Ambiente | 71.1 | 16.1% | 63.0 | 15.1% | 8.1 | 12.9% | |||
| % ricavi | 26.4% | 24.8% | |||||||
| Servizi e altro | 1.2 | 0.3% | 4.2 | 1.0% | -3.0 | n.a. | |||
| % ricavi | 2.4% | 13.3% | |||||||
| Totale | 442.2 | 100.0% | 417.1 | 100.0% | 25.1 | 6.0% | |||
| % ricavi | 24.4% | 26.8% | |||||||
Generazione elettrica e calore
Il miglioramento è da ricondursi principalmente
- al recupero dei margini in tutti i segmenti di produzione di energia elettrica (
- idroelettrica
- cogenerativa
- termoelettrica
sostenuti da
-
- un incremento della marginalità unitaria
- dai maggiori volumi generati, con la sola eccezione della produzione idroelettrica
- maggiori volumi di calore distribuito
in parte compensata
- dalla minor marginalità unitaria della produzione calore
Mercato
La diminuzione del MOL è stata causata da
- incremento congiunturale dei costi di approvvigionamento dell’energia elettrica.
parzialmente compensato:
- dalle maggiori quantità vendute
- dall’incremento delle componenti di commercializzazione
Reti
Energia elettrica
Le dinamiche sono state le seguenti:
- minori ricavi e
- maggiori costi relativi ai titoli di efficienza energetica (TEE) sono
stati compensati da
- minori costi operativi
- variazione di perimetro derivante da Atena spa.
Distribuzione gas
La variazione in lieve aumento del margine è da ricondursi principalmente;i
- ai maggiori ricavi da vincolo,
- alle sinergie operative
- alla variazione di perimetro di consolidamento derivante da Atena spa
soltanto parzialmente compensati da
- maggiori costi relativi ai titoli di efficienza energetica (TEE).
Ambiente
L’’incremento è da ricondursi
- al pieno riconoscimento delle tariffe di smaltimento approvate in area Emilia,
- all’incremento dei ricavi energetici dei poli di smaltimento, principalmente per effetto dell’andamento favorevole dei prezzi dell’energia elettrica, a
- al consolidamento di
- Atena Spa. dal maggio 2016
- REI Srl dal 1 gennaio 2017.
Servizi e altro
La flessione è riconducibile principalmente a progetti straordinari legati all’illuminazione pubblica e semaforica nel primo semestre 2016.
Analisi del risultato operativo
Analogamente si riporta l’evoluzione dell’EBIT:
| Risultato operativo | 6M 2017 | 6M 2016 | Delta | ||||||
| meur | % | meur | % | meur | % | ||||
| Generazione elettrica e calore | 84.1 | 32.9% | 59.8 | 25.0% | 24.3 | 40.6% | |||
| % ricavi | 15.2% | 14.9% | |||||||
| Mercato | 46.7 | 18.3% | 59.4 | 24.9% | -12.7 | -21.4% | |||
| % ricavi | 3.7% | 5.5% | |||||||
| Infrastrutture energetiche | 86.4 | 33.8% | 87.4 | 36.6% | -1.0 | -1.1% | |||
| % ricavi | 20.5% | 21.9% | |||||||
| Ambiente | 37.9 | 14.8% | 29.5 | 12.3% | 8.4 | 28.5% | |||
| % ricavi | 14.1% | 11.6% | |||||||
| Servizi e altro | 0.6 | 0.2% | 2.8 | 1.2% | -2.2 | -78.6% | |||
| % ricavi | 1.2% | 8.9% | |||||||
| Totale | 255.7 | 100.0% | 238.9 | 100.0% | 16.8 | 7.0% | |||
| % ricavi | 14.1% | 15.4% | |||||||
Struttura finanziaria
Lo stato patrimoniale consolidato al 30 giugno 2017 può essere così rappresentato:
| ATTIVO | meur | % | PASSIVO | meur | % | |
| Totale immobilizzazioni | 5,670.9 | 73.8% | Fondi permanenti | 6,195.0 | 80.6% | |
| Mezzi propri | 2,377.6 | 30.9% | ||||
| Passività non correnti | 3,817.4 | 49.6% | ||||
| Attivi correnti e finanziari | 2,018.3 | 26.2% | Passività a breve | 1,494.2 | 19.4% | |
| Totale Attivo | 7,689.2 | 100.0% | Totale passività | 7,689.2 | 100.0% |
Analogamente al 31 dicembre 2016 lo stato patrimoniale era così composto:
| ATTIVO | meur | % | PASSIVO | meur | % | |
| Totale immobilizzazioni | 5,683.1 | 72.8% | Fondi permanenti | 6,122.5 | 78.4% | |
| Mezzi propri | 2,297.0 | 29.4% | ||||
| Passività non correnti | 3,825.5 | 49.0% | ||||
| Attivi correnti e finanziari | 2,127.4 | 27.2% | Passività a breve | 1,688.0 | 21.6% | |
| Totale Attivo | 7,810.5 | 100.0% | Totale passività | 7,810.5 | 100.0% |
Al 30 giugno 2017 l’indebitamento finanziario netto era pari a 2meur.403.
Al 31 dicembre 2016 il medesimo era pari a meur 2.539.8.
Outlook
Contesto generale
Nel primo semestre del 2017 si registra
- il consolidamento della crescita nell’area Euro
- una tendenza di fondo positiva nel Paese.
Tale trend si è riflesso nell’incremento stabile del prezzo delle commodity energetiche,
In particolare il PUN (prezzo dell’energia elettrica nella Borsa Elettrica) è cresciuto di circa il 38%,
Ciò è legato anche a fattori contingenti quali la chiusura temporanea di alcune centrali nucleari in Francia.
Gruppo Iren
Questo contesto ha creato un quadro congiunturale che ha consentito al Gruppo di
- cogliere significative opzioni di crescita
- riportando risultati in incremento guidati dalle performance della filiera energetica, in particolare quella e generativa.
Nel prosieguo dell’anno il Gruppo manterrà il suo focus sui target del piano, attraverso:
- il continuativo miglioramento dell’efficienza interna
- il conseguente ottenimento di rilevanti sinergie
- la valorizzazione della centralità del Cliente in una logica multibusiness
- il consolidamento del ruolo di aggregatore del Nord-Ovest d’Italia.
Fattori sensibili / di rischio
Il Gruppo nella relazione semestrale 2016 identifica i seguenti fattori che possono incidere sui risultati aziendali:
Prezzi dell’energia
Si riferisce ai seguenti aspetti
- andamento
- eventuale fluttuazione dei tassi di cambio
- copertura
dei prezzi delle commodity energetiche trattate:
- energia elettrica
- gas naturale
- calore, ecc.
Aspetti operativi
Evoluzione normativa e regolato
Controllo e prevenzione degli impianti
- manutenzione preventiva
- sistemi di controllo e supervisione,
- piani di emergenza e continuità,
Sistemi informatici: disponibilità dei sistemi core:
- processi di gestione operativa contabile e di fatturazione
- piattaforme di trading delle commodity energetiche
Fattori strategici
Efficientamento dell’organizzazione e dei processi del Gruppo
Sviluppo
Consolidamento dei settori regolati rinnovo delle concessioni
- idroelettriche
- distribuzione
- gas
- ciclo idrico integrato
- settore ambiente
Operazioni straordinarie.
Aspetti finanziari
Approvvigionamento delle risorse finanziarie:
- ammontare
- tempistica
- condizioni economiche
Variazione dei assi di interesse
Performance dell’ammontare dei crediti commerciali derivanti da
- vendita di energia elettrica
- teleriscaldamento
- gas
- erogazione dei servizi idrico
- erogazione dei servizi ambientali.
