Relazione Finanziaria Semestrale
al 30 giugno 2025
Gruppo Iren
Sommario
INTRODUZIONE 3
Cariche sociali 4
Azionariato 5
Missione e Visione del Gruppo Iren 6
Il Gruppo Iren in cifre: Highlights Primo Semestre 2025 8
L'assetto societario del Gruppo Iren 10
Informazioni sul titolo Iren nel Primo Semestre 2025 14
RELAZIONE SULLA GESTIONE AL 30 GIUGNO 2025 17
Scenario di mercato 18
Fatti di rilievo del periodo 24
Indicatori Alternativi di Performance 26
Situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo Iren 28
Analisi per settori di attività 34
Gestione finanziaria 43
Fatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura del periodo ed evoluzione prevedibile della gestione 46
Rischi e incertezze 47
Rapporti con parti correlate 52
Quadro normativo e regolatorio 53
Personale 69
BILANCIO CONSOLIDATO SEMESTRALE ABBREVIATO E NOTE ILLUSTRATIVE AL 30 GIUGNO 2025 71
Prospetto della Situazione Patrimoniale-Finanziaria 72
Prospetto di Conto Economico 74
Prospetto delle altre componenti di Conto Economico Complessivo 75
Prospetto delle variazioni delle voci di Patrimonio Netto 76
Rendiconto Finanziario 78
Note Illustrative 79
-
Contenuto e forma del Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 79
-
Principi di consolidamento 81
-
Area di consolidamento 83
-
Aggregazioni aziendali 85
-
Gestione dei rischi finanziari del Gruppo 90
-
Informativa sui rapporti con parti correlate 99
-
Fatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura del periodo 102
-
Altre informazioni 102
-
Informazioni sulla Situazione Patrimoniale-Finanziaria 103
-
Informazioni sul Conto Economico 130
-
Garanzie, impegni e passività potenziali 138
-
Informativa per settori di attività 140
-
Allegati al Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 142
Attestazione del Bilancio Semestrale Abbreviato ai sensi dell'art. 154-bis del D.Lgs. 58/1998 152
Relazione di revisione contabile limitata sul Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 153
Cariche sociali
Consiglio Amministrazione (1)
Presidente Luca Dal Fabbro (2)
Vice Presidente Moris Ferretti (3)
Amministratore Delegato e Direttore Generale Gianluca Bufo (4)
Consiglieri Sandro Mario Biasotti (5)
Stefano Borotti (6)
Francesca Culasso (7) Daniele De Giovanni (8) Paola Girdinio (9)
Giacomo Malmesi (10)
Giuliana Mattiazzo (11)
Patrizia Paglia (12)
Davide Piccioli (13)
Cristina Repetto (14)
Elisabetta Ripa (15)
Elisa Rocchi (16)
Collegio Sindacale (17)
Presidente Sonia Ferrero
Sindaci effettivi Ugo Ballerini
Donatella Busso Simone Caprari
Fabrizio Riccardo Di Giusto
Sindaci supplenti Lucia Tacchino
Carlo Bellavite Pellegrini
Società di Revisione KPMG S.p.A. (18)
Dirigente preposto alla redazione
dei documenti contabili e societari Giovanni Gazza
Dirigente incaricato dell'attestazione
sulla rendicontazione di sostenibilità Selina Xerra
(1) Nominato dall'Assemblea dei Soci del 24 aprile 2025 per il triennio 2025-2026-2027.
(2) Presidente del Consiglio di Amministrazione nel triennio 2022-2024 e confermato nella stessa carica per il triennio 2025-2027 dall'Assemblea dei Soci del 24 aprile 2025. Con deliberazione assunta dal Consiglio di Amministrazione di Iren S.p.A. tenutosi lo stesso 24 aprile 2025, l'ing. Dal Fabbro è stato confermato, altresì, quale Direttore Strategico Finanza, Strategie Aree Delegate.
(3) Vice Presidente del Consiglio di Amministrazione nei trienni 2019-2021 e 2022-2024 e confermato nella stessa carica per il triennio 2025-2027 dal Consiglio di Amministrazione del 24 aprile 2025. Con deliberazione assunta dal Consiglio di Amministrazione di Iren S.p.A. tenutosi lo stesso 24 aprile 2025, il dott. Ferreti è stato confermato, altresì, quale Direttore Strategico Risorse Umane, Corporate Social Responsibility e Strategie Aree Delegate.
(4) Nominato Amministratore Delegato e Direttore Generale per il triennio 2025-2027 dal Consiglio di Amministrazione di Iren S.p.A. del 24 aprile 2025 (cariche già rivestite in precedenza, a decorrere dal 10 settembre 2024, in forza della deliberata assunta dal Consiglio di Amministrazione di Iren S.p.A. in pari data).
(5) Componente del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate.
(6) Componente del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità.
(7) Presidente del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità (carica già rivestita nel triennio 2022-2024).
(8) Componente del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità.
(9) Componente del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità (carica già rivestita dal 10 settembre 2024).
(10) Componente del Comitato per la Remunerazione e le Nomine.
(11) Componente del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate (carica già rivestita nel triennio 2022-2024).
(12) Componente del Comitato per la Remunerazione e le Nomine (carica già rivestita nel triennio 2022-2024).
(13) Componente del Comitato per la Remunerazione e le Nomine.
(14) Componente del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate (carica già rivestita nel triennio 2022-2024).
(15) Presidente del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate.
(16) Presidente del Comitato per la Remunerazione e le Nomine.
(17) Nominato dall'Assemblea dei Soci del 27 giugno 2024 per il triennio 2024-2025-2026.
(18) Nominata dall'Assemblea dei Soci del 22 maggio 2019 per il novennio 2021-2029.
4
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.
5
Al 30 giugno 2025, sulla base delle informazioni disponibili alla società, l'azionariato Iren è di seguito rappresentato.
Un secolo di storia
Un'azienda da oltre 110 anni attenta allo sviluppo dei territori e alle esigenze dei clienti.
1905 1907 1922 1936
Nasce l'azienda municipale
di Parma per l'illuminazione elettrica
Nasce l'azienda municipale di Torino AEM
Nasce l'azienda municipale di Genova per il gas
Dalla municipale di Genova
nasce AMGA
2000 2005 2006 2007 2010
AEM Torino viene quotata in Borsa e ASM Piacenza diventa TESA
AMPS, TESA e AGAC
costituiscono
ENIA
AEM Torino e AMGA
Genova costituiscono IRIDE
ENIA viene quotata in Borsa
Iride ed Enia costituiscono IREN
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.
1962 1965 1972 1994 1996
Nasce l'azienda municipale di Reggio Emilia AMG
L'azienda municipale di Parma diventa AMPS
Nasce l'azienda municipale di Piacenza ASM
Dalla municipale di Reggio Emilia si costituisce AGAC
AMGA
Genova viene quotata in Borsa
2015 2016 2018 2020 2022 2025
AMIAT entra a far parte del Gruppo Iren
Nasce Ireti. TRM e ATENA
Vercelli entrano nel Gruppo
ACAM
La Spezia entra nel Gruppo
Il Gruppo acquisisce la Divisione Ambiente di UNIECO
Nasce
Iren Green Generation per lo sviluppo delle rinnovabili
2025
EGEA entra nel Gruppo
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, uole realizzare questo futuro.
Per tutti, ogni giorno.
Il Gruppo Iren in cifre: Highlights Primo Semestre 2025
Dati economici
Primo semestre 2025
Variaz.
%
milioni di euro
Primo semestre 2024
Rideterminato
|
Ricavi |
3.485,6 |
2.697,6 |
29,2 |
|
EBITDA |
726,2 |
635,8 |
14,2 |
|
EBIT |
326,3 |
279,2 |
16,9 |
|
Risultato netto |
192,8 |
169,7 |
13,6 |
|
EBITDA Margin (EBITDA/Ricavi) |
20,8% |
23,6% |
I dati comparativi del Primo Semestre 2024 sono stati rideterminati per tenere conto, alla data di acquisizione, come previsto dall'IFRS 3, degli effetti derivanti dal completamento dell'allocazione del prezzo di acquisizione al fair value definitivo delle attività e passività acquisite (Purchase Price Allocation) di Siena Ambiente.
8
Per maggiori informazioni si rinvia al Capitolo "Aggregazioni aziendali" delle Note Illustrative al Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato. Per le definizioni degli Indicatori Alternativi di Performance si veda il relativo capitolo nella presente Relazione.
RICAVI
3.486
2.698
EBITDA
726
636
326
EBIT
279
RISULTATO NETTO
193
170
1H2025 1H2024
Dati patrimoniali
milioni di euro
|
30.06.2025 |
31.12.2024 |
Variaz. % |
|
|
Capitale Investito Netto (CIN) |
7.808,3 |
7.426,4 |
5,1 |
|
Patrimonio Netto (PN) |
3.580,1 |
3.343,7 |
7,1 |
|
Indebitamento Finanziario Netto (IFN) |
4.228,2 |
4.082,7 |
3,6 |
|
Debt/Equity (Indebitamento Finanziario Netto / Patrimonio Netto) |
1,18 |
1,22 |
30/06/2025
31/12/2024
7.808
7.426
3.580
3.344
4.228 4.083
CIN
PN
IFN
Primo semestre Primo semestre 2025 2024
* di cui per usi interni di generazione elettrica e termica 732,2 Mmc nel Primo Semestre 2025 (652,9 Mmc nel Primo Semestre 2024,
+12,2%)
9
Variaz. %
Dati tecnici e commerciali
|
Energia elettrica prodotta (GWh) |
4.706,3 |
4.131,5 |
13,9 |
|
Energia termica prodotta (GWht) |
1.790,9 |
1.602,8 |
11,7 |
|
Energia elettrica distribuita (GWh) |
1.737,4 |
1.748,0 |
(0,6) |
|
Gas distribuito (Mmc) |
641,6 |
592,5 |
8,3 |
|
Acqua venduta (Mmc) |
96,4 |
87,6 |
10,0 |
|
Energia elettrica venduta (GWh) |
7.365,0 |
5.701,0 |
29,2 |
|
Gas venduto (Mmc) (*) |
1.231,4 |
1.219,0 |
1,0 |
|
Volumetria teleriscaldata (Mmc) |
113,5 |
101,1 |
12,3 |
|
Rifiuti gestiti (ton) |
2.092.674 |
2.032.753 |
2,9 |
L'assetto societario del Gruppo Iren
Il Gruppo Iren opera nei settori dell'energia elettrica (produzione, distribuzione e vendita), del teleriscaldamento (produzione, distribuzione e vendita di calore), del gas (distribuzione e vendita), della gestione dei servizi idrici integrati, dei servizi ambientali (raccolta e smaltimento dei rifiuti), delle soluzioni integrate (smart solutions) per l'efficienza energetica di soggetti pubblici e privati e dei servizi per le Pubbliche Amministrazioni, in varie regioni del territorio italiano.
Il Gruppo, che adotta un assetto volto all'integrazione delle diverse filiere di business e al rafforzamento del radicamento territoriale, è strutturato secondo il modello di:
-
una Holding industriale (la capogruppo Iren S.p.A., quotata alla Borsa Italiana, con sede legale a Reggio Emilia) che raggruppa tutte le attività di staff corporate;
-
quattro Business Unit (BU) governate da quattro Società capofiliera, che presidiano le attività per linea di business secondo un modello fondato su competenze e digitalizzazione dei processi, fortemente scalabile con l'immediata integrazione di tutte le realtà acquisite.
In particolare, 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.
BU Reti
BU Ambiente
BU Energia
BU Mercato
-
servizio idrico integrato
-
distribuzione gas
-
distribuzione energia elettrica
-
raccolta e trasporto dei rifiuti
-
igiene urbana
-
progettazione e gestione degli impianti di trattamento e smaltimento rifiuti
-
produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili
-
cogenerazione elettrica e termica
-
produzione termoelettrica
-
gestione del teleriscaldamento
-
smart solutions: servizi per l'efficienza energetica, illuminazione pubblica, servizi di global service e gestione calore
-
vendita di energia elettrica, gas e calore
-
prodotti/servizi per il risparmio energetico e la domotica
-
servizi di mobilità elettrica per i clienti
società sia per clienti esterni.
10
Il Gruppo offre inoltre una serie di servizi aggiuntivi, tra cui laboratori, telecomunicazioni e altri servizi minori, sia per le proprie
Nel mese di gennaio 2025 Iren S.p.A. ha acquisito il controllo di EGEA Holding, incrementando la relativa partecipazione dal 50% al 52,77% con il conseguente consolidamento integrale, e ha perfezionato l'acquisto del restante 47,23% nel mese di maggio.
Attraverso le società che ne fanno parte, il gruppo EGEA Holding opera in tutti i sopracitati settori: l'apporto in termini di contribuzione, ove rilevante per la comprensione dei risultati del periodo, è peraltro esplicitato nel prosieguo della presente Relazione al capitolo "Analisi per settori di attività".
BU RETI
Servizio Idrico Integrato
La BU Reti opera nell'ambito dell'approvvigionamento idrico, fognatura e depurazione delle acque reflue nelle province di Genova, Savona, Piacenza, Parma, Reggio Emilia, Vercelli, La Spezia, Enna.
Complessivamente, negli Ambiti Territoriali Ottimali (ATO) gestiti, il servizio è svolto in 266 comuni attraverso una rete di distribuzione di 22.146 chilometri, per oltre 3 milioni di abitanti serviti. Per quanto riguarda le acque reflue, la BU Reti gestisce una rete fognaria di complessivi 12.116 chilometri e circa 1.380 impianti di depurazione.
Si segnala inoltre che, a partire dal 1° gennaio 2025, IRETI gestisce il Servizio Idrico Integrato dell'Ambito provinciale di Piacenza non più direttamente ma attraverso la propria controllata Iren Acqua Piacenza.
Agli Ambiti Territoriali sopracitati si è aggiunto da inizio anno l'ATO 4 di Cuneo gestito attraverso la società EGEA Acque entrata a far parte del Gruppo nell'ambito dell'operazione EGEA. La società in particolare gestisce il servizio idrico in 43 comuni della provincia servendo oltre 146 mila abitanti attraverso una rete idrica di 18.854 chilometri; relativamente alle acque reflue è invece presente in 41 comuni con una rete fognaria complessiva di 780 chilometri.
Distribuzione gas
Il servizio di distribuzione, gestito in oltre 160 comuni, garantisce il prelievo del gas metano dai gasdotti di Snam Rete Gas e il trasporto, attraverso le reti locali, per la consegna agli utenti finali. In particolare, la BU Reti distribuisce il gas metano in 73 comuni delle province di Reggio Emilia, Parma e Piacenza (compresi i capoluoghi), nel comune di Genova e in altri 20 comuni limitrofi, oltre che nella città di Vercelli, in 19 comuni della stessa provincia, ad Alba e in altri 42 Comuni della provincia di Cuneo e in altri 9 comuni siti in Piemonte e Lombardia. La rete di distribuzione, composta da 8.433 chilometri di rete in alta, media e bassa pressione, serve un bacino di oltre 803 mila punti di riconsegna.
Inoltre, la BU Reti gestisce la distribuzione e vendita di GPL, in particolare in provincia di Reggio Emilia e in provincia di Genova, attraverso apposite centrali di stoccaggio, ubicate nelle località non ancora raggiunte dalla rete del gas naturale.
Distribuzione di energia elettrica
Con 7.800 chilometri di rete in media e bassa tensione la BU Reti svolge il servizio di distribuzione dell'energia elettrica nelle città di Torino, Parma e Vercelli, per un totale di oltre 734 mila utenze allacciate.
BU AMBIENTE
La Business Unit svolge tutte le attività del ciclo di gestione dei rifiuti urbani (raccolta, selezione, trattamento, 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 e la disponibilità impiantistica per lo smaltimento di rifiuti speciali.
Le attività sono declinate in vari contesti territoriali, a partire dallo storico bacino emiliano (province di Reggio Emilia, Parma e Piacenza) per arrivare al Piemonte, in particolare a Torino e nelle province di Vercelli e Novara (territori in cui la BU Ambiente è affidataria nel settore della raccolta e presente con impianti di trattamento e smaltimento, anche con produzione di energia elettrica e termica mediante termovalorizzazione), oltre che nelle province di Asti e Cuneo, e alla Liguria, negli ambiti della raccolta (nell'area di La Spezia) e del trattamento e avvio alla valorizzazione.
Inoltre, nell'area toscana la BU Ambiente è presente in tutte le fasi della filiera: dall'intermediazione al trattamento, fino allo smaltimento di rifiuti sia urbani che speciali, con una significativa presenza nelle province di Siena, Grosseto e Arezzo, in cui il Gruppo è altresì gestore del servizio di raccolta. La Business Unit svolge inoltre l'attività di operatore della raccolta in appalto in specifiche aree in Sardegna, Lazio e Lombardia e dispone di impianti di smaltimento nelle regioni Marche e Puglia.
Infine, tramite I.Blu, 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) e, mediante la start-up innovativa torinese ReMat, opera nella filiera del recupero del poliuretano espanso (in particolare da materassi, imbottiture dei sedili e arredi).
La BU Ambiente serve complessivamente 657 comuni per un totale di oltre 4,4 milioni di abitanti presenti nei bacini di operatività. La dotazione impiantistica del ciclo integrato dei rifiuti è costituita principalmente da 4 termovalorizzatori (TRM a Torino, il Polo Ambientale Integrato -PAI- a Parma, Tecnoborgo a Piacenza e l'impianto in località Foci a Poggibonsi, in provincia di Siena), 4 discariche attive, 431 stazioni tecnologiche attrezzate e 60 impianti fra selezione, stoccaggio, recupero, biodigestione e compostaggio. A questi si aggiungono, con l'acquisizione delle società del gruppo EGEA Holding operanti nel settore ambientale (Sisea ed EGEA Ambiente), 1 impianto di selezione e valorizzazione situato nella provincia di Cuneo e 8
11
centri di raccolta gestiti da EGEA Ambiente dislocati tra Piemonte (4 in provincia di Cuneo), Liguria (uno in provincia di Imperia e uno di Savona) e Lombardia (2 in provincia di Milano).
BU ENERGIA
La Business Unit opera nella produzione di energia elettrica e calore, quest'ultimo distribuito tramite reti di teleriscaldamento, e nei servizi di efficienza energetica a soggetti pubblici e privati.
Produzione di energia elettrica e termica
La BU Energia dispone di una potenza elettrica installata di 3.286 MW in assetto elettrico e di 3.114 MW in assetto cogenerativo, e di una potenza termica pari a 2.350 MWt. In particolare, ha la disponibilità diretta di 41 impianti di produzione di energia elettrica: 33 idroelettrici (di cui 3 mini-hydro), localizzati in gran parte in Piemonte e Campania, 7 termoelettrici in cogenerazione (Piemonte ed Emilia-Romagna) e un termoelettrico convenzionale a Turbigo (Milano).
La Business Unit dispone inoltre di 111 impianti di produzione fotovoltaica con una potenza installata complessiva di 210 MW, i più rilevanti dei quali siti in Puglia e Basilicata, e di un impianto eolico in Liguria con una potenza installata di circa 6 MW.
Da inizio 2025 fanno capo alla BU Energia anche alcune società entrate a far parte del gruppo Iren a seguito dell'operazione EGEA con un apporto di 2 impianti idroelettrici con una potenza installata di circa 4,3 MW e di 3 biogas con una potenza di cogenerazione elettrica di 1,87 MW.
L'energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili o da cogenerazione ad alto rendimento risulta essere pari al 74% dell'intera produzione.
Dal lato della produzione termica si segnala che, mediamente, a livello di Gruppo solo il 16% del calore destinato al teleriscaldamento è prodotto da generatori di calore convenzionali: infatti, il 73% deriva da impianti in cogenerazione ad alto rendimento, mentre la porzione residuale (11%) è prodotta da impianti non appartenenti alla Business Unit (termovalorizzatori, nell'ambito della loro attività di smaltimento).
Teleriscaldamento
Iren Energia dispone della rete di teleriscaldamento più estesa a livello nazionale (1.146 chilometri di rete a doppia tubazione), con 778 chilometri a Torino e in comuni limitrofi, 220 nel Comune di Reggio Emilia, 104 nel Comune di Parma, 36 nel Comune di Piacenza e 8 nel Comune di Genova; il totale della volumetria riscaldata ammonta a 102,7 milioni di metri cubi.
Oltre alle aree storiche di insediamento del teleriscaldamento, con l'acquisizione del gruppo EGEA Holding il perimetro di operatività è stato esteso alle reti dei comuni di Alba, Canale, Bra, Cortemilia, Narzole e Magliano Alfieri (Provincia di Cuneo), Alessandria e Acqui Terme nella stessa provincia, Piossasco e Carmagnola, Piobesi e Salice d'Ulzio (Provincia di Torino), Nizza Monferrato (Asti) e Cairo Montenotte (Savona). La volumetria complessivamente servita dal gruppo EGEA Holding è pari a 10,8 milioni di metri cubi con una rete a doppia tubazione di circa 115 chilometri. La quasi totalità degli impianti di produzione è costituita da centrali di cogenerazione ad alto rendimento con cogeneratori e caldaie alimentate a gas metano.
Servizi di efficienza energetica
La BU Energia, attraverso la propria controllata Iren Smart Solutions, si rivolge a imprese, condomini privati, Pubblica Amministrazione ed enti del terzo settore, con un portafoglio articolato di servizi:
-
-
efficienza energetica, svolgendo attività di progettazione e realizzazione di interventi di riqualificazione energetica: isolamento, coibentazione, sostituzione dei serramenti, servizi tecnologici innovativi, efficientamento delle centrali termiche e di condizionamento;
-
installazione di impianti fotovoltaici, solari termici e sistemi di autoproduzione di energia;
-
gestione degli impianti termici;
-
realizzazione di Comunità Energetiche Rinnovabili (CER);
-
consulenza energetica, energy management e monitoraggio per il risparmio energetico;
-
global service, per la gestione integrata di impianti elettrici e tecnologici di patrimoni immobiliari complessi;
-
relamping LED attraverso progetti di efficienza energetica in ambito illuminotecnico, illuminazione pubblica e artistica, gestione efficiente degli impianti semaforici.
Con l'acquisizione di Ardea, società del gruppo EGEA Holding, la BU Energia svolge l'attività di gestione manutenzione ordinaria e straordinaria, reperibilità e pronto intervento sugli impianti di illuminazione pubblica, con fornitura del vettore energetico, in 21 comuni della provincia di Cuneo.
BU MERCATO
La BU Mercato è attiva nella commercializzazione di energia elettrica, gas, calore per il teleriscaldamento, servizi e prodotti extra-commodity, in particolare per l'efficienza energetica. È presente su tutto il territorio nazionale, con una maggiore concentrazione nell'area centro-nord.
Commercializzazione energia elettrica
La BU 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.
12
I clienti retail e small business di energia elettrica superano gli 1,3 milioni, distribuiti principalmente nelle aree di presenza storica (Torino, Parma, Reggio Emilia, Piacenza, Vercelli e Genova), nel basso Piemonte e in altre aree presidiate commercialmente (Salerno e diverse province del sud Italia).
Con l'acquisizione di EGEA Energie, la BU Mercato ha consolidato la propria presenza in Piemonte, prevalentemente nelle province di Cuneo e Asti, con un apporto di circa 105 mila clienti.
Commercializzazione Gas Naturale
Il portafoglio gas retail della Business Unit Mercato riguarda principalmente i bacini storici genovese, torinese ed emiliano, le aree di sviluppo ad essi limitrofe, Vercelli, Alessandria e La Spezia, oltre che l'area campana, in quasi tutte le province, e alcuni comuni delle regioni Basilicata, Calabria, Toscana e Lazio, per un totale di oltre 950 mila clienti di cui circa 78 mila apportati con l'ingresso di EGEA Energie.
Vendita calore tramite rete di teleriscaldamento
Iren Mercato commercializza il calore, fornito da Iren Energia, ai clienti allacciati al teleriscaldamento nei comuni di Torino e limitrofi, Reggio Emilia, Parma, Piacenza e Genova.
13
Fra le proposte commerciali complementari alla vendita di commodities si segnalano le linee di business destinate alla commercializzazione alla clientela retail di prodotti innovativi nell'area della domotica, del risparmio energetico e della manutenzione di impianti domestici, oltre a "IrenGO a zero emissioni" per l'e-mobility, rivolta a clienti privati, aziende ed enti pubblici con l'obiettivo di ridurre l'impatto ambientale degli spostamenti, anche attraverso l'installazione, presso le sedi del Gruppo, di infrastrutture di ricarica e la progressiva introduzione di veicoli elettrici. Tutte le iniziative IrenGO beneficiano di fornitura energetica 100% green proveniente dagli impianti da fonte rinnovabile del Gruppo.
Informazioni sul titolo Iren nel Primo Semestre 2025
Andamento del titolo IREN in Borsa
Nel primo semestre del 2025, i principali indici di borsa europei e americani hanno mostrato andamenti divergenti, influenzati principalmente dai piani di spesa pubblica annunciati dai governi, dalle politiche commerciali dell'amministrazione Trump e dall'instabilità geopolitica che ha caratterizzato lo scenario macroeconomico internazionale.
Il FTSE Italia All-Share, principale indice del mercato azionario italiano, ha segnato un incremento del 16,2%, trainato soprattutto dal buon andamento del settore bancario (per una rinnovata attività di consolidamento settoriale) e delle utilities, che hanno beneficiato di una maggiore stabilità in un contesto di elevata volatilità.
In tale contesto, il Gruppo Iren si è distinto tra le utilities italiane, registrando la crescita più significativa. Tale risultato consegue alle solide performance economiche del 2024 e del primo trimestre 2025, nonché dal rafforzamento della struttura patrimoniale del Gruppo, favorito dall'emissione del bond ibrido a gennaio 2025.
Andamento titolo Iren nei confronti dei competitors
50,0%
40,0%
36,5%
30,0%
20,0%
10,0%
19,5%
16,2%
10,0%
6,5%
0,0%
-10,0%
-20,0%
Iren
Hera
A2A
Acea
FTSE Italia All-Share
Il prezzo del titolo IREN al 30 giugno 2025, ultimo giorno di contrattazioni del periodo, si è attestato a 2,620 euro per azione, in crescita del 36,5% rispetto al prezzo di inizio anno, con volumi medi giornalieri scambiati durante il periodo pari a 1,758 milioni di pezzi.
14
Il prezzo medio nel corso del periodo è stato di 2,313 euro per azione. Il prezzo massimo è stato registrato il 13 giugno (2,766 euro per azione), mentre il minimo di periodo, pari a 1,875 euro per azione, è stato invece rilevato il 13 gennaio.
Nei due grafici sotto riportati si evidenzia l'andamento del prezzo e dei volumi scambiati dal titolo Iren nel corso del periodo.
Andamento del prezzo
2,90
2,70
2,620
2,50
2,30
2,10
1,90
1,70
1,50
Volumi scambiati
(milioni di azioni)
8
7
6
5
4
3
2
1
0
Il coverage del titolo
15
Nel corso del periodo il Gruppo IREN è stato seguito da sei broker: Banca Akros, Equita, Intermonte, Intesa Sanpaolo, Kepler Cheuvreux e Mediobanca.
Scenario di mercato
Lo scenario macroeconomico
Nel primo semestre del 2025, il complesso contesto geopolitico, contraddistinto da un incremento dei dazi commerciali e dal perdurare dei conflitti in Ucraina e in Medio Oriente, ha determinato un deterioramento delle previsioni relative alla crescita economica per l'anno in corso. L'incremento annuo del PIL globale è stimato al 2,9%, registrando una flessione rispetto al tasso di crescita del 2024 (3,3%) e un significativo peggioramento rispetto alle stime pubblicate alla fine dello scorso anno, che prevedevano per il 2025 una conferma della crescita al 3,3%.
Le principali determinanti di tale revisione al ribasso sono riconducibili all'inasprimento delle barriere commerciali e all'introduzione di tariffe bilaterali sulle importazioni da parte delle principali economie mondiali, con effetti negativi sulla fiducia di consumatori e imprese e un conseguente impatto sfavorevole sugli investimenti e sulla domanda aggregata. Inoltre, l'escalation del conflitto in Medio Oriente potrebbe ulteriormente compromettere le prospettive di crescita economica, in particolare qualora si verificasse una chiusura del transito commerciale attraverso lo Stretto di Hormuz, con ripercussioni sui prezzi delle materie prime energetiche, in special modo gas e petrolio.
Il peggioramento delle aspettative di crescita si manifesta su scala globale, seppur in maniera differenziata tra le principali economie.
In controtendenza rispetto al quadro internazionale, l'area Euro mostra un lieve miglioramento delle prospettive di crescita, con una revisione al rialzo della stima per il 2025 dallo 0,8% rilevato sei mesi fa all'1,0% attuale; l'esposizione al rischio di imposizione di nuove tariffe sulle esportazioni è parzialmente compensata dagli investimenti sostenuti dai fondi del programma NextGenerationEU e da un mercato del lavoro che continua a mostrare elementi di solidità. A ciò si aggiunge la recente decisione della Commissione europea di proseguire nel percorso di allentamento della politica monetaria mediante la riduzione dei tassi d'interesse, contribuendo così a sostenere la domanda interna e i consumi.
Le previsioni di crescita per l'economia italiana indicano un incremento del PIL pari allo 0,6% nel 2025, in lieve calo rispetto allo 0,7% registrato nel 2024. La crescita congiunturale del primo trimestre dell'anno è stata pari allo 0,3%, sostenuta principalmente dal contributo degli investimenti e, in misura più contenuta, dalla spesa per consumi delle famiglie.
Infine, allo stato attuale, le tensioni globali e il ciclo di riduzione dei tassi d'interesse non sembrano aver prodotto effetti significativi al rialzo sulle aspettative di inflazione (stimata per il 2025 al 2,2% nell'area Euro). Tuttavia, le previsioni relative all'andamento dei prezzi restano caratterizzate da un elevato grado di incertezza e volatilità, riconducibili a uno scenario in continua evoluzione e al persistere di rischi legati a un possibile aggravarsi delle tensioni e dei conflitti in atto.
La spesa delle famiglie
Nel primo trimestre del 2025 si è registrata una congiuntura favorevole per le famiglie, con un incremento dell'occupazione dello 0,7% e la crescita dei redditi disponibili dello 0,9%. Questo miglioramento si è riflesso solo in parte in un aumento della spesa per i consumi, che evidenziato una variazione positiva contenuta, pari allo 0,2% rispetto ai tre mesi precedenti.
Gli investimenti
Gli investimenti fissi lordi hanno rappresentato la componente della domanda aggregata con la maggiore dinamica espansiva nel primo trimestre del 2025, registrando una variazione congiunturale pari all'1,6%. Il contributo alla crescita economica derivante da tale componente è stato pari allo 0,3%, risultando superiore sia a quello dei consumi privati sia a quello delle scorte. Il comparto in cui si è osservato l'incremento più significativo degli investimenti è stato quello delle costruzioni. Tale espansione è stata sostenuta dagli incentivi fiscali e dai finanziamenti attivati attraverso le misure previste dal Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR).
Le esportazioni
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Nel primo trimestre del 2025 si è registrata una dinamica congiunturale positiva sia per le importazioni sia per le esportazioni, con variazioni rispettivamente pari al 2,6% e al 2,8% rispetto al trimestre precedente. La domanda estera netta ha fornito un contributo positivo alla crescita del PIL nel periodo, pari allo 0,1%.
Il mercato petrolifero
Nel primo semestre del 2025 il mercato petrolifero ha registrato prezzi in discesa tra gennaio e maggio, per poi registrare un aumento nel mese giugno a seguito dell'inasprirsi delle tensioni geopolitiche.
Il prezzo medio del Brent è stato di 70,1 $/bbl, con una riduzione del 15,9% rispetto al prezzo medio della prima parte del 2024, in cui era stato pari a 83,4 $/bbl. Considerando un cambio euro/dollaro medio di 1,09, il prezzo medio del Brent in euro è stato di 64,4 €/bbl.
La domanda ha rallentato nel periodo in esame, soprattutto quella proveniente dalla Cina e, in via generale, a causa della crescita economica limitata. Nonostante l'andamento della domanda, l'offerta si mantiene stabile ed è prevista in crescita, a seguito della decisione dell'OPEC+ di eliminare gradualmente i tagli alla produzione, introdotti alla fine del 2023 a supporto dei livelli di prezzo.
Si segnala infine che l'acuirsi delle tensioni geopolitiche (soprattutto a seguito dell'attacco degli Stati Uniti all'Iran), con il rischio di interruzioni nelle forniture, bilancia l'andamento dei fondamentali e pare impedire ulteriori diminuzioni del prezzo Brent.
DINA MICHE PREZZO BRENT
($/bbl)
H1 2025
H1 2024
97
87
77
67
57
GEN FEB MAR APR MAG GIU
19
Elaborazioni MBS Consulting
Il mercato del gas naturale
Domanda e Offerta
Il consumo italiano di gas nel primo semestre del 2025 è stato pari a 33,5 miliardi/mc, con un aumento del 7,7% rispetto ai 31,1 miliardi/mc consumati nei primi mesi del 2024.
Il livello maggiore di domanda si è riscontrato soprattutto nei primi mesi dell'anno, quando le condizioni climatiche hanno portato a basse temperature e ad una produzione rinnovabile limitata, spingendo i consumi di gas degli impianti termoelettrici. In questo settore, infatti, i consumi sono stati pari a 10,4 miliardi/mc, con un aumento del 18,2% rispetto al primo semestre 2024, in cui erano stati pari a 8,8 miliardi/mc.
La ripresa della produzione industriale si conferma a rilento, con consumi provenienti dai settori energy intensive che si attestano a livelli modesti (6,0 miliardi/mc), sostanzialmente in linea con il dato dei primi mesi del 2024. Anche la domanda proveniente dagli impianti di distribuzione risulta in linea con i valori dei primi sei mesi dell'anno scorso, con un consumo di 15,4 miliardi/mc. Crescono invece i consumi di sistema e provenienti dalle reti di terzi, con una domanda di 1,7 miliardi/mc di metri cubi e un aumento del 70,0% rispetto al miliardo del 2024.
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GAS PRELEVATO (Mld mc)* |
2025 |
2024 |
2023 |
Var % 2025 vs 2024 |
Var % 2024 vs 2023 |
|
Usi industriali |
6,0 |
5,9 |
5,9 |
1,7% |
0,0% |
|
Usi termoelettrici |
10,4 |
8,8 |
9,9 |
18,2% |
-11,1% |
|
Impianti di distribuzione |
15,4 |
15,4 |
15,7 |
0,0% |
-1,9% |
|
Rete terzi e consumi di sistema / line pack |
1,7 |
1,0 |
1,7 |
70,0% |
-41,2% |
|
Totale prelevato |
33,5 |
31,1 |
33,2 |
7,7% |
-6,3% |
* Valori cumulati al 30 giugno, elaborazioni MBS Consulting
|
GAS IMMESSO (Mld mc)* |
2025 |
2024 |
2023 |
Var % 2025 vs 2024 |
Var % 2024 vs 2023 |
|
Importazioni Produzione nazionale Stoccaggi |
30,7 1,7 1,1 |
30,1 1,4 -0,4 |
31,9 1,4 -0,1 |
2,0% 21,4% (**) |
-5,6% 0,0% (**) |
|
Totale immesso (inclusi stoccaggi) |
33,5 |
31,1 |
33,2 |
7,7% |
-6,3% |
|
Capacità massima Load factor |
63,0 48,8% |
63,4 47,4% |
63,0 50,6% |
* Valori cumulati al 30 giugno, elaborazioni MBS Consulting Il valore degli stoccaggi indica la movimentazione netta
** Variazione superiore al 100%
Anche le importazioni hanno registrato una crescita nel primo semestre del 2025 rispetto allo stesso periodo del 2024, con un totale complessivo, considerando tutti gli entry points, di 30,7 miliardi/mc, in lieve aumento rispetto al dato del 2024 (30,1 miliardi/mc). L'aumento della domanda è stato in parte compensato anche dalla crescita della produzione nazionale, che nel primo semestre è stata di 1,7 miliardi di metri cubi, facendo registrare un aumento di oltre il 20% rispetto all'analogo periodo del 2024.
Prezzi Ingrosso Gas
Nei primi sei mesi del 2025 la media dei prezzi all'ingrosso del gas naturale ha fatto registrare un forte aumento in tutti i principali hub europei, riavvicinandosi ai livelli del primo semestre del 2023. La crescita dei prezzi è stata più acuta nel primo trimestre dell'anno, in cui si è verificato un importante aumento della domanda dal settore termoelettrico, oltre al manifestarsi di timori riguardanti il riempimento degli stoccaggi e la necessità di sostituire il gas proveniente dalla Russia.
I prezzi spot al TTF olandese hanno registrato una media di 41,3 €/MWh nel primo semestre del 2025, con un aumento del 39,5% rispetto allo stesso periodo del 2024. Una crescita ancora più marcata si osserva nella media consuntivata del prezzo CEGH (Baumgarten), che si avvicina ai 44 €/MWh, mentre nel 2024 era stata di 30,5 €/MWh (+43,3% su base semestrale).
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Il PSV italiano è stato in media pari a 43,4 €/MWh nei primi sei mesi dell'anno, con un aumento del 39,1% rispetto allo stesso semestre del 2024. E' aumentato anche il differenziale medio PSV-TTF, supportato dall'importanza strategica dei flussi dal Nord Europa, pari a 2,2 €/MWh e superiore del 37,5% rispetto alla media della prima parte dell'anno del 2024 (1,6 €/MWh).
I prezzi alla frontiera hanno registrato un livello medio di 40,6 €/MWh, con un andamento simile ai prezzi osservati nei principali hub europei e una crescita del 32,7% rispetto al primo semestre 2024. I prezzi alla frontiera italiana si attestano in media sullo stesso livello (40,5 €/MWh), in aumento tendenziale del 30,0%.
Prezzi all'ingrosso in Europa
(€/MWh)
300
PSV CEGH (Baumgarten) TTF Prezzi Frontiera Europa CMEM
250
200
150
100
50
0
giu-22 set-22 dic-22 mar-23 giu-23 set-23 dic-23 mar-24 giu-24 set-24 dic-24 mar-25 giu-25
Ultimo dato 30 giugno 2025
Elaborazioni MBS Consulting
Prezzo dello sbilanciamento e mercato tutelato
Nel mercato italiano, il prezzo di sbilanciamento nel primo semestre 2025 è stato mediamente di 43,4 €/MWh, superiore del 38,2% rispetto ai valori relativi al primo semestre 2024 (pari, in media, a 31,4 €/MWh). Nel primo semestre 2025 il volume scambiato sulla piattaforma MGAS, funzionale alla definizione del prezzo di sbilanciamento (MGP-GAS e MI-GAS), è stato pari a 8,4 miliardi/mc (+24% rispetto al primo semestre 2024), di cui 1,8 miliardi/mc scambiati sul mercato infra-giornaliero MI-GAS.
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Infine, il valore medio della componente CMEM, intesa a riflettere il costo di approvvigionamento del gas nel mercato tutelato (calcolata da ARERA come media mensile del prezzo PSV Day Ahead rilevato da ICIS-Heren), nel primo semestre 2025 è stato pari a 43,3 €/MWh, in aumento del 38,8% rispetto al primo semestre 2024 (31,2/MWh).
Il mercato dell'energia elettrica
Domanda e Offerta
In Italia, nei primi sei mesi del 2025 la produzione di energia elettrica si è attestata a 114,0 TWh, con un aumento del 4,8% rispetto al primo semestre 2024, in cui è stata pari a 108,8 TWh. La produzione è stata sufficiente per coprire il 74,8% della domanda totale del periodo, il restante soddisfatto tramite importazioni.
La produzione termoelettrica è stata di 60,8 TWh (53,4% della produzione totale), con un amento del 14,2% rispetto al primo semestre del 2024. La produzione idroelettrica si è confermata ad alti livelli ed è stata pari a 22,5 TWh, pur non raggiungendo i livelli record dei primi mesi del 2024, con un calo del 15,3%. Nel mix di generazione nazionale l'idroelettrico ha raggiunto quasi il 20%. La produzione delle altre fonti rinnovabili è invece aumentata del 6,5% rispetto al 2024, arrivando a 28,0 TWh considerando sia la produzione eolica che solare, rispetto ai 26,3 TWh dello scorso anno. Considerando anche la produzione geotermica, la quota delle tre fonti energetiche aggregate nel mix di produzione italiano raggiunge quasi il 27%.
La domanda totale del semestre è rimasta stabile rispetto al 2024, pari a 152,4 TWh, a conferma del ritardo della ripresa effettiva dei consumi, soprattutto quelli industriali. Rispetto ai primi sei mesi del 2024 la domanda è salita del 2,0% al Nord, mentre è leggermente diminuita al Sud e nelle isole, con una variazione rispettivamente del -2,2% e -2,6%.
|
fino a 30/06/2025 |
fino a 30/06/2024 |
Var. % |
|
|
Domanda |
152.446 |
151.421 |
0,7% |
|
Nord |
87.104 |
85.424 |
2,0% |
|
Centro |
38.840 |
38.833 |
0,0% |
|
Sud |
13.553 |
13.864 |
-2,2% |
|
Isole |
12.949 |
13.299 |
-2,6% |
|
Produzione netta |
114.012 |
108.801 |
4,8% |
|
Idroelettrico |
22.458 |
26.500 |
-15,3% |
|
Termoelettrico |
60.877 |
53.292 |
14,2% |
|
Geotermoelettrico |
2.639 |
2.654 |
-0,6% |
|
Eolico e fotovoltaico |
28.039 |
26.355 |
6,4% |
|
Consumo Pompaggi |
-1.317 |
-1.203 |
9,5% |
|
Saldo estero |
39.751 |
43.823 |
-9,3% |
Domanda e offerta di energia elettrica cumulata (GWh e variazioni tendenziali)
Elaborazioni MBS Consulting
Prezzi Mercato del Giorno Prima (MGP)
Nella prima parte dell'anno il Prezzo Unico Nazionale (PUN) è stato in media pari a 119,9 €/MWh, con un aumento del 28,4% rispetto alla media di 93,4 €/MWh registrata nel primo semestre del 2024.
Il valore medio del periodo è stato influenzato dai picchi di prezzo osservati nel primo trimestre del 2025, in cui la modesta produzione da fonti rinnovabili ha comportato un alto livello di produzione termoelettrica con prezzi del gas a livelli elevati, provocando una spinta al rialzo sui prezzi elettrici. Nei primi tre mesi, infatti, la media del PUN è stata di 137,9 €/MWh (+50,0% rispetto al corrispondente periodo del 2024), con una graduale riduzione solo da aprile, quando i record di produzione da fonte solare e il rialzo stagionale della generazione idroelettrica hanno fatto arrivare le rinnovabili vicine al 50% del mix di produzione, riportando il PUN sotto quota 100 €/MWh. A giugno il prezzo è tornato a crescere, in linea con il consueto andamento stagionale.
A livello di prezzi zonali, il prezzo medio più alto si è registrato al Centro Nord ed è stato pari a 120,3 €/MWh, con una differenza inferiore all'1% rispetto al PUN. La zona con il CCT "baseload" minore è stata la Sardegna, con un prezzo zonale inferiore al PUN in media di 3,6 €/MWh nel corso del primo semestre.
Andamento delle principali borse europee
La media dei prezzi registrati nelle principali borse elettriche europee nei primi sei mesi del 2025 è stata di 74,3 €/MWh, con un aumento del 45,1% rispetto allo stesso periodo del 2024, in cui era stato di 51,2 €/MWh.
Il PUN è rimasto a premio sulla media dei prezzi europei per tutti i sei mesi, con un differenziale medio tra il prezzo mensile italiano e i prezzi europei di 45,5 €/MWh.
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Il paese che ha fatto registrare il prezzo medio più basso è stata la Spagna, con un valore medio nel semestre di 63,3 €/MWh.
DINAMICHE PREZZI ELETTRICI EUROPEI
(€/MWh)
P Germania
P Francia
P Spagna
P Italia
550
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
giu-19 ott-19 feb-20 giu-20 ott-20 feb-21 giu-21 ott-21 feb-22 giu-22 ott-22 feb-23 giu-23 ott-23 feb-24 giu-24 ott-24 feb-25 giu-25
Elaborazioni MBS Consulting
Futures relativi al PUN Baseload su EEX
Nella tabella seguente vengono riportate le quotazioni futures relative al PUN nel primo semestre 2025.
L'andamento delle quotazioni degli strumenti finanziari è risultato allineato fra prodotti mensili e trimestrali, con una crescita nei primi due mesi dell'anno, un calo nei successivi e un nuovo aumento in giugno.
Il calendar-26 ha visto una quotazione del prezzo al ribasso fino a maggio, con un rialzo nei due mesi successivi. La variazione tra le quotazioni medie di gennaio e quelle di giugno è di un calo complessivo di circa 7 €/MWh.
apr-25 Futures
mag-25 Futures
giu-25 Futures
mensili €/MWh mag-25 102,8
giu-25 98,5
lug-25 104,3
trimestrali
Q3 25 112,2
Q4 25 111,2
Q1 26 110,6
annuali
Y1 26 99,8
23
Elaborazioni MBS Consulting
mensili €/MWh
giu-25 94,1
lug-25 104,5
ago-25 114,4
trimestrali
Q3 25 114,4
Q4 25 114,4
Q1 26 114,9
annuali
Y1 26 105,6
mensili €/MWh
lug-25 110,9
ago-25 122,1
set-25 120,4
trimestrali
Q3 25 121,4
Q4 25 119,6
Q1 26 119,0
annuali
Y1 26 109,7
Fatti di rilievo del periodo
Servizio Idrico Integrato della Provincia di Piacenza
A seguito della sottoscrizione della convenzione per la gestione del Servizio Idrico Integrato dell'Ambito provinciale di Piacenza, avvenuta in data 16 dicembre 2024, a partire dal 1° gennaio 2025 Iren Acqua Piacenza S.r.l. è il nuovo gestore del servizio per la durata di 16 anni, subentrando al gestore precedente IRETI.
Iren Acqua Piacenza è la società operativa territoriale appositamente costituita, controllata al 100% dalla stessa IRETI aggiudicataria del procedimento di gara, che prevede nel proprio piano industriale importanti investimenti sulle reti e sugli impianti del ciclo idrico integrato (finalizzati principalmente a ridurre le perdite idriche ed i consumi energetici), includendo la ristrutturazione, il potenziamento e la realizzazione di opere e impianti della rete fognaria.
Consolidamento integrale di EGEA Holding
A seguito dell'acquisizione dei nulla osta Antitrust e Golden Power, il 10 gennaio 2025 Iren S.p.A. ha sottoscritto e versato un aumento di capitale di 10 milioni di euro (euro 2.941 di Capitale Sociale oltre Sovrapprezzo di euro 9.997.059) in EGEA Holding, incrementandone la partecipazione dal 50% al 52,77%.
In pari data si è tenuta la relativa assemblea dei soci, che ha deliberato la nomina di un nuovo consigliere di amministrazione su designazione di Iren la quale, addivenendo alla designazione di quattro membri del C.d.A. sui sette totali, ha acquisito il controllo della stessa EGEA Holding e delle sue controllate, con il conseguente consolidamento integrale.
Bond Ibrido
Il 16 gennaio 2025 Iren S.p.A. ha collocato il suo primo "Bond Ibrido", dal valore nominale di 500 milioni di euro, emesso in una singola tranche per l'intero ammontare: la data di regolamento è stata il 23 gennaio 2025. Come stabilito nei relativi termini e condizioni, si tratta di uno strumento finanziario non convertibile, subordinato, perpetuo ed esigibile solo in caso di scioglimento o liquidazione della Società.
La cedola fissa annuale, pagabile annualmente in via posticipata nel mese di aprile a partire da aprile 2025, è pari al 4,5% e sarà corrisposta fino alla prima reset date del 23 aprile 2030. A partire da tale data, salvo che non sia stato interamente rimborsato, il titolo maturerà un interesse pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni, incrementato di un margine iniziale di 221,2 punti base. Il margine aumenterà di 25 punti base a partire dal 2035 e di ulteriori 75 punti base dal 2050, per un importo cumulato di 100 punti base.
Il prezzo di emissione è stato fissato al 99,448% e, dunque, il rendimento effettivo alla prima reset date è pari al 4,625% annuo. I titoli, destinati a investitori qualificati, sono quotati sul mercato regolamentato della Borsa Irlandese (Euronext Dublin) e agli stessi è stato assegnato da parte delle agenzie Standard & Poor's Global Ratings e Fitch Ratings un rating BB+ oltre a un equity content pari al 50%.
L'operazione, che ha ricevuto richieste di sottoscrizione quasi otto volte superiori rispetto all'ammontare offerto totalizzando ordini per 4 miliardi di euro, è volta a rafforzare ulteriormente la struttura patrimoniale e sostenere la flessibilità finanziaria del Gruppo, ed è coerente con la strategia di crescita di Iren finalizzata all'integrazione di EGEA, a nuove potenziali opportunità di sviluppo per linee esterne e alla realizzazione degli investimenti previsti nel Piano Industriale, confermando l'impegno di Iren al mantenimento dell'attuale rating investment grade.
Acquisizione della quota di minoranza di Iren Acqua
Il 20 febbraio 2025 IRETI ha perfezionato l'acquisizione del restante 40% del capitale sociale di Iren Acqua (gestore del Servizio Idrico Integrato in 39 comuni dell'ATO genovese), detenuto da F2i SGR attraverso propri fondi.
L'esborso legato all'operazione è di complessivi 282,5 milioni di euro, di cui 100 milioni corrisposti al closing. La quota residua è differita a 4 anni e tre mesi, e prevede l'applicazione di interessi al tasso composto annuo del 4,5%.
Dal punto di vista finanziario, l'operazione consente di ridurre l'esborso per i dividendi di terzi e di incrementare l'utile netto di gruppo, con positivi impatti economico/finanziari legati al minor costo del debito di Gruppo rispetto ai dividendi erogati al socio di minoranza e, in ultima istanza, all'incremento dell'utile per azione a beneficio degli azionisti di Iren.
Asta del Capacity Market per il 2027
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Ad inizio marzo 2025, il risultato dell'asta madre del Capacity Market per l'anno di consegna 2027 ha confermato, come già successo per gli anni di consegna dal 2022 al 2026, l'assegnazione del 100% della capacità offerta dal Gruppo: 2.055 MW in area Nord al prezzo di 47.000 €/MW/anno.
Assemblea degli Azionisti
L'Assemblea Ordinaria degli Azionisti ha approvato in data 24 aprile 2025 il Bilancio d'Esercizio al 31 dicembre 2024 di Iren
S.p.A. e ha deliberato la distribuzione di un dividendo di 0,1283 euro per azione ordinaria, confermando quanto proposto dal Consiglio di Amministrazione.
L'Assemblea degli Azionisti ha inoltre:
-
approvato la sezione prima ("Politiche sulla Remunerazione 2025") della Relazione sulla politica in materia di remunerazione 2025 e sui compensi corrisposti 2024;
-
espresso voto favorevole sulla sezione seconda ("Compensi corrisposti esercizio 2024") della stessa Relazione;
-
nominato il Consiglio di Amministrazione e il suo Presidente per il triennio 2025‐2026‐2027 (scadenza: data di approvazione del bilancio dell'esercizio 2027) e determinato i relativi compensi.
Acquisizione del restante 47,23% di EGEA Holding
A seguito della comunicazione di esercizio dell'opzione call, avvenuta a fine marzo, il 22 maggio 2025 Iren S.p.A. ha perfezionato l'acquisizione del restante 47,23% di EGEA Holding detenuto dall'altro socio MidCo 2024 S.r.l., addivenendo al controllo totalitario.
Al termine delle operazioni previste sin dagli accordi sottoscritti il 1° agosto 2024, MidCo 2024 e le parti creditrici finanziarie del gruppo EGEA hanno dunque deciso di accettare la quantificazione del prezzo minimo pari a 74,8 milioni di euro come indicato da Iren nella comunicazione di esercizio dell'opzione call stessa.
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I termini di dell'accordo prevedono il pagamento di una parte di prezzo al closing per 68,9 milioni di euro e una quota residua pari a 6,7 milioni di euro differita alla data del 31 marzo 2029, comprensiva di oneri finanziari in considerazione dell'indisponibilità di alcune parti creditrici all'applicazione del c.d. "meccanismo di attualizzazione del prezzo minimo".
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.
Capitale Investito Netto (CIN): 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, riportato negli allegati al Bilancio Consolidato, fra lo stato patrimoniale riclassificato e lo stato patrimoniale di bilancio.
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, escluso il fair value degli strumenti derivati su commodities, e delle Disponibilità liquide e mezzi equivalenti.
Per ulteriori dettagli sulla costruzione delle singole voci che compongono l'indicatore si rimanda al prospetto di riconciliazione, riportato negli allegati al Bilancio Consolidato, fra lo stato patrimoniale riclassificato e lo stato patrimoniale di bilancio.
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.
Attivo Immobilizzato: determinato dalla somma degli Immobili, impianti e macchinari, degli Investimenti immobiliari, delle Attività immateriali a vita definita, dell'Avviamento, delle Partecipazioni contabilizzate con il metodo del patrimonio netto e delle Altre partecipazioni.
Per ulteriori dettagli sulla costruzione delle singole voci che compongono l'indicatore si rimanda al prospetto di riconciliazione, riportato negli allegati al Bilancio Consolidato, fra lo stato patrimoniale riclassificato e lo stato patrimoniale di bilancio.
Altre Attività (Passività) Non Correnti: determinato dalla somma delle Altre attività non correnti al netto dei Debiti vari e altre passività non correnti e della quota non corrente del fair value degli strumenti derivati su commodities.
Per ulteriori dettagli sulla costruzione delle singole voci che compongono l'indicatore si rimanda al prospetto di riconciliazione, riportato negli allegati al Bilancio Consolidato, fra lo stato patrimoniale riclassificato e lo stato patrimoniale di bilancio.
Capitale Circolante Netto (CCN): determinato dalla somma algebrica delle Attività e Passività derivanti da contratti con i clienti correnti e non correnti, dei Crediti commerciali correnti e non correnti, delle Rimanenze, delle Attività e i Debiti per imposte correnti, dei Crediti vari e altre attività correnti, dei Debiti commerciali, dei Debiti vari e altre passività correnti e della quota corrente del fair value degli strumenti derivati su commodities.
Per ulteriori dettagli sulla costruzione delle singole voci che compongono l'indicatore si rimanda al prospetto di riconciliazione, riportato negli allegati al Bilancio Consolidato, fra lo stato patrimoniale riclassificato e lo stato patrimoniale di bilancio.
Questo IAP è utilizzato dal Gruppo nell'ambito di documenti sia interni al Gruppo sia esterni e rappresenta un'utile misurazione dell'efficienza operativa del Gruppo, anche attraverso la comparazione tra il periodo oggetto di relazione e quelli relativi a periodi o esercizi precedenti.
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Margine Operativo Lordo (EBITDA): determinato dalla somma del Risultato prima delle imposte, del Risultato di partecipazioni contabilizzate con il metodo del patrimonio netto, della Rettifica di valore di partecipazioni, dei Proventi e Oneri finanziari e degli Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni. Il Margine Operativo Lordo è esplicitamente indicato come subtotale nel bilancio.
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 (EBIT): determinato dalla somma del Risultato prima delle imposte, del Risultato di partecipazioni contabilizzate con il metodo del patrimonio netto, della Rettifica di valore di partecipazioni e dei Proventi e Oneri finanziari. Il Risultato Operativo è esplicitamente indicato come subtotale nel bilancio.
Investimenti: rappresenta la somma degli investimenti in Immobili, impianti e macchinari, in Attività immateriali e in attività finanziarie (partecipazioni), presentata 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.
Flusso Finanziario da Attività di Investimento: determinato dalla somma algebrica dei flussi finanziari relativi agli Investimenti, al realizzo di investimenti, alla variazione attività destinate ad essere cedute e ai dividendi incassati, oltre all'effetto sull'Indebitamento Finanziario Netto derivante dall'acquisizione di società controllate e di interessenze di minoranza, come indicati nel prospetto della variazione dell'Indebitamento Finanziario Netto.
Free Cash Flow: determinato dalla somma delle Disponibilità liquide nette generate dall'attività operativa e del Flusso finanziario da attività di investimento come indicati nel prospetto della variazione dell'Indebitamento Finanziario Netto.
Margine Operativo Lordo su Ricavi: determinato facendo una proporzione, in termini percentuali, del Margine Operativo Lordo diviso il valore dei ricavi.
Questo IAP è utilizzato dal Gruppo nell'ambito di documenti sia interni al Gruppo sia esterni e rappresenta un utile strumento per la valutazione della performance operativa del Gruppo (sia nel suo complesso che a livello di singola Business Unit), anche mediante la comparazione con periodi o esercizi precedenti.
Indebitamento Finanziario Netto su Patrimonio Netto: determinato come rapporto tra l'Indebitamento Finanziario Netto e il Patrimonio netto comprensivo delle interessenze di terzi azionisti.
Questo IAP è utilizzato dal Gruppo nell'ambito di documenti sia interni al Gruppo sia esterni e rappresenta un utile strumento per la valutazione della struttura patrimoniale in termini di incidenza relativa delle fonti di finanziamento tra mezzi di terzi e mezzi propri.
Gli investitori devono essere al corrente che:
-
tali indicatori non sono riconosciuti come criterio di valutazione di performance ai sensi degli IFRS;
-
non devono essere adottati come alternativi al risultato operativo, all'utile netto, al flusso di cassa operativo e di investimento, alla posizione finanziaria netta o ad altre misure conformi agli IFRS, ai GAAP italiani o a qualsiasi altro principio contabile generalmente accettato; e
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-
sono usati dalla direzione aziendale per monitorare l'andamento del business e della gestione dello stesso, ma non sono indicativi dei risultati storici operativi, né intendono essere predittivi dei risultati futuri.
Situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo Iren
Situazione economica
CONTO ECONOMICO DEL GRUPPO IREN
migliaia di euro
|
Primo semestre 2025 |
Primo semestre 2024 Rideterminato |
Var. % |
|||||||
|
Ricavi Ricavi per beni e servizi Altri proventi |
3.357.047 128.554 |
2.637.373 60.237 |
27,3 (*) |
||||||
|
Totale ricavi |
3.485.601 |
2.697.610 |
29,2 |
||||||
|
Costi operativi Costi materie prime sussidiarie di consumo e merci Prestazioni di servizi e godimento beni di terzi Oneri diversi di gestione Costi per lavori interni capitalizzati Costo del personale |
(1.387.289) (1.003.170) (58.227) 28.025 (338.703) |
(909.191) (813.218) (48.048) 27.546 (318.944) |
52,6 23,4 21,2 1,7 6,2 |
||||||
|
Totale costi operativi |
(2.759.364) |
(2.061.855) |
33,8 |
||||||
|
MARGINE OPERATIVO LORDO |
726.237 |
635.755 |
14,2 |
||||||
|
Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni Ammortamenti Accantonamenti a fondo svalutazione crediti Altri accantonamenti e svalutazioni |
(350.009) (44.774) (5.144) |
(321.301) (34.224) (1.053) |
8,9 30,8 (*) |
||||||
|
Totale ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni |
(399.927) |
(356.578) |
12,2 |
||||||
|
RISULTATO OPERATIVO |
326.310 |
279.177 |
16,9 |
||||||
|
Gestione finanziaria Proventi finanziari Oneri finanziari |
20.636 (79.913) |
26.908 (69.953) |
(23,3) 14,2 |
||||||
|
Totale gestione finanziaria |
(59.277) |
(43.045) |
37,7 |
||||||
|
Rettifica di valore di partecipazioni Risultato di partecipazioni contabilizzate con il metodo del patrimonio netto al netto degli effetti fiscali |
(87) 8.561 |
2.027 4.706 |
(*) 81,9 |
||||||
|
Risultato prima delle imposte |
275.507 |
242.865 |
13,4 |
||||||
|
Imposte sul reddito |
(82.650) |
(73.161) |
13,0 |
||||||
|
Risultato netto delle attività in continuità |
192.857 |
169.704 |
13,6 |
||||||
|
Risultato netto da attività operative cessate |
- |
- |
- |
||||||
|
Risultato netto del periodo |
192.857 |
169.704 |
13,6 |
||||||
|
attribuibile a:
|
183.573 9.284 |
148.041 21.663 |
24,0 (57,1) |
(*) Variazione superiore al 100%
Per maggiori informazioni si rinvia al Capitolo "Aggregazioni aziendali" delle Note Illustrative al Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato.
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I dati comparativi del Primo Semestre 2024 sono stati rideterminati per tenere conto, alla data di acquisizione, come previsto dall'IFRS 3, degli effetti derivanti dal completamento dell'allocazione del prezzo di acquisizione al fair value definitivo delle attività e passività acquisite (Purchase Price Allocation) di Siena Ambiente.
Allegati
