IREN ENERGIA S.p.A. Relazione e bilancio al 31 dicembre 2012

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1 IREN ENERGIA S.p.A. IREN ENERGIA S.p.A. Relazione e bilancio al 31 dicembre 2012 Bilancio approvato: - dal Consiglio di Amministrazione in data 9 aprile dall Assemblea dei Soci in data 24 aprile 2013

2 IREN ENERGIA S.p.A. Corso Svizzera Torino Capitale sociale interamente versato Euro ,00 Registro Imprese di Torino n Codice Fiscale e partita IVA n Società sottoposta a direzione e coordinamento dell unico socio IREN S.p.A. Via Nubi di Magellano, REGGIO EMILIA Registro Imprese di REGGIO EMILIA - Partita IVA e Codice Fiscale n

3 INDICE PROFILO DI IREN ENERGIA...5 SETTORI DI ATTIVITÀ DI IREN ENERGIA...7 RELAZIONE SULLA GESTIONE...8 Scenario di mercato...9 Fatti di rilievo del periodo...12 Situazione economica, Patrimoniale e finanziaria e Dati operativi...15 Quadro Normativo...28 Risk management...35 Innovazione, Ricerca e Sviluppo...38 Personale...42 Qualità, Ambiente e Sicurezza...43 Rapporti con parti correlate...45 Altre informazioni...48 PROPOSTE ALL ASSEMBLEA...49 BILANCIO D ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE Nota Integrativa...56 Allegati

4 Cariche sociali CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE PRESIDENTE Ing. Walter Ceresa AMMINISTRATORE DELEGATO Ing. Roberto Garbati CONSIGLIERI Dott. Riccardo Casale Dott. Giuliano Tagliavini Dott. Giuseppe Bergesio COLLEGIO SINDACALE PRESIDENTE Dott. Giovanni Peradotto SINDACI EFFETTIVI Dott. Daniele Pittatore Dott. Ugo Zanardi SINDACI SUPPLENTI Dott. Pierluigi Passoni Dott. Andrea Vasapolli SOCIETÀ DI REVISIONE(*) PricewaterhouseCoopers SpA * (*) La durata della carica è prevista fino all approvazione del bilancio al 31/12/2020 4

5 PROFILO DI IREN ENERGIA IREN Energia S.p.A. (sede legale: Torino) svolge, direttamente e/o indirettamente, le attività operative inerenti: - la produzione, il trasporto, la trasformazione, la conversione, la misura, la distribuzione, l utilizzo e il recupero dell energia elettrica e del calore; - la progettazione, costruzione, direzione lavori e gestione di impianti di produzione e distribuzione di energia termica per riscaldamento e raffreddamento di edifici od altri usi, anche abbinati alla produzione di energia elettrica; - la progettazione, costruzione, direzione lavori e gestione di impianti di produzione e distribuzione di energia idroelettrica, di energia termoelettrica e termica, anche in cogenerazione, con esclusione degli impianti per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e dalla termovalorizzazione dei rifiuti. L esclusione non opera nel caso di impianti di termovalorizzazione cogenerativi; - la progettazione, costruzione, direzione dei lavori e gestione di impianti elettrici, nonché della gestione di impianti e reti tecnologici; - la realizzazione di interventi di riduzione dei consumi di energia primaria nell ambito degli usi finali dell energia, nonché della gestione dei titoli ambientali negoziabili, tra cui i titoli di efficienza energetica, certificati verdi, emission trading; - la ricerca, formazione, consulenza relativamente ai settori di cui ai punti precedenti. La società Iren Energia S.p.A. detiene (direttamente o indirettamente) partecipazioni di controllo nelle seguenti principali società: AEM Distribuzione S.p.A.: è concessionaria dell attività di distribuzione e misura dell energia elettrica nel Comune di Torino e di Parma e svolge l attività di distribuzione di energia elettrica per il Gruppo Iren. Nichelino Energia S.r.l.: ha per oggetto la realizzazione, l esercizio e la manutenzione delle reti, degli impianti e delle infrastrutture strumentali allo svolgimento del servizio di teleriscaldamento nel territorio della Città di Nichelino; l erogazione del relativo servizio, ivi inclusa l attività di distribuzione e vendita dell energia termica nella Città di Nichelino. IRIDE Servizi S.p.A.: svolge le attività di global service, facility management e gestione degli impianti di illuminazione pubblica e semaforici. Tramite la controllata AEMNET S.p.A. opera nel settore della posa, manutenzione e messa a disposizione di reti in fibra ottica per telecomunicazioni. AES Torino S.p.A.: svolge la gestione del servizio di distribuzione del gas metano e di trasporto e distribuzione del calore da teleriscaldamento sulla città di Torino. Principali altre società partecipate da Iren Energia: Edipower S.p.A., società tra i maggiori produttori italiani di energia elettrica, è partecipata al 10% da Iren Energia S.p.A.; Energia Italiana S.p.A., partecipata all 11% da Iren Energia S.p.A., a sua volta detiene il 50% della società Tirreno Power S.p.A., società di produzione di energia elettrica che gestisce in Italia centrali termoelettriche e idroelettriche localizzate sulla dorsale tirrenica. 5

6 Principali società partecipate da Iren Energia S.p.A Produzione energia elettrica e calore Edipow er * 10% Reti Energetiche 100% AEM Distribuzione Energia Italiana 11% 51% AES Torino (1) Tirreno Pow er 50% 67% Nichelino Energia Valle Dora Energia 49% Servizi e TLC 93,78% IRIDE Servizi 100% AEMNET 0,3% Topix Altro CSP 6,1% 85% 1% Sasternet SBD ** Environment Park 3,39% 20% GasEnergia Celpi (in liquidaz.) 99,92% (1) Detiene anche il 33% in Nichelino Energia consolidata integralmente consolidata proporzionalmente Legenda Produzione Reti Energetiche Servizi Altro ** In liquidazione Note: * EDIPOWER S.p.A.: In data 24 maggio 2012 è stato formalizzato il closing per il riassetto delle partecipazioni in Edison e in Edipower, che ha determinato la cessione a EDF della quota detenuta da Delmi in Transalpina di Energia (che controlla circa il 61% di Edison) e l'acquisto da Edison e Alpiq del 70% di Edipower, conformemente agli accordi del 26 dicembre In data 16 gennaio 2013, il Consiglio di Amministrazione di IREN SpA ha deliberato di dar corso all esercizio dell opzione put per l uscita da Edipower, contemplata dagli accordi, e di avviare la procedura formale secondo le modalità e i tempi previsti. ** SASTER NET S.p.A.: In data 30 ottobre 2012 è stato sottoscritto il closing relativo alla cessione della partecipazione, pari al 85% del capitale sociale, che IRIDE Servizi S.p.A. deteneva in SASTER NET S.p.A. a favore della società F2i Reti TLC S.p.A. Pertanto da tale data SASTER NET non fa più parte del Gruppo IREN. 6

7 SETTORI DI ATTIVITA DI IREN ENERGIA IREN ENERGIA Produzione di energia elettrica e termica cogenerativa Iren Energia dispone complessivamente di circa MW di potenza installata, di cui circa MW direttamente e circa 900 MW tramite le partecipate Edipower ed Energia Italiana. In particolare, Iren Energia ha la disponibilità di 20 impianti di produzione di energia elettrica: 12 idroelettrici e 8 termoelettrici in cogenerazione, per una potenza complessiva di circa MW elettrici e MW termici, di cui 900 MW in cogenerazione. Le fonti di energia primaria utilizzate sono totalmente eco-compatibili in quanto idroelettriche e cogenerative. In particolare, il sistema idroelettrico di produzione svolge un ruolo importante in tema di salvaguardia ambientale, in quanto utilizza una risorsa rinnovabile e pulita, senza emissione di sostanze inquinanti; l energia idroelettrica consente di ridurre il ricorso ad altre forme di produzione a più elevato impatto ambientale. Iren Energia considera il rispetto dell ambiente un valore aziendale e da sempre ritiene che lo sviluppo del sistema di produzione idroelettrico, in cui investe annualmente notevoli risorse, sia uno degli strumenti principali per la salvaguardia del territorio. La potenza termica complessiva di Iren Energia è di MWt, di cui il 40% proviene dagli impianti di cogenerazione di proprietà e la parte restante è relativa a generatori di calore convenzionali. La produzione annua di calore nel 2012 è stata pari a circa GWh t, con una volumetria teleriscaldata pari a circa 77 milioni di metri cubi. Teleriscaldamento Iren Energia dispone della rete di teleriscaldamento nelle città di Reggio Emilia, con un estensione di circa 216 Km, di Parma con circa 84 Km e di Piacenza con circa 19 km. Nel 2012 le volumetrie complessivamente servite sono state pari a circa 19 milioni nell area Emilia. AEM TORINO DISTRIBUZIONE Distribuzione di energia elettrica Iren Energia, tramite la controllata AEM Torino Distribuzione, svolge l attività di distribuzione di energia elettrica su tutto il territorio delle città di Torino e di Parma (circa abitanti); nel 2012 l energia elettrica complessiva distribuita è stata pari a GWh, di cui GWh nella Città di Torino e 928 GWh nella città di Parma. IRIDE SERVIZI Servizi agli Enti Locali e Global Service Iride Servizi 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. Le infrastrutture telematiche e la connettività nelle città di Torino e Genova sono gestite rispettivamente dalle controllate AemNet e SasterNet. AES TORINO Distribuzione gas e Teleriscaldamento 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 circa 474 km di doppia tubazione al 31 dicembre Nel 2012 la rete del gas, estesa per km, ha servito circa clienti finali. NICHELINO ENERGIA Teleriscaldamento La società Nichelino Energia, partecipata da Iren Energia (67%) e AES Torino (33%), ha come obiettivo lo sviluppo del teleriscaldamento nella città di Nichelino. 7

8 RELAZIONE SULLA GESTIONE 8

9 SCENARIO DI MERCATO SCENARIO ENERGETICO NAZIONALE Domanda e Offerta di Energia Elettrica Al 31 dicembre 2012 la richiesta di energia elettrica in Italia è stata pari a 325,3 TWh, con un decremento del 2,8% rispetto ai 334,6 TWh del 2011; tale calo risulta notevole se rapportato ai livelli di richiesta precedenti alla crisi: rispetto all anno 2008 risulta un gap pari al 3,7%. L area che in modo particolare risulta ancora interessata da riduzioni della richiesta, come illustrato nella tabella sotto riportata è l area Liguria Piemonte e Valle d Aosta, che ha registrato a dicembre 2012 una riduzione del 7,7% rispetto al Richiesta di energia elettrica suddivisa per aree territoriali: progressivo al 31 Dicembre 2012 Liguria, Piemonte, Val d'aosta Lombardia Friuli V.G. Trentino A.A. Veneto Emilia Romagna Toscana Abruzzo Lazio Marche Molise Umbria Basilicata Calabria Campania Puglia Sicilia Sardegna Totale Italia Anno 2012 (GWh) Anno 2011 (GWh) Anno 2010 (GWh) Anno 2009 (GWh) Anno 2008 (GWh) Variazione % 2012 su ,7% 1,7% -5,5% -2,0% -3,5% -0,8% -4,2% -10,3% -2,8% Variazione % 2012 su ,9% 3,3% -4,0% -0,4% -2,8% 1,4% -3,7% -9,6% -1,6% Variazione % 2012 su ,2% 7,9% -0,6% 2,4% -1,9% 5,0% -1,5% -9,7% 1,6% Variazione % 2012 su ,8% 4,4% -6,6% -2,8% -5,4% -2,6% -5,9% -18,0% -3,7% Variazione % 2009 su ,8% -3,2% -6,1% -5,1% -3,6% -7,2% -4,5% -9,3% -5,1% Fonte: Terna Dal lato dell offerta si registra, rispetto all anno precedente, una maggior produzione da fonti rinnovabili di natura fotovoltaica, geotermica ed eolica (36,6 TWh con un incremento del 42% rispetto ai 25,8 TWh del 2011), un lieve calo della produzione termoelettrica (204 TWh, -6,3% rispetto ai 218 TWh del 2011) e una diminuzione delle fonti idroelettriche (43,3 TWh, -8,2% rispetto ai 47,2 TWh del 2011). Composizione dell'offerta di energia elettrica in Italia Confronto Estero 13,2% (-5,8%v/2011) Produzione nazionale 86,8% (-2,3%v/2011) Termoelettrica 62,2% (-6,3% v/2011) Idroelettrica 13,3% (-8,2%v/2011) Geotermoelettrica fotovoltaica ed eolica 11,3% (+42,4% v/2011) Fonte: Terna 9

10 PUN e Brent Nel mese di dicembre 2012 il valore del PUN si è assestato a 66,99 /MWh in calo di circa 12 /MWh (-15,6%) rispetto al 2011; il valore medio del 2012 è pari a 75,48 /MWh, con un incremento del 4,5% rispetto al valore medio annuo del 2011, contro un rialzo del Brent /bbl del 9%. Il prezzo medio del greggio $/bbl è pari a 112,0 $/bbl, in aumento dell 1% rispetto al prezzo medio dello stesso periodo del Il cambio /$ medio al 31 dicembre 2012 è stato pari a 1,29 in calo dell 8% rispetto alla media dello stesso periodo del La quotazione media del greggio in euro, è stata 87,11 /bbl nel 2012 in aumento (+9%) rispetto al valore medio dello stesso periodo del Nella tabella sotto riportata si illustra l andamento del brent dal marzo 2008 ad oggi. Andamento del Brent ( /bbl) Periodo 1/03/ /12/ ,00 80,00 60,00 40,00 20,00 gen- 08 apr- 08 lug- 08 ott- 08 gen- 09 apr- 09 lug- 09 ott- 09 gen- 10 apr- 10 lug- 10 ott- 10 gen- 11 apr- 11 lug- 11 ott- 11 gen- 12 apr- 12 lug- 12 ott- 12 Fonte: Bloomberg Il prezzo medio di acquisto dell energia al 31/12/2012 è pari a 75,48 /MWh, con un incremento di 3,25 /MWh rispetto allo stesso periodo del 2011 (+4,5%). Nelle ore di picco, in particolare, il prezzo medio, pari a 86,28 /MWh, è aumentato (+4,3%, pari a 3,57 /MWh) rispetto alla media del 2011, mentre il prezzo nelle ore fuori picco, pari 69,77 /MWh, è aumentato di 3,07 /MWh (+4,0%). /MWh PREZZO MEDIO DI ACQUISTO IN BORSA (MGP) Prezzo Unico Nazionale (PUN) 95,00 90,00 85,00 80,00 75,00 70,00 65,00 60,00 55,00 50,00 89,04 85,64 79,85 82,20 81,31 77,88 75,31 72,72 78,61 79,37 78,47 71,28 76,77 74,51 65,86 66,99 69,96 69,74 68,41 64,09 66,29 68,18 65,00 65,18 12,46 14,85 22,75 9,47 11,13 7,13 7,54-1,32-4,54-12,75-12,38-14,38 Gennaio Febbraio Marzo Aprile Maggio Giugno Luglio Agosto Settembre Ottobre Novembre Dicembre /\ 2012 vs 2011 Anno 2012 Anno ,00 70,00 50,00 30,00 10,00-10,00 Fonte: Gestore del Mercato elettrico 10

11 Nella tabella sotto riportata si illustra l andamento del PUN dal 2008 al 31/12/ ,00 110,00 100,00 90,00 80,00 70,00 60,00 50,00 40,00 PUN ( /MWh) Periodo 1/1/ /12/2012 gen-08 apr-08 lug-08 ott-08 gen-09 apr-09 lug-09 ott-09 gen-10 apr-10 lug-10 ott-10 gen-11 apr-11 lug-11 ott-11 gen-12 apr-12 lug-12 ott-12 Fonte: Gestore del Mercato elettrico 11

12 FATTI DI RILIEVO DEL PERIODO IREN EDIPOWER: ESERCIZIO OPZIONE PUT PER L USCITA DA EDIPOWER In data 28 gennaio 2012 il Consiglio di Amministrazione di Iren SpA ha approvato all unanimità i termini dell accordo sul riassetto di Edison ed Edipower ed ha inoltre conferito il mandato per la negoziazione e la sottoscrizione degli accordi definitivi che daranno attuazione ed esecuzione alle operazioni previste dall accordo. In data 16 febbraio 2012 inoltre: - sono state confermate le condizioni sopra illustrate, in virtù delle quali EDF verrà a detenere l 80,7% del capitale di Edison e Edipower sarà interamente partecipata da Delmi (70%), A2A (20%) e Iren (10%); - sono stati concordati gli elementi principali di un contratto di fornitura gas da Edison a Edipower che coprirà il 50% dei fabbisogni di Edipower stessa per un periodo di 6 anni a condizioni di mercato. - Si è infine concordato che il closing dovrà avvenire entro 20 giorni lavorativi dall avverarsi delle condizioni sospensive e comunque non oltre il 30 Giugno L intera operazione rimane infatti subordinata alla conferma da parte di Consob che il prezzo di offerta pubblica di acquisto obbligatoria, conseguente all acquisizione del controllo di Edison da parte di EDF, sia non superiore a 0,84 euro per azione. L operazione è inoltre subordinata all approvazione da parte delle competenti autorità Antitrust. In data 27 aprile 2012 i consulenti legali di A2A, EDF e Delmi hanno presentato a Consob un quesito in merito al calcolo del prezzo dell OPA obbligatoria su azioni ordinarie di Edison S.p.A. In particolare si evidenzia un incremento del prezzo dovuto dalla Delmi alla Edison per la cessione del 50% di Edipower e, conseguentemente, ne deriva un prezzo per azione Edison a euro 0,89 anziché euro 0,84 come precedentemente indicato. In data 3 maggio 2012 la Consob ha risposto a tale quesito ritenendo che il prezzo per azione Edison pari a euro 0,89 appaia coerente con l applicazione del criterio ex lege di determinazione del prezzo dell OPA obbligatoria di cui all art. 106, comma 2, del TUF. Pertanto, non sussistono elementi tali da far ritenere che il prezzo che EdF intende offrire nell OPA obbligatoria in esame, nella misura di euro 0,89 per azione Edison, debba essere aumentato. In data 5 maggio 2012 sono stati sottoscritti: - un accordo tra A2A e Delmi, da una parte, e EDF, dall'altra parte, che, a parziale modifica dell'accordo sottoscritto il tra le stesse parti, ha previsto che il prezzo di cessione a EDF del 50% di Transalpina di Energia di proprieta' di Delmi sia aumentato da Euro a Euro , nonchè l'impegno di Delmi di corrispondere a Edf un importo pari al 50% del maggior onere che EDF dovra' sostenere in conseguenza del lancio dell'opa obbligatoria sulle azioni Edison al prezzo di Euro 0,89 per azione (in luogo di Euro 0,84 per azione), in ogni caso fino al massimo di Euro ; - un accordo tra A2A e Delmi, da una parte, e Edison e Alpiq, dall'altra parte, che, a parziale modifica dell'accordo sottoscritto il tra le stesse parti, ha previsto che il prezzo della cessione a Delmi del 50% di Edipower di proprieta' di Edison sia aumentato da Euro a Euro , incrementando cosi' il corrispettivo totale per il 70% di Edipower da Euro a Euro L'esecuzione del contratto di compravendita di Transalpina di Energia e' subordinata all'approvazione della Commissione Europea; l'esecuzione del contratto di compravendita di Edipower è, a sua volta, subordinata all'esecuzione del contratto relativo a Transalpina di Energia (essendo gia' intervenuta l'autorizzazione dell'autorita' garante della concorrenza Italiana). 12

13 In data 24 maggio 2012, in esecuzione degli accordi stipulati in data 15 febbraio 2012 e successivamente modificati in data 5 maggio 2012, rispettivamente, tra A2A, Delmi ed EDF e tra A2A, Delmi, Edison e Alpiq: - Delmi ha ceduto a WGRM 4 Holding S.p.A., società interamente posseduta da EdF, il 50 per cento di Transalpina di Energia di proprietà di Delmi stessa per un prezzo pari a Euro e - Delmi ha acquistato il 70 per cento di Edipower da Edison (quanto al 50 per cento) e da Alpiq (quanto al 20 per cento) per un prezzo totale pari a Euro Il menzionato importo di Euro corrisposto per la cessione del 50 per cento di Transalpina di Energia è soggetto a un meccanismo di aggiustamento ai sensi del quale tale importo sarà ridotto, di massimi Euro , in relazione ai risultati dell'opa obbligatoria promossa da EdF sulle azioni ordinarie di Edison. Delmi ed Edipower hanno sottoscritto un contratto di finanziamento con vari istituti finanziatori per un ammontare pari a Euro milioni finalizzato all esecuzione da parte di Delmi della suddetta operazione e al contestuale rimborso da parte di Edipower dei finanziamenti soci in capo a Edison, Alpiq, A2A e Iren Energia pari a Euro milioni. Il finanziamento è assistito da pegno sulle azioni di Delmi ed Edipower, ha una durata pari a 5 anni ed è stato sottoscritto da un sindacato di 9 Banche in qualità di Mandated Lead Arrangers e Bookrunners. Sono stati altresì conclusi tra A2A, Iren, Iren Energia (attuale socio di Edipower) e gli altri soci di Delmi accordi relativi alla governance e al modello di funzionamento di Delmi e Edipower e all'eventuale uscita dei soci di minoranza. Nella medesima data: - sono stati nominati, per il triennio , i nuovi Consigli di Amministrazione di Edipower (per il Gruppo IREN nominati l ing. Garbati con il ruolo di Presidente e l ing. Angelini) e di Delmi (per il Gruppo IREN noninato l ing. Garbati con il ruolo di Presidente); - è stato adottato il nuovo statuto sociale di Edipower; - è stato stipulato il nuovo patto parasociale tra i soci di Edipower; - sono stati stipulati: il contratto di tolling tra Edipower ed i soci industriali, il contratto di fornitura hydro PPA ed il contratto di somministrazione del gas. In data 16 gennaio 2013, il Consiglio di Amministrazione di IREN SpA ha deliberato di dar corso all esercizio dell opzione put per l uscita da Edipower, contemplata dagli accordi, e di avviare la procedura formale secondo le modalità e i tempi previsti. Gli accordi prevedono l assegnazione ad IREN SpA, quale contropartita della partecipazione in Edipower, dell impianto termoelettrico a ciclo combinato ad alta efficienza di Turbigo (800 MW di potenza installata) e del nucleo idroelettrico di Tusciano (capacità produttiva annua di circa 250 GWh). L acquisizione degli impianti di Turbigo e Tusciano porterà il Gruppo IREN a disporre direttamente di una capacità termoelettrica a ciclo combinato pari a MW e di una capacità idroelettrica per oltre 600 MW. L uscita da Edipower, e la conseguente acquisizione di asset di produzione, consentirà al Gruppo IREN di ottenere sia una maggiore flessibilità strategica sia maggiori sinergie realizzabili dalla gestione diretta degli impianti acquisiti, integrandoli nel complesso del parco impianti IREN. AMIAT-TRM: AGGIUDICAZIONE AL GRUPPO IREN IN PARTNERSHIP CON ALTRI PLAYER In data 20 dicembre 2012, il Gruppo Iren ha appreso della definitiva aggiudicazione della gara bandita dal Comune di Torino per l individuazione di un socio privato operativo industriale e per l affidamento del servizio di igiene ambientale della città e del servizio di gestione e manutenzione dell impianto di termovalorizzazione a servizio della zona Sud della provincia di Torino. Alla gara il Gruppo Iren ha partecipato in Raggruppamento Temporaneo di Imprese insieme a F2i Fondi Italiani per le Infrastrutture Sgr S.p.A. e Acea Pinerolese Industriale S.p.A. Per quanto concerne la cessione del 49% delle azioni di Amiat SpA azienda che gestisce i servizi ambientali per il Comune di Torino l aggiudicazione è andata a favore del Raggruppamento Temporaneo di Imprese al cui interno è stato costituito un veicolo societario 13

14 composto da Iren SpA, Iren Emilia SpA (che deterrà una quota di maggioranza) ed Acea Pinerolese Industriale S.p.A. Un pool di soggetti portatori di capacità e competenza tecnica oltre che di una conoscenza specifica del territorio torinese dove già operano in diversi ambiti. Il prezzo di cessione aggiudicato è pari a 28,8 milioni di Euro. Per quanto riguarda la cessione dell 80% di TRM SpA società che ha ricevuto l'affidamento per progettare, costruire e gestire il termovalorizzatore dei rifiuti urbani e assimilati a servizio della zona sud della provincia di Torino nell ambito del Raggruppamento Temporaneo di Imprese è stata costituita una partnership tra Iren SpA ed altre società del Gruppo Iren (Iren Emilia SpA, Iren Ambiente SpA, Iren Energia SpA) ed F2i, che ne detiene la maggioranza. La partnership consente ad Iren di proseguire il proprio sviluppo nel settore ambiente, ritenuto tra i settori a maggiore potenzialità di crescita industriale nell ambito dei servizi pubblici locali. Il prezzo di cessione aggiudicato è pari a 126 milioni di Euro. La radicata presenza del Gruppo Iren in territorio piemontese, così come la sua rilevanza nazionale nel waste management, si coniugano ed integrano ulteriormente con l acquisizione delle partecipazioni in Amiat e TRM. OPERAZIONE FONDO IMMOBILIARE Nel mese di dicembre 2012, attraverso un operazione che ha coinvolto diverse società del Gruppo Iren, è stato concluso il conferimento di parte del patrimonio immobiliare di Iren Energia, ritenuto non core rispetto allo sviluppo delle attività industriali, al fondo comune di investimento immobiliare costituito e gestito da Ream SGR S.p.A., denominato Fondo Core MultiUtilities, con contestuale collocamento di circa il 51% delle quote di quest ultimo a investitori terzi qualificati previamente individuati dalla società di gestione del Fondo. Il restante 44% sarà collocato nel corso del Il Gruppo Iren manterrà per almeno 5 anni una quota pari al 5% del Fondo Core MultiUtilities ed avrà diritto di esprimere un rappresentante nel Comitato Consultivo. Contestualmente al conferimento del suddetto patrimonio immobiliare, costituito, per Iren Energia da immobili ad uso uffici e mensa ubicati nelle sedi di Torino, Moncalieri e Rosone, Iren Energia assume in locazione dal Fondo CoreMultiUtilities la totalità degli immobili conferiti, attraverso la stipula di contratti di locazione della durata di 18 anni. A partire dall ottavo anno di vigenza del contratto, Iren Energia potrà esercitare l opzione di riacquisto degli immobili al valore di mercato. L operazione ha determinato nel bilancio 2012 di Iren Energia, tra l altro, la dismissione del valore contabile residuo degli immobili conferiti pari a euro, e la rilevazione di plusvalenze operative per euro I CONTRATTI DI RICERCA SU COGENERAZIONE E TELERISCALDAMENTO A valle del ciclo di incontri del Comitato cogenerazione e teleriscaldamento tenutosi nel corso del 2011, sono stati attivati e sviluppati nel corso del primo semestre del 2012 n. 6 contratti di ricerca con Politecnico, ICOOR e RIE che hanno come oggetto l approfondimento di temi di interesse strategico correlati al teleriscaldamento, in particolare: 1. accumulatori e pompe di calore; 2. modellizzazione dell utenza; 3. modellizzazione della rete TLR; 4. mercato potenziale del teleriscaldamento e del teleraffrescamento; 5. pianificazione strategica delle reti TLR; 6. marketing strategico. Durante il 2012 IREN Energia ha collaborato nello svolgimento delle attività correlate ai contratti di ricerca, fornendo materiale di lavoro ed interagendo con gli Esperti al fine di contribuire al raggiungimento dei macro obiettivi che ci si è posti. 14

15 SITUAZIONE ECONOMICA, PATRIMONIALE E FINANZIARIA E DATI OPERATIVI Produzione di energia elettrica La produzione elettrica è stata pari a GWh in aumento del 5,4% rispetto al 2011 per effetto sia della maggiore produzione in cogenerazione (+4,5%) sia della produzione idroelettrica (+10,0%). In particolare la produzione idroelettrica è stata pari a circa GWh, in aumento (+10,0%) rispetto allo stesso periodo del 2011 per effetto della maggiore produzione di Pont Ventoux ed all entrata in esercizio, dopo le attività di repowering, dell impianto di Rosone e Telessio. Tale dato è in controtendenza rispetto al dato nazionale della produzione da fonti idroelettriche, che riporta invece una riduzione dell 8,2% rispetto al La produzione termoelettrica è stata pari a circa GWh in aumento (+4,5%) rispetto al 2011, grazie al contributo sull intero esercizio del nuovo impianto Torino Nord. Tale incremento è in controtendenza con il dato nazionale della produzione da fonti termoelettriche (-6,3% rispetto al 2011). Energia elettrica prodotta lorda (GWh) ,4% Idro Coge

16 Energia elettrica prodotta lorda - (GWh) Energia elettrica prodotta lorda Consuntivo 2012 GWh Consuntivo 2011 GWh Variazione % a) Idroelettrica Chiomonte 37,2 42,4-12,2% Susa 18,9 22,0-13,7% Pont-Ventoux 285,1 239,2 19,2% Totale VALLE DORA 341,3 303,5 12,5% Villa 68,0 70,9-4% Telessio 42,5 2,1 n.s. Rosone 423,0 395,1 7,1% San Lorenzo 4,1 8,3-50,9% Bardonetto 66,4 65,9 0,6% Pont 55,8 61,1-8,7% Totale VALLE ORCO 659,7 603,5 9,3% Moncalieri idrica 11,6 14,0-17,3% San Mauro 30,2 31,3-3,4% Totale TORINO 41,8 45,3-7,7% GE - Canate Brugneto 32,4 25,6 26,7% Totale produzione idroelettrica 1.075,3 977,9 10,0% b) Termoelettrica TO - Centrale di Moncalieri 2 Gruppo 1.668, ,4-26,3% TO - Centrale di Moncalieri 3 Gruppo 1.940, ,7-10,0% TO - Centrale Torino Nord 1.407,4 241,6 n.s. TO - Centrale Le Vallette 0 36,7-100% Totale TORINO 5.016, ,5 6,8% GE - Centrale di Sampierdarena 46,5 61,9-24,9% Totale GENOVA 46,5 61,9-24,9% RE - Nuovo Polo Energetico 169,7 249,6-32,0% PR - Centrale v. Lazio Cogenerazione 15,1 15,6-3,3% Totale EMILIA 184,8 265,3-30,3% Totale produzione termoelettrica 5.247, ,8 4,5% Totale energia elettrica prodotta lorda 6.323, ,8 5,4% 16

17 Produzione di calore La produzione di calore è stata GWh t in aumento rispetto al 2011 (+14,0%), per effetto dei maggiori consumi legati alle temperature più fredde (+10,1% gradi giorno nell area Torinese e +5,2% nell area Emiliana) e delle maggiori volumetrie servite (+3,5 milioni mc rispetto al 2011 sull area Torinese e +0,5 milioni mc sull area Emiliana). La volumetria teleriscaldata ha superato 76 milioni di metri cubi, di cui 54 milioni su Torino, facendone la città più teleriscaldata d Italia, 3,4 milioni su Genova e 19 milioni di metri cubi nelle città di Parma, Piacenza e Reggio Emilia. La quota di calore cogenerato è pari al 76% in calo rispetto al 2011, quando era pari al 78%. Calore prodotto (GWht) ,0%

18 Produzione di calore - ( GWh t ) Consuntivo 2012 Consuntivo 2011 Variazione % GWh t GWh t a) COGENERAZIONE TO - Moncalieri GT3 967,8 841,7 15,0% TO - Moncalieri GT2 659,6 729,8-9,6% TO - Le Vallette Cogenerazione 0,0 69,5-100% TO - Centrale Torino Nord 334,1 70,6 n.s. Totale TORINO 1.961, ,6 14,6% GE - Sampierdarena Cogenerazione 32,7 37,6-13,0% Totale GENOVA 32,7 37,6-13,0% RE - Nuovo Polo Energetico Cogenerazione 224,0 238,7-6,2% PR - Centrale v. Lazio Cogenerazione 13,7 13,9-1,6% Totale EMILIA 237,7 252,6-5,8% Totale produzione da COGENERAZIONE 2.232, ,9 11,5% b) CALDAIE TO - Moncalieri 27,5 9,5 n.s. TO - Torino Nord 118,9 10,6 n.s. TO - Politecnico 69,4 124,0-44,0% TO - BIT 22,2 18,6 19,6% TO - Mirafiori Nord 0,0 0,0 n.a. TO - Le Vallette 0,0 31,6-100% Totale TORINO 238,0 194,4 22,4% GE - Sampierdarena 48,9 28,8 69,9% Totale GENOVA 48,9 28,8 69,9% Calore da Caldaie Reggio Emilia 233,1 175,9 32,6% Calore da Caldaie Parma 163,1 157,0 3,9% Calore da Caldaie Piacenza 16,1 13,2 22,2% Totale EMILIA 412,4 346,1 19,1% Totale produzione da CALDAIE 699,4 569,3 22,8% Totale 2.931, ,3 14,0% 18

19 Situazione economica, patrimoniale e finanziaria Il Conto Economico Consolidato dell esercizio 2012 di Iren Energia ha evidenziato ricavi per 929 milioni, in crescita rispetto al medesimo periodo del 2011 quando erano stati 753 milioni (+23%). I ricavi per energia elettrica sono complessivamente pari a 514 milioni (+18%) di cui ricavi per vendita di energia elettrica, per 508 milioni, in aumento di 72 milioni (+17%). I ricavi da calore sono stati pari a 233 milioni, in crescita del 20% rispetto al I ricavi da vendita di calore sull area Torinese, a causa di un periodo più freddo (+10,1% gradi giorno) registrano un incremento di 32 milioni, grazie anche al contributo del nuovo impianto Torino Nord (pari a 29 milioni) ed alle maggiori volumetrie servite (+3,5 mln mc rispetto al 2011). I ricavi per servizi, ammontano a 15 milioni (-1,7%). Gli altri ricavi e proventi ammontano a 167 milioni e recepiscono sia il contributo dei certificati ambientali maturati sull energia idroelettrica e da cogenerazione, tenuto conto del recente andamento del mercato di riferimento, sia il rimborso degli stranded costs su Telessio per 16 milioni e la sopravvenienza attiva relativa al Fondo Immobiliare (+13,2 milioni, secondo i principi contabili IAS). Ricavi 929 Milioni di euro I costi operativi sono stati 737 milioni, in aumento (+25%) principalmente per effetto di maggiori costi delle materie prime. I costi relativi all acquisto di materie prime e sussidiarie sono stati pari a 514 milioni, in aumento del 26%. I costi per combustibili per produzione di energia sono stati 460 milioni, (+76 milioni, +20,1%), di cui 89 milioni di incremento effettivo dovuti all impatto del nuovo impianto di cogenerazione di Torino Nord sull intero esercizio. Le prestazioni di servizi e godimento beni di terzi ammontano a 176 milioni, in aumento di circa 29 milioni (+19,8%) principalmente per effetto dell incremento dei costi da vettoriamento calore (+20 milioni). Gli oneri diversi di gestione sono stati 26 milioni (+47,5%), mentre il costo del personale è pari a 25 milioni (+1,2%). Il margine operativo lordo è stato pari a 192 milioni, in crescita (+19%) rispetto al L incremento è attribuibile ad un andamento positivo dei settore idroelettrico (+33 milioni, di cui 16 milioni dovuti al rimborso degli stranded costs di Telessio, +7 milioni dovuti ai maggiori volumi prodotti (+96 GWh), +8 milioni per l incremento delle tariffe e saldo positivo oneri EE, +7 milioni relativi ai maggiori certificati verdi, parzialmente compensati da maggiori costi per 5 milioni) ed alla sopravvenienza attiva relativa al Fondo Immobiliare (+25 milioni). 19

20 Tale incremento è parzialmente attenuato dal calo registrato dei settori cogenerazione energia elettrica (-11 milioni, di cui 4 milioni conseguenti alla riduzione dello spark spread all inclusive, 6 milioni ai maggiori certificati verdi passivi, 5 milioni ai maggiori costi O&M, solo parzialmente compensati da maggiori volumi per circa 1 milione (+245 GWh) e da altri minori costi per circa 3 milioni) e cogenerazione calore (-16 milioni, di cui -20 milioni relativi all incremento del canone di vettoriamento calore, -14 milioni dovuti al saldo negativo degli oneri ambientali, -2 milioni per maggiori costi O&M, parzialmente compensati da maggiori quantità per 16 milioni (+331 GWh) e dall incremento dello spark spread calore per circa 5 milioni). Margine Operativo Lordo Milioni di euro Il Risultato Operativo è pari a 118 milioni (+67% rispetto al 2011), dopo aver scontato ammortamenti e accantonamenti per 74 milioni (-18% rispetto al 2011). Si registrano minori ammortamenti (-9 milioni) dovuti per 14 milioni alla sospensione degli ammortamenti per i beni devolvibili relativi alle concessioni idroelettriche scadute (per maggiori dettagli si rimanda al paragrafo Concessioni Idroelettriche ), il cui valore contabile residuo è inferiore al presumibile valore spettante al concessionario uscente, solo parzialmente compensati dai maggiori ammortamenti relativi all entrata in esercizio di Torino Nord. Gli accantonamenti risultano inferiori (-7 milioni) poichè nel 2011 erano presenti maggiori accantonamenti relativi alla nuova centrale Torino Nord in fase di costruzione ed avvio sperimentale. L indicatore ROS (Return On Sales) è pari al 13%. Risultato operativo Milioni di euro

21 Il Risultato della gestione ordinaria è pari a 143 milioni (+33% rispetto al 2011) e beneficia di un saldo positivo della gestione finanziaria per 25 milioni, in calo rispetto al 2011 (-32%). Il Risultato prima delle imposte è pari a 143 milioni, in evidente crescita rispetto ai 40 milioni relativi al 2011 poiché scontava una rettifica di valore di attività finanziarie per un importo di 69 milioni di euro. Le imposte sul reddito del 2012 ammontano a 39 milioni (in aumento rispetto al 2011, +39%) e si riferiscono per 26 milioni (28 milioni nell esercizio 2011) a oneri da consolidato fiscale, per 10 milioni (11 milioni nell esercizio 2011) ad Addizionale IRES, per 4 milioni (5 milioni nell esercizio 2011) a IRAP, per 5 milioni all imposta sostitutiva sulla plusvalenza fiscale realizzata a seguito del conferimento al fondo immobiliare e per 6 milioni ad imposte anticipate nette (15 milioni nell esercizio 2011). La sensibile diminuzione del tax rate (dal 68,41% nel 2011 al 27,50% nel 2012) è dovuta ad alcuni eventi straordinari tra i quali: La plusvalenza realizzata sul conferimento al fondo immobiliare dei fabbricati ad uso ufficio, pari a 25 milioni, che è soggetta ad imposta sostitutiva IRES ed IRAP del 20%; La sopravvenienza attiva non imponibile derivante dalla richiesta di rimborso IRES relativamente all IRAP sul costo del personale per 1 milione di euro. Inoltre nel 2011 il tax rate era stato sensibilmente influenzato dalla svalutazione della partecipazione in Edipower (pari a 69 milioni di euro) non deducibili fiscalmente. L utile netto è pari a 103,9 milioni, in forte aumento rispetto al 2011 per le dinamiche sopra descritte. 21

22 CONTO ECONOMICO RICLASSIFICATO Importi in euro Esercizio 2012 Esercizio 2011 Var. % Ricavi da energia elettrica ,7 Ricavi da teleriscaldamento ,8 Ricavi da prestazioni di servizi (1,7) Ricavi delle vendite e delle prestazioni ,9 Variazione dei lavori in corso Altri proventi ,1 Totale ricavi ,4 Acquisto materie prime sussidiare e di consumo ( ) ( ) 25,9 Variazione rimanenze di materie prime (27,0) Prestazioni di servizi e godimento beni di terzi ( ) ( ) 19,8 Oneri diversi di gestione ( ) ( ) 47,5 Costi per lavori interni capitalizzati (26,8) Costo del personale ( ) ( ) 1,2 Totale costi operativi ( ) ( ) 24,5 Margine operativo lordo ,3 Ammortamenti ( ) ( ) (13,1) Accantonamenti netti ( ) ( ) (35,8) Totale ammortamenti e accantonamenti netti ( ) ( ) (17,8) Risultato operativo ,5 Proventi finanziari (2,4) Oneri finanziari ( ) ( ) 71,6 Totale proventi e oneri finanziari (31,9) Risultato della gestione ordinaria ,5 Rettifica di valore di attività finanziarie - ( ) (100,0) Risultato prima delle imposte (*) Imposte d esercizio ( ) ( ) 38,8 Utile netto (*) (*) Variazione superiore al 100% 22

23 Situazione Patrimoniale Al 31 dicembre 2012 il capitale investito netto è pari a milioni, in linea con il valore di dicembre STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO Importi in euro 31/12/ /12/2011 Var. % Attivo immobilizzato (0,9) Altre attività (passività) non correnti ( ) (*) Attività correnti (7,8) Passività correnti ( ) ( ) (18,6) Capitale circolante netto ,3 Attività (Passività) per imposte differite ,4 Fondi rischi e TFR ( ) ( ) 12,6 Capitale investito netto (0,3) Patrimonio netto ,1 Passività finanziarie a medio lungo termine ,1 Indebitamento finanziario netto a medio lungo termine ,1 (Attività) finanziarie a breve termine (37.904) (35.349) 7,2 Passività finanziarie a breve termine (44,0) Indebitamento (disponibilità) finanziario netto a breve termine (44,0) Indebitamento (disponibilità) finanziario netto (7,1) Mezzi propri ed indebitamento (disponibilità) finanziario netto (0,3) Attivo immobilizzato Le immobilizzazioni immateriali, materiali e finanziarie si sono attestate a milioni, in riduzione del 1% rispetto al 31 dicembre La movimentazione dell attivo immobilizzato risente di: investimenti netti per 58 milioni, ammortamenti per 62 milioni, conferimenti di immobilizzazioni per 8 milioni, relativo all apporto al fondo immobiliare Fondo Core MultiUtilities di parte del patrimonio immobiliare di Iren Energia ritenuto non core. Al valore netto della partecipazione al fondo immobiliare ottenuta in seguito al conferimento e non ancora ceduta al per 7,1 milioni di euro; Realizzo di investimenti per 12 milioni di euro relativi alla cessione a Terna della sottostazione elettrica blindata di Torino Nord. Capitale circolante netto Il capitale d esercizio è pari a 133 milioni, in aumento rispetto al 31 dicembre 2011, quando si attestava a 114 milioni di euro. L aumento è principalmente dovuto all effetto combinato dei maggiori crediti verso Iren Mercato per l energia elettrica ed il calore prodotti da Torino Nord a pieno regime nell ultimo trimestre e dei minori debiti verso la stessa, parzialmente compensato dai minori crediti per certificati verdi (-52 milioni), parzialmente oggetto di cessione a società di factoring. Fondi Rischi e Trattamento Fine Rapporto I Fondi Rischi ed il Trattamento Fine Rapporto ammontano a 98 milioni (+13%). 23

24 Attività per imposte differite Le attività per imposte differite nette ammontano a 56 milioni (+10%). Patrimonio netto Il patrimonio netto al 31 dicembre 2011 è pari a milioni in aumento rispetto l esercizio 2011 (+4,1%). Il rapporto debt/equity è pari a 0,57, in calo rispetto al 31/12/2011 (quando era 0,64). Indebitamento finanziario netto Al 31 dicembre 2012 l indebitamento finanziario netto ammonta a 716 milioni, in riduzione di 55 milioni rispetto al 31/12/2011 (-7,1%), per effetto: - del cash flow operativo positivo per 154 milioni, - di un flusso monetario netto per investimenti pari a 45 milioni (di cui 12 milioni in positivo derivanti dalla cessione a Terna della sottostazione elettrica e 7 milioni derivanti dalle quote residuali non cedute a fine 2012 del Fondo Core MultiUtilities); - di variazioni di patrimonio netto per 55 milioni relativi a dividendi. VARIAZIONE PFN Importi in euro 31/12/ /12/2011 Var. % Posizione Finanziaria Netta iniziale ,1 Nuovi finanziamenti Variazione crediti finanziari (2.555) (3.136) (18,5) Variazione debiti finanziari ( ) (*) Variazione saldo gestione tesoreria accentrata verso Iren S.p.A. ( ) (*) Variazione posizione finanziaria netta ( ) (*) Posizione Finanziaria Netta finale (7,1) (*) Variazione superiore al 100% 24

25 Situazione Finanziaria RENDICONTO FINANZIARIO Importi in euro Esercizio 2012 Esercizio 2011 Var. % A. Disponibilità liquide e saldo gestione tesoreria accentrata ( ) ( ) 46,5 Flusso monetario per attività d'esercizio a) Risultato netto (*) Rettifiche per: - Ammortamenti immobilizzazioni immateriali (2,5) - Ammortamenti immobilizzazioni materiali (13,7) - Svalutazioni (Rivalutazioni) nette di partecipazioni (100,0) - Accantonamenti netti fondi rischi e oneri (33,9) - Accantonamenti netti a fondo TFR ( ) (*) - Plusvalenza operazione Fondo immobiliare ( ) - - b) Totale rettifiche (69,3) c) Variazione Attività/Passività per imposte differite ( ) ( ) (68,2) d) Variazione altre attività/passività non correnti (18.122) (*) Variazione del capitale circolante netto - Variazione rimanenze ( ) ( ) 5,6 - Variazione crediti commerciali ( ) (*) - Variazione altri crediti ( ) (*) - Variazione debiti commerciali ( ) (*) - Variazione altri debiti ( ) (*) - Variazione ratei e risconti ( ) (*) e) Totale variazione capitale circolante netto ( ) ( ) (27,8) B. Cash flow operativo (a+ b+ c+ d + e) ,5 Flusso monetario da (per) attività di investimento Investimenti in: - immobilizzazioni immateriali ( ) ( ) (29,6) - immobilizzazioni materiali ( ) ( ) (62,9) - immobilizzazioni finanziarie ( ) ( ) (94,8) Totale investimenti ( ) ( ) (63,0) Realizzo investimenti immobilizzazioni immateriali e materiali (*) Alienazione partecipazioni (100,0) Operazione Fondo immobiliare (Fondo CORE Multiutilities) Conferimenti di immobilizzazioni finanziarie - ( ) (100,0) C. Totale flusso monetario da attività di investimento ( ) ( ) (91,1) D. Free cash flow (B+C) ( ) (*) Flusso monetario da variazione di patrimonio netto Erogazione di dividendi ( ) ( ) 66,5 Aumento di capitale (100,0) Altre variazioni di Patrimonio netto (100,0) E. Totale flusso monetario da variazione patrimonio netto ( ) (*) F. Variazione Posizione Finanziaria Netta (D+E) ( ) (*) Flusso monetario da attività di finanziamento Nuovi finanziamenti Variazione crediti finanziari (2.555) (3.136) (18,5) Variazione debiti finanziari ( ) (*) G. Totale flusso monetario da attività di finanziamento ( ) (*) H. Flusso monetario del periodo (F+G) ( ) (*) I. Disponibilità liquide e saldo gestione tesoreria accentrata finali (A+H) ( ) ( ) (69,8) L. Saldo gestione tesoreria accentrata verso Iren S.p.A (69,8) M. Disponibilità liquide finali (I+L) (0,0) (*) Variazione superiore al 100% 25

26 Indicatori finanziari Esercizio 2012 Esercizio 2011 (importi in migliaia di euro) Esercizio 2010 Totale ricavi Margine operativo lordo Risultato Operativo Risultato netto Capitale Investito Netto Patrimonio Netto Posizione Finanziaria Netta ( ) ( ) ( ) ROI (Risultato operativo/cin) 5,99% 3, 59% 5,34% ROE (Risultato netto/pn) 8,31% 0,92% 6,85% 26

27 Investimenti Gli investimenti facenti capo a Iren Energia ammontano a circa 58 milioni. In particolare: 31,8 milioni per il completamento della nuova Centrale di cogenerazione di Torino Nord (di cui 2,5 milioni per accumulatori). 5,7 milioni per le attività svolte in Valle Orco (Rosone e Telessio), di cui 5,1 milioni per il ripotenziamento degli impianti idroelettrici, 8,0 milioni per le reti di teleriscaldamento e gli impianti di cogenerazione dell area Emilia. 3,1 milioni per altri investimenti Idroelettrici, 1,9 milioni relativi ad altri investimenti sulla produzione termoelettrica di Torino e Genova, 4,0 milioni per acquisto terreno relativo a Torino Nord-Est. 27

28 QUADRO NORMATIVO CERTIFICATI VERDI, TITOLI DI EFFICIENZA ENERGETICA E ETS CERTIFICATI VERDI In tema di certificati verdi (nel seguito CV), la legge quadro di riferimento è rappresentata dal D.Lgs. 28/2011 del 3 marzo 2011 in attuazione della direttiva 2009/29/CE sulle fonti rinnovabili. Tra i punti di maggiore impatto per IREN si evidenziano quelli relativi al Titolo V sui regimi di sostegno: Il decreto, per quel che riguarda l elettricità, dispone che gli impianti che entreranno in esercizio dopo il 31 dicembre 2012 saranno incentivati con un sistema feed in diversificato per fonte e per scaglioni di potenza per gli impianti fino a 5 MW, mentre quelli al di sopra di tale soglia avranno diritto a un incentivo assegnato tramite aste al ribasso gestite dal GSE; Sono previsti incentivi anche per la produzione di energia termica da fonte rinnovabile; Gli impianti in esercizio e quelli che entreranno in esercizio fino al 31/12/2012 avranno diritto ai CV. Tutti gli impianti che beneficiano dei CV saranno poi convertiti al sistema feed in a partire dal Per le modalità attuative si rimanda a un decreto Mse - Min. Ambiente, sentita l Autorità, da adottare entro sei mesi dall entrata in vigore del D.Lgs; Il GSE ritirerà tutti i CV (al 78% del valore determinato con il meccanismo attuale) fino alla loro estinzione. La novità più rilevante è che anche i CV TRL saranno ritirati dal GSE ad un prezzo pari a quello medio di mercato del 2010; Per il resto il decreto interviene sulle autorizzazioni (con un regime semplificato), la cui applicazione potrà essere estesa agli impianti fino a 1 MW, sulle regolamentazioni tecniche e sulla promozione delle Fer nell edilizia e del biometano nei trasporti. Il decreto contiene inoltre norme per lo sviluppo delle reti di trasmissione e distribuzione nonché per il collegamento degli impianti di produzione di biometano alla rete del gas fino alle reti di teleriscaldamento/teleraffrescamento. Nel mese di luglio sono stati pubblicati due importanti e attesi DM di attuazione del D.Lgs. 28/2011: o Decreto ministeriale 5 luglio Incentivi per energia da fonte fotovoltaica o Decreto ministeriale 6 luglio Incentivi per energia da fonti rinnovabili elettriche non fotovoltaiche (idroelettrico, geotermico, eolico, biomasse, biogas). I Decreti pongono le basi per uno sviluppo ordinato e sostenibile delle energie rinnovabili, allineando gli incentivi ai livelli europei e adeguandoli agli andamenti dei costi di mercato delle tecnologie (calati radicalmente nel corso degli ultimi anni). Si introduce inoltre un sistema di controllo e governo dei volumi installati e della relativa spesa complessiva (aste per impianti grandi e registri per impianti di taglia media). In linea con le previsioni della precedente normativa, il nuovo sistema per il fotovoltaico è entrato in vigore 45 giorni dopo il superamento della soglia di 6 miliardi di incentivi per il fotovoltaico (registrato il 13 luglio 2012 entrata in vigore il 27 agosto 2012), e il 1 gennaio 2013 per il non fotovoltaico, per il quale è previsto comunque un periodo transitorio di 4 mesi. In particolare sono previsti: o un ampliamento del budget di spesa, per un totale di 500 Milioni di Euro annui - pari a ulteriori 10 Miliardi di Euro di spesa su 20 anni - suddivisi tra Fotovoltaico (200 Milioni) e Non-Fotovoltaico (300 Milioni); o una forte semplificazione delle procedure per l iscrizione ai registri; o l innalzamento delle soglie di accesso ai registri per tutte le categorie rilevanti. In particolare, per il fotovoltaico, vengono esentati dai registri gli impianti a concentrazione, quelli innovativi e quelli realizzati da Amministrazioni pubbliche, 28