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Nel comunicato stampa del 28 settembre 2026, Frendy Energy, Società attiva in Italia nella produzione di energia elettrica da impianti mini-idro e quotata su Euronext Growth Milan, ha reso noto che il Consiglio di Amministrazione ha approvato la Relazione Finanziaria Consolidata al 30 giugno 2026. I ricavi di vendita del 1H26A si attestano a € 0,86 mln, in calo del 12,6% rispetto a € 0,99 mln del 1H25A, principalmente per effetto della minore disponibilità della risorsa idrica, che ha portato la produzione di energia elettrica a 4,5 GWh rispetto ai 4,9 GWh del 1H25A (-8,5%). Tale riduzione non è stata tuttavia omogenea tra i bacini: alla contrazione dei volumi registrata dagli impianti del bacino del Sesia si è infatti contrapposto l’incremento della produzione delle centrali sul torrente Agogna e della centrale di Carrù, che hanno beneficiato di condizioni idrologiche più favorevoli. Sui ricavi ha inciso inoltre la scadenza, a marzo 2026, della convenzione con il GSE relativa alla centrale di Trecate, la cui energia è ora valorizzata a prezzi di mercato mediante il meccanismo del Ritiro Dedicato. La riduzione della produzione risulta comunque inferiore a quella dei principali competitor del comparto, a conferma delle caratteristiche distintive del modello di business della Società, che opera nel segmento del mini-idroelettrico (impianti di potenza compresa tra 50 kW e 1 MW) con centrali realizzate prevalentemente su canali irrigui regimati tra Piemonte e Lombardia, con particolare presenza nelle province di Novara e Pavia. Si tratta di infrastrutture che, oltre a consentire la realizzazione delle centrali con un impatto pressoché nullo su territorio e paesaggio, presentano un elevato numero di salti di accelerazione, sfruttabili grazie alla tecnologia introdotta dalla Società a partire da dislivelli di 1,5 metri, e garantiscono, in virtù della loro destinazione all’approvvigionamento agricolo, una portata regimata e meno esposta all’andamento delle precipitazioni rispetto ai corsi d’acqua naturali. L’EBITDA risulta pari a € 0,33 mln, sostanzialmente in linea con € 0,33 mln del 1H25A, con un EBITDA margin sui ricavi pari al 37,6%, in aumento rispetto al 33,6% del 1H25A: nonostante i minori volumi, la tenuta della marginalità è riconducibile alla riduzione dei costi di produzione, in particolare per manutenzioni e canoni, e alla minore incidenza delle componenti non ricorrenti che avevano interessato il periodo di confronto. Il risultato conferma la solidità di un modello di business caratterizzato da costi operativi contenuti, legati all’elevata automazione degli impianti e all’impatto quasi nullo dei costi variabili, e da un unico cliente, il GSE, con rischio di controparte molto limitato. L’EBIT si attesta a € 0,05 mln, rispetto a € 0,06 mln del 1H25A, con un EBIT margin pari al 5,2% rispetto al 6,3% del 1H25A. Il Net Income risulta pari a € 0,05 mln, inferiore rispetto a € 0,06 mln del 1H25A. La NFP è sostanzialmente stabile, passando da € 4,63 mln cash positive al 31 dicembre 2025 a € 4,65 mln cash positive al 30 giugno 2026, grazie al flusso di cassa operativo, sostenuto anche dagli incassi di natura fiscale, che ha consentito di coprire integralmente gli investimenti del periodo (€ 0,21 mln). Per quanto riguarda le prospettive, la Società evidenzia come l’andamento della gestione rimanga sostanzialmente correlato all’andamento meteorologico delle precipitazioni e alla disponibilità della risorsa idrica. Ad agosto 2026 è stata rinnovata per ulteriori 30 anni, con l’Associazione Irrigazione Est Sesia, la concessione di derivazione della centrale di Mulino di Marano (Oleggio), a garanzia della visibilità di lungo periodo sullo sfruttamento della risorsa idrica, mentre a settembre 2026 è giunta a scadenza anche la convenzione con il GSE relativa alla centrale di Termini Cerano, per la quale si sta seguendo un’impostazione analoga a quella adottata per Trecate, ossia la vendita dell’energia a prezzi di mercato mediante il meccanismo del Ritiro Dedicato. Il contesto normativo si presenta favorevole: l’orientamento del legislatore sembra essere quello di continuare a privilegiare gli impianti realizzati su infrastrutture esistenti, il PNIEC considera strategica la produzione idroelettrica negli orizzonti 2030–2050 e lo sviluppo del mini-idro rientra nel piano strategico al 2030 della controllante Edison. La nostra valutazione si basa su un orizzonte temporale trentennale, sul quale la variabilità della produzione legata ai fattori meteorologici, principale elemento di rischio per il business, risulta ponderata dall’utilizzo di medie storiche pluriennali. Tuttavia, alla luce della persistente incertezza legata all’evoluzione delle condizioni meteorologiche e dei potenziali riflessi sulla produzione, riteniamo opportuno adottare un approccio prudenziale, sospendendo la nostra raccomandazione e ponendo rischio e target price U/R.

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