Relazioni e Bilanci AL 31 DICEMBRE 2023 1\. RELAZIONE SULLA GESTIONE AL 31 DICEMBRE 2023 3 INDICE RELAZIONE SULLA GESTIONE Basis for preparation ....................................................................................................................................... 4 Organi Societari ............................................................................................................................................... 5 Profilo del Gruppo ............................................................................................................................................ 6 Aree geografiche di attività al 31 dicembre 2023 .......................................................................................... 7 Area di Consolidamento integrale al 31 dicembre 2023 .............................................................................. 8 Modello organizzativo ...................................................................................................................................... 9 Capitolo Strategia .............................................................................................................................................. Variazione perimetro di business nell’esercizio ......................................................................................... 13 ERG in Borsa .................................................................................................................................................. 15 Andamento del titolo ERG e Struttura azionaria al 31 dicembre 2023 ..................................................... 15 Fatti di rilievo avvenuti nel corso del periodo ............................................................................................ 17 Highlights ........................................................................................................................................................ 21 Commento ai risultati del periodo ................................................................................................................ 21 Mercato di riferimento ................................................................................................................................... 24 Quadro Normativo \- Incentivi ........................................................................................................................ 25 Aggiornamenti Normativi ed Istituzionali di Rilievo nell’esercizio ........................................................... 28 Risultati per Paese ......................................................................................................................................... 34 ITALIA .............................................................................................................................................................. 35 ESTERO .......................................................................................................................................................... 37 Francia ..................................................................................................................................................... 37 Germania – Eolico .................................................................................................................................... 40 UK & Nordics – Eolico ............................................................................................................................. 40 Spagna\- Solare ........................................................................................................................................ 42 East Europe – Eolico ................................................................................................................................ 42 Rischi e incertezze ......................................................................................................................................... 44 Governance .................................................................................................................................................... 52 Capitale umano .............................................................................................................................................. 54 Industrial Relations ........................................................................................................................................ 57 Prospetti contabili e altre informazioni ........................................................................................................ 59 Indicatori alternativi di Performance ............................................................................................................ 66 Risultati economici, patrimoniali e finanziari ERG S.p.A. .......................................................................... 72 Prospetto di raccordo ai sensi della Comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006 ...... 75 Note gestionali sulle principali società controllate non consolidate, collegate e joint venture ............ 75 Attività di direzione e coordinamento da parte di ERG S.p.A ................................................................... 76 Azioni Proprie ................................................................................................................................................. 78 Sedi secondarie .............................................................................................................................................. 78 Rapporti con parti correlate .......................................................................................................................... 78 Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio ............................................................................ 78 Evoluzione prevedibile della gestione ......................................................................................................... 79 4 Basis for preparation Informazione ai sensi degli artt. 70 e 71 del Regolamento Emittenti La Capogruppo si avvale della facoltà, introdotta dalla Consob con delibera n. 18079 del 20 gennaio 2012, di derogare all’obbligo di mettere a disposizione del pubblico un documento informativo in occasione di operazioni significative di fusione, scissione, aumento di capitale mediante conferimento di beni in natura, acquisizione e cessione. Settori operativi Si ricorda che a partire dal 2022, a seguito dell’importante processo di Asset Rotation avviato nel 2021, con la cessione del business idroelettrico e pienamente completato con la cessione del business termoelettrico nel mese di ottobre 2023, i risultati operativi sono esposti e commentati con riferimento alle diverse aree geografiche in cui ERG opera, in coerenza con le metodologie interne di misurazione dei risultati del Gruppo. Si precisa che i risultati, esposti per area geografica, riflettono anche le attività di vendita dell’energia sui mercati effettuate dall’Energy Management di Gruppo, oltre all’adozione di efficaci coperture del margine di generazione. Queste ultime contemplano, tra l’altro, l’utilizzo di strumenti di copertura del rischio prezzo da parte dell’Energy Management: per una più chiara rappresentazione dei business a livello di area geografica e, in subordine, per tecnologia, i risultati dell’eolico e del solare includono le coperture effettuate relativamente alle fonti rinnovabili (“RES”). Indicatori alternativi di performance (IAP) e Risultati adjusted Nel presente documento sono utilizzati alcuni Indicatori Alternativi di Performance (IAP) che sono differenti dagli indicatori finanziari espressamente previsti dai Principi Contabili Internazionali IAS/IFRS adottati dal Gruppo. Tali indicatori alternativi sono utilizzati dal Gruppo al fine di agevolare la comunicazione delle informazioni sui risultati dei business nonché sull’indebitamento finanziario netto. Si precisa che, al fine di facilitare la comprensione dell’andamento gestionale dei business, i risultati economici sono esposti con l’esclusione delle componenti reddituali significative aventi natura non usuale (special items): tali risultati sono indicati con la definizione “Risultati adjusted”. Sono altresì definiti “Risultati reported” i risultati che includono le componenti reddituali significative aventi natura non usuale (special items). Per la definizione degli indicatori e la riconciliazione dei relativi importi si rimanda a quanto indicato nello specifico capitolo Indicatori Alternativi di Performance. Perfezionamento dell’accordo per la cessione del Business Termoelettrico Nel 2021 il Gruppo ha intrapreso un importante percorso di Asset Rotation volto a completare la propria trasformazione verso un modello di business puro “Wind&Solar”. In data 3 gennaio 2022, ERG ha perfezionato la cessione degli asset idroelettrici ad Enel Produzione, mentre, relativamente alla cessione del business termoelettrico, in data 17 ottobre 2023, il Gruppo ha perfezionato l’accordo con Achernar Assets AG, holding di investimenti svizzera, per la cessione dell’intero capitale di ERG Power S.r.l. Il corrispettivo in termini di Enterprise Value è pari a 191 milioni di Euro. Gli accordi prevedono inoltre alcuni earn-outs relativi all’andamento del business nel 2024 e 2025. In considerazione di quanto sopra, nel presente Documento si è proceduto pertanto alla classificazione del risultato di ERG Power S.r.l. alla riga “Risultato netto attività cedute”, in applicazione del principio contabile IFRS 5. Valori economici 2022 Come già commentato nel Bilancio di Gruppo 2022, nel corso dell’esercizio 2022 sono state introdotte in Italia ed all’estero misure di contenimento degli effetti degli aumenti dei prezzi nel settore elettrico. In particolare, in Italia si fa riferimento: • al Contributo extraprofitti introdotto dal D.L. 21 marzo 2022; • al Contributo di solidarietà temporaneo 2023 introdotto dalla Legge di Bilancio per 2023 (Legge n. 197 del 29 dicembre 2022); • all’Art.15-bis del D.L. 4/2022 (Sostegni-Ter). All’estero si fa riferimento all’applicazione della normativa “Windfall Tax” in Romania e alle normative sul Price cap introdotte negli altri Paesi. Al fine di dare una rappresentazione efficace, i valori comparativi 2022 sono stati rideterminati e sono pertanto rappresentati al netto di tali oneri e saranno quindi da intendersi “net clawbacks e windfall taxes”. Il riepilogo dei diversi impatti delle misure sopracitate, a livello di margine operativo lordo e risultato netto è presentato nel capitolo “Interventi normativi di contenimento dell’aumento dei prezzi energia (clawback measures and windfall tax)”. Rischi ed incertezze relativi all’evoluzione della gestione In riferimento alle stime ed alle previsioni contenute nel presente documento ed in particolare nella sezione Evoluzione prevedibile della gestione, si evidenzia che i risultati effettivi potrebbero differire rispetto a quelli annunciati in relazione ad una molteplicità di fattori, tra cui: l’evoluzione futura dei prezzi, le performance operative degli impianti, le condizioni anemologiche, e di irraggiamento, l’impatto delle regolamentazioni del settore energetico e in materia ambientale, altri cambiamenti nelle condizioni di business e nell’azione della concorrenza. 5 Organi Societari Consiglio di Amministrazione 1 PRESIDENTE Edoardo Garrone (esecutivo) VICE PRESIDENTE Alessandro Garrone (esecutivo) 2 Giovanni Mondini (non esecutivo) AMMINISTRATORE DELEGATO Paolo Luigi Merli CONSIGLIERI Luca Bettonte (non esecutivo) Emanuela Bonadiman (indipendente 3 ) Mara Anna Rita Caverni (indipendente 3 ) Elena Grifoni Winters (indipendente 3 ) Federica Lolli (indipendente 3 ) Elisabetta Oliveri (indipendente 3 ) Mario Paterlini (indipendente 3 ) Renato Pizzolla (non esecutivo) 4 Collegio Sindacale 5 PRESIDENTE Monica Mannino 6 SINDACI EFFETTIVI Giulia De Martino Fabrizio Cavalli Dirigente Preposto (L. 262/05) Michele Pedemonte 7 Società di Revisione KPMG S.p.A. 8 1 Consiglio di Amministrazione nominato in data 26 aprile 2021. 2 Amministratore incaricato del Sistema di controllo interno e di gestione dei rischi. 3 Con riferimento a quanto previsto dall'art. 148, comma terzo, del Testo Unico della Finanza e a quanto contenuto nel vigente Codice di Corporate Governance promosso da Borsa Italiana S.p.A. 4 Confermato in data 26 aprile 2023 e scadente unitamente agli altri componenti del Consiglio di Amministrazione e pertanto alla data dell’Assemblea convocata per l’approvazione del Bilancio di Esercizio al 31 dicembre 2023. 5 Collegio Sindacale nominato in data 26 aprile 2022. 6 Nominata in data 26 aprile 2023, nella carica di Sindaco Effettivo e Presidente del Collegio Sindacale di ERG S.p.A. e scadente unitamente agli altri componenti del Collegio Sindacale e pertanto alla data dell’Assemblea convocata per l’approvazione del Bilancio di Esercizio al 31 dicembre 2024. 7 Nominato in data 26 aprile 2021 contestualmente alla carica di CFO del Gruppo. 8 Nominata in data 23 aprile 2018 per il periodo 2018 – 2026. 6 Profilo del Gruppo Il Gruppo ERG è un primario operatore indipendente di energia pulita da fonti rinnovabili, presente in nove paesi a livello europeo. Primo operatore eolico in Italia, tra i primi dieci in Europa nel settore eolico onshore, il Gruppo è inoltre attivo nella produzione di energia da fonte solare, essendo tra i primi cinque in Italia e con una presenza in progressivo aumento in Francia ed in Spagna. Tra i principali player del mercato oil fino al 2008, ERG ha modificato radicalmente il proprio portafoglio di business anticipando gli scenari energetici di lungo termine attraverso una trasformazione aziendale di successo verso un modello di sviluppo sostenibile: oggi la società è un primario operatore europeo nel settore delle energie rinnovabili. Nel 2021 il Gruppo ha intrapreso un importante percorso di Asset Rotation volto a completare la propria trasformazione verso un modello di business puro “Wind&Solar”. In data 3 gennaio 2022, ERG ha perfezionato la cessione degli asset idroelettrici ad Enel Produzione, mentre in data 17 ottobre 2023, è stata perfezionata la cessione del business termoelettrico, perseguendo l’obiettivo strategico del Piano Industriale 2022-2026 di focalizzazione sul core business della produzione di energia elettrica interamente da fonti rinnovabili. A seguito della finalizzazione di queste importanti operazioni, il Gruppo, la cui strategia industriale integra il piano ESG (Environmental, Social and Governance), in linea con gli Obiettivi di sviluppo sostenibile delle Nazioni Unite (SDGs), è diventato un operatore 100% Rinnovabile, protagonista del processo di decarbonizzazione in atto a livello globale, nonché nella realizzazione di una transizione energetica equa ed inclusiva. La gestione dei processi industriali e commerciali del Gruppo ERG è affidata alla controllata ERG Power Generation S.p.A. che svolge: • l’attività di Energy Management & Sales centralizzata per tutte le tecnologie di generazione nelle quali il Gruppo ERG opera con la missione di securizzare le produzioni attraverso contratti di lungo termine e gestire le coperture delle posizioni merchant in linea con le risk policy del Gruppo; • le attività di Operation & Maintenance dei propri impianti eolici e solari che prevede l’internalizzazione della manutenzione dei parchi eolici italiani e di parte degli impianti in Francia e Germania. Il Gruppo ERG, con un parco di generazione di 3.266 MW di capacità installata rinnovabile (2.747 MW eolico, 519 MW solare), opera direttamente ed attraverso le proprie controllate, nelle seguenti Aree Geografiche: Italia Nel paese ERG ha una capacità installata complessiva di 1.496 MW nel settore della produzione di energia elettrica da fonte eolica e solare. In particolare, ERG è il primo operatore nel settore eolico in Italia con 1.321 MW di potenza installata, ed un primario operatore nella produzione elettrica da fonte solare con 175 MW di potenza installata. Estero Fuori dai confini nazionali ERG ha una capacità installata complessiva di 1.770 MW. Nell’eolico ERG è uno dei primi operatori in Europa con una presenza significativa e crescente (1.426 MW operativi), in particolare in Francia (522 MW), Germania (327 MW), UK (249 MW), Polonia (142 MW), Romania (70 MW), Bulgaria (54 MW) e Svezia (62 MW). ERG, inoltre, opera in Francia e Spagna nel settore della produzione di energia elettrica da fonte solare con 344 MW di potenza installata, di cui 79 MW in Francia e 266 MW in Spagna. In data 21 dicembre 2023, il Gruppo ha annunciato l’ingresso nel mercato delle rinnovabili negli Stati Uniti grazie a una partnership strategica con Apex Clean Energy per l’acquisizione di un portafoglio da 317 MW di impianti eolici e solari. Il closing dell’operazione è previsto nel corso del secondo trimestre 2024. 7 Aree geografiche di attività al 31 dicembre 2023 8 Area di Consolidamento integrale al 31 dicembre 2023 100 100 100 100 100 100 100 100 100 ERG UK Holding ERG EOLIENNE FRANCE 100 EW ORNETA 2 S.P.Z.O.O. 100 ERG WIND INVESTMENTS Srl BREVA WIND S.R.L ERG Wind NEUNTE GMBH ERG WIND PARK BETEILIGUNGS GMBH ERG WIND BULGARIA S.P.A. CORNI EOLIAN SA 100 ERG EOLICA ADRIATICA S.R.L. ERG SOLAR HOLDING S.R.L. ERG SPAIN HOLDCO S.L.U 100 100 100 100 100 Evishagaran Windfarm LTD 100 100 Ferme Eolienne de Clamecy WP France 6 S.a.s. 100 100 EOLIENNES DU VENT SOLAIRE S.A.S. ERG Energies Renouvelables S.a.S. ERG WIND FRENCH HOLDING S.A.S. Les Moulinsde FrugesSAS HYDRO INWESTYCJE SP. Z.O.O. 100 ERG WIND MEI 2-14- 1 (UK) LTD ERG WIND HOLDINGS (ITALY) S.R.L. Voltwerk Energy Park 8 GmbH & Co. KG 100 100 Voltwerk Windpark Wörbzig GmbH & Co. KG VG-1 EOOD 100 100 K&S Energy EOOD 100 ERG EOLICA CAMPANIA S.P.A. ERG SOLAR PIEMONTE 3 S.R.L. 100 ERG SOLAR ALMANSA S.L.U 100 Sandy Knowe Wind Farm LTD 100 100 Crampon Puchon Eenergy ERG FRANCE SARL 100 100 PARC EOLIEN DE LA BRUYERE S.A.S. ERG Developpement France S.a.s 100 Parc Eolien Hauts Moulins SARL 100 Mont Félix 100 BLACHY PRUSZYNSKI- ENERGIA SP Z.O.O. 100 ERG WIND MEI 2-14- 2 (UK) LTD 100 ERG WIND ENERGY S.R.L. 100 Voltwerk Windpark Beesenstedt GmbH & Co. KG 100 100 Windpark Cottbuser Halde GmbH & Co. KG VG-2 EOOD 100 100 K&S Energy 1 EOOD 100 ERG EOLICA FAETO S.R.L. CALABRIA SOLAR S.R.L. 100 ERG SOLAR TABERNAS S.L.U 100 100 Creag Riabhach Windd Farm Limited 100 Wkn Picardie Verte II S.a.s Parc Eolienne d'Epense S.a.s. 100 100 PARC EOLIEN DU CARREAU S.A.S. Caen Renewables Eenergy S.a.s. 100 Parc Eolien Moulins des Champs SARL 100 CheminVert 100 100 LASZKI WIND S.P.Z.O.O. 80 ERG WIND MEG 1 LLP 20 ERG WIND SARDEGNA S.R.L. 100 Windpark Achmer Vinte GmbH & Co. KG 100 100 ERG Wind 117 GmbH & Co. KG VG-3 EOOD 100 100 K&S Energy 2 EOOD 100 ERG EOLICA FOSSA DEL LUPO S.R.L. IE SOLARE S.R.L. 100 ERG Solar Fregenal de la Sierra S.l.U. 100 Craiggore Energy 100 100 Ferme Eolienne de Moquepanier Parc Eolienne de la Voie Sacree S.a.s. 100 100 PARC EOLIEN DE HETOMESNIL S.A.S. Parc Eolien de la Charente Limousine S.a.r.l. 100 Parc Eolien St Riquier 1 SAS 100 Les Trentes 100 100 ERG Poland Holding SP. Z O.O. 80 ERG WIND MEG 2 LLP 20 ERG WIND SICILIA 6 S.R.L. Windpark Linda GmbH & Co. KG 100 100 ERG Development Germany GmbH & Co.KG VG-4 EOOD 100 100 Wind Park Kavarna East EOOD 100 ERG EOLICA GINESTRA S.R.L. ANDROMEDA S.R.L. 100 Buenaventura 100 100 100 Corlaky 100 100 Solaire Salaunes 3 SAS WP France 10 S.a.s. 100 100 PARC EOLIEN DE LIHUS S.A.S. Parc Eolien de la Boeme S.a.r.l. 100 SAS Societè de exploitation du P.E. de la Souterraine 100 Fond du Moulin 100 EW piotrków kujawski SP. z.o.o. 80 ERG WIND MEG 3 LLP 20 ERG WIND SICILIA 3 S.R.L. 100 UGE Barkow GmbH und Co. KG 100 100 UGE Barkow Zwei GmbH und Co. KG VG-5 EOOD 100 100 Wind Park Kavarna West EOOD 100 ERG EOLICA SAN VINCENZO S.R.L. ERG Ginestra S.r.l. 100 El Abuelito 100 100 Solaire Sisteron SAS Parc Eolien du Melier S.a.r.l 100 100 PARC EOLIEN LES MARDEAUX S.A.S. Parc Eolien des Bouchats S.a.r.l. 100 Parc Eolien de Oyre Saint Sauveur SAS 100 Le Marquay 100 100 ERG Sweden Holding 80 ERG WIND MEG 4 LLP 20 ERG WIND 6 S.R.L. 100 UGE Barkow Drei GmbH und Co.KG 100 100 ERG GERMANY GMBH VG-6 EOOD 100 100 WP Bulgaria 4 EOOD 100 ERG EOLICA TIRRENO S.R.L. El Montiel 100 100 ERG WIND FRANCE 1 S.A.S. 100 100 Solaire Sénezergues SAS SPDM 1 100 100 Parc Eolien de la valleè de Torfou S.a.r.l. Parc Eolien du Moulin du Bois S.a.r.l. 100 Parc Eolien Chaude Vallée SARL 100 Sole de Bellevue 100 Furukraft (ERIK) ERG Wind EBERSGRUN Gmbh 100 100 ERG Wind NORATH GMBH Mark 1 EOOD 100 100 Globo Energy EOOD 100 GREEN VICARI S.R.L. ERG HAMBURG Holding GMBH 100 CEPE PAYS DE MONTBELIARD S.N.C. 100 100 Solaire Arpajon-sur- Cère SAS Holding Chéry S.a.s 100 100 Holding Quesnoy 2 Parc Eolien de Saint Maurice la Clouere S.a.r.l. 100 Parc Eolien de Morvillers SARL 100 ERG Wind HOLLIGE 100 100 ERG Wind OFFENHEIM GMBH Mark 2 EOOD 100 100 GARNACHA SOLAR S.L. 100 100 PAR EOLIEN DU BOIS BIGOT S.A.S. 100 100 Solaire Gréoux 7 SAS Chery Sas Quesnoy Parc Eolien du Pays a Part S.a.r.l. 100 Société d'Exploitation du Parc Eolien Le Nouvion Sas 100 ERG Wind NACK GMBH 100 100 Aukrug Gmbh CEPE DE SAINT FLORENTIN S.N.C. 100 100 ARSAC 1 SAS Parc Eolien de Saint Riquier 3 S.a.s 100 100 Parc Eolien de Saint Riquier 4 S.a.s Parc Eolien du Plateaux de l'Ajoux S.a.r.l. 100 Parc Eolien de Garcelles Secqueville SAS 100 100 Reinsdorf Gmbh CEPE DE MURAT S.N.C. 100 100 ARSAC 3 S.A.S. Parc Eolien de Saint Sulpice S.a.r.l. 100 Parc Eolien Du Patis SAS 100 PARC EOLIEN DU BOIS DE L'ARCHE S.A.S 100 Capenergie 100 100 Omnigreen Parc Eolien de Porspoder S.a.r.l. 100 100 FERME EOLIENNE DE TETERCHEN S.A.S. 100 Saint Cogard Saint Helene 100 Parc Eolien des Terres et Vents de Ravieres S.a.r.l. 100 Saint Fragne 100 IEL 12 100 Neuilly 100 Reuilly 100 Monnes 100 ERG S.P.A. ERG POWER GENERATION S.P.A. Omniwatt 9 Modello organizzativo L’assetto del Gruppo si caratterizza per un forte orientamento alla logica di processo e all’abilitazione delle leve strategiche di business prevedendo la definizione di due macro-ruoli: • Corporate \- che garantisce l’indirizzo strategico, ha la responsabilità diretta del business development ed assicura la gestione di tutti i processi di supporto al business. La società è organizzata nelle seguenti aree: • Business Development and Merger & Acquisitions • Engineering Development • Administration, Finance, Control & Procurement • Human Capital & ICT • Regulatory & Public Affairs • Corporate & Legal Affairs • ESG, IR & Communication • Generation & Market, cui è affidata la responsabilità dei processi industriali e commerciali del Gruppo, organizzati in: • tecnologie di generazione Wind & Solar, a loro volta declinate in unità produttive su base geografica; • Energy Management & Sales, quale single entry point verso i mercati organizzati ed i clienti / controparti principali; • un centro di competenze che assicura l’efficienza del modello operativo e la relativa standardizzazione dei processi a livello globale; • una struttura dedicata alla gestione delle tematiche di salute, sicurezza, qualità e tutela dell’ambiente per tutto il Gruppo. • un’area dedicata all’individuazione e al coordinamento di tutte le opportunità di innovazione tecnologica del Gruppo coerenti con le Linee Strategiche di Piano. A partire dal 2022, al fine di proseguire il percorso di crescita avviato e raggiungere gli ambiziosi target fissati nel Piano Industriale, il Gruppo ha implementato un modello di business radicato nelle diverse realtà e allo stesso tempo flessibile, che tenga conto della diversificazione geografica nelle countries in cui il Gruppo è presente. Nel corso del 2023 è proseguito il percorso evolutivo del modello operativo del Gruppo che, completato il processo di vendita della centrale cogenerativa Combined Cycle Gas Turbine (CCGT), si è sempre maggiormente concentrato sul rafforzamento dei processi di sviluppo, ingegnerizzazione, realizzazione e messa in esercizio di nuovi impianti, eolici e solari, sia sviluppati internamente, sia soggetti a repowering, sia derivanti da operazioni di Merger&Aquisition o da accordi di co-sviluppo. 10 Strategia L’attuale scenario macroeconomico è ancora dominato da rischi e incertezze di tipo geopolitico e legati al cambiamento climatico. La fragilità dello scenario internazionale, inaugurata dalla pandemia e proseguita con l’invasione russa dell’Ucraina, si è ulteriormente acuita a causa del conflitto tra Israele e Palestina che, a seguito degli attacchi nel canale di Suez da parte degli yemeniti, ha avuto pesanti ripercussioni sui trasporti internazionali, spingendo al rialzo sia il costo delle commodity che dei trasporti. Dal punto di vista climatico il 2023 è stato l’anno più caldo dal 1850 9 ed è coinciso con il raggiungimento del massimo storico per le emissioni di gas serra 10 Nel frattempo, sono aumentati gli eventi climatici estremi che hanno colpito il Pianeta (tra cui: ondate di caldo, inondazioni, siccità e incendi). In questo contesto, molto sfidante sia sul piano economico che sul piano climatico, le fonti di energia rinnovabile hanno rafforzato il loro ruolo di protagoniste nel garantire la trasformazione energetica a livello globale verso un’economia green. Nonostante la greenflation, con l’incremento del costo degli impianti eolici e solari, l’energia rinnovabile resta per l’Europa più conveniente e con un costo più stabile di quella prodotta con il gas naturale di importazione. ERG, in qualità di Pure Renewable Player, ha confermato l’impegno per la crescita del proprio portafoglio rinnovabile nei settori Wind & Solar, secondo quanto previsto dalle linee guida strategiche riflesse nel Piano industriale 2022-2026, attraverso una politica di diversificazione geografica (9 Paesi EU + USA) e tecnologica (Wind & Solar) e la progressiva securizzazione dei ricavi. Confermiamo la nostra crescita che continua ad articolarsi su tre canali principali: • Greenfield e co-sviluppo: strategia di crescita focalizzata sullo sviluppo organico di pipeline proprietarie e accordi di co-sviluppo in Italia e nei principali Paesi europei di riferimento. 9 Studio condotto da Copernicus in Global Climate Highlights 2023 10 Secondo la ricerca condotta da Global Carbon Project 11 • Repowering dei propri impianti: strategia basata sull’evoluzione tecnologica del settore eolico e solare, attraverso il repowering degli asset (sostituzione delle tecnologie obsolete con nuove di ultima generazione), atte a incrementare la generazione di energia, sfruttando la qualità dei siti più produttivi. I ricavi dei nuovi parchi saranno securizzati attraverso la partecipazione al sistema delle aste o tramite contratti a lungo termine (PPAs). • Merger & Acquisition: strategia basata sul cogliere le opportunità di crescita nelle rinnovabili nei Paesi di interesse per il Gruppo, facendo leva sulle risorse finanziarie derivanti dall’asset rotation, sull’esperienza acquisita lungo il suo percorso di trasformazione e sulle sinergie derivanti dal consolidamento con il proprio portafoglio. I nostri obiettivi sono riflessi nel Piano Industriale, siamo al momento al lavoro sul nuovo Piano 2024-2028 che verrà presentato nel corso del 2024. BUSINESS PLAN – RISULTATI A OGGI 12 I RISULTATI E LA CRESCITA RAGGIUNTI NEL 2023 Nel 2023 ERG ha compiuto importanti passi avanti nel suo percorso strategico di decarbonizzazione e di crescita del portafoglio RES. La capacità installata del Gruppo nell’eolico e solare è cresciuta di 322 MW, di cui: • 56 MW di nuova potenza eolica attraverso operazioni di repowering in Italia; • 92 MW eolici costruiti in UK; • 174 MW di potenza solare attraverso operazioni di M&A in Spagna. Nel 2023 si è registrato un significativo progresso nei progetti di repowering e greenfield in Italia, con circa 100 MW autorizzati e aggiudicati in asta. Si è dato seguito anche all’obiettivo di securizzazione dei ricavi attraverso la sigla di contratti a lungo termine per circa 0,5 TWh nel Regno Unito e in Italia attraverso l’accordo con Luxottica, della durata di 12 anni, per circa 0,9 TWh di energia verde prodotta dal parco eolico di Partinico- Monreale, in provincia di Palermo, il primo di ERG a completare le operazioni di repowering. 13 Variazione perimetro di business nell’esercizio Solare Spagna Come già riportato nella Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2022, in data 23 dicembre 2022 ERG, tramite la propria controllata ERG Spain HoldCo SLU, ha sottoscritto con Renertia Investment Company un accordo per l’acquisizione del 100% del capitale di una società proprietaria di un impianto solare fotovoltaico situato a Fregenal de la Sierra, nella comunidad autonoma de Extremadura, con una capacità installata di 25 MW. ll valore dell’operazione in termini di enterprise value è stato pari a 30 milioni di euro. In data 30 giugno è stato perfezionato il closing dell’operazione. Si precisa che la neoacquisita società spagnola è stata consolidata patrimonialmente dal 30 giugno 2023 ed economicamente dal terzo trimestre 2023. Solare Spagna In data 5 maggio 2023 ERG, tramite la propria controllata ERG Spain HoldCo SLU, ha sottoscritto con IBV Solar Parks, B.V., azienda appartenente al gruppo tedesco ib vogt GmbH, piattaforma globale per lo sviluppo di impianti solari industriali, un accordo per l’acquisizione del 100% di Garnacha Solar S.L., società proprietaria di un parco fotovoltaico situato nella regione di Castilla e León, nel nord-ovest della Spagna. L’impianto, per una capacità installata di 149 MW, ha completato la fase di costruzione e messa in esercizio nel corso dell’ultimo trimestre del 2023. ll valore dell’operazione in termini di enterprise value alla Commercial Operating Date è stato valutato essere di 170 milioni di euro, di cui circa 90 milioni relativi a finanziamenti bancari, e un equity value pari a 80,5 milioni di euro. In data 23 giugno è stato perfezionato il closing dell’operazione. La neoacquisita società spagnola è stata consolidata patrimonialmente dal 30 giugno 2023. Termoelettrico In data 17 ottobre 2023 il Gruppo ha perfezionato il closing con Achernar Energy S.p.A. (società controllata da Achernar Assets AG) per la cessione dell’intero capitale di ERG Power S.r.l. L’operazione si è conclusa in linea con quanto comunicato in data 29 giugno 2023. Si precisa inoltre che, nel corso dell’esercizio, sono entrati in piena operatività un parco eolico in Regno Unito per una capacità complessiva pari a 92 MW sviluppato e costruito internamente e i parchi fotovoltaici delle neoacquisite società spagnole per un totale di 174 MW. Inoltre, ERG ha completato la costruzione e la messa in esercizio commerciale di due primi progetti di repowering del parco eolico di Partinico-Monreale, per una potenza installata complessiva di 42 MW (+26 MW incrementali) e Camporeale per una potenza complessiva installata di 50 MW(+30 MW incrementali). 14 ERG entra nel mercato delle rinnovabili negli Stati Uniti In data 21 dicembre 2023, il Gruppo ha annunciato la firma di un importante accordo con Apex Clean Energy Holdings LLC (Apex) primario sviluppatore indipendente americano di energia pulita, per la creazione di una partnership strategica con la missione di gestire un portafoglio di impianti eolico e solare già operativo e potenzialmente svilupparlo. Tale operazione rappresenta il primo passo del Gruppo nel mercato oltreoceano e prevede la creazione di una holding di diritto statunitense nella quale saranno conferiti un impianto eolico e un impianto solare, entrambi entrati in esercizio in tempi recenti, per complessivi 317 MW di capacità installata e una produzione stimata di circa 1 TWh, oltre ad un cooperation agreement relativo a circa 1 GW di nuovi progetti solari ed eolici onshore in fase di sviluppo negli Stati Uniti. La holding sarà partecipata al 75% da ERG ed al 25% da Apex che proseguirà nella gestione operativa degli asset. Il portafoglio si compone di un parco eolico onshore da 224,4 MW situato in Iowa ed entrato in esercizio nella prima metà del 2023, con una produzione stimata annua di oltre 800 GWh, e di un parco fotovoltaico da 92,4 MW situato in Illinois ed entrato in esercizio nella seconda metà del 2022, con una produzione stimata annua di oltre 150 GWh, pari a complessive 387 kt di CO2 evitata. Entrambi gli impianti si trovano nel Midcontinent Independent System Operator (MISO), il mercato elettrico statunitense territorialmente più esteso e secondo per capacità installata. I due impianti beneficiano di accordi di Tax Equity con controparti finanziarie e saranno privi di debito al closing. La securizzazione dei ricavi è garantita da contratti di vendita di lungo termine (PPA) siglati con primarie controparti corporate. Il corrispettivo per l’acquisizione della quota di maggioranza del 75% è pari a 270 milioni di dollari. Il closing dell’operazione è previsto nel secondo trimestre 2024 ed è subordinato – inter alia – all’ottenimento dell’approvazione all’investimento da parte di alcune autorità statunitensi ed europee (tra cui CFIUS, HSR Commission, DG-Comp) ed al consenso al change of control da parte di alcune terze parti rilevanti (tra cui le controparti del Tax Equity Investor e del PPA). 15 ERG in Borsa Al 29 dicembre 2023 il prezzo di riferimento del titolo ERG presenta una quotazione di 28,86 euro, in leggera diminuzione (-0,3%) rispetto a quella della fine del 2022 e nettamente migliore rispetto all’andamento dello S&P Global Energy Index (-22,8%). Nello stesso periodo si osserva un andamento positivo per il FTSE Mid Cap (+13,1%) e l’Euro Stoxx Utilities Index (+11,9%), mentre si assiste a una crescita più accentuata per il FTSE All Share (+26,3%) e il FTSE MIB (+28,0%). Nel periodo in esame la quotazione del titolo ERG si è attestata tra un minimo di 21,00 Euro (3 ottobre) e un massimo di 29,74 Euro (3 gennaio). Si riportano di seguito alcuni dati relativi ai prezzi e ai volumi del titolo ERG al 29 dicembre 2023: Prezzo dell'azione Euro Prezzo di riferimento al 29.12.2023 28,86 Prezzo massimo (03.01.2023) (1) 29,74 Prezzo minimo (03.10.2023) (1) 21,00 Prezzo medio 26,21 (1) intesi come prezzi minimo e massimo registrati nel corso delle negoziazioni della giornata, pertanto non coincidenti con i prezzi ufficiali e di riferimento alla stessa data Volumi scambiati N° azioni Volume massimo (28.07.2023) 2.332.418 Volume minimo (14.08.2023) 101.396 Volume medio 393.531 La capitalizzazione di borsa a fine 2023 ammonta a circa 4.338 milioni di euro (4.353 milioni alla fine del 2022). Il numero medio di azioni in circolazione nel periodo è stato di 149.292.110. Andamento del titolo ERG e Struttura azionaria al 31 dicembre 2023 16 Programma di acquisto azioni proprie Il Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A., in data 12 ottobre 2023, ha deliberato l’avvio al programma di acquisto di azioni proprie, in ottemperanza alla delibera assunta dall’Assemblea degli Azionisti il 26 aprile 2023. Il quantitativo massimo di Azioni che potranno essere acquistate è di n. 3.758.000 (pari al 2,5% del capitale sociale), con un esborso massimo di Euro 100.000.000, senza pregiudizio per ogni altra limitazione eventualmente derivante da disposizioni legislative o regolamentari. ERG S.p.A., nel periodo dal 16 ottobre 2023 al 29 dicembre 2023, ha acquistato sul mercato Euronext Milan n. 2.404.280 azioni ordinarie (pari all’1,5994% del capitale sociale di ERG S.p.A.) ad un prezzo medio ponderato di Euro 25,4826, per un controvalore complessivo di Euro 61.267.288,98\. Alla data del 29 dicembre 2023, considerando le azioni già in portafoglio, ERG S.p.A. detiene n. 3.186.360 azioni proprie, pari al 2,1197% del relativo capitale sociale. Il programma di acquisto azioni proprie si è completato in data 12 febbraio 2024; dall’avvio del programma sono state riacquistate n. 3.758.000 azioni ordinarie (numero massimo di azioni acquistabili) al prezzo medio ponderato di euro 26,0 per azione. Considerando le azioni già in portafoglio prima dell’avvio del programma ERG S.p.A. detiene n. 4.540.080 azioni proprie pari al 3,0203% del relativo capitale sociale. Le informative sull’acquisto di azioni proprie sono state oggetto di aggiornamenti settimanali pubblicati sul sito internet della Società (www.erg.eu) nella sezione “Media/Comunicati Stampa”. Di seguito la composizione societaria alla data di Reporting date del 31 dicembre 2023: 17 Fatti di rilievo avvenuti nel corso dell’esercizio Data Area Geografica Settore Fatto di rilievo Comunicato Stampa del 12 gennaio 2023 UK & Nordics Eolico ERG annuncia l’avvio del parco eolico di Creag Riabhach nella contea di Sutherland, nel nord della Scozia. Il parco ha una capacità installata totale di 92,4 MW ed una produzione complessiva a regime di 271 GWh annui, evitando l’emissione di 125 kt di CO2 ogni anno. Larga parte dell’energia elettrica prodotta dall’impianto sarà venduta attraverso un Power Purchase Agreement (PPA) della durata di 10 anni siglato con ENGIE UK Markets Ltd nel corso del primo trimestre 2022. Comunicato Stampa del 18 gennaio 2023 Italia Corporate Sustainalytics ha assegnato a ERG il Rating ‘Low Risk’ con punteggio 14,6 rispetto al Medium Risk (20,7) registrato l’anno precedente, migliorando il profilo di rischio ESG del Gruppo, che si posiziona al 5° posto (su 75) tra gli Independent Power Producers a livello globale. Inoltre, ERG è stata inclusa tra le “Global 100 most sustainable corporations in the world”, posizionandosi al 54° posto nell’indice 2023, prima tra le imprese italiane incluse nell’elenco. Comunicato Stampa del 31 gennaio 2023 Italia Corporate ERG si conferma nel Bloomberg Gender Equality Index con un significativo miglioramento del punteggio. Il Gruppo entra nel primo quartile del ranking. Comunicato Stampa del 9 marzo 2023 Italia Eolico EssilorLuxottica ed ERG annunciano la firma di un accordo di lungo termine per la fornitura di energia elettrica da fonti rinnovabili in Italia. Comunicato Stampa del 15 marzo 2023 Italia Corporate Il Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A. ha approvato il Progetto di Bilancio 2022, l’aggiornamento del Piano Industriale e del Piano ESG 2022/26. Comunicato Stampa del 26 aprile 2023 Italia Corporate L’Assemblea degli azionisti di ERG S.p.A. ha approvato il Bilancio di Esercizio 2022, ha deliberato il pagamento di 1 Euro per azione, ha confermato Renato Pizzolla quale Consigliere di Amministrazione e nominato Monica Mannino Presidente del Collegio Sindacale. Comunicato Stampa del 4 maggio 2023 Italia Corporate L’agenzia di rating Fitch Ratings (“Fitch”) ha confermato per ERG S.p.A. un Long Term Issuer Default Rating (IDR) di BBB\- stable outlook ed un senior unsecured rating BBB-. Comunicato Stampa del 5 maggio 2023 Spagna Solare ERG, tramite la propria controllata ERG Spain HoldCo SLU, ha sottoscritto con IBV Solar Parks, B.V., azienda appartenente al gruppo tedesco ib vogt GmbH, piattaforma globale per lo sviluppo di impianti solari industriali, un accordo per l’acquisizione del 100% di Garnacha Solar S.L., società proprietaria di un parco fotovoltaico situato nella regione di Castilla e León, nel nord-ovest della Spagna. L’impiantoè entrato in esercizio commerciale nel quarto trimestre del 2023. ll valore dell’operazione in termini di enterprise value è di 170 milioni di euro, con un equity value pari a 80,5 milioni di euro. Il closing dell’operazione è stato perfezionato in data 23 giugno. Comunicato Stampa del 9 maggio 2023 Italia Eolico / Solare Nuovo accordo di lungo termine tra ERG e TIM per la fornitura di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili. Il contratto prevede l’integrazione del Power Purchase Agreement precedentemente siglato in data 14 maggio 2021 per la fornitura di 340GWh/ anno per 10 anni, con un volume aggiuntivo di 200 GWh annui “baseload” di energia 100% green prodotta da impianti rinnovabili del portafoglio ERG. Comunicato Stampa del 13 giugno 2023 Italia Corporate ERG entra a far parte del Nasdaq Sustainable Bond Network, piattaforma dedicata alla Finanza Sostenibile della borsa elettronica di New York che riunisce investitori, emittenti e banche d’investimento. Dal lato dell’emittente, l'adesione permetterà al Gruppo di ampliare ulteriormente la rete di potenziali investitori internazionali attenti ai temi della sostenibilità. Comunicato Stampa del 14 giugno 2023 Italia Eolico ERG ha completato la costruzione e avviato l’energizzazione del parco eolico di Partinico-Monreale, Palermo, il primo nel portafoglio del Gruppo a portare a termine le operazioni di Repowering. Il parco, a seguito della sostituzione di tutti gli aerogeneratori obsoleti con quelli di ultima generazione, si compone di 10 turbine VESTAS V136 da 4,2 MW con una potenza installata totale di 42 18 MW (rispetto alle precedenti 19 turbine per un totale di 16 MW) e una produzione annua stimata di 94 GWh (rispetto ai precedenti 27 GWh). Comunicato Stampa del 16 giugno 2023 Italia Eolico ERG è stata promossa da MSCI Inc. al rating "AAA", in miglioramento rispetto al rating "AA" del 2022, facendola rientrare nella categoria “Leader”. ERG si è collocata tra le migliori 18 Utilities a livello internazionale, tra le 138 del settore analizzate da MSCI per le performance ESG, e le circa 2900 aziende esaminate a livello globale. ERG, inoltre, risulta tra i Top Performer ESG Identity, all’interno dell’“Integrated Governance Index 2023”, l’indice che verifica il grado di integrazione dei fattori ESG nelle strategie aziendali, ponendola tra le best practice italiane in tema di corporate governance. Il Gruppo ha raggiunto la quarta posizione, in netto miglioramento rispetto alla decima registrata lo scorso anno. Comunicato Stampa del 29 giugno 2023 Italia Termoelettrico ERG ha firmato un accordo un accordo Achernar Assets AG, holding di investimenti svizzera, per la cessione dell’intero capitale di ERG Power S.r.l., proprietaria della centrale cogenerativa Combined Cycle Gas Turbine (CCGT). Il closing dell’operazione, subordinato – inter alia \- al positivo completamento della procedura golden power presso la Presidenza del Consiglio dei Ministri, è previsto entro la fine dell’anno in corso. Comunicato Stampa del 30 giugno 2023 Spagna Solare ERG, tramite la propria controllata ERG Spain Holco, ha perfezionato l’acquisizione del 100% del capitale di Instalacion Fotovoltaica Arericsol VIII, società proprietaria di un impianto fotovoltaico situato a Fregenal de la Sierra, con una capacità installata di 25 MW. Comunicato Stampa del 7 luglio 2023 Italia Corporate Science Based Target initiative ha certificato gli obiettivi “Net Zero” di ERG. L’impegno di ERG è orientato al raggiungimento del Net Zero entro il 2040 attraverso alcune azioni sia sul breve al 2027 (near-term target), che nel lungo periodo (long-term target) al 2040. Comunicato Stampa del 18 luglio 2023 Italia Corporate Perfezionato il rinnovo del programma di emissione di prestiti obbligazionari non convertibili a medio- lungo termine (EMTN Programme). Comunicato Stampa del 29 settembre 2023 Italia Eolico ERG ha completato l’operazione di Repowering del proprio parco eolico di Camporeale, Palermo e avviato l’energizzazione delle 12 turbine di ultima generazione da 4,2 MW per una capacità installata complessiva di 50,4 MW (rispetto ai precedenti 24 aerogeneratori da 0,85 MW per una potenza totale di 20,4 MW) e una produzione annua stimata di circa 86 GWh (rispetto ai precedenti 31 GWh). Comunicato Stampa del 17 ottobre 2023 Italia Termo Perfezionato il closing con Achernar Energy S.p.A. (società controllata da Achernar Assets AG), in linea con quanto comunicato lo scorso 29 giugno 2023, per la cessione dell’intero capitale di ERG Power S.r.l., società che è proprietaria e gestisce la centrale cogenerativa Combined Cycle Gas Turbine (CCGT) a basso impatto ambientale e alta efficienza, alimentata a gas naturale, di Priolo Gargallo (Siracusa). Comunicato Stampa del 25 ottobre 2023 Italia Eolico ERG ha inaugurato il primo Repowering in Italia del parco eolico di Partinico Monreale. L’evento ha coinvolto istituzioni, operatori del settore, analisti finanziari, azionisti e top management del Gruppo. Comunicato Stampa del 24 novembre 2023 Italia Eolico ERG e STMicroelectronics, leader globale nei semiconduttori con clienti in tutti i settori applicativi dell’elettronica, hanno annunciato la sottoscrizione di un Power Purchase Agreement (PPA) della durata di quindici anni per la fornitura di energia da fonti rinnovabili alle sedi operative italiane di ST nel periodo 2024-2038\. L’accordo prevede la vendita da parte di ERG di circa 250 GWh annui di energia rinnovabile, equivalente ad un volume totale su 15 anni di 3,75 TWh, prodotti dagli impianti siciliani di Camporeale a Palermo e di Mineo- Militello-Vizzini a Catania. Comunicato Stampa del 4 dicembre 2023 Spagna Solare Il top management di ERG ha visitato il parco fotovoltaico di Garnacha, situato a Toro, nella regione di Castilla y León. Il parco, acquisito da ERG a giugno 2023, ha una capacità installata complessiva di 149MWp ed ha completato l’installazione di tutti gli apparati di produzione. Comunicato Stampa del 21 dicembre 2023 Stati Uniti Eolico / Solare ERG entra nel mercato delle rinnovabili negli Stati Uniti attraverso una partnership strategica con Apex Clean Energy per l’acquisizione di un portafoglio da 317 MW di impianti eolici e solari in Iowa ed Illinois. 19 Il corrispettivo per l’acquisizione della quota di maggioranza del 75% è pari a 270 milioni di dollari. Il closing dell’operazione è previsto entro il primo semestre del 2024. Comunicato Stampa del 28 dicembre 2023 Francia Eolico / Solare ERG, tramite la propria controllata ERG Eolienne France SAS, ha sottoscritto con QEnergy France SAS, primario operatore del settore delle energie rinnovabili in Francia, un accordo per l’acquisizione del 100% di CEPE Renouvellement Haut Cabardès SAS, società proprietaria di un portafoglio eolico e solare da 73,2 MW in Francia. ll valore dell’operazione in termini di enterprise value è di circa 86 milioni di euro, con un equity value pari a circa 17 milioni di euro. Il closing si è perfezionato nel mese di gennaio 2024. 20 Interventi normativi in materia di contenimento dell’aumento dei prezzi energia (clawback measure and windfall tax) Nel corso del 2022 sono state introdotte in Italia ed all’estero misure di contenimento degli effetti degli aumenti dei prezzi nel settore elettrico, già descritte nel Bilancio di Gruppo al 31 dicembre 2022 e i cui effetti hanno avuto impatto anche sul Bilancio di Gruppo al 31 dicembre 2023. L’applicazione di tali misure ha comportato restituzioni per un impatto negativo nel 2023 pari a 12 milioni sul margine operativo lordo (9 milioni sul risultato netto delle attività continue di Gruppo nel 2023). Nel 2022, tale impatto negativo era stato pari a 35 milioni sul margine operativo lordo (83 milioni sul risultato netto delle attività continue di Gruppo 11 ). Nella tabella sottostante è proposta la rappresentazione dei risultati adjusted del Gruppo sia al lordo che al netto degli effetti delle misure transitorie (clawback measures / windfall taxes) al fine di dare la rappresentazione più trasparente possibile circa gli impatti nel 2023 e nel 2022, di natura straordinaria e temporanea, derivante dalle norme introdotte in diverse country al fine di contrastare l’aumento dei prezzi dell’energia elettrica. (milioni di Euro) 12 mesi 2023 12mesi 2022 Variazione Ricavi (gross clawback) 753 749 3 (-) clawback measures 12 35 (24) Italia 0 7 (7) Francia 6 7 (2) Germania \- 2 (2) Spagna 0 \- 0 Est Europa (1) 6 19 (13) Ricavi (net clawback) 741 714 27 Margine operativo lordo (gross clawback) 532 537 (5) (-) clawback measures 12 35 (24) Italia 0 7 (7) Francia 6 7 (2) Germania \- 2 (2) Spagna 0 \- 0 Est Europa 6 19 (13) Margine operativo lordo (net clawback) 520 502 19 Risultato netto attività continue di Gruppo (gross clawback e windfall tax) 235 212 23 (-) clawback measures e windfall tax 9 83 (74) Italia 0 61 (61) Francia 4 5 (1) Germania \- 2 (2) Spagna 0 \- 0 Est Europa 5 16 (11) Risultato netto attività continue di Gruppo (net clawback e windfall tax) 226 129 97 (1) Nel mese di novembre 2022, il Governo rumeno con l’Emergency Act n.53 ha stabilito l’obbligo per gli operatori con capacità superiore a 10 MW di vendere tutta la produzione disponibile a un prezzo fisso di 450 lei/MWh (circa 90 €/MWh), tramite la sottoscrizione di contratti PPA. Di conseguenza, a partire da tale data, gli impatti delle clawback measures non sono più esplicitamente rappresentati. Per chiarezza espositiva nella presente Relazione i risultati adjusted sia del 2023, sia del periodo comparativo del 2022, saranno rappresentati al netto di tali oneri e saranno quindi da intendersi “net clawbacks e windfall taxes”. 11 Si ricorda che l’esercizio 2022 comprendeva misure di clawback measures e windfall taxes rilevate alla riga imposte sul reddito pari a 56 milioni, derivanti dal D.L. del 21 marzo 2022 (37 milioni) e dal Contributo Straordinario 2023 (19 milioni) introdotto dalla Legge di Bilancio 2023 (Legge 197 del 29 dicembre 2022), oltreché l’effetto net tax delle clawback measures in Europa (28 milioni). 21 Highlights (1) Gli indicatori economici reported sono calcolati sulla base degli schemi di bilancio ed includono gli special items e le relative imposte teoriche correlate. (2) Gli indicatori economici adjusted non includono gli special items e le relative imposte teoriche correlate. (3) Il risultato netto di Gruppo include il risultato dei business termoelettrico ed idroelettrico oggetto di cessione. Nel 2023 il risultato netto di Gruppo include principalmente la minusvalenza netta rilevata alla cessione dell’impianto CCGT. Il dato comparativo 2022 include il risultato del business termoelettrico, ancora in corso di cessione nel 2022, oltreché la plusvalenza netta rilevata a seguito della cessione del nucleo idroelettrico di Terni. (4) I dati relativi al 2023 sono rappresentati al netto degli effetti derivanti dall’applicazione dell’IFRS 16, mentre i dati comparativi 2022 sono rappresentati al netto degli effetti derivanti dall’applicazione dell’IFRS 16 e dell’IFRS 5, in quanto il business termoelettrico era in corso di cessione. (5) In immobilizzazioni materiali ed immateriali. Il dato del 2023 include gli investimenti relativi a operazioni di Merger & Acquisition delle acquisizioni in Spagna pari a 184 milioni, mentre il dato del 2022 comprendeva investimenti relativi a operazioni di Merger & Acquisition pari a 638 milioni, a seguito delle importanti acquisizioni di parchi eolici e fotovoltaici in Italia. (6) Il dato comparativo del 2022 non include il personale dedicato a garantire il funzionamento della centrale cogenerativa CCGT ceduta nel mese di ottobre 2023. (7) I ricavi netti unitari (espressi al netto delle restituzioni clawback) sono espressi in €/MWh e vengono calcolati rapportando la produzione della tecnologia ai ricavi catturati sui mercati dell’energia, inclusivi degli impatti delle coperture, degli eventuali incentivi spettanti e dei relativi costi variabili associati alla produzione/vendita tra i quali a titolo di esempio i costi dei combustibili ed i costi di sbilanciamento. (milioni di Euro) Principali dati economici 2023 2022 2023 2022 Ricavi 741 714 741 714 Margine operativo lordo 529 499 520 502 Risultato operativo netto 304 221 305 273 Risultato netto attività continue di Gruppo 214 85 226 129 Risultato netto di Gruppo (3) 179 379 219 145 Principali dati finanziari Capitale investito netto (4) 3.757 3.510 3.592 3.357 Patrimonio netto 2.140 2.055 2.147 2.059 Indebitamento finanziario netto 1.617 1.592 1.445 1.434 Leva finanziaria 43% 44% 40% 41% Ebitda Margin % 71% 70% 70% 70% Dati operativi Totale capacità installata a fine periodo MW 3.266 2.944 Totale produzioni di energia elettrica GWh 6.139 4.956 Capacità installata Italia a fine periodo MW 1.496 1.440 Produzione di energia elettrica in Italia GWh 2.784 2.312 Capacità installata Francia a fine periodo MW 600 600 Produzione di energia elettrica in Francia GWh 1.315 1.076 Capacità installata Germania a fine periodo MW 327 327 Produzione di energia elettrica in Germania GWh 629 556 Capacità installata UK & Nordics a fine periodo MW 311 219 Produzione di energia elettrica UK & Nordics GWh 455 226 Capacità installata Spagna a fine periodo MW 266 92 Produzione di energia elettrica in Spagna GWh 213 171 Capacità installata in East Europe MW 266 266 Produzione di energia elettrica in East Europe GWh 742 615 Investimenti (5) milioni di Euro 489 946 Dipendenti a fine periodo (6) Unità 636 573 Ricavi netti unitari (7) Euro/MWh 117 139 Italia - Eolico Euro/MWh 109 134 Italia - Solare Euro/MWh 342 317 Francia - Eolico Euro/MWh 93 91 Francia - Solare Euro/MWh 96 96 Germania - Eolico Euro/MWh 140 168 UK & Nordics - Eolico Euro/MWh 111 150 Spagna - Solare Euro/MWh 123 126 East Europa - Eolico Euro/MWh 91 139 Anno Reported (1) Anno Adjusted (2) 22 Commento ai risultati del periodo Nel 2023 i ricavi adjusted sono stati pari a 741 milioni, in aumento rispetto al 2022 (714 milioni), grazie al contributo derivante dalle acquisizioni effettuate nel secondo semestre 2022 e nel 2023, all’entrata in esercizio dei parchi sviluppati internamente ed entrati in esercizio a partire dal secondo semestre 2022 e alla migliore ventosità riscontrata nel periodo in tutte le geografie, in parte compensato dai prezzi di mercato in forte riduzione in tutti i Paesi. Le produzioni sono risultate pari a 6,1 TWh, in aumento complessivamente di 1,2 TWh (+24%) rispetto al 2022, grazie principalmente al contributo derivante dai nuovi parchi e alla maggiore ventosità riscontrata nel periodo. L’esercizio 2023 risulta caratterizzato da prezzi di mercato fortemente inferiori rispetto a quelli particolarmente elevati del 2022, pur influenzato dall’introduzione delle misure di contenimento degli effetti degli aumenti dei prezzi del settore elettrico, che hanno influito, anche se solo in parte, sui risultati in quanto il Gruppo adotta una policy di copertura che prevede vendite attraverso tariffe fisse, contratti PPA a condizioni prestabilite e contratti finanziari. Si precisa che il margine operativo lordo adjusted 12 è stato pari a 520 milioni nel 2023 (502 milioni nel 2022). ITALIA • Eolico (-2 milioni): margine operativo lordo pari a 216 milioni sostanzialmente in linea al 2022 (218 milioni) per effetto dei minori prezzi di mercato catturati, in particolare per l’azzeramento del valore dell’incentivo (pari a 43 euro al MWh nel 2022), sostanzialmente compensati dall’effetto perimetro derivante dall’acquisizione di parchi eolici effettuata nel secondo semestre 2022, dai contributi derivanti dai parchi entrati in operatività nel corso dell’esercizio e dalla maggiore ventosità riscontrata nel periodo. Le produzioni sono state pari a 2.528 GWh nel 2023 rispetto ai 2.062 GWh del 2022, grazie alla migliore ventosità riscontrate nel periodo oltre che per effetto della nuova capacità in esercizio (+231 GWh). • Solare (+9 milioni): margine operativo lordo pari a 79 milioni in aumento rispetto al 2022 (70 milioni 13 ) per effetto del pieno contributo dei parchi fotovoltaici acquisiti nel secondo semestre 2022 e dei maggiori prezzi catturati grazie alle coperture effettuate pur in un contesto di scenario prezzi inferiori nel periodo di riferimento. Le produzioni sono state pari a 256 GWh nel 2023 rispetto ai 250 GWh del periodo corrispondente 2022 principalmente grazie all’effetto perimetro (+21 GWh). ESTERO • Eolico (+7 milioni): margine operativo lordo pari a 223 milioni in aumento rispetto al 2022 (216 milioni) prevalentemente per effetto del contributo derivante dai parchi costruiti internamente ed entrati in operatività a fine 2022 e nei primi mesi del 2023 principalmente nel Regno Unito e della maggiore ventosità riscontrata nel periodo in tutti i paesi, in particolare in Francia, in parte compensato dalla generale forte riduzione dei prezzi di mercato. • Solare (+2 milioni): margine operativo lordo pari a 25 milioni in aumento rispetto al 2022 (23 milioni) per effetto del contributo dei neoacquisiti parchi fotovoltaici in Spagna (174 MW) entrati in esercizio nel corso del secondo semestre 2023. Complessivamente l’effetto perimetro legato alla maggiore capacità è pari a 68 milioni grazie al pieno contributo degli impianti greenfield e repowering costruiti internamente ed entrati in esercizio, oltre che alle acquisizioni effettuate nel corso del secondo semestre 2022 e del 2023. Si segnala inoltre che il margine operativo lordo complessivo risente delle politiche di copertura dei prezzi dell’energia elettrica effettuate in linea con le risk policy del Gruppo. Il risultato operativo netto adjusted è stato pari a 305 milioni (273 milioni nel 2022). Gli ammortamenti sono stati pari a 215 milioni, in diminuzione rispetto al 2022 (229 milioni) e riflettono il pieno contributo dei nuovi asset (27 milioni) più che compensato dall’allungamento della vita utile degli asset eolici italiani ed esteri (27 milioni) per effetto dei programmi di “Lifetime Extension” e dal termine della vita utile di alcune componenti di parchi eolici e fotovoltaici (13 milioni) anche in conseguenza all’avvio di investimenti di Repowering e Revamping. 12 Il margine operativo lordo adjusted è rappresentato al netto degli effetti positivi derivanti dall’applicazione dell’IFRS 16, pari a 14 milioni, e agli altri effetti negativi degli special items per circa 4 milioni. 13 Il margine operativo lordo adjusted 2022 includeva peraltro oneri per 7 milioni per effetto dell’applicazione della normativa relativa all’art. 15-bis D.L. 4/2022 (c.d. Sostegni – Ter) 23 Il risultato netto delle attività continue di Gruppo adjusted è pari a 226 milioni in sensibile aumento rispetto al 2022 (129 milioni) e riflette, oltre a quanto già sopra commentato, minori oneri finanziari per 19 milioni e minori imposte nel confronto con il 2022. Si ricorda che i risultati del 2022 includevano gli effetti sia del Contributo Extraprofitti (introdotto dal D.L. 21 marzo 2022) per 37 milioni che del Contributo Straordinario (introdotto dalla Legge di Bilancio 2023) per 19 milioni, rilevati entrambi alla voce imposte sul reddito. Il risultato netto di Gruppo reported è stato pari a 179 milioni, comprensivo dell’impatto net tax degli special items, oltreché della minusvalenza netta (43 milioni) rilevata nell’operazione di cessione dell’impianto CCGT. Si ricorda che il risultato netto di Gruppo reported dell’esercizio 2022 (379 milioni) comprendeva la plusvalenza netta rilevata a seguito della cessione del nucleo idroelettrico di Terni avvenuta in data 3 gennaio 2022 (pari a circa 324 milioni). Nel 2023, gli investimenti sono stati pari a 489 milioni (946 milioni nel 2022) e si riferiscono principalmente all’acquisizione di parchi solari (184 milioni) in Spagna avvenute nel mese di giugno 2023, alle attività di sviluppo organico e mantenimento (305 milioni rispetto ai 307 milioni nel 2022), correlati alle attività di costruzione in Italia per 47 MW Greenfield e di Repowering sui parchi italiani per circa 269 MW di nuova capacità eolica (di cui 92 MW già completati), oltreché alle attività di completamento delle costruzioni dei parchi eolici entrati in esercizio tra fine 2022 e inizio 2023 in UK per circa 179 MW e Svezia per 62 MW e alle attività di Revamping sul perimetro solare. Si segnalano inoltre che procedono le attività di costruzione di tre parchi Greenfield in Francia per 59 MW. L’indebitamento finanziario netto per “attività continue” adjusted risulta pari a 1.445 milioni, in lieve aumento (+11 milioni) rispetto al 31 dicembre 2022 (1.434 milioni). La variazione riflette l’effetto delle acquisizioni di due parchi fotovoltaici in Spagna (184 milioni), gli investimenti del periodo (305 milioni) principalmente correlati allo sviluppo sui progetti di Repowering e Revamping in Italia, i dividendi distribuiti agli azionisti (154 milioni), l’effetto del programma di acquisto azioni proprie (61 milioni) e il pagamento delle imposte (26 milioni) compensati dal positivo flusso di cassa del periodo (495 milioni 14 ), che include l’incasso a seguito della regolazione finanziaria di alcuni strumenti derivati di copertura oltreché gli effetti legati alle operazioni di cessione del business termoelettrico (93 milioni), perfezionata in data 17 ottobre 2023. Si precisa, inoltre, che l’indebitamento di fine periodo riflette il fair value negativo dei future commodities di circa 1 milione (153 milioni al 31 dicembre 2022). L’indebitamento finanziario netto adjusted è rappresentato al netto degli effetti derivanti dall’applicazione dell’IFRS 16, non includendo pertanto l’attualizzazione dei pagamenti futuri dei canoni di locazione pari al 31 dicembre 2023 a 172 milioni (157 milioni al 31 dicembre 2022). 14 Include il margine operativo lordo adjusted, la variazione del capitale circolante e i proventi (oneri) finanziari netti. 24 Mercato di riferimento Scenario prezzi Scenario prezzi base load (Euro/MWh) 2023 2022 Italia PUN (1) 127 304 Tariffa incentivante (ex Certificati verdi) \- Italia 0 43 TTF 41 121 CO2 83 80 Estero Francia 97 276 Germania 95 235 Polonia 144 207 di cui Energia Elettrica 112 167 di cui Certificati d'Origine 32 40 Bulgaria 104 253 Romania 133 295 di cui Energia Elettrica 104 265 di cui Certificato Verde 29 29 Irlanda del Nord 122 226 Gran Bretagna 108 241 Spagna 87 168 Svezia SE4 65 152 (1) Prezzo Unico Nazionale: prezzo di riferimento elettricità Italia 25 Quadro Normativo - Incentivi e Tariffe Incentivi Italia Eolico • Impianti entrati in esercizio prima del 2013: feed-in premium (FIP) pari a (180 €/MWh -P -1 ) x 0,78 dove P -1 è il valore medio annuo del prezzo di cessione dell’energia elettrica dell’anno precedente. Durata incentivo: 15 anni • Impianti entrati in esercizio dal 2013: FIP rispetto ad una tariffa di riferimento aggiudicata tramite partecipazione ad aste al ribasso. Con il DM 4 luglio 2019 eolico e FV concorrono insieme per lo stesso contingente sia per i registri sia per le aste e la FIP è del tipo “CFD a due vie”. Durata incentivo: 20 anni. • Impianti oggetto di integrale ricostruzione (Repowering) possono partecipare alle aste, competendo direttamente con i nuovi impianti (a partire dalla sesta asta anche se non hanno aderito al c.d. “Spalmaincentivi”) sebbene con un aumento del 5% del ribasso offerto. Inoltre, viene applicato alla componente incentivo della tariffa spettante un coefficiente di “gradazione” D pari a 0,9. Solare • Gli incentivi per impianti Fotovoltaici sono corrisposti attraverso una tariffa FIP sull’energia immessa in rete per la durata di 20 anni. • Il Conto Energia è stato introdotto in Italia con i Decreti interministeriali del 28/07/2005 e del 06/02/2006 (1° Conto Energia) che hanno previsto un sistema di finanziamento in conto esercizio della produzione elettrica. • Con il D.M. 19/02/2007 (2° Conto Energia) sono state introdotte alcune novità come l’applicazione della tariffa incentivante su tutta l’energia prodotta dall’impianto e la differenziazione delle tariffe anche in funzione del tipo di integrazione architettonica e della taglia dell’impianto. • Nel 2010, con il D.M. 06/08/2010 è entrato in vigore il 3° Conto Energia, applicabile agli impianti entrati in esercizio a partire dal 1° gennaio 2011 e fino al 31 maggio 2011, che ha introdotto specifiche tariffe per impianti fotovoltaici integrati con caratteristiche innovative. Con la Legge n. 129/2010 (cosiddetta “legge salva Alcoa”) sono poi state confermate le tariffe dell’anno 2010 del 2° Conto Energia a tutti gli impianti in grado di certificare la conclusione dei lavori entro il 31 dicembre 2010 e di entrare in esercizio entro il 30 giugno 2011. • Il D.M. 05/05/2011 (4° Conto Energia) ha definito il meccanismo di incentivazione riguardante gli impianti entrati in esercizio dopo il 31 maggio 2011 e introdotto un limite di costo cumulato annuo degli incentivi, fissato in 6 miliardi di euro. • Il D.M. 05/07/2012 (5° Conto Energia) ha confermato in parte le disposizioni previste dal D.M. 05/05/2011 e fissato il costo cumulato degli incentivi pari a 6,7 miliardi di euro. Le disposizioni di incentivazione del Conto Energia non sono state più applicate dal 6 luglio 2013 dopo il raggiungimento del tetto di 6,7 miliardi di euro. • Il DM 17/10/2014 (c.d. provvedimento “spalma incentivi”) ha introdotto l’obbligo per i produttori di scegliere, entro novembre 2014, una modalità di rimodulazione dell’incentivo: a) estensione del periodo di incentivazione di ulteriori 4 anni con contestuale riduzione dell’incentivo unitario di un valore tra il 17% e 25%, a seconda del periodo di vita residuo del diritto ag!li incentivi; b) un iniziale periodo di riduzione degli incentivi seguito da un successivo periodo di incremento degli stessi per un ammontare equivalente; c) riduzione secca applicata per tutto il restante periodo di incentivazione e variabile tra il 6% e l’8% a seconda della taglia dell’impianto. • Il DM 4 luglio 2019 consente agli impianti fotovoltaici di accedere agli incentivi, della durata di 20 anni, tramite aste e registri insieme al contingente eolico a condizione che: a) siano autorizzati; b) utilizzino componenti nuovi; c) rispettino il divieto di installazione dei moduli collocati a terra in area agricola; tale divieto non si applica agli impianti agrovoltaici che, in conformità a quanto stabilito dall'articolo 65, comma 1-quater, del decreto-legge 24 gennaio 2012, n. 1, adottino soluzioni integrative innovative tali da non compromettere la continuità delle attività di coltivazione agricola e pastorale. L'accesso agli incentivi per gli impianti agrovoltaici è inoltre subordinato, in conformità a quanto stabilito dall'articolo 65, comma 1-quinquies, del decreto-legge 24 gennaio 2012, n. 1, alla contestuale realizzazione di sistemi di monitoraggio che consentano di verificare l'impatto sulle colture, il risparmio idrico e la produttività agricola. 26 Incentivi e Tariffe Estero Germania Eolico • Impianti in esercizio entro luglio 2014: tariffa di tipo feed-in tariff (FIT) e, su base opzionale, tariffa di tipo FIP più un “management premium” (EEG 2012). • Impianti entrati in esercizio da agosto 2014 a dicembre 2016: tariffa di tipo FIP (EEG 2014). • Impianti autorizzati entro la fine del 2016 e in esercizio entro il 2018: previsto un periodo di transizione durante il quale è possibile continuare a beneficiare delle tariffe previste dall’EEG 2014 di valore decrescente in relazione all’effettiva nuova potenza installata nel periodo. • Impianti entrati in esercizio dal 2017 in poi: incentivi di tipo FIP assegnati tramite aste al ribasso (EEG 2017, EEG 2021 e EEG 2023). La durata dell’incentivo è di 20 circa anni. Il valore dell’incentivo è determinato sulla base di un Contratto per Differenza (CfD) a 1 via e la tariffa aggiudicata in asta viene adeguata in base alla formula del c.d. Referenzertrag. Germania Solare • Impianti entrati in esercizio dal 2017 in poi: incentivi di tipo FIP assegnati tramite aste al ribasso (EEG 2017, EEG 2021, EEG 2023). Impianti fotovoltaici installati a terra possono accedere alle aste purché di capacità non superiore a 20 MW Per l’anno 2023, tale limite viene derogato dalla disposizione transitoria (§ 100 EEG 2023), e anche impianti più grandi potranno partecipare alle aste 2023 purché di capacità non superiore a 100MW". • Il valore dell’incentivo è determinato sulla base di un Contratto per Differenza (CfD) ad 1 via per circa 20 anni; Francia Eolico • Impianti che hanno stipulato la domanda di acquisto della produzione di energia elettrica entro dicembre 2015: feed-in tariff (FIT) erogata per 15 anni, definita in base all’anno di stipula della domanda di acquisto della produzione di energia elettrica e aggiornata annualmente in base ad una formula legata all’indice del costo orario del lavoro e all’indice dei prezzi alla produzione dei prodotti industriali. Dopo 10 anni di esercizio subisce una riduzione per i successivi 5 anni di incentivazione in funzione del load factor effettivo dell’impianto se le ore annue di funzionamento risultano superiori a 2.400. • Impianti che hanno stipulato la domanda di acquisto della produzione di energia elettrica nel 2016: feed- in premium (FIP). La FIP è articolata in più componenti: complément de rémunération, calcolata come differenza tra la FIT vigente e il prezzo medio mensile dell’energia ponderato sul profilo eolico nazionale, più un premio di gestione a copertura dei costi di gestione della vendita dell’energia. • Nuovi impianti che non rientrano nelle categorie precedenti: il riconoscimento degli incentivi avviene tramite procedure d’asta (per l’aggiudicazione di incentivi di durata 20 anni parzialmente adeguati ad indici inflattivi su base annua) o ad accesso diretto nel caso di impianti con capacità inferiore a 18 MW e aerogeneratori di potenza unitaria non superiore a 3 MW e che rispettano specifici criteri. Francia Solare • Introdotto nel 2000 un sistema FIT e dal 2011 aste per impianti FV di potenza compresa tra 250 kW e 17 MW. • A partire dal 2018, aste per impianti FV di potenza superiore a 500kW per l’assegnazione di un CFD a 2 vie di durata 20 anni, parzialmente adeguato ad indici inflattivi su base annua. Bulgaria Eolico • Tariffa (feed-in tariff – FIT) a scaglioni in base alle ore di funzionamento, costante in termini nominali. La durata dell’incentivazione varia in funzione della data di entrata in esercizio e può essere pari a 12 anni o 15 anni. Dal 1° gennaio 2019, per gli impianti esistenti di capacità superiore a 4 MW, il sistema di incentivazione è passato da una struttura FIT ad una FIP. L’incentivo è calcolato come differenza tra il valore della tariffa FIT, come precedentemente riconosciuta, ed un Reference Price calcolato su una stima del prezzo futuro dell’energia elettrica aggiustato sul profilo eolico. Dal 1° ottobre 2019 anche gli impianti esistenti di capacità compresa tra 1 MW e 4 MW sono passati alla FIP. Polonia Eolico • Impianti in esercizio entro luglio 2016: Certificati d’Origine (CO). La Substitution Fee, penale che si applica in caso di inadempienza dell’obbligo di acquisto dei CO, è calcolata sulla base della media annuale ponderata dei prezzi dei CO registrata nell’anno precedente, incrementata del 25%. • Dal 2018 è stato reintrodotto un sistema di asta al ribasso multitecnologica eolico – fotovoltaico. I contingenti e i prezzi base d’asta sono definiti dal Governo. L’incentivo, di durata fino a 15 anni, è calcolato come differenza tra il prezzo aggiudicato, inflazionato annualmente, e il prezzo medio giornaliero dell’energia elettrica (CfD a due vie). Romania Eolico • Certificati Verdi per la durata di 15 anni con assegnazione differita rispetto alla produzione elettrica sottostante. In particolare: a) periodo di recupero dei Certificati Verdi (CV) trattenuti dal 1° luglio 2013 al 31 marzo 2017 (avviene a rate costanti nel corso degli anni 2018-2025); b) il periodo di validità dei CV è previsto fino al 31 marzo 2032 (solamente i CV emessi prima del 31 marzo 2017 mantengono la validità di 12 mesi); • Il cap e il floor entro cui può oscillare il prezzo dei CV sono posti rispettivamente a 35 €/MWh e 29,4 €/MWh. • La quota d’obbligo, in capo ai consumatori di energia elettrica, dal 2018 è determinata in funzione di un prestabilito volume fisso di CV sul mercato e di una spesa media massima sul consumatore finale. 27 Spagna Solare • Regimen Especifico, dove il principale elemento di integrazione dei ricavi è la “Retribución a la Inversión” (Rinv – Remunerazione Investimento), espressa in €/MW, calcolata su base annua e corrisposta per tutta la durata del periodo di incentivazione pari a 30 anni in funzione della capacità dell’impianto. È anche previsto un ulteriore elemento di integrazione dei ricavi, espresso in €/MWh, qualora necessario, a copertura dei costi operativi “Retribucion a la Operacion” • A partire dal 2016: introduzione del meccanismo ad asta per il riconoscimento della “Retribución a la Inversión” (Rinv), calcolata su base annua e corrisposta per tutta la durata del periodo di incentivazione pari a 25 anni, in funzione della potenza dell’impianto, in base al valore dell’offerta aggiudicata. Sconto offerto sul Valore standard dell’investimento iniziale (€/MW), che rappresenta il principale parametro retributivo per la determinazione del Rinv • A partire dal 2020, abbandono del precedente sistema di incentivazione, basato su un sistema Return Asset Base a favore dell’adozione di un sistema basato sulla remunerazione dell’energia elettrica prodotta. L’incentivo è calcolato come differenza tra il prezzo aggiudicato e il prezzo medio giornaliero dell’energia elettrica (CfD a due vie). Il periodo di remunerazione non è fisso ma dura un periodo pari al minimo tra 12 anni e il raggiungimento del volume massimo di energia incentivabile. 28 Aggiornamenti Normativi ed Istituzionali di Rilievo nell’esercizio UNIONE EUROPEA • Commissione europea – Net Zero Industry Act (NZIA) Nel marzo 2023 la Commissione europea ha presentato il Net Zero Industry Act (NZIA) mirato a sostenere gli investimenti nella capacità manifatturiera nelle tecnologie green in Europa. Per l'eolico, stabilisce un obiettivo di capacità produttiva domestica annuale di 36 GW. Viene pure proposto che i governi nazionali adottino anche criteri diversi dal prezzo per l’aggiudicazione delle aste rinnovabili, come la sostenibilità ambientale, l’integrazione del sistema energetico, la resilienza delle catene di approvvigionamento. • Commissione europea – Wind Power Action Plan, Carta europea dell’energia eolica Ad ottobre 2023 la Commissione Europea ha pubblicato il Wind Power Action Plan, un programma di attività con l’obiettivo di incrementare l’installazione di impianti eolici nell’Unione Europea. Tra le principali azioni, linee guida per definire più rapidamente e regole standard per le aste per le energie rinnovabili, verificando in quali casi prezzi a base d’asta insufficienti hanno impedito la saturazione dei contingenti. Il piano prevede inoltre l’adozione di un'apposita Carta eolica dell'UE, emessa alla fine del 2023 e sottoscritta anche da ERG. • Commissione europea – atti normativi del pacchetto “Fit for 55” Nel maggio 2023 sono stati pubblicati diversi atti normativi previsti dal pacchetto “Fit for 55” per il raggiungimento dell’obiettivo intermedio di riduzione delle emissioni di gas- serra del 55% rispetto al 1990, stabilito dalla Climate Law del 2021\. In particolare, lo scorso ottobre 2023 è stata adottata la nuova Direttiva (EU) 2023/2413 sulle energie rinnovabili, nota come RED III. La direttiva entra in vigore il 20 novembre 2023; gli Stati membri dovranno recepire la direttiva nella legislazione nazionale entro il 21 maggio 2025 (18 mesi dall’entrata in vigore). Rispetto alla precedente RED II, con la RED III viene ulteriormente incrementato l’obiettivo di incidenza dell’energia rinnovabile nei consumi finali di energia dell’Unione, ora pari al 42,5% (RED II: 32%). La riforma più estesa riguarda il regime di autorizzazioni. Gli Stati membri devono individuare entro 27 mesi dall’entrata in vigore (i.e. entro metà febbraio 2026), le «aree di accelerazione per le energie rinnovabili» nelle quali è prevista l'autorizzazione entro 12 mesi per i nuovi progetti (più 6 mesi in circostanze eccezionali) ed entro 6 mesi per il repowering (più 3 mesi in circostanze eccezionali). Entro tali aree le valutazioni d'impatto ambientale non sono condotte per ogni singolo progetto bensì su base zonale. Lo sviluppo della rete/infrastrutture è incluso nelle procedure di autorizzazione. Il principale altro provvedimento del pacchetto é il Regolamento 2023/956 che istituisce un meccanismo di adeguamento del carbonio alle frontiere (CBAM). • Commissione europea – revisione Piani nazionali energia e clima A dicembre 2023 la Commissione ha valutato le proposte di revisione dei Piani Nazionali Energia e Clima (PNIEC) inviate dagli Stati membri, accompagnandola con una serie di raccomandazioni e valutazioni. Complessivamente, i PNEC rivisti non risultano adeguati a traguardare gli obiettivi sulla riduzione delle emissioni di gas- serra, sulle energie rinnovabili e sull’efficienza energetica ostacolando pure l’impegno a migliorare la sicurezza energetica dell’Unione. Principali provvedimenti comunitari correlati alla crisi energetica e all’aumento dei prezzi di elettricità e gas • Ad ottobre 2022 è stato pubblicato il Regolamento (UE) 2022/1854 che prevede in particolare: • l’istituzione di un tetto ai ricavi di mercato provenienti dall’energia elettrica prodotta con tecnologie definite “infra-marginali”; • un contributo solidaristico a carico dei settori petrolifero, del gas naturale e del carbone; Viene istituito un limite ai “ricavi di mercato” unitari da generazione di energia elettrica da fonti "infra marginali", inclusi eolico e solare, ponendoli non superiori a 180 euro/MWh. Tale limite si intende applicato in tutta l'Unione Europea e comporta la restituzione dei ricavi eccedenti. Gli Stati membri possono mantenere o introdurre, sotto condizioni specifiche, ulteriori limitazioni dei ricavi mirati a fronteggiare la crisi energetica, ovvero non applicare il limite per i ricavi da servizi / ridispacciamento e assoggettare alla restituzione il 90% dei ricavi eccedenti. Il limite non si applica ai Contratti per differenza a 2 vie, alle tariffe feed-in e ad altre forme di limitazione alle entrate non correlate alla crisi energetica in corso. L’applicazione del limite è prevista dal 1° dicembre 2022 al 30 giugno 2023. Nello stesso mese la Commissione Europea ha valutato non necessario prorogare il Regolamento. Ha pure evidenziato come il cap infra-marginale sia notevolmente variabile tra gli Stati membri, comportando notevoli complessità attuative per gli operatori. Afferma inoltre che la proroga dei cap innalzerebbe l’incertezza degli investitori e il rischio di rallentamento della transizione ecologica. • A dicembre 2022 è stato pubblicato il Regolamento (UE) 2022/2577 con cui si istituisce un quadro per accelerare la diffusione delle energie rinnovabili. Specificamente per il Repowering di impianti esistenti con aumento della capacità, l’intera procedura autorizzativa comprese le opere di connessione alla rete non supera i 6 mesi compresa la VIA; la tempistica è ridotta a 3 mesi in caso di aumento di capacità non superiore al 15%. La VIA, se richiesta, è limitata alle modifiche o all'estensione rispetto al progetto iniziale. Per il revamping fotovoltaico che non comporta l'uso di spazio aggiuntivo, il progetto è esentato – sotto condizioni – dallo screening VIA. Ad inizio gennaio 2024 è stato adottato il nuovo regolamento 2024/223 con cui vengono prorogate fino al giugno 2025 le misure di semplificazione e velocizzazione autorizzativa relative al repowering eolico. 29 ITALIA • PNIEC – proposta di revisione inviata alla Commissione Europea A fine giugno 2023 il MASE (Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica) ha trasmesso alla Commissione Europea la proposta di aggiornamento del Piano Nazionale integrato Energia e Clima. L'iter di aggiornamento del Piano condurrà alla approvazione definitiva del nuovo testo entro giugno 2024. Sono stati incrementati gli obiettivi di capacità installata al 2030 nel settore eolico e fotovoltaico, rispettivamente di circa 28 GW (di cui 2 GW offshore) e circa 80 GW. Prosegue inoltre il processo di semplificazione dei procedimenti autorizzativi e viene confermato lo strumento delle aste CfD come principale meccanismo di supporto allo sviluppo delle rinnovabili. • Dlgs 199/2021 di recepimento della Direttiva 2018/2001 (RED II) Lo scorso novembre 2021 è stato pubblicato il Decreto legislativo n. 199/2021 per l’attuazione della Direttiva europea 2018/2001 sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili (RED II). Tra le principali disposizioni, ancora non attuate, la conferma delle aste CfD per gli impianti rinnovabili di taglia industriale e l’incarico alle Regioni di individuare le “Aree idonee” per gli impianti rinnovabili, intese come aree ad «elevato potenziale» di installazione. Sono già considerate idonee – e quindi soggette a semplificazione autorizzativa \- le aree di impianti soggetti a repowering “non sostanziali” secondo il DL Semplificazioni 2021. • Decreto-legge “Sicurezza Energetica / Energia” e successiva legge di conversione A dicembre 2023 è stato emesso il decreto-legge noto come “Decreto Sicurezza Energetica” o “Decreto Energia”, pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale 287 del 9 dicembre 2023 e convertito in legge a febbraio 2024. Le disposizioni di maggiore interesse riguardano l’innalzamento delle soglie di assoggettamento alla valutazione di impatto ambientale e di screening per alcune fattispecie di progetti fotovoltaici, nonché alcune variazioni nei regimi di autorizzazione. Viene inoltre rimosso ogni dubbio interpretativo sulla natura obbligatoria ma non vincolante del parere del Ministero della Cultura per le valutazioni di impatto ambientale (VIA) di progetti rinnovabili su aree già individuate come idonee. Gli impianti fotovoltaici in aree agricole, anche se non qualificate come idonee, possono d’ora in poi partecipare alle future aste per le energie rinnovabili. Viene disposto il graduale superamento del prezzo unico nazionale (PUN) – preceduto da apposito decreto ministeriale attuativo - in favore dei prezzi zonali per i clienti finali mantenendo per un periodo transitorioun prezzo di riferimento equivalente al PUN. E’ pure istituito un nuovo meccanismo di incentivazione tramite asta «per profilo», alternativo ai Contratti alle Differenze (CfD) attualmente previsti. Ai consumatori energivori, dietro l’impegno a realizzare sistemi di autoproduzione da energie rinnovabili, è possibile richiedere al GSE l’anticipazione di una quota parte dell’energia elettrica rinnovabile e relative garanzie di origine che andranno a produrre, mediante la stipula di contratti per differenza a due vie. Il GSE a sua volta si approvvigionerà di tale energia stipulando contratti con i produttori da fonti rinnovabili. • Decreto “sostegni-ter” contenente misure per il contenimento degli effetti degli aumenti dei prezzi nel settore elettrico – Decreto “aiuti-bis” \- Decreto “aiuti- ter”– Decreto “aiuti-quater” ” e relative leggi di conversione. A gennaio 2022 è stato pubblicato il Decreto-legge n. 4/2022 “sostegni-ter”, poi convertito in legge, che introduce misure per il contenimento degli effetti degli aumenti dei prezzi nel settore elettrico. A partire dal 1° febbraio 2022 e fino al 30 giugno 2023 sull’energia elettrica prodotta da alcuni impianti a fonti rinnovabili, é applicato un meccanismo di compensazione a due vie sul prezzo dell’energia. Tale meccanismo si applica esclusivamente alle produzioni fotovoltaiche incentivate fino al quarto Conto Energia, nonché a tutte le produzioni non incentivate degli impianti FER (solare, idroelettrico, geotermia ed eolico), purché entrati in esercizio in data antecedente al 1.1.2010. Tali produzioni restano escluse dal campo di applicazione della norma qualora siano oggetto di contratti di vendita dell’energia conclusi prima del 27 gennaio 2022, a prezzo fisso, non dipendente dalle fluttuazioni di mercato e nella misura in cui il prezzo non sia superiore del 10% rispetto ai prezzi di riferimento indicati in una tabella allegata al decreto. Con il successivo Decreto-legge n. 115/2022 “aiuti-bis”, pubblicato nell’agosto 2022 e convertito in legge con Legge 142/2022 a settembre, è stata disposta la proroga al 30 giugno 2023 del citato meccanismo di compensazione. E’ pure specificato che nel caso di produttori appartenenti a un gruppo societario che hanno ceduto «infra-gruppo» l’energia elettrica immessa in rete, rilevano esclusivamente i contratti stipulati tra le imprese del gruppo, anche non produttrici, e soggetti esterni al gruppo. In caso di omesso versamento del contributo straordinario, le sanzioni originariamente previste vengono raddoppiate. Attraverso l’ulteriore Decreto-legge n. 144/2022 “aiuti-ter”, pubblicato a settembre 2022 e convertito in legge a novembre, è stata modificata in particolare la modalità di versamento del meccanismo di compensazione a due vie del DL n.4/2022. • Legge di bilancio 2024 La legge di bilancio 2024 dispone alcune modifiche del trattamento fiscale di alcuni corrispettivi, in particolare l’assoggettamento a tassazione di redditi quali i diritti di superficie e di servitù, inclusi quelli relativi ad impianti di energie rinnovabili. • Decreto-legge «Ucraina-bis» o «Taglia prezzi» e relativa legge di conversione - Decreto-legge «Aiuti» e relative leggi di conversione. Nel maggio 2022 è stata pubblicata la legge di conversione del Decreto-legge n. 21 2022 (detto “Ucraina-bis” o “Taglia Prezzi”) che contiene la disposizione sul “Contributo straordinario contro il caro bollette”, modificata poi da un ulteriore Decreto-legge \- n. 50/2022 – convertito dalla legge n. 91 del 15 luglio 2022 relativo alle politiche energetiche nazionali e crisi ucraina” (detto “Aiuti”). La disposizione prevede, per ogni società di un gruppo industriale attivo nel settore energetico, una tassazione aggiuntiva dei profitti basata sull'incremento del saldo tra le operazioni attive e le operazioni passive del periodo dal 1° ottobre 2021 al 30 aprile 2022, rispetto al saldo dell’analogo periodo precedente. Il valore dell’aliquota applicata, é stato incrementato al 25% e si applica qualora il suddetto incremento sia superiore a euro 5.000.000. Il contributo non è dovuto se l'incremento è inferiore al 10%. Attraverso la Legge di Bilancio 2023, è stato confermato che sono esclusi dalla extra-tassazione i saldi derivanti da operazioni di cessione e di acquisto di azioni, obbligazioni o di altri titoli non rappresentativi di merci e quote sociali che intercorrono tra i soggetti destinatari della misura. La legge contiene pure alcune disposizioni a favore dello sviluppo delle energie rinnovabili. Per quanto riguarda le Aree «idonee», la Presidenza del Consiglio dei Ministri esercita il potere sostitutivo in caso di mancata adozione della legge regionale, ovvero di non ottemperanza ai criteri nazionali di individuazione. Vengono considerate temporaneamente idonee le aree che (i) non includono beni sottoposti a tutela dal Ministero della Cultura e (ii) non ricadono della “fascia di rispetto” di tali beni. Il Ministero della Cultura partecipa ai lavori della Commissione PNIEC PNRR ma senza diritto di voto. 30 • Legge di bilancio 2023 – attuazione del Regolamento (UE) 2022/1854 sul tetto ai ricavi da energia elettrica. A fine dicembre 2022 è stata pubblicata la Legge di Bilancio 2023 dello Stato italiano. Nella legge sono incluse le disposizioni con cui l’Italia intende dare attuazione al Regolamento (UE) 2022/1854 relativo a un intervento di emergenza per far fronte ai prezzi elevati dell’energia. Dal 1°dicembre 2022 e fino al 30 giugno 2023, è applicato un «tetto» ai ricavi di mercato ottenuti dalla produzione dell’energia elettrica immessa in rete da impianti «infra- marginali» quindi inclusi quelli eolici e fotovoltaici, non rientranti nel perimetro di applicazione dell’art.15 bis del DL “Sostegni ter”. Un meccanismo di compensazione a una via obbliga il produttore a versare al GSE la differenza (calcolata dallo stesso GSE), se negativa, tra 180 €/MWh e la media mensile ponderata sul profilo di produzione di ogni impianto del prezzo zonale orario di mercato. Sono previste deroghe al limite di 180 €/MWh per fonti con costi di generazione superiori. Il tetto sui ricavi si applica a qualsiasi ricavo di mercato dei produttori e degli intermediari che partecipano ai mercati all’ingrosso. Tale meccanismo non si applica all’energia oggetto di contratti di fornitura conclusi prima del 1°dicembre 2022 se non collegati all’andamento dei prezzi dei mercati spot dell’energia e stipulati a un prezzo medio inferiore al cap, all’energia elettrica oggetto di contratti di ritiro conclusi dal GSE ai sensi della legge sull’Electricity release, agli impianti a fonti rinnovabili con contratti di incentivazione attivi regolati con meccanismi a due vie e agli impianti a fonti rinnovabili con contratti che prevedono il ritiro dell’energia a “tariffa omnicomprensiva”, nonché all’energia elettrica condivisa nell’ambito delle comunità energetiche e dell’autoconsumo. Le modalità attuative del meccanismo saranno disciplinate dall’ARERA anche in continuità con le modalità operative definite in attuazione delle disposizioni previste dall'articolo 15 bis del DL “Sostegni ter”. È pure previsto il contributo solidaristico a carico dei settori dei combustibili fossili e prodotti petroliferi previsto dal Regolamento 2022/1854. La disposizione italiana estende però l’onere di tale contributo anche ai soggetti che esercitano nel territorio dello Stato l’attività di produzione o rivendita di energia elettrica, nonostante tale settore sia già assoggettato al “tetto” di 180 €/MWh. Il contributo, non fiscalmente deducibile, è applicato in via temporanea nel 2023 e consiste nel 50% della quota del reddito imponibile relativo al periodo di imposta antecedente a quello in corso al 1°gennaio 2023, eccedente almeno del 10% la media dei redditi complessivi conseguiti nei quattro periodi d’imposta antecedenti a quello in corso al 1°gennaio 2022\. L’ammontare complessivo non può eccedere il 25% del valore del patrimonio netto. • Ulteriori provvedimenti di semplificazione per gli impianti rinnovabili. Nel febbraio 2023 è stato emanato il Decreto-legge 13/2023 detto «Semplificazioni 2023». Per le energie rinnovabili viene eliminata la necessità di presentare con l’istanza di VIA il riscontro del soprintendente alla verifica preventiva di interesse archeologico. Viene portata a 3 chilometri la fascia di rispetto dai beni sottoposti a tutela per gli impianti eolici e a 500 metri quella per gli impianti fotovoltaici. Si dispone inoltre che il parere del Ministero della Cultura risulta vincolante solo per l’autorizzazione dei progetti rinnovabili localizzati in aree sottoposte a tutela naturalistico- culturale. Vengono ulteriormente semplificate le procedure per l’installazione di impianti fotovoltaici in alcune tipologie di aree ed introdotti altri snellimenti per il rilascio dell’autorizzazione unica insieme al provvedimento di VIA. • Legge di conversione del Decreto-legge “PNRR” Nella legge di conversione del Decreto “PNRR” dell’aprile 2023 sono ancora semplificate le procedure per l’autorizzazione di alcuni progetti fotovoltaici e per gli impianti agro-voltaici distanti non più di 3 chilometri dalle aree industriali. Per tale tipologia di impianti in aree industriali con potenza fino a 20 MW è prevista la mera comunicazione di edilizia libera. • Leggi di conversione dei Decreti-legge “Enti e PNRR” e “Asset” A luglio 2023 è stata pubblicata la legge di conversione del decreto-legge n. 57/2023; tra le previsioni della legge rileva la disposizione che consente l’adeguamento all’inflazione delle tariffe base d’asta per gli impianti ad energie rinnovabili disciplinati dal DM “FER 1”. I valori a base d’asta sono aggiornati su base mensile in fase di pubblicazione dei singoli bandi, facendo riferimento all'indice nazionale dei prezzi al consumo per l'intera collettività, per tenere conto dell'inflazione media cumulata tra il 1° agosto 2019 ed il mese di pubblicazione del bando della relativa procedura. Con la successiva legge di conversione del Decreto-legge n. 104/2023 è stato concesso al GSE di riutilizzare i contingenti non aggiudicati nei precedenti bandi, anche per la categoria degli interventi di «rifacimento». • ARERA – Delibera di approvazione del sistema di approvvigionamento a termine di capacità di stoccaggio elettrico. Tramite la Delibera 247/2023 sono stati approvati i criteri e condizioni di funzionamento del sistema di approvvigionamento di capacità di stoccaggio previsto dal D.lgs. 210/2021. Sono previste aste periodiche definite da Terna per la realizzazione di sistemi di accumulo di energia, da mettere poi a disposizione degli operatori per lo scambio di prodotti di time-shifting tramite una piattaforma definita dal Gestore di Mercati Energetici (GME). A dicembre 2023 la misura ha ottenuto la verifica positiva di compatibilità con le linee guida sugli aiuti di Stato da parte della Commissione Europea. • ARERA – Delibera 345/2023 sul nuovo Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico. A fine luglio 2023 l’Autorità per l’energia ha varato il nuovo Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico (TIDE) che avrà effetti a partire dal 2025, salvo alcune eccezioni. Il nuovo Testo Integrato costituisce la base regolatoria per un nuovo dispacciamento elettrico adeguato ai codici europei, disegnato in previsione di un sistema elettrico dominato dalle energie rinnovabili. I prossimi passi necessari alla piena applicazione del TIDE dal 1° gennaio 2025 sono l’attuazione da parte di Terna, del GME e degli altri soggetti coinvolti, di tutti gli adeguamenti ai codici e ai testi correlati. FRANCIA • Ammissione alle aste di impianti rinnovabili su terreni agricoli Nel 2022 la CRE ha previsto la possibilità, sotto condizioni, di partecipazione alle aste di impianti rinnovabili installati su aree agricole incolte da oltre 5 anni o adibite ad allevamento/ pastorizia. • Leggi di Bilancio 2023 e 2024 – applicazione di un tetto ai ricavi da energia elettrica. A fine dicembre 2022 è stata pubblicata sulla Legge di bilancio un «revenue cap» per le tecnologie infra-marginali disciplinata dal Regolamento (UE) 2022/1854. Il tetto ai ricavi viene fissato a 100 €/MWh per la tecnologia eolica e fotovoltaica; la restituzione dei ricavi eccedenti il revenue cap viene applicata al 90% rispetto al totale (contributo inframarginale). La misura si applica retroattivamente dal 1° luglio 2022 al 31 dicembre 2023, con tre diversi periodi di pagamento delle partite economiche (1°luglio 2022 – 30 novembre 2022; 1 31 Dicembre 2022 – 30 Giugno 2023; 1 Luglio 2023 – 31 Dicembre 2023). Tutti i ricavi derivanti dalla vendita a mercato dell’energia prodotta da impianti rinnovabili aggiudicatari d’asta prima dell’avvio del previsto Contratto per differenza (CfD) sono esclusi dal computo. La successiva Legge di Bilancio 2024 ha disposto la proroga a tutto il 2024 del cap inframarginale, ora a 105 €/MWh per l'eolico e il fotovoltaico. Il meccanismo sarà inoltre applicato al 50% dei ricavi eccedenti (contro il precedente 90%). • Legge di accelerazione per gli impianti rinnovabili. Nel marzo 2023 è stata pubblicata la legge 2023-175 che istituisce un piano di adeguamento delle procedure amministrative per semplificare e accelerare la realizzazione dei progetti, con l'obiettivo per il 2050 di aumentare la capacità di generazione di energia solare di dieci volte a oltre 100 GW, sviluppando allo stesso tempo cinquanta parchi eolici offshore per una capacità finale di 40 GW. Sono previste disposizioni per le aree a «vocazione rinnovabile» e le «aree di esclusione» la riduzione del contenzioso amministrativo, le installazioni di pannelli fotovoltaici lungo autostrade, strade principali e parcheggi. Viene inoltre indicato il quadro definitorio per la tecnologia agrivoltaica. • Revisione del Piano Integrato Energia e Clima A fine novembre 2023 il governo francese ha inviato alla Commissione europea la revisione del Piano Nazionale per l'Energia e il Clima (NECP). Viene dichiarato l’obiettivo di neutralità carbonica al 2050, con riduzione del 50% dell’emissione di gas-serra entro il 2030 rispetto ai livelli del 1990. Gli obiettivi di energia “decarbonizzata” prevedono il 58 % nel mix energetico al 2030 e il 71 % al 2035. Per il fotovoltaico, l’obiettivo è di installare 54 – 60 GW entro il 2030 e 75 \- 100 GW entro il 2035. Per l’eolica onshore, 33 – 35 GW entro il 2030 e 40 – 45 GW entro il 2035. Il target per l’eolico offshore viene ridotto a 3,6 GW entro il 2030 (precedente: 5,2 – 6,2 GW al 2028) e 18 GW entro il 2035. Si prevede inoltre un incremento di capacità di flessibilità (demand-response, batterie, vehicle to grid e altri sistemi) a 25 GW nel 2030 e 35 GW nel 2035. Per gli impianti ad energia nucleare l’obiettivo è ora l’installazione di 9,9 GW di nuova capacità entro il 2026, mentre uno studio confermerà una seconda fase di almeno 13 GW, da definire entro il 2026. La chiusura delle rimanenti centrali a carbone è fissata entro il 2027, mentre le centrali a olio combustibile verranno eliminate gradualmente entro il 2030. GERMANIA • Riforma EEG 2023 Nel luglio 2022 è stata pubblicata la riforma “EEG2023. Vengono aumentati i target per le installazioni rinnovabili al 2030, stabilendo una capacità pari a 215 GW per gli impianti solari, 115 GW wind onshore e 30 GW wind offshore. Per il 2023 il contingente eolico onshore è stato quindi incrementato a 12,8 GW e dal 2024 al 2028 di 10 GW, con riallocazione del contingente inutilizzato all’anno successivo. Un nuovo emendamento ha poi ampliato le competenze della Federal Network Agency (BNetzA), aumentando il possibile incremento della tariffa a base d’asta fino al 25%, anziché al 10% già approvato, in caso di significativi aumenti dei costi medi di produzione dell’energia degli impianti che andranno in funzione. Il 27 dicembre 2022 il prezzo di riferimento delle aste onshore wind 2023 è stato fissato a 73,5€/MWh (vs. 58,8 €/MWh prezzo di riferimento delle aste 2022) adeguandolo ai massimi valori consentiti e il prezzo di riferimento delle aste fotovoltaiche 2023 è stato fissato a 73,7 €/MWh (vs 59,0 €/MWh). I medesimi prezzi sono stati confermati per il 2024. • Attuazione del Regolamento (UE) 2022/1854 sul tetto ai ricavi da energia elettrica. In attuazione del Regolamento (UE) 2022/1854, anche il Governo tedesco ha adottato un «cap» ai ricavi unitari dalla vendita di elettricità prodotta con tecnologie infra-marginali, incluse quindi le rinnovabili quali l’eolico e il fotovoltaico. Il cap è applicato alle fonti rinnovabili dal 1° dicembre 2022 al 30 giugno 2023. Non sarà applicato agli impianti con capacità installata inferiore a 1 MW, all'elettricità erogata dallo stoccaggio, all'elettricità consumata off-grid. Per gli impianti incentivati con market premium o aggiudicatari di un’asta, il cap è stabilito in 30 €/MWh (c.d. “margine di sicurezza”) oltre la FIP prevista dal contratto. Per impianti non incentivati, la cui energia elettrica è venduta sul libero mercato elettrico, il cap è pari a 100 €/MWh più il margine di sicurezza di 30€/MWh. Per gli impianti operanti sul libero mercato che hanno terminato il periodo di incentivazione, il cap è fissato a 100 €/MWh (senza margine di sicurezza). Per gli impianti eolici e fotovoltaici, il margine di sicurezza di 30 €/MWh è aumentato del 6% del prezzo mensile medio tedesco catturato dalla stessa tecnologia. I produttori di elettricità dovranno corrispondere il 90% dei profitti eccedenti il cap, calcolati sulla media mensile del prezzo catturato in Germania dalla stessa tecnologia, al gestore della rete. Il 9 giugno 2023 il Governo Federale si è espresso terminando il meccanismo al 30 giugno 2023. • Implementazione Regolamento temporaneo sui procedimenti autorizzativi (permitting) del Consiglio Europeo n. 2022/2577 Nel marzo 2023 il Governo federale ha approvato le disposizioni definite dal Regolamento di emergenza UE sul permitting delle rinnovabili (Regolamento UE 2022 2577). Per le aree già sottoposte ad una valutazione ambientale strategica non è più richiesta la valutazione di impatto ambientale e restano direttamente applicabili le altre disposizioni del regolamento, inclusa la valutazione di impatto ambientale per la sola capacità incrementale per gli interventi di repowering. • Revisione del Piano Integrato Energia e Clima Lo scorso novembre 2023 il governo tedesco ha inviato alla Commissione europea la revisione del Piano Nazionale per l'Energia e il Clima (NECP). In termini di emissioni gas-serra, l’obiettivo dichiarato è di raggiungere la neutralità carbonica entro il 2045, mentre entro il 2030 la Germania si prefigge una riduzione rispetto al 1990 di almeno il 65 %. Per quanto riguarda gli obiettivi sulle energie rinnovabili, al 2030 è previsto di raggiungere sia il 40% del consumo lordo complessivo che almeno l’80 % del consumo lordo di energia elettrica. Sono pure definiti obiettivi puntuali per le tecnologie di riferimento: \- eolico onshore: 115 GW entro il 2030 e 160 GW dal 2040 (10 GW/anno); \- fotovoltaico 215 GW entro il 2030 e 400 GW entro il 2040 (22 GW/anno); \- eolico offshore: almeno 30 GW entro il 2030, almeno 40 GW entro il 2035 e almeno 70 GW al 2045. Sull’accumulo energetico, il paese punta a rafforzare la produzione industriale di sistemi di stoccaggio di energia mobili e stazionari, investendo 1,5 miliardi di euro dei fondi IPCEI. Circa il superamento della generazione elettrica a carbone, è prevista la chiusura dell'ultima centrale entro il 2038, con eliminazione dell’uso della lignite da Renania Settentrionale- Vestfalia entro il 2030. 32 UK • GB: provvedimenti per la mitigazione dell’incremento del prezzo dell’energia elettrica e del gas. Nell’ottobre 2022 l’Autorità inglese per l’energia ha introdotto un cap pari a 40£/MWh sui costi di bilanciamento del sistema (, applicato sino al 31 marzo 2023. A decorrere dal 1° aprile 2023 la tariffa relativa al bilanciamento della rete sarà sostenuta al 100% dalla domanda e pertanto tale onere non si applicherà più ai produttori. • Limitazione ai ricavi da vendita di energia elettrica (Electricity Generator Levy) A fine dicembre 2022 sono state pubblicate alcune indicazioni sul calcolo dell’Energy Generator Levy (EGL), mirato a limitare i ricavi da vendita di energia elettrica per i produttori da tecnologie “infra-marginali” quali l’eolica e la fotovoltaica. La misura è applicata dal 1°gennaio 2023 al 31 marzo 2028, rivolta a gruppi industriali o singole società che generano più di 50 GWh/anno di elettricità. Le tecnologie coinvolte sono le fonti nucleari, rinnovabili (comprese le biomasse) ed i rifiuti. È però esclusa l’energia elettrica venduta attraverso contratti alle differenze aggiudicati ad asta (CfD) ed i meccanismi di incentivazione quali ROC e REGO. Dal computo sono esclusi gli sbilanciamenti, i proventi dal mercato dei servizi ancillari e da Capacity Market. La limitazione è applicata nella forma di imposta aggiuntiva del 45% sui profitti eccedenti un limite calcolato secondo una formula che tiene conto dei ricavi da generazione e produzione di energia elettrica, di un Prezzo di riferimento, di una gamma di costi ammissibili e di una franchigia. Il Prezzo di riferimento è pari a £ 75/MWh dal 2023 fino ad aprile 2024, poi annualmente indicizzato all’inflazione su base fino al 31 marzo 2028, mentre la franchigia è di £ 10 milioni/anno a livello di gruppo societario. Il Prezzo di riferimento è indicizzato ogni anno all’Indice dei prezzi al consumo dell’anno precedente. Per il periodo a partire dal 1°aprile 2024 fino al 31 marzo 2025 risulta quindi di 77,94 sterline/MWh. La misura è stata inclusa nella Legge di Bilancio 2024. Nel provvedimento è pure contenuta l’esenzione dall’EGL per i nuovi progetti per i quali la decisione finale di investimento è stata presa a partire dal 22 novembre 2023. • Energy Act 2023 Ad ottobre 2023 è stato approvato l’Energy Act 2023, nuova disciplina per un’ampia gamma di temi energetici per accompagnare il regno unito nel proprio percorso Net Zero. Viene lanciato il progetto Great British Nuclear, con la creazione di una società pubblica per promuovere l’ambizione del governo di raggiungere una capacità di 24 GW installata in Gran Bretagna entro il 2050. Si è pure varato l’Offshore wind environmental package che prevede azioni per l’accelerazione del rilascio dell’autorizzazione di progetti eolici off-shore. Viene inoltre istituito il Future System Operator, un operatore integrato per gestire reti elettriche e gas nel periodo di transizione energetica. • Connections action plan Lo scorso novembre 2023, è stato emanato per accelerare le connessioni alla rete di trasmissione degli impianti di generazione elettrica in Gran Bretagna. Il piano si propone di risolvere l’attuale livello di congestione delle richieste di connessione alla rete, pari a ca. 500 GW. SVEZIA • Legge di bilancio 2023: meccanismi di contenimento del costo dell’elettricità conseguenti al Regolamento CE 2022/1854. Nel febbraio 2023 il governo svedese ha adottato un limite di 1957 SEK/MWh (equivalenti a ca.180 EUR/MWh) per i ricavi dall’energia elettrica di tutte le tecnologie di generazione inframarginali. Il periodo di applicazione per i produttori di energia decorre dal 1° marzo al 30 giugno 2023. La restituzione si applica sul 90% delle entrate eccedenti il cap, considerando un periodo di calcolo orario; la cadenza dei pagamenti è su base mensile. SPAGNA • Revisione PNEC 2023-2030 A fine giugno 2023 il Ministero della transizione ecologica ha pubblicato e posto in consultazione la bozza di Piano Nazionale Energia e Clima (Plan Nacional de Energía y Clima 2023-2030). Sono previsti aumenti significativi degli obiettivi in materia di energie rinnovabili e di decarbonizzazione fino al 2030. In particolare, il target di capacità rinnovabile complessiva passa a 160 GW: 62 GW di eolico (da 50 GW del precedente PNEC) e 76 GW di solare fotovoltaico. La capacità di stoccaggio viene elevata a 22 GW (da 2,5 GW), mentre viene ridotta la vita utile per gli impianti nucleari. La capacità di generazione a gas resta stabile a 26GW e la chiusura degli impianti di generazione a carbone è prevista per il 2025. • Decreto su Meccanismi di contenimento del costo dell’elettricità Nel maggio 2022 è stato pubblicato sulla Gazzetta ufficiale spagnola il Real Decreto n. 10/2022 con cui è stato istituito meccanismo temporaneo di adeguamento dei costi di produzione elettrica per ridurre il prezzo dell'energia elettrica nel mercato all'ingrosso. La misura prevede la definizione di un prezzo nazionale da attribuire al gas naturale utilizzato per generazione di elettricità, limitato a 40 €/MWh fino a novembre 2022 e poi crescente da dicembre 2022 fino a raggiungere un massimo di 70 €/MWh a maggio 2023. La misura è stata poi estesa a tutto il 2023, con un valore del cap crescente fino a 65 €/MWh a dicembre 2023. I produttori termoelettrici saranno quindi rimborsati della differenza rispetto al prezzo del gas effettivamente pagato; la copertura finanziaria avverrà attraverso la condivisione dei costi con i consumatori e l’incremento delle rendite di congestione rispetto all’anno precedente. • Altre misure per il contrasto al caro-energia e lo sviluppo delle energie rinnovabili. Dalla seconda metà del 2021 il Governo spagnolo ha adottato una serie di misure per contrastare i prezzi elevati dell'energia dovuti alla crisi russo ucraina. Tra i principali dispositivi sui mercati dell'energia elettrica e del gas si rilevano la sospensione dell'imposta sulla generazione del 7% estesa al 31 dicembre 2023, poi reintrodotta dal 2024 secondo un meccanismo di gradualità. Viene prorogato a fine dicembre 2023 il provvedimento sugli extra profitti adottato nel 2021, applicato agli impianti non emettitori di CO2 e non incentivati di taglia superiore a 10 MW; la misura si applica anche ai nuovi contratti bilaterali e a quelli esistenti rinegoziati in caso di superamento della soglia di 67 €/MWh. A fine 2022 è stato ampliato l’ambito di applicazione del Bonus Sociale istituito con la legge 24/2013. La misura prevede un obbligo per specifici soggetti a finanziare il cosiddetto Bono Social riconosciuto ai clienti vulnerabili. Precedentemente rivolto alle imprese di vendita al dettaglio, è applicato a tutti i player del settore elettrico, compresa la generazione. L’importo da finanziare per il 2023 è pari a 1,465428 €/MWh Per quanto riguarda la transizione energetica, vengono approvate diverse misure, tra le quali un nuovo procedimento autorizzativo rapido esteso sino al 31 dicembre 2024 per impianti eolici fino a 75 MW e per impianti fotovoltaici fino a 150 MW su zone a basso impatto ambientale e con connessione entro i 15 km. Con apposito Regio Decreto, nel dicembre 2023 è stata disposta la reintroduzione, dal 2024, dell’imposta sulla generazione di energia elettrica del 7% secondo un meccanismo graduale per il 2024. 33 POLONIA • Legge per il contenimento dei prezzi dell’elettricità. Nel novembre 2022 il Governo polacco ha adottato la Legge n. 2697 per il contenimento dei prezzi dell’elettricità. La legge introduce un «cap» temporaneo ai ricavi dei produttori di energia elettrica, applicato a tutti i produttori di energia infra- marginali – incluse quindi le tecnologie eolica e fotovoltaica \- con una capacità installata superiore a 1 MW, dal 1° dicembre 2022 al 31 dicembre 2023. Il cap per impianti che accedono al meccanismo delle aste è fissato pari al prezzo aggiudicato nell’asta (indicizzato all’inflazione). Per impianti che non accedono all’asta il cap è pari al prezzo di riferimento nel sistema d'asta in vigore alla data di calcolo. • «Distance act» Nel marzo 2023 è stata pubblicata la legge sul “distance act” per la disciplina degli investimenti nel settore eolico. Fatte salve le aree adiacenti a parchi naturali e riserve, la distanza minima tra un impianto eolico onshore e le aree residenziali stabilita dalla legge è di 700 m, mentre rispetto al più vicino edificio residenziale o misto si riduce a 500 m, previa consultazione pubblica territoriale. Nel caso in cui la distanza autorizzata sia inferiore a 700 metri, i residenti hanno diritto ad acquistare l'energia prodotta senza il pagamento degli oneri generali di sistema, rimanendo questi ultimi a carico del gestore del parco eolico. • Estensione aste FER al 2027 Lo scorso gennaio 2022 la Commissione europea ha approvato la proroga fino al 31 dicembre 2027 del programma di aste FER della Polonia. A luglio 2022 il Consiglio dei ministri polacco ha presentato uno schema di regolamento relativo alla quantità di energia elettrica da fonti rinnovabili da assegnare tramite aste negli anni 2022-2027. Per gli impianti onshore di capacità superiore a 1MW la stima del Governo è di 3.000 MW complessivi per l’eolico e 4500 MW per il fotovoltaico. ROMANIA • Provvedimenti per la mitigazione dell’incremento del prezzo dell’energia elettrica e del gas. Nel corso del 2022 il governo ha emanato una serie di ordinanze di emergenza, poi convertite in legge relative a misure contro l’escalation dei prezzi del gas e dell'elettricità. E’ ad oggi prevista l'estensione fino al 31 marzo 2025 dell’imposta all'100% applicata sul net profit oltre i 450 lei/MWh (già introdotta dall’1.11.2021 con un’aliquota dell’80% aumentata poi al 100% dall’1.09.2022) per tutti gli impianti ad esclusione dei cogenerativi. È poi stato introdotto un obbligo per i produttori di energia di vendere almeno il 40% dell’elettricità su mercati forward diversi da DAM (day-ahead market), ID (infra-day) e mercato del bilanciamento. Le uniche esenzioni riguardano gli impianti entrati in esercizio dopo il mese di giugno 2020. Con ulteriore disposizione emessa a novembre 2022, il Governo ha introdotto ulteriori misure per contrastare i prezzi elevati dell’energia. Viene disposta l’abrogazione del precedente obbligo di vendita diretta dell'energia elettrica fino al 31.12.2022 per i fornitori di energia elettrica con un portafoglio di clienti finali. Si introduce inoltre un nuovo meccanismo di acquisto centralizzato di energia elettrica per il periodo 1.01.2023 – 31.03.2025. I produttori di elettricità con capacità superiore a 10 MW saranno obbligati a vendere tutta la produzione disponibile a un prezzo fisso di 450 lei/MWh. Gli impianti rinnovabili sono esentati dalla norma. • Aste per aggiudicazione di CfD per le energie rinnovabili. Nell’agosto 2023 il Ministero dell'Energia ha formalizzato l’adozione su base competitiva di Contratti per Differenza (CfD) a due vie per supportare lo sviluppo delle energie rinnovabili nel settore elettrico. I contratti a due vie aggiudicati saranno a prezzo fisso per un periodo fino a 15 anni, rivolti a nuovi progetti onshore con capacità installata superiore a 5 MW. Lo schema non si applica al potenziamento/rifacimento degli impianti esistenti. Sono previsti due round di aste (la prima nel 2024 e la seconda nel 2025), ciascuno con gare separate per tecnologia onshore (eolica / PV) e con una capacità totale di 5.000 MW. Per la prima asta, il commissioning dell’impianto deve avvenire entro 36 mesi dalla data di sottoscrizione del CfD. BULGARIA • Emendamento alla Legge di Bilancio 2023 \- Attuazione del Regolamento (UE) 2022/1854 sul tetto ai ricavi da energia elettrica Nel dicembre 2022 è stato pubblicato l’emendamento alla Budget Extension Law in attuazione del Regolamento (UE) 2022/1854 per l’introduzione di «cap» ai ricavi da vendita di elettricità tramite tecnologie «infra-marginali», incluse quindi l’eolica e la fotovoltaica. Tale limite è stato poi esteso a tutto il 2024 Per i produttori da fonti rinnovabili con «contratto a premio» vigente all’ ottobre 2022, ove il premio sia pari a 0 BGN/MWh, il contributo da versare è definito come la differenza tra il prezzo di mercato dell’elettricità catturato e un «revenue cap» calcolato applicando un prezzo di riferimento che verrà determinato dall’Autorità per l’energia. Per i produttori con premio nullo, qual è ERG, il contributo è calcolato come il 90% della differenza tra il prezzo di mercato dell’elettricità catturato dall’impianto e il «revenue cap» pari alla tariffa del contratto a premio. 34 Risultati per Paese (1) Includono investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali ed investimenti tramite operazioni di Merger & Acquisition. (milioni di Euro) Ricavi adjusted 2023 2022 ∆ Italia 374 365 9 Estero 367 348 19 Francia 124 98 26 Germania 89 94 (5) UK & Nordics 54 34 20 Spagna 27 22 5 Est Europa 73 100 (27) Corporate 35 34 1 Ricavi infrasettori (35) (33) (2) Totale ricavi adjusted 741 714 27 Margine operativo lordo adjusted Italia 294 288 7 Estero 248 239 9 Francia 78 55 23 Germania 65 70 (5) UK & Nordics 37 24 13 Spagna 20 18 2 Est Europa 48 72 (24) Corporate (22) (25) 3 Margine operativo lordo adjusted 520 502 19 Ammortamenti e svalutazioni adjusted Italia (119) (127) 9 Estero (94) (98) 4 Francia (39) (46) 7 Germania (19) (28) 8 UK & Nordics (13) (4) (8) Spagna (5) (4) (1) Est Europa (18) (15) (2) Corporate (3) (3) 0 Ammortamenti e svalutazioni adjusted (215) (229) 13 Risultato operativo netto adjusted Italia 176 160 16 Estero 154 141 13 Francia 40 9 31 Germania 46 42 3 UK & Nordics 24 19 4 Spagna 15 14 1 Est Europa 30 57 (26) Corporate (25) (28) 3 Risultato operativo netto adjusted 305 273 32 Investimenti (1) Italia 219 653 (433) Estero 265 290 (25) Francia 25 11 15 Germania 3 1 1 UK & Nordics 45 159 (114) Spagna 190 100 90 Est Europa 2 20 (18) Corporate 4 3 1 Totale investimenti 489 946 (457) Anno 35 ITALIA Il Gruppo ERG opera in Italia attraverso le proprie società titolari di parchi eolici e solari. Fermo restando la disponibilità degli impianti, i risultati di ciascun parco eolico sono influenzati dalle caratteristiche anemologiche del sito nel quale è localizzato il parco stesso, dal prezzo di vendita dell’energia elettrica, che può variare in relazione alle aree geografiche in cui insistono gli impianti, dai sistemi di incentivazione per le fonti rinnovabili e dalla regolamentazione dei mercati organizzati dell’energia. ERG opera nel settore della produzione di energia elettrica in Italia, con una potenza installata di 1.321 MW nell’eolico e 175 MW nel solare, in incremento rispetto all’anno precedente di 56 MW riconducibili al Repowering del parco eolico Partinico-Monreale (42 MW di cui 26 MW di incremento) alla fine del secondo trimestre 2023 e del parco eolico di Camporeale (50 MW di cui 30 MW di incremento) alla fine del terzo trimestre 2023. Risultati Operativi 2023 2022 ∆ Potenza installata (MW) (1) 1.496 1.440 56 Eolico 1.321 1.265 56 Solare 175 175 0 Produzioni (GWh) 2.784 2.312 472 Eolico 2.528 2.062 466 Solare 256 250 7 Load Factor % (2) Eolico 24% 20% 4% Solare 17% 18% -1% Ricavi netti unitari (Euro/MWh) 131 154 (23) Eolico 109 134 (25) Solare 342 317 25 (1) potenza impianti installati a fine periodo. (2) produzione effettiva rispetto alla produzione massima teorica (calcolata tenendo conto dell’effettiva entrata in esercizio di ogni singolo parco) Nel 2023 la produzione di energia elettrica in Italia risulta pari a 2.784 GWh, di cui 2.528 GWh da fonte eolica e 256 GWh da impianti fotovoltaici, in aumento rispetto al medesimo periodo del 2022 (2.312 GWh di cui 2.062 GWh da fonte eolica e 250 GWh da fonte solare), grazie all’effetto perimetro (+231 GWh di eolico e +21 GWh di solare) e ad un contesto di maggiore ventosità. Risultati economici 2023 2022 ∆ (milioni di euro) Ricavi adjusted 374 365 9 Eolico 285 284 1 Solare 89 80 9 Margine operativo lordo adjusted 294 288 7 Eolico 216 218 (2) Solare 79 70 9 Ammortamenti e svalutazioni (119) (127) 9 Eolico (72) (82) 10 Solare (46) (45) (1) Risultato operativo netto adjusted 176 160 16 Eolico 143 136 8 Solare 32 25 8 Investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali 219 653 (433) Eolico 201 522 (321) Solare 18 131 (112) Ebitda Margin % (1) 79% 79% 0% Eolico 76% 77% -1% Solare 89% 87% 2% (1) rapporto del margine operativo lordo adjusted sui ricavi della gestione caratteristica. 36 I ricavi registrati nel 2023 (374 milioni) risultano in incremento rispetto al 2022 (365 milioni) principalmente a seguito del pieno contributo derivante dalle acquisizioni effettuate nel terzo trimestre 2022 e degli impianti di repowering entrati in esercizio nel 2023 oltre che dalla maggiore ventosità riscontrata negli ultimi mesi dell’anno, parzialmente compensato dai minori prezzi di mercato catturati e dal valore unitario dell’incentivo GRIN che nel 2023 risulta nullo rispetto ai 43 €/MWh del 2022. Alla luce di quanto sopra, il ricavo netto unitario dell’eolico in Italia, considerando il valore di cessione dell’energia, inclusivo del valore degli incentivi (ex certificati verdi) pari a zero nel 2023 e delle coperture nonché altre componenti minori, per ERG è stato pari a 109 Euro/MWh (134 Euro/MWh nel 2022) per effetto dei minori prezzi catturati che si confrontano con un 2022 caratterizzato da prezzi di mercato fortemente superiori. Il ricavo netto unitario del solare in Italia si attesta ad un valore di 342 €/MWh nel 2023 (317 €/MWh nel 2022) per effetto delle coperture applicate in linea con la Risk Policy del Gruppo. Il margine operativo lordo adjusted in Italia del 2023 è pari a 294 milioni, in incremento rispetto al 2022 (288 milioni), coerentemente con quanto commentato nei ricavi. Gli ammortamenti del periodo risultano in diminuzione rispetto al 2022 principalmente a seguito dell’impatto risultante dall’allungamento della vita utile degli asset eolici (13 milioni) per effetto dei programmi di Lifetime Extension sia dal termine della vita utile di alcune componenti di parchi eolici e fotovoltaici (13 milioni) anche in conseguenza dei progetti di Repowering e Revamping, che hanno determinato la svalutazione del relativo residuo valore contabile negli esercizi precedenti, parzialmente compensato del pieno contributo derivante dalle acquisizioni effettuate in Italia nel corso del secondo semestre 2022 (15 milioni). Investimenti Gli investimenti in Italia del 2023 (219 milioni) si riferiscono principalmente alle attività di Repowering sugli impianti eolici di Camporeale (50 MW) e Partinico-Monreale (42 MW) entrati in esercizio nel corso del 2023; all’avvio delle attività di Repowering degli impianti eolici di Mineo-Militello e Vizzini (101 MW) e Salemi- Castelvetrano (76 MW), alla prosecuzione delle attività di costruzione dell’impianto greenfield di Roccapalumba (47 MW), oltre alle consuete manutenzioni finalizzate a incrementare ulteriormente l’efficienza degli impianti. Sul solare proseguono le significative attività di Revamping degli impianti, volte a garantire una maggiore efficienza degli stessi. Aggiornamenti normativi e regolatori di rilievo nel periodo Si veda anche il capitolo “Aggiornamenti normativi ed istituzionali di rilievo”. MASE \- Decreto su Garanzie di Origine Il 14 luglio 2023 il MASE ha pubblicato il DM 224 sulle Garanzie di Origine (GO), in attuazione del Dlgs 199/2021 di recepimento della RED II. Il DM aggiorna le modalità di emissione, trasferimento, riconoscimento ed annullamento delle GO di energia rinnovabile dai vettori energetici: • Gas rinnovabili (incluso biometano); • Idrogeno rinnovabile; • Energia termica e/o frigorifera Restano invariate le procedure già in essere per le GO derivanti da produzione di energia elettrica rinnovabile. Il DM si pone in particolare l’obiettivo di favorire la trasparenza negli scambi di GO, evitando fenomeni di duplicazione e/o possibili casistiche di greenwashing, promuovendo misure (quali ad esempio un servizio di certificazione dei consumi di energia rinnovabili per i consumatori, e la possibilità di emissione delle GO, in caso di PPA e su indicazione del produttore, direttamente all’acquirente) che aumentino la consapevolezza degli utenti finale nelle scelte di approvvigionamento di energia elettrica. GSE \- nuovo regolamento «controlli» Nello scorso dicembre 2023 il GSE ha pubblicato il nuovo Regolamento per i controlli sugli impianti incentivati, in attuazione della specifica disposizione del DLgs n. 28/2011, con cui vengono disciplinate le sanzioni comminabili agli operatori FER. Le violazioni definite “rilevanti” portano alla decadenza degli incentivi, mentre quelle “di minor gravità” comportano una decurtazione percentuale (10 \- 50%) degli stessi. La decurtazione è dimezzata se l’operatore, prima della verifica/controllo, segnala spontaneamente le violazioni. 37 Eolico ARERA – Valore medio annuo EE per calcolo incentivi A gennaio 2023 ARERA ha pubblicato la delibera 27/2023 di aggiornamento del prezzo medio di cessione dell’energia elettrica, pari a 298,05 €/MWh, per il calcolo dell’incentivo sostitutivo dei certificati verdi. Tale prezzo porta a zero il valore della tariffa incentivante FIP per il 2023. Nello scorso gennaio 2024 ARERA ha pubblicato la delibera 14/2024 di aggiornamento per l’anno successivo; il valore risulta pari a 125,96 €/MWh. Il valore dell’incentivo per il 2024 risultante dalla formula prevista è di 42,15 €/MWh. • Aste eolico onshore – fotovoltaico (Gruppo A): nona sessione d’asta ai sensi del DM FER 2019 A maggio 2022 il GSE ha aperto il nono bando delle aste FER ai sensi del DM 4 luglio 2019, con un contingente riservato alle aste del Gruppo A di circa 1.905 MW non assegnati nei precedenti bandi, e un prezzo base d’asta di 66,5 €/MWh. All’asta hanno partecipato 2 progetti di repowering nella titolarità di ERG: quello di Castelvetrano-Salemi (TP) e quello di Greci- Montaguto (AV). Il progetto di Castelvetrano-Salemi si è aggiudicato l’asta, mentre il progetto di Greci-Montaguto, insieme ad alcuni progetti fotovoltaici di altri operatori, è stato ritirato prima della pubblicazione dei risultati a causa del progressivo disallineamento tra le tariffe aggiudicate, il crescente costo degli impianti e le alternative commerciali (in primis i PPA – Power Purchase.Agreeement). • Consiglio dei Ministri marzo e luglio 2022 \- Sblocco VIA. impianti FER e successivi provvedimenti A marzo 2022 il Consiglio dei ministri del governo italiano ha esercitato il potere sostitutivo previsto dalla legge, deliberando l’approvazione ai fini della Valutazione di impatto ambientale (VIA) di progetti di impianti rinnovabili per complessivi 418 MW. Tra i progetti coinvolti è presente il repowering del parco eolico ERG “Nulvi \- Ploaghe” (Sassari) da 121,5 MW. Il Decreto di approvazione VIA del repowering ERG è stato successivamente pubblicato a maggio 2022, per poi venire impugnato a fine giugno dalla Regione Sardegna presso il TAR Sardegna, il quale alla fine di novembre 2022 ha accolto le istanze della Regione annullando di fatto il Decreto VIA. Al momento il giudizio è incardinato presso il Consiglio di Stato e l’udienza è stata fissata il giorno 13 luglio 2023. ESTERO ERG opera all’estero nel settore della produzione di energia elettrica da fonte eolica e solare. ERG è uno dei primi dieci operatori nel settore eolico in Europa con una presenza significativa e crescente (1.426 MW operativi), in particolare in Francia (522 MW), Germania (327 MW), Polonia (142 MW), UK & Nordics (311 MW), Romania (70 MW), Bulgaria (54 MW). Inoltre, ERG opera in Francia e Spagna nel settore della produzione di energia elettrica da fonte solare con 344 MW di potenza installata, di cui 79 MW in Francia, e 266 MW in Spagna, incrementata a fine 2023 con l’entrata in operatività dei parchi fotovoltaici di Fregenal de la Sierra e Garnacha. Francia Risultati Operativi 2023 2022 ∆ Potenza installata (MW) (1) 600 600 0 Eolico 522 522 0 Solare 79 79 0 Produzioni (GWh) 1.315 1.076 239 Eolico 1.219 982 237 Solare 96 94 1 Load Factor % (2) Eolico 27% 22% 4% Solare 14% 14% 0% Ricavi netti unitari (Euro/MWh) 93 91 2 Eolico 93 91 2 Solare 96 96 (0) (1) potenza impianti installati a fine periodo. (2) produzione effettiva rispetto alla produzione massima teorica (calcolata tenendo conto dell’effettiva entrata in esercizio di ogni singolo parco) Nel 2023 la produzione di energia elettrica in Francia risulta pari a 1.315 GWh, di cui 1.219 GWh da fonte eolica e 96 GWh da impianti fotovoltaici, in aumento rispetto al medesimo periodo del 2022 (+239 GWh) principalmente per effetto dell’elevata ventosità registrata, oltre all’effetto perimetro (+23 GWh) derivante dal pieno contributo del parco eolico di 20 MW sviluppato internamente nel corso del 2022. 38 Risultati economici 2023 2022 ∆ (milioni di euro) Ricavi adjusted 124 98 26 Eolico 115 89 25 Solare 9 9 0 Margine operativo lordo adjusted 78 55 23 Eolico 73 50 23 Solare 5 5 0 Ammortamenti e svalutazioni (39) (46) 7 Eolico (34) (42) 7 Solare (4) (4) (0) Risultato operativo netto adjusted 40 9 31 Eolico 39 8 30 Solare 1 1 0 Investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali 25 11 15 Eolico 25 11 15 Solare 0 0 0 Ebitda Margin % (1) 63% 56% 7% Eolico 64% 56% 7% Solare 59% 55% 4% (1) rapporto del margine operativo lordo adjusted sui ricavi della gestione caratteristica. I ricavi registrati nel 2023 (124 milioni) risultano in sensibile aumento rispetto all’analogo periodo 2022 (98 milioni) principalmente per effetto delle maggiori produzioni riscontrate nell’eolico. I ricavi netti unitari dell’eolico Francia pari a 93 €/MWh risultano in lieve aumento rispetto all’analogo periodo del 2022 (91 €/MWh) principalmente per effetto dell’adeguamento all’inflazione delle tariffe fisse di vendita, mentre i ricavi netti unitari relativi agli impianti fotovoltaici sono complessivamente pari a 96 €/MWh, sostanzialmente in linea con quelli registrati nel 2022. Il margine operativo lordo adjusted in Francia nel 2023 è pari a 78 milioni, in aumento rispetto al 2022 (55 milioni), per le medesime motivazioni legate ai ricavi. Gli ammortamenti del periodo (39 milioni) risultano in diminuzione rispetto all’analogo periodo 2022 (46 milioni) per effetto dell’impatto risultante dall’allungamento della vita utile degli asset eolici a seguito dei programmi di Lifetime Extension. Investimenti Gli investimenti del 2023 in Francia (25 milioni) si riferiscono alle attività di sviluppo e costruzione di nuovi parchi eolici (59 MW) di cui è prevista l’entrata in esercizio tra la fine del 2024 e i primi mesi del 2025. Aggiornamenti normativi e regolatori di rilievo nel periodo Si veda anche il capitolo “Aggiornamenti normativi ed istituzionali di rilievo”. Eolico Decreto garanzie di origine A novembre 2023 è stato pubblicato un nuovo decreto di attuazione della disciplina sulle garanzie di origine (GO) per l'energia elettrica conseguente al recepimento della direttiva (UE) 2018/2001 RED II. Vengono in particolare specificate le norme per le GO derivanti da energia elettrica in autoconsumo, modificate le condizioni per la vendita all'asta delle GO degli impianti beneficiari di sistemi di incentivazione / supporto ed introdotte alcune variazioni nella vendita all’asta delle GO da impianti che beneficiano di sistemi di sostegno (che restano nella disponibilità dello stato). È ora prevista la possibilità di emissione di GO anche per impianti di produzione di energia elettrica da qualsiasi fonte di energia primaria (incluso nucleare, gas e carbone) o mediante cogenerazione. Cahiers des charges su « CRE 4» e «PPE 2» Ad agosto 2022 l’Autorità per l’energia (CRE) ha pubblicato emendamenti per le aste rinnovabili aggiudicate, finalizzati a permettere agli operatori aggiudicatari delle aste che si sono svolte entro il 31.12.2021 e con entrata in esercizio compresa fra l’1.09.2022 e il 31.12.2024 di assorbire parte dell'aumento dei costi degli impianti, estendendo il periodo di vendita dell’energia elettrica a mercato prima dell’avvio del Contratto a due vie aggiudicato ad asta. L'entità di tale estensione varia in relazione alla data attesa di entrata in esercizio commerciale degli impianti (COD). Per la stessa categoria di impianti è pure consentito di incrementare la potenza fino al 140%, purché compatibile con l’autorizzazione ambientale dell’impianto medesimo. 39 Cahiers des charges per eolico onshore A novembre 2022 la CRE ha pubblicato i nuovi Cahier des Charges per le aste eolico onshore applicabili a partire dall’asta di dicembre 2022\. Una nuova indicizzazione verrà applicata per aggiornare la tariffa aggiudicata prima dell'inizio della messa in servizio dell’impianto: la tariffa aggiudicata sarà adeguata per considerare l'evoluzione dei parametri di costo delle materie prime, inflazione, tassi di interesse tra il mese della data dell'asta e 12 mesi prima della messa in servizio. Inoltre il prezzo di base (cap) non verrà più reso pubblico. Sono anche state apportate lievi modifiche alle formule di indicizzazione annua delle tariffe aggiudicate. Nuovo cahier des charges per eolico onshore I nuovi Cahier des Charges per le aste a partire dal 4 dicembre sono stati pubblicati a novembre 2023. Da tale data è possibile offrire all’asta solo una porzione dell'impianto; viene inoltre disposta l’escussione parziale o totale della Garanzia Finanziaria anche in caso rinuncia da parte di progetti risultati vincitori dell’asta Viene sanzionato il mancato rispetto dei requisiti di ammissibilità all’asta in modo commisurato alla gravità della violazione. Sono inoltre escluse dall’asta le offerte con un prezzo di offerta superiore al tetto massimo ovvero con una valutazione del carbon footprint complessivo del progetto eccedente il limite previsto. “Deplafonnement” FIP 2016, FIP 2017 e CfD La legge 1157-2022 del 16 agosto 2022, di “modifica della finanziaria 2022” introduce una variazione allo schema contrattuale “complement de remuneration” di tipo FIP 2016, FIP 2017 e CfD aggiudicati fino all’asta di Dicembre 2019. In particolare, viene rimosso con effetto retroattivo dal 1°gennaio 2022 il limite economico ai fini della restituzione del contributo tariffario, nei casi in cui il prezzo di mercato sia maggiore della tariffa. Tale limite (cosiddetto “plafonnement”, previsto per tutte le tecnologie di impianti, era pari alla somma dei contributi percepiti dall’avvio del contratto (nelle ore in cui il prezzo di mercato era inferiore alla tariffa). Con la legge di bilancio 2024 è stato chiarito che tale rimozione avviene con effetto retroattivo dal 1°gennaio 2022 e di conseguenza tutti gli schemi di supporto assoggettati vengono trasformati in CfD a 2 vie. Eolico – nuove disposizioni per FIP 2017 A fine aprile 2022 sono state pubblicate nuove disposizioni che introducono condizioni specifiche e più stringenti per l’accesso al FIP 2017 per i nuovi progetti eolici onshore. Dal 1° luglio 2022 il FIP 2017 sarà ancora riservato ai nuovi impianti eolici con un numero massimo di n. 6 turbine di capacità nominale non superiore a 3 MW ciascuna, a condizione però che (i) l’altezza massima sia limitata a 137 m a causa di vincoli imposti dall'aviazione civile o militare, ovvero dalla presenza di radar oppure (ii) siano realizzati tramite investimenti partecipativi rivolti alle comunità locali. Tali condizioni devono essere soddisfatte per tutta la durata della convenzione. A fine dicembre un nuovo decreto modificativo ha introdotto la possibilità, per gli impianti che hanno presentato richiesta per FIP 2017 entro il 1° luglio 2022 e previsti in esercizio tra il 1° settembre 2022 ed il 31 dicembre 2024, di estendere la scadenza per il completamento dell’impianto e di vendere l’energia elettrica a mercato prima dell’avvio del Contratto. Inoltre a partire dal 1 gennaio 2023 ai nuovi progetti che faranno richiesta FIP-2017 sarà applicato un nuovo coefficiente di adeguamento della tariffa per tenere conto degli aumenti ei costi e delle risorse finanziarie tra la data di richiesta FIP 2017 ei 12 mesi prima del completamento dell’impianto. Per effetto di un ulteriore emendamento emesso nell’aprile 2023, agli impianti beneficiari della FIP 2017 costituiti al massimo da 6 aerogeneratori collegati prima del 1 ottobre 2022 è temporaneamente consentito di aumentare potenza dell’impianto, fino al 31 dicembre 2023\. La potenza unitaria delle turbine può superare i 3 MW, fino a un aumento totale di 1 MW per l’intero impianto; la tariffa FIP 2017 è quindi applicata alla potenza complessiva risultante. Non è però consentito sostituire le turbine già installate. Pubblicazione esito asta eolico onshore maggio 2023 All'inizio di luglio 2023 il Ministero della Transizione Ecologica ha pubblicato i risultati dell'asta tenutasi nel maggio 2023 per l'eolico onshore. L'asta è stata sovra-partecipata, con 1.800 MW partecipanti (120 progetti) su 925 MW disponibili; sono risultati aggiudicatari 73 progetti, per un totale di 1.156 MW, in applicazione della flessibilità consentita dalla normativa vigente. La media ponderata del prezzo aggiudicato è stata di 85,29 €/MWh, mentre il prezzo a base d’asta non è stato divulgato. ERG ha partecipato e vinto con i due progetti Parc Eolien De Saint Maurice La Clouere / Limousin (8,8 MW) e Parc Eolien De Porspoder / Bretagne (9 MW), con una tariffa pari a 88 €/MWh (indicizzata per 20 anni). Cahiers des charges per Solar A novembre 2022 la CRE ha pubblicato il nuovo Cahier des Charges per gli impianti fotovoltaici a terra di potenza compresa tra 500 kW e 30 MW, applicabile a partire dall’asta di dicembre 2022. Il prezzo di base (cap) non verrà più reso pubblico. La tariffa aggiudicata sarà adeguata prima dell'inizio della messa in servizio dell’impianto per considerare l'evoluzione dei parametri di costo delle materie prime, inflazione, tassi di interesse tra il mese della data dell'asta e 12 mesi prima della messa in servizio. Sono anche state apportate lievi modifiche alle formule di indicizzazione annua delle tariffe aggiudicate. 40 Germania – Eolico Risultati Operativi 2023 2022 ∆ Potenza installata (MW) (1) 327 327 - Produzioni (GWh) 629 556 73 Load Factor % (2) 22% 19% 3% Ricavi netti unitari (Euro/MWh) 140 168 (28) (1) potenza impianti installati a fine periodo. (2) produzione effettiva rispetto alla produzione massima teorica (calcolata tenendo conto dell’effettiva entrata in esercizio di ogni singolo parco) Nel 2023 la produzione di energia elettrica in Germania risulta pari a 629 GWh, in aumento rispetto al medesimo periodo del 2022 (556 GWh) per effetto della maggiore ventosità registrata nel periodo. Risultati economici 2023 2022 ∆ (milioni di euro) Ricavi adjusted 89 94 (5) Margine operativo lordo adjusted 65 70 (5) Ammortamenti e svalutazioni (19) (28) 8 Risultato operativo netto adjusted 46 42 3 Investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali 3 1 1 Ebitda Margin % (1) 73% 74% -2% (1) rapporto del margine operativo lordo adjusted sui ricavi della gestione caratteristica. I ricavi registrati nel 2023 (89 milioni) risultano in lieve contrazione principalmente per effetto dei minori prezzi catturati, parzialmente compensati dalla maggiore ventosità registrata nel periodo. I ricavi netti unitari dell’eolico Germania pari a 140 €/MWh risultano in contrazione rispetto al 2022 (168 €/MWh), in seguito all’effetto di minori prezzi di mercato registrati, mitigati dall’applicazione del meccanismo incentivante a una via che opera come un floor e dalle politiche di copertura adottate. Il margine operativo lordo adjusted in Germania del 2023 è pari a 65 milioni, in lieve diminuzione rispetto al 2022 (70 milioni), per le stesse motivazioni legate ai ricavi. Gli ammortamenti del periodo risultano in diminuzione rispetto al 2022 (8 milioni) per effetto dell’impatto risultante dall’allungamento della vita utile degli asset eolici a seguito dei programmi di Lifetime Extension. UK & Nordics – Eolico Risultati Operativi 2023 2022 ∆ Potenza installata (MW) (1) 311 219 92 Produzioni (GWh) 455 226 229 Load Factor % (2) 18% 33% -15% Ricavi netti unitari (Euro/MWh) 111 150 (39) (1) potenza impianti installati a fine periodo. (2) produzione effettiva rispetto alla produzione massima teorica (calcolata tenendo conto dell’effettiva entrata in esercizio di ogni singolo parco) Nel 2023 la produzione di energia elettrica in UK e Svezia risulta pari a 455 GWh, in forte incremento rispetto a quanto prodotto nel 2022 (226 GWh), e si riferisce al contributo derivante dagli impianti eolici sviluppati internamente ed entrati in esercizio tra la fine del 2022 e l’inizio del 2023 (241 MW). Si segnala, per una migliore comprensione dell’andamento del Load Factor, che tutti i suddetti nuovi parchi durante i primi mesi del 2023 erano in fase di commissioning o ramp-up delle produzioni, in un periodo peraltro caratterizzato da una ventosità significativamente inferiore alle medie storiche. 41 Risultati economici 2023 2022 ∆ (milioni di euro) Ricavi adjusted 54 34 20 Margine operativo lordo adjusted 37 24 13 Ammortamenti e svalutazioni (13) (4) (8) Risultato operativo netto adjusted 24 19 4 Investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali 45 159 (114) Ebitda Margin % (1) 67% 70% -2% (1) rapporto del margine operativo lordo adjusted sui ricavi della gestione caratteristica. I ricavi registrati nel 2023 risultano pari a 54 milioni (34 milioni nel 2022), in forte aumento rispetto al medesimo periodo del 2022 per effetto del contributo derivante dai nuovi asset, in parte compensato dall’effetto prezzi di vendita nel 2023 tramite contratti PPA a prezzi fissati mentre si ricorda che il primo semestre 2022 aveva beneficiato dei prezzi di mercato fortemente superiori a quelli attuali. Si segnala che i parchi in Scozia partecipano al mercato dei servizi di bilanciamento in cui viene remunerata la disponibilità a ridurre le produzioni degli impianti. Il margine operativo lordo adjusted nell’area UK & Nordics del 2023 si attesta a 37 milioni, in sensibile aumento rispetto al 2022 (24 milioni), per le stesse motivazioni legate ai ricavi. Gli ammortamenti del 2023 risultano in aumento per il contributo dei sopracitati parchi eolici in Scozia. Investimenti Gli investimenti in UK & Nordics del 2023 (45 milioni) si riferiscono al completamento degli asset entrati in esercizio tra la fine del 2022 e l’inizio del 2023 e alle attività di costruzione di un nuovo parco in Nord Irlanda. 42 Spagna- Solare Risultati Operativi 2023 2022 ∆ Potenza installata (MW) (1) 266 92 174 Produzioni (GWh) 213 171 42 Load Factor % (2) 21% 21% 0% Ricavi netti unitari (Euro/MWh) 123 126 (3) (1) potenza impianti installati a fine periodo. (2) produzione effettiva rispetto alla produzione massima teorica (calcolata tenendo conto dell’effettiva entrata in esercizio di ogni singolo parco) Nel 2023 la produzione di energia elettrica in Spagna risulta pari a 213 GWh, in aumento rispetto al medesimo periodo del 2022 (171 GWh) per effetto del contributo derivante dai nuovi parchi fotovoltaici entrati in esercizio nel corso del secondo semestre 2023 (+174 MW) e del miglior irraggiamento riscontrato nell’esercizio. (1) rapporto del margine operativo lordo adjusted sui ricavi della gestione caratteristica. I ricavi registrati nel 2023 risultano pari a 27 milioni, in aumento rispetto al 2022 (22 milioni) per il contributo dell’effetto perimetro derivante dall’entrata in esercizio dei nuovi parchi e delle maggiori produzioni parzialmente compensati dai minori prezzi di mercato registrati, mitigati dalle politiche di copertura effettuate. Il margine operativo lordo adjusted in Spagna del 2023 si attesta a 20 milioni, in aumento rispetto al 2022 (18 milioni), per le stesse motivazioni legate ai ricavi. Investimenti Gli investimenti del 2023 in Spagna (190 milioni) si riferiscono principalmente alle acquisizioni avvenute a giugno 2023, relative a impianti fotovoltaici entrati in operatività nel corso del secondo semestre 2023. East Europe – Eolico Risultati Operativi 2023 2022 ∆ Potenza installata (MW) (1) 266 266 - Produzioni (GWh) 742 615 128 Load Factor % (2) 32% 31% 1% Ricavi netti unitari (Euro/MWh) 91 139 (48) (1) potenza impianti installati a fine periodo. (2) produzione effettiva rispetto alla produzione massima teorica (calcolata tenendo conto dell’effettiva entrata in esercizio di ogni singolo parco) Nel 2023 la produzione di energia elettrica in East Europe risulta pari a 742 GWh, in aumento rispetto al medesimo periodo del 2022 (615 GWh) per effetto del contributo dei parchi eolici entrati in esercizio in Polonia nel corso del 2022 (61 MW) e della maggior ventosità registrata. Risultati economici 2023 2022 ∆ (milioni di euro) Ricavi adjusted 27 22 5 Margine operativo lordo adjusted 20 18 2 Ammortamenti e svalutazioni (5) (4) (1) Risultato operativo netto adjusted 15 14 1 Investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali 190 100 90 Ebitda Margin % (1) 74% 84% -10% 43 Risultati economici 2023 2022 ∆ (milioni di euro) Ricavi adjusted 73 100 (27) Margine operativo lordo adjusted 48 72 (24) Ammortamenti e svalutazioni (18) (15) (2) Risultato operativo netto adjusted 30 57 (26) Investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali 2 20 (18) Ebitda Margin % (1) 66% 72% -6% (1) rapporto del margine operativo lordo adjusted sui ricavi della gestione caratteristica. I ricavi registrati nel 2023 risultano in sensibile diminuzione rispetto all’analogo periodo 2022, principalmente per effetto della riduzione dei prezzi dell’energia, solo in parte compensati dalle maggiori produzioni e dall’effetto perimetro derivante dal pieno contributo dei parchi entrati in esercizio in Polonia nel corso del 2022 (61 MW). I ricavi netti unitari medi in East Europe risultano pari a 91 €/MWh, in forte riduzione rispetto al 2022 (139 €/MWh al netto delle misure di clawback), per effetto dei minori prezzi di mercato. S i ricorda che le misure (windfall tax) introdotte dal Governo rumeno per contrastare gli elevati prezzi dell’energia prevedono l’obbligo per gli impianti del Gruppo a vendere tramite PPA a 450 lei/MWh (circa 90 €/MWh). Il margine operativo lordo adjusted in East Europe del 2023 è pari a 48 milioni, in sensibile diminuzione rispetto al 2022 (72 milioni), per le stesse motivazioni legate ai ricavi. G li ammortamenti del 2023 risultano in lieve aumento per il contributo dei nuovi impianti eolici entrati in operatività in Polonia nei primi mesi del 2023 (61 MW). Aggiornamenti normativi e regolatori di rilievo nel periodo Si veda anche il capitolo “Aggiornamenti normativi ed istituzionali di rilievo”. Polonia • Estensione aste FER al 2027 Lo scorso gennaio 2022 la Commissione europea ha approvato la proroga fino al 31 dicembre 2027 del programma di aste FER della Polonia. A luglio 2022 il Consiglio dei ministri polacco ha presentato uno schema di regolamento relativo alla quantità di energia elettrica da fonti rinnovabili da assegnare tramite aste negli anni 2022-2027. Per gli impianti onshore di capacità superiore a 1MW la stima del Governo è di 3.000 MW complessivi per l’eolico e 4500 MW per il f otovoltaico. • D efinizione prezzi a base d’asta 2023 A novembre 2023 sono stati aggiornati i nuovi prezzi a base d’asta per le aste delle energie rinnovabili per il 2023, incrementandoli del +10% rispetto ai valori del 2022. Romania • Asta PNRR A fine marzo 2022 il Ministero dell'Energia ha aperto un bando unico, sotto forma di gara competitiva per la realizzazione di nuovi impianti a fonti rinnovabili. È previsto lo stanziamento di un budget dai fondi del PNRR pari a 458 M€ (di cui 75 M€ destinati a impianti di capacità inferiore a 1MW e 383 M€ per impianti di taglia superiore) per finanziare i costi di investimento per nuova capacità eolica e solare, con o senza sistemi di accumulo. Non sono ammessi al bando progetti di repowering o ampliamenti di impianti esistenti. I progetti dovranno entrare in esercizio entro il 30/06/2024, mentre è previsto un importo massimo concesso per fonte, con un limite massimo di 15 M€ per ogni azienda e per ogni progetto. Bulgaria • Definizione valore incentivi periodo regolatorio 1° luglio 2022 – 30 giugno 2023 A luglio 2022 sono state aggiornate le stime dei prezzi dell’energia a cui far riferimento per il calcolo dell’incentivo. La componente incentivo è calcolata come differenza tra la tariffa di riferimento per il singolo impianto e la stima del prezzo di mercato baseload (Forecasted Market Price for Wind Producers \- FMP) aggiustato sul profilo eolico nazionale. Per il peri odo r egolatorio 1° luglio 2022 – 30 giugno 2023, l’Autorità nazionale bulgara ha stimato un valore dei prezzi di mercato FMP pari a 440,21 BGN/MWh, portando conseguentemente a zero la componente incentivo. L’Autorità si riserva il diritto di rivedere l'FMP ogni sei mesi in caso di variazione significativa dei prezzi di mercato. 44 Rischi e incertezze Tra le principali attività di Assessment e Gestione dei rischi svolte nell’ambito dell’Enterprise Risk Management, si segnalano: (i) L’identificazione e la valutazione dei principali rischi legati al Piano industriale, nonché la definizione delle rispettive Risk Policy; (ii) La verifica continua del funzionamento e dell’efficacia del processo di gestione dei rischi; (iii) La condivisione con tutto il management del Gruppo dei risultati dei Risk Assessment semestrali. Il modello ERM è soggetto ad aggiornamenti periodici in coerenza con l’evoluzione del Gruppo e del contesto nel quale opera e si applica a tutte le Società del Gruppo ERG. Si evidenzia che, l’Enterprise Risk Management è volto a contribuire in modo proattivo ed integrato alla salvaguardia del patrimonio sociale del Gruppo ERG e ad una efficiente ed efficace conduzione del Business in linea con le strategie definite dal Consiglio di Amministrazione, tenendo in adeguata considerazione i rischi attuali e prospettici, anche di medio e lungo termine, con una visione organica e complessiva. È opportuno evidenziare che, alla data di predisposizione della presente Relazione, non si prevedono particolari rischi e incertezze, oltre quelli menzionati nel documento, che possano determinare conseguenze significative sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo ERG. In considerazione degli eventi bellici iniziati alla fine del mese di febbraio 2022 in Ucraina, il management sta monitorando eventuali criticità ed impatti che il conflitto potrebbe avere sul Gruppo ERG in particolare con riferimento ai rischi di credito e di sicurezza degli impianti. Per quanto riguarda il rischio credito non esistono posizioni aperte direttamente con controparti di diritto russe e ucraine. In relazione alla sicurezza impianti si segnala la posizione di alcuni parchi eolici del Gruppo nell’EST Europa (Polonia e Romania) vicini al confine ucraino: trattandosi di Paesi che fanno parte della NATO al momento non si evidenziano rischi direttamente legati al conflitto. Le tensioni geopolitiche hanno avuto nel corso del 2022 forti impatti rialzisti sui mercati delle commodities ed in particolare del gas, con conseguente forte incremento dei prezzi dell’energia elettrica. Tali fenomeni hanno portato ad un repentino rialzo dell’inflazione a seguito della quale le banche centrali sono intervenute con politiche monetarie restrittive attraverso ripetuti aumenti dei tassi di interesse che si sono portati sui livelli più alti degli ultimi 15 anni. Inoltre, a seguito dell’aumento dei costi dell’energia i governi hanno messo in atto interventi a livello regolatorio e fiscale sul settore attraverso le cd. “clawback measures” volte a contenere gli impatti di tali aumenti per i consumatori finali. Si segnala tuttavia che a partire dalla fine del 2022 si è assistito ad una inversione del trend con una riduzione dei prezzi del gas che è continuata nel corso del 2023 e che, anche a seguito ad una riduzione della domanda, ha portato i prezzi a valori prossimi a quelli precedenti la crisi ucraina. Tale riduzione ha comportato anche un significativo ridimensionamento dei prezzi dell’energia e ad una riduzione dell’inflazione, a cui non sono ancora seguiti tuttavia allentamenti delle politiche monetarie restrittive e riduzioni significative dei tassi di interesse. Si rileva infine che le pressioni inflazionistiche registrate nel corso del 2022 e 2023 hanno comportato un significativo aumento dei costi per investimenti negli impianti rinnovabili. ERG, in considerazione della propria operatività, adotta una classificazione dei rischi ai quali è esposto che prevede quattro categorie: Strategici, Finanziari, Operativi e di Compliance. 45 RISCHI STRATEGICI Disponibilità delle risorse Rinnovabili Il rischio fa riferimento all’eventualità che il Gruppo possa incorrere in danni economici derivanti dalla volatilità dei volumi di generazione di Energia Elettrica, con particolare riferimento alla produzione rinnovabile ed alla disponibilità delle risorse naturali (quali Vento e Sole). Il rischio viene mitigato attraverso: • La diversificazione tecnologica degli impianti rinnovabili (e.g. Eolico e Solare) e la diversificazione geografica dei parchi di produzione che permettono di ridurre sia l’impatto che la probabilità di accadimento; • La programmazione dei fermi degli impianti rinnovabili in funzione dei periodi di basso apporto delle fonti rinnovabili che permette di ridurre l’impatto; • L’utilizzo di strumenti di forecasting meteorologico più accurati per definire i piani di produzione che permettono di migliorare le strategie di gestione del Rischio Volume nel breve termine. È inoltre previsto l’utilizzo di modelli statistici di analisi del rischio che permettono di quantificarne gli impatti economici nell’orizzonte di piano. Evoluzione del contesto regolatorio Il cambiamento delle regole di funzionamento nonché le prescrizioni e gli obblighi che caratterizzano i mercati e i Paesi in cui ERG opera, possono influire negativamente sui risultati del Gruppo e/o sull’andamento della gestione e determinare impatti economici significativi sul valore degli asset. Rientra in questa categoria, ad esempio, la possibilità che nei Paesi in cui opera ERG siano adottate misure (market change e/o windfall taxes) volte a ridurre il prezzo percepito dalle fonti rinnovabili e conseguentemente abbassare i costi di approvvigionamento per il sistema (interventi che prevedono restituzione del prezzo percepito da alcune categorie di impianti rinnovabili e tassazione dei cosiddetti extraprofitti degli operatori del settore energy).Il Gruppo monitora continuamente l’evoluzione del quadro regolatorio nei Paesi in cui è presente, al fine di prevenire e/o mitigarne gli effetti sulle diverse aree di business, attraverso un presidio articolato su più livelli, che prevede, sia a livello locale, che a livello Paese, che a livello Europeo, il dialogo collaborativo con le istituzioni e con gli organismi di governo e regolazione del settore attraverso la partecipazione attiva ad associazioni di categoria ed a gruppi di lavoro istituiti presso gli stessi enti, nonché l’esame delle evoluzioni normative e dei provvedimenti dell’Autorità di settore e la predisposizione di specifici “position paper” per comunicare la propria posizione a riguardo. A tal fine, il Gruppo ERG ha costituito specifiche Unità Organizzative dedicate al monitoraggio continuo dell’evoluzione normativa nazionale ed internazionale di riferimento che monitorano l’evoluzione del quadro regolatorio nei paesi in cui è presente. Tra le principali materie oggetto di evoluzioni normative, si segnalano in particolare: • la riforma del Mercato Elettrico sia a livello Europeo che nei diversi Paesi in cui il Gruppo opera; • la riforma dei sistemi di incentivazione delle Fonti Energetiche Rinnovabili nei Paesi in cui il Gruppo opera (es. passaggio da FIT a FIP; modifiche nei sistemi delle Aste; Direttive Europee; Linee Guida sugli aiuti di Stato a favore dell’ambiente e dell’energia); • la certificazione dei risparmi energetici nell’ambito del meccanismo dei Certificati Bianchi da parte del Gestore dei Servizi Energetici; • l’implementazione dell’European Green Deal e degli altri pacchetti adottati a livello unionale per la decarbonizzazione e la security of supply dell’energia, nonché dei relativi Piani nazionali di attuazione; • le norme per ottenere e mantenere le autorizzazioni e i permessi per la costruzione e l’esercizio degli impianti Rinnovabili, nonché gli incentivi ad essi associati. 46 Climate Change Il rischio relativo al climate change identifica la possibilità che variazioni climatiche nel breve, medio e lungo periodo possano avere impatti sul business di ERG con conseguenze dal punto di vista economico-finanziario in termini di (alcuni esempi): diminuzione della disponibilità di risorse rinnovabili (vento e sole); limitazioni o impedimenti all’operatività, aumento dei costi di O&M, aumento dei costi di assicurazione, maggiori oneri di compliance, etc. Per contrastare il cambiamento climatico già in atto, l’Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) ha messo in luce nelle sue pubblicazioni gli effetti che il riscaldamento globale potrà avere e in parte sta già avendo sul pianeta (tra gli altri – intensificarsi delle ondate di calore e di eventi meteorologici estremi, l’innalzamento del livello del mare, l’assottigliamento del ghiaccio marino artico e dei ghiacciai continentali) e l’importanza di limitare l’innalzamento delle temperature medie sotto i 2°C. Il percorso per raggiungere questo traguardo richiede interventi tempestivi in tutti i settori dell’economia e dell’industria su scala mondiale ed il settore dell’Energia rappresenta uno dei fattori chiave per garantire la sostenibilità del pianeta. A giugno 2017, la Task Force on Climate-related Financial Disclosures (TCFD), ha pubblicato una serie di raccomandazioni sulla rendicontazione dei rischi e delle relative opportunità, riprese anche dalla Commissione Europea nella pubblicazione di giugno 2019: le linee giuda del TCFD richiedono di dare disclosure relativamente a quattro aree tematiche: Governance; Strategy; Risk Management; Metrics & Targets. In considerazione di quanto sopra il Gruppo ha effettuato considerazioni circa i principali rischi connessi ai cambiamenti climatici nonché ai relativi possibili impatti sulle diverse aree di business aziendale. Nel 2023 il Gruppo ha inoltre condotto uno studio interno per valutare dal punto di vista quantitativo come i cambiamenti climatici possano influenzare la produzione annuale degli asset in particolare eolici. L’analisi indica che in generale i rischi di una diminuzione della velocità media del vento, con particolare riferimento a un orizzonte di medio termine (a 10-15 anni) sono relativamente contenuti. Sulla base di analisi storico/statistiche della variazione percentuale della velocità del vento, sono prevedibili basse fluttuazioni nella produzione di energia, che possono avere sia un impatto positivo (incrementando la produzione) sia negativo (riducendo la produzione). Tuttavia, fluttuazioni di questa entità della risorsa vento sono già fattorizzate nelle serie storiche alla base delle stime di produzione riflesse nel Piano Industriale. Con riferimento agli asset solari, verrà approfondita la variazione dell’irraggiamento per gli impianti solari del gruppo nel corso del 2024. Secondo l’approccio del Gruppo, i rischi generati dal Climate Change si possono ricondurre alle seguenti principali tipologie: • Variazione degli apporti da fonti rinnovabili (vento e sole) che possono avere impatti sul business di ERG con conseguenze dal punto di vista economico-finanziario nel medio/lungo termine derivanti dalle possibili minori produzioni. Alla luce delle incertezze circa i potenziali effetti di un inasprimento delle condizioni climatiche nei territori in cui ERG è presente e dei potenziali effetti compensativi derivanti dalla sempre maggiore complementarietà geografica del Gruppo, non si è ritenuto opportuno riflettere alcun effetto negativo nei Business Plan di medio (Piano Mercato) e lungo periodo (impairment test). • Eventi catastrofali riferito in particolare a fenomeni fisici “acuti” e “cronici” legati ad eventi naturali estremi che possono provocare danni agli impianti produttivi impattando sulla Business Continuity. Rientrano nella categoria dei fenomeni “acuti” i rischi caratterizzati da probabilità di accadimento remota ma impatto potenzialmente catastrofico tra cui: gli incendi; i terremoti, i fenomeni vulcanici, gli uragani, gli tsunami / le alluvioni; mentre rientrano nella categoria degli eventi “cronici” l’aumento della temperatura media, innalzamento del livello del mare, riduzione della piovosità. • Cambiamenti regolatori, di Mercato riferito in particolare ad eventuali cambiamenti di sussidi ed incentivi, cambiamento del quadro regolatorio, incertezza della domanda di energia elettrica, aumento pressione competitiva. La strategia di gestione di tali rischi adottata dal Gruppo prevede: • la riduzione degli impatti legati ad eventi catastrofali attraverso processi di Business Continuity Management (per la protezione fisica degli asset) e Piani di Disaster Recovery, in particolare in ambito ICT; • la diversificazione tecnologica degli impianti di energia rinnovabile (es. Eolico e Solare) e la diversificazione geografica degli impianti di generazione, che riducono sia l'impatto che la probabilità di accadimento del rischio; • la pianificazione delle fermate degli impianti rinnovabili sulla base di periodi a basso utilizzo di fonti rinnovabili, riducendone l'impatto; • l’utilizzo di strumenti di previsione meteorologica più accurati (Vento e Sole) per definire piani di generazione e migliorare ulteriormente le strategie di gestione del Rischio di Volume nel breve termine; • l'utilizzo di modelli statistici di analisi dei rischi, che consentono di quantificare gli impatti economici lungo la vita del Piano; • il trasferimento dei rischi al mercato assicurativo. In particolare, risultano coperti tutti i fenomeni meteorologici estremi (Incendi; Terremoti; Fenomeni Vulcanici; Uragani; Tsunami / alluvioni); • la riduzione degli impatti legati alla variazione degli apporti da fonti rinnovabili, dei cambiamenti regolatori e di Mercato principalmente attraverso la diversificazione geografica la quale permette al Gruppo di sfruttare al meglio le sinergie dei territori nei quali sono situati i propri assets, e di conseguenza di mitigare gli impatti dei rischi sopracitati. Si segnala peraltro che il Gruppo adotta strategie di gestione, prevenzione e protezione, al fine di ridurre i possibili impatti sui territori circostanti ai propri asset. Vengono inoltre condotti costanti interventi di verifica e manutenzione sugli asset più esposti agli eventi meteorologici estremi o a disastri naturali per garantire che questi siano nella miglior condizione possibile per far fronte ad eventi metereologici estremi. La totalità dei siti produttivi del Gruppo localizzati in Italia è inoltre soggetta alle certificazioni ambientali ISO e le potenziali fonti di rischio sono monitorate affinché ogni criticità possa essere rilevata tempestivamente. Il Gruppo ha inoltre dimostrato negli anni la capacità di anticipare i cambiamenti radicali del contesto in cui opera modificando prontamente la propria strategia di crescita. Negli anni ERG è passato da operatore nella raffinazione e distribuzione carburanti a primario operatore in Italia ed Europa nella produzione di energia da fonti rinnovabili. ERG si impegna, attraverso i propri obiettivi di investimento nelle tecnologie green “a zero emissioni” e in particolare nell’eolico e nel solare, a fornire il proprio contributo alla lotta al Climate Change in linea con gli obiettivi del COP21 e del recente COP27. Nuovi Investimenti Tale rischio si riferisce ad eventi incerti originati da diversi fattori, ad esempio: scenario (micro/macroeconomico, politico, normativo, di Business), tecnici, operativi, finanziari, organizzativi, etc. che possono impattare sulla riuscita e sulla redditività di una Nuova Iniziativa di Investimento. I rischi sono principalmente riconducibili all’impossibilità di sviluppare previsioni economico-finanziarie certe dell’andamento nel periodo di Piano o di vita del Progetto (nel caso di un’iniziativa specifica), con conseguenti perdite economiche o patrimoniali, o il peggioramento dell’immagine del Gruppo. Alcuni esempi di rischi che possono essere ricompresi in questa tipologia sono: (i) la possibilità che gli obiettivi di Capex previsti non vengano conseguiti nei tempi e/o costi definiti nel piano strategico a causa del mutamento delle condizioni dei mercati con possibili ritardi nelle consegne per difficoltà di approvvigionamento da fornitori/subfornitori strategici e richieste di adeguamento prezzi sui contratti esistenti; (ii) la possibilità che le Opex di piano subiscano 47 anch’esse un rialzo; (iii) come conseguenza di spinte inflattive e/o tensioni sui mercati finanziari e delle commodities, problematiche di impairment, e più in generale di perdita di valore degli assets, collegate oltre ai potenziali effetti negativi in termini di EBITDA, all’incremento dei ritorni richiesti dagli investitori. Il Gruppo ERG per minimizzare il rischio ha definito, in accordo con le policy aziendali, specifici processi strutturati per la selezione degli investimenti che prevedono una serie di successivi livelli di esame ed approvazione effettuati sulla base, tra l’altro, di studi interni ed esterni di supporto, analisi di benchmark, analisi giuridico-normativa, modelli di valutazione/pianificazione finanziaria. Per tutti i progetti rilevanti, ai principali rischi vengono associati: • Impatti potenziali e strategia/azioni per contenere/eliminare il rischio; • Follow-up items per monitoraggio dei processi di mitigazione. Inoltre, il Gruppo aggiorna periodicamente i WACC / HR, anche attraverso benchmark, per assicurare un ritorno adeguato rispetto al profilo di rischio atteso. Rischi connessi al Rating della Capogruppo ERG SpA Eventuali riduzioni del merito di credito da parte delle Agenzie di rating potrebbero costituire una limitazione alla possibilità di acceso al mercato dei capitali e incrementare il costo della raccolta con conseguenti effetti negativi sulla situazione economica, finanziaria e patrimoniale del Gruppo. ERG attua una strategia di mitigazione del rischio che si sviluppa su diversi livelli e prevede il perseguimento: (i) di una struttura finanziaria equilibrata per durata e composizione, (ii) il monitoraggio continuo dei risultati consuntivi ed expected e degli equilibri finanziari, (ii) della stabilizzazione della generazione di cassa da parte delle proprie attività di business, anche attraverso la securizzazione di lungo termine dei ricavi di vendita e (iii) la diversificazione geografica e tecnologica dei propri impianti. Nel corso del 2022 l’aggiornamento della valutazione del profilo di rischio di ERG attribuita dall’Agenzie di rating Fitch è sempre Investment Grade “BBB-” con Outlook stabile. Il rating ERG è legato, oltre a variabili prettamente endogene e di mercato, al rating sovrano dell’Italia. Rischio Reputazione Il rischio è relativo ai potenziali effetti derivanti da una percezione negativa della reputazione del Gruppo ERG, intesa come aspettative, percezioni ed opinioni sviluppate nel tempo da tutti gli stakeholder (clienti, fornitori, investitori, media, ecc.). Tra i diversi fattori che influiscono negativamente sulla reputazione, vi sono ad esempio: l’incoerenza tra quanto realizzato e gli obiettivi comunicati e/o un disallineamento tra la performance e le aspettative degli stakeholders; la diffusione di notizie negative, siano esse rispondenti al vero o meno, che possono comprometterne la fiducia, l’affidabilità e/o la credibilità. Il Gruppo mitiga il rischio che la propria reputazione subisca peggioramenti tra gli stakeholder, attraverso: • Un processo strutturato ESG che prevede un piano strategico ESG con obiettivi e KPI misurabili, iniziative di responsabilità Sociale e la divulgazione della “Dichiarazione di carattere non finanziario”; • Il monitoraggio continuo della percezione del brand ERG da parte degli stakeholder; • Specifiche relazioni attive di comunicazione e informazione con i principali stakeholder; • Un monitoraggio costante di tutti i canali di comunicazione; • Un processo di Crisis Management che, attraverso un approccio strutturato, consente di gestire tempestivamente e di contenere gli effetti della crisi per salvaguardare la reputazione di ERG. RISCHI FINANZIARI Rischio Prezzo (Commodity) Tale rischio è identificato come la possibilità che le fluttuazioni del prezzo di acquisto e vendita delle Commodities producano variazioni nei risultati economici tali da compromettere il raggiungimento degli obiettivi definiti nel piano strategico. Nell’esercizio della sua attività, il Gruppo ERG è esposto principalmente alla oscillazione dei prezzi dell’Energia Elettrica per tutti gli impianti di produzione per i quali è prevista la vendita dell’Energia Elettrica sul Mercato. Il Gruppo ERG minimizza l’impatto derivante dalle oscillazioni dei Prezzi delle Commodities attraverso: • Una view aggregata per portafogli che consente di allocare i rischi dove possono essere più efficacemente gestiti, beneficiando della compensazione delle posizioni di segno opposto; • La definizione dei limiti di esposizione al rischio e di un associato processo di escalation nel caso di superamento dei limiti con identificazione dei soggetti responsabili di definire / autorizzare le azioni per il rientro nei limiti; • La definizione di processi e responsabilità per il monitoraggio del livello di esposizione utilizzando opportuni indicatori (e.g. P@R, V@R, Stop Loss, Profit Taking, Open positions); • La definizione delle quantità minime e massime di coperture (c.d. Hedging Ratios) sulle vendite di EE per l’orizzonte di piano; • L’utilizzo di strumenti derivati per stabilizzare i flussi di cassa generati, contribuendo a garantire l’equilibrio economico e finanziario del Gruppo. L’utilizzo di strumenti derivati è autorizzato esclusivamente a fronte dell’esistenza di un sottostante per perseguire la riduzione degli impatti economici legati alla volatilità dei prezzi sul mercato finanziario ed è monitorato costantemente; • L’utilizzo di contratti di Power Purchase Agreement (PPA) ovvero contratti pluriennali attraverso i quali viene regolata la somministrazione di energia elettrica fra due soggetti: il venditore, rappresentato dal proprietario di impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili, e l’acquirente, generalmente un grossista di energia o un’azienda produttiva; tali contratti possono essere di tipo virtuale (VPPA), ossia contratti di natura finanziaria attraverso i quali alle date di delivery avviene lo scambio di un pagamento sulla base del prezzo definito nel contratto verso un prezzo variabile, senza il trasferimento fisico dell’energia elettrica sottostante. • Laddove possibile, il bilanciamento delle formule di acquisto (e.g. del Gas naturale) con quella di riaddebito verso i clienti finali e/o il trasferimento nei contratti di vendita di maggiori costi derivanti dalle oscillazioni dei prezzi includendo specifiche clausole a riduzione dei costi emergenti (e.g. legati al profilo). Liquidità Si definisce tale il rischio derivante dalla mancanza di risorse finanziarie per far fronte agli impegni commerciali e finanziari sia a breve sia a medio/lungo termine. Questo rischio considera l’eventualità che l’impresa non riesca a far fronte ai propri impegni (funding liquidity risk), o che sia in grado di farlo solo a condizioni economiche non favorevoli a causa di situazioni di tensione o della mutata percezione da parte del mercato della rischiosità del Gruppo (o di una sua Società). ERG mitiga il rischio attraverso il perseguimento di una struttura finanziaria equilibrata per durata e composizione, il monitoraggio continuo degli equilibri finanziari e la sistematica generazione di cassa da parte delle proprie attività di business. L’obiettivo del Gruppo è quello di mantenere il profilo del rischio in questione su livelli estremamente contenuti attraverso l’attuazione di un processo di pianificazione finanziaria che si pone i seguenti obiettivi: • Consentire al Gruppo di essere solvibile sia in condizioni di normale corso degli affari che in condizioni di crisi, ottimizzando il relativo costo-opportunità; • Assicurare la disponibilità di un adeguato livello di elasticità operativa, ottimizzando il costo del funding in relazione alle condizioni di mercato in corso e prospettiche; il Gruppo utilizza un approccio prudenziale nella stima delle proiezioni dei flussi in entrata ed uscita che tiene conto anche di valutazioni di impatto di diversi scenari, inclusi quelli di stress che permettono di identificare i fattori di rischio che potrebbero alterare i cash flow previsti nel Piano Finanziario (e.g. modifiche di scenario, rinvii nell’esecuzione di dismissioni) e di definire e attuare le relative azioni di mitigazione; 48 • Mantenere un equilibrio in termini di durata e composizione del debito anche grazie ad una struttura operativa che opera all’interno di limiti assegnati che sono oggetto di revisione e approvazione periodica, e di una struttura di controllo di secondo livello, autonoma dalla prima che ne verifica l’operato; • Garantire un’adeguata distribuzione delle linee di credito, dei depositi di liquidità e della relativa attività finanziaria fra i principali istituti bancari italiani ed internazionali. Al fine di garantire una efficiente gestione della liquidità, l’attività di Tesoreria è accentrata nella Capogruppo, la quale provvede al fabbisogno di liquidità del Gruppo primariamente con i flussi di cassa generati dalla gestione ordinaria e con le linee di credito, ove necessario, assicurando un’opportuna gestione della liquidità. Per perseguire i propri obiettivi di mitigazione del rischio, lo stock di attivi finanziari del Gruppo ERG è impiegato in strumenti finanziari a breve termine e alta liquidabilità, privilegiando un profilo di rischio molto contenuto. In nessun caso è permesso il ricorso alla vendita allo scoperto. Rischio Credito Commerciale Si identifica con tale rischio la variazione imprevista del merito creditizio di una controparte nei cui confronti esiste un’esposizione che può avere conseguenze negative in termini economico- patrimoniali. L’obiettivo del Gruppo è quello di mantenere il profilo del rischio in questione su livelli estremamente contenuti attraverso la valutazione preliminare del merito di credito delle controparti e l’adozione, laddove ritenute necessario, di strumenti di mitigazione dei rischi, quali l’acquisizione di garanzie. In particolare, ERG nel perseguimento dei propri obiettivi commerciali e di business, minimizza il profilo di rischio credito, attraverso: • La definizione dei limiti di esposizione al rischio a livello di Gruppo e di eventuali strumenti di mitigazione del rischio (es. Garanzie Bancarie / Fidejussioni / Lettere di Patronage) per garantire che il profilo di rischio sia allineato ai requisiti richiesti dal Gruppo; • Un processo strutturato di gestione “attiva” del credito in cui specifiche Unità Organizzative ed un Credit Committee: o Valutano il merito creditizio di ogni singola controparte commerciale in termini di Rating, Credit Limit e Probabilità di Default e gli attribuiscono uno specifico livello di affidamento in termini di esposizione massima (c.d. fido); o Analizzano il profilo di rischio del portafoglio e i livelli di esposizione verso le controparti in termini di fido concesso e di fatturato; o Effettuano l’analisi dell’ageing, il monitoraggio costante del livello di esposizione complessivo e per singola controparte, valutano l’eventuale definizione ed attuazione di specifiche azioni correttive. Inoltre, il Gruppo ha definito le tipologie di garanzie che possono essere accettate in caso di affidamento di controparti con una valutazione economico/finanziaria non soddisfacente e gli istituti finanziari (banche e assicurazioni) idonei a rilasciare tali garanzie. Rischio Credito verso Controparti Finanziarie Si definisce tale il rischio che la variazione inattesa del merito creditizio di una controparte finanziaria nei cui confronti esiste un’esposizione (es. deposito di liquidità) possa provocare conseguenti impatti negativi a livello economico/patrimoniale e danni d’immagine. L’obiettivo del Gruppo è quello di trovare un giusto bilanciamento tra il rendimento degli investimenti finanziari e la minimizzazione del relativo rischio controparte attraverso: • Il ricorso a controparti con Rating Pubblico Investment Grade, o in assenza dello stesso, di una specifica autorizzazione da parte del CEO sentito il Comitato Rischi; • Strategie di diversificazione del rischio (ad esempio depositando la liquidità presso diverse banche e/o ricorrendo a fondi di investimento) come da indicazioni del Risk Committee; • La verifica per ogni controparte finanziaria che la stessa sia esclusa da qualsiasi Black List Nazionale e/o Internazionale. • Il monitoraggio continuo dello standing delle Controparti ed un processo di escalation in caso di eventi negativi e/o peggioramento del profilo di rischio A livello di Gruppo è in vigore un processo strutturato che prevede: • L’autonomia dall’area Finance nel depositare la liquidità fino a 12 mesi presso banche con Rating Investment Grade (almeno un Rating Investment Grade da parte di una Agenzia tra S&P Moody’s e Fitch); • Un processo autorizzativo (nell’ambito del Comitato Rischi) per gli impieghi di liquidità superiore a 12 mesi o presso banche con Rating inferiore all’Investment Grade. Tassi di Interesse Si definisce tale il rischio che una variazione inattesa dei tassi di interesse possa comportare una variazione di valore delle posizioni finanziarie e del relativo livello di onerosità. In tal senso, le variazioni dei tassi di mercato possono avere impatti negativi sul livello di oneri finanziari tali da compromettere la stabilità finanziaria del Gruppo e la sua adeguatezza patrimoniale. Il Gruppo ERG mitiga il rischio attraverso: • La ricerca e il reperimento di risorse finanziarie alle migliori condizioni offerte dal mercato, nel rispetto dei vincoli posti dal Risk Committee, anche attraverso il ricorso al mercato obbligazionario che consente di contenere il rischio attraverso l’emissione di bond a tasso fisso e su scadenze di medio/lungo termine • Il regolare monitoraggio del livello di esposizione al rischio e del rispetto dei vincoli posti dal Risk Committee; • L’utilizzo di strumenti derivati (e.g. IRS, Interest Rate Swap), autorizzati esclusivamente a fronte dell’esistenza di un sottostante; perseguendo i seguenti obiettivi: • Individuare la combinazione ottimale tra tasso fisso e tasso variabile; • Ottimizzare il costo del debito del Gruppo nell’ambito dei limiti di rischio assegnati dal Chief Executive Officer, la cui decisione è supportata da parere consultivo del Risk Committee, e coerentemente con le specificità del business; • Ridurre i possibili impatti economici legati alla volatilità dei tassi sul mercato finanziario. Tassi di cambio Le variazioni dei tassi di cambio delle valute estere con cui il Gruppo opera, possono impattare: • Sul risultato economico per effetto: (i) della differente significatività di costi e ricavi in valuta rispetto al momento in cui sono state definite le condizioni di prezzo (rischio economico); (ii) della conversione di crediti/debiti commerciali o finanziari denominati in valuta (rischio transattivo); • Sul bilancio consolidato (risultato economico e patrimonio netto) per effetto della conversione di attività e passività di imprese che redigono il bilancio in altra valuta (rischio traslativo). Il Gruppo ERG adotta una strategia di gestione del rischio cambio basata su: • L’accettazione del rischio cambio, fatte salve le possibili azioni di mitigazione di cui ai punti successivi, in considerazione della ridotta esposizione che il Gruppo ERG ha alla data di approvazione della presente politica. Ai fini della presente policy si considera un segnale di warning da sottoporre all’attenzione del Risk Committee un livello di esposizione inteso come EBITDA@Risk, calcolato al 95° percentile, superiore al 5% del EBITDA di Gruppo. • La revisione ovvero la conferma almeno annuale dell’adeguatezza di suddetta strategia di accettazione del Rischio Cambio alla luce degli sviluppi della tecnologia Wind/Solar e/o mutamenti nello scenario macroeconomico. • La definizione di processi e responsabilità per il monitoraggio regolare dell’EBITDA@Risk delle Operations Estere in valuta diversa da quella funzionale per il Gruppo ERG, prese singolarmente ed in aggregato. • Ove possibile, il perseguimento di un bilanciamento tra asset e liabilities in valuta, minimizzando quindi l’esposizione netta, e finanziando a M/L termine in valuta locale gli investimenti, la cui redditività e flussi di cassa sono prevalentemente espressi in tale valuta. 49 • La definizione di processi e responsabilità per l’approvazione di eventuali interventi per la mitigazione del livello di rischio qualora il monitoraggio periodico, il risk budget annuale o l’approvazione di un investimento strategico ne suggeriscano l’attuazione. Come per il monitoraggio, eventuali azioni di mitigazione devono essere valutate sulla base del loro impatto in una vista consolidata di Gruppo e non di singola società controllata, salvo eccezioni connesse a specifiche situazioni (e.g. covenant finanziari da rispettare, finanziamenti in valuta durante la fase di costruzione, impegni previsti da contratti di finanziamento) ed approvate dal Chief Executive Officer; • L’utilizzo di strumenti finanziari per la copertura del rischio, autorizzati dal Chief Executive Officer sentito il Risk Committee, esclusivamente a fronte dell’esistenza di un sottostante e se rientranti tra i seguenti: o Operazioni a pronti (spot); o Currency swaps; o Outright forwards; o NDF (non-deliverable forwards); o Currency futures; o Currency options. • Il rimpatrio non appena possibile della cassa netta generata in valuta dalle Società operative estere, nei limiti della liquidità necessaria per supportare la loro operatività, nel rispetto dei vincoli contrattuali dei Project Finance ed in coerenza con le scadenze di eventuali derivati di copertura eventualmente approvati. Contenziosi Il rischio fa riferimento all’ipotesi che una delle Società del Gruppo ERG (o i suoi dipendenti) possano essere coinvolti in procedimenti civili e/o amministrativi e/o fiscali/tributari e/o in azioni legali derivanti da potenziali violazioni di leggi o regolamenti, da responsabilità contrattuale o extra-contrattuale ovvero da altre controversie (es. contenziosi del lavoro), che potrebbe causare danni, sanzioni, o danneggiare la reputazione del Gruppo. Il rischio fa inoltre riferimento alla possibilità che una società del Gruppo possa impugnare un atto o un provvedimento lesivo dei propri interessi emesso da Istituzioni o Organi amministrativi o Autorità indipendenti. Il Gruppo ERG attua una strategia di mitigazione del rischio che prevede: • Il presidio, demandato a specifiche Funzioni aziendali, della normativa di riferimento (Legale, fiscale, etc.); • Una gestione del precontenzioso con il supporto degli specialisti delle aree legale e fiscale; • La gestione dei contenziosi da parte di studi esterni di elevato standing, esperti nelle materie specifiche; • Il monitoraggio costante dell’evoluzione dei contenziosi in corso e la valutazione della probabilità di soccombenza; per i rischi valutati con soccombenza “probabile”, viene effettuata una stima dell’impatto economico che considera tutte le possibili conseguenze e viene stanziato un fondo in bilancio; • La predisposizione e l’invio di informativa periodica interna in merito all’aggiornamento dei contenziosi, anche attraverso i flussi 231 agli Organismi di Vigilanza. Nei casi di operazioni straordinarie (es. acquisizione di Società, costituzione di JV), per mitigare il rischio di contenziosi vengono effettuate specifiche Due Diligence (es. legali, fiscali) e, se lo si ritiene opportuno, vengono richieste alla controparte garanzie specifiche riportate negli accordi contrattuali che disciplinano l’operazione. In relazione all’emanazione di atti o provvedimenti lesivi dei propri interessi, il rischio è mitigato attraverso: • Una regolare e corretta gestione coordinata a livello di Gruppo delle relazioni dirette o per il tramite delle associazioni di categoria con gli Stakeholders Istituzionali a livello locale, nazionale e internazionale; • La partecipazione alle fasi di elaborazione degli atti o dei provvedimenti (incluse le procedure di consultazione); • L’eventuale impugnazione degli atti o dei provvedimenti ritenuti lesivi davanti alle autorità competenti. Le strategie di gestione di tale rischio sono realizzate in accordo con quanto stabilito nelle policy aziendali. RISCHI OPERATIVI Rischio Salute, Sicurezza e Ambiente (HSE) Il Rischio è principalmente legato alla gestione degli asset industriali che hanno un impatto sulla salute e sicurezza dei lavoratori e sulle tematiche ambientali: • I rischi per la Salute sono quelli con potenziale impatto e compromissione dell’equilibrio biologico del personale addetto ad operazioni o a lavorazioni, a seguito di emissione nell’ambiente di fattori ambientali di rischio, di natura chimica, fisica e biologica; i rischi per la Sicurezza sono riconducibili al verificarsi di incidenti o infortuni, ovvero di danni o menomazioni fisiche (più o meno gravi) subite dalle persone addette alle varie attività lavorative. • I rischi Ambientali sono connessi alla possibilità che si verifichino eventi che provochino un’alterazione dei parametri fisico-chimici caratterizzanti le matrici ambientali (quali: acqua, aria e suolo), con ricadute negative sull’habitat naturale e/o sulla salute delle persone. Il Gruppo ERG, fortemente impegnato nella mitigazione di tali rischi, ha adottato specifiche Politiche in materia di Salute, Sicurezza e Ambiente che, in linea con le migliori best practice internazionali di riferimento, prevedono da parte di tutte le Società del Gruppo: • L’adozione di principi e comportamenti definiti in specifiche linee guida in materia di sostenibilità che prevedono il rispetto, da parte di tutte le Società del Gruppo, di tutte le normative in vigore; • L’adozione di linee guida per la valutazione dei rischi per la salute e la sicurezza in grado di salvaguardare sia il principio della prevenzione che il rispetto degli obblighi di legge in capo ai soggetti responsabili, primi fra tutti i Datori di Lavoro del gruppo ERG; • Il perseguimento di specifici obiettivi di performance, la continua formazione del personale e la certificazione di specifici sistemi integrati di gestione in materia Health & Safety in base agli standard internazionali di riferimento; • Un sistema sanzionatorio dei comportamenti che possono mettere in pericolo la sicurezza e la salute di tutto il personale, interno ed esterno, che svolge la propria attività all’interno degli impianti / delle aree di responsabilità del Gruppo; La stipula di specifiche polizze assicurative per il trasferimento dei rischi a copertura degli incidenti al personale e/o delle eventuali responsabilità civili connesse agli eventi incidentali. ll Gruppo ERG, inoltre, adotta standard di sicurezza e pratiche operative di elevata qualità e affidabilità al fine di assicurare la compliance normativa, il miglioramento continuo delle performance ambientali e l’efficacia delle azioni intraprese in termini di prevenzione e contenimento dei possibili impatti ambientali. In particolare, tutte le Società che gestiscono asset industriali sono dotate di un sistema certificato di Gestione OHSAS 18001 e ISO 14001, nonché il conseguimento della certificazione EMAS sui principali impianti. La società ERG S.p.A. è dotata da dicembre 2019 di un sistema certificato di Gestione ISO 45001. Inoltre, il Gruppo attua un presidio strutturato dei temi di Salute e Sicurezza attraverso lo sviluppo di numerosi programmi di prevenzione e diffusione di una “cultura della sicurezza”, rivolti sia al personale interno sia ai fornitori che operano presso gli impianti. L’adozione delle migliori tecnologie disponibili, l’applicazione di pratiche operative sempre più rigorose e stringenti in termini di prevenzione e riduzione dell’inquinamento e la corretta gestione dei rifiuti prodotti consentono di gestire in modo efficiente l’attività industriale e le tematiche in ambito Ambiente. Annualmente ERG pubblica la propria “Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario” in cui sono riportate informazioni e dati salienti in merito agli aspetti HSE e sociali sulle attività del Gruppo stesso. 50 Rischi di Information & Communication Technology In ambito ICT i rischi principali riguardano attacchi ai sistemi con sottrazioni di dati (data breach), violazioni della sicurezza, o l’interruzione dei servizi informatici per attacchi di hacker o disfunzioni dei sistemi. In pratica, tutto ciò che compromette la disponibilità, confidenzialità o integrità dei dati ERG, attraverso i propri sistemi ICT, adotta un approccio risk- based al fine di definire misure di sicurezza sia di natura preventiva che reattiva, e specifici programmi di miglioramento continuo volti a incrementare la resilienza aziendale rispetto al rischio di cyber security tra cui: \- A livello di sistemi ed Infrastrutture: (i) Security assessment per l’individuazione delle principali criticità dei sistemi SCADA e/o infrastrutture, con piani di remediation (organizzativo / tecnologico); (ii) Security program per adeguare i processi, i sistemi e l’infrastruttura alle best practice; (iii) Piani di security awareness e training rivolte agli utenti; (iv) strumenti automatici per la prevenzione, rilevazione e gestione di incidenti e anomalie (es. intrusion detection systems); \- A livello di device: (i) Formalizzazione del corpus procedurale per regolamentare i processi ICT; (ii) Programmi di “Awareness” agli utenti; (iii) soluzioni tecnologiche in grado di rilevare attacchi informatici (es. antivirus evoluti, doppio sistema di protezione e- mail, sonda di Intrusion Detection System) e di politiche di Back Up delle cartelle di rete e dei Pc del TOP Management; (iv) clausole contrattuali e accordi di riservatezza sottoscritti dai fornitori. Per mitigare i potenziali rischi di interruzione delle attività di business sui processi ICT ritenuti strategici, il Gruppo dispone di un sistema di Disaster Recovery che assicura la continuità del servizio e dei dati su un Data Center alternativo la cui efficienza è soggetta a verifiche periodiche. In considerazione della rilevanza delle attività svolte quotidianamente sulla Borsa Elettrica, particolare attenzione viene prestata al presidio dei sistemi di interfacciamento con il Mercato. Tali sistemi sono sottoposti a specifiche procedure di gestione e manutenzione finalizzate a proteggerne la stabilità. È inoltre presente un accordo con il CERT (Computer Emergency Response Team), che supporta ERG nella prevenzione degli attacchi e sono presenti polizze assicurative sui rischi Cyber. Si segnala inoltre che l’adozione dello smart working è stata supportata dagli investimenti effettuati dal Gruppo negli anni più recenti nell’ambito del piano ONE ICT per l’ammodernamento e la digitalizzazione dei processi: soluzioni innovative e fruibili da mobile, piattaforme cloud ibride, sistemi di remote collaboration e videoconferenza ad alta capacità, dotazioni tecnologiche personali moderne ed orientate alla mobilità in un quadro di massima attenzione alla sicurezza. Con riferimento a questo ultimo aspetto, il Gruppo ha già adottato da anni apposite soluzioni, processi e risorse per la gestione della sicurezza dei sistemi e dei dati aziendali, sulla base di un approccio risk based e con l’obiettivo di garantire la business continuity e la massima resilienza a fronte tanto di eventi incidentali quanto di attacchi informatici. Infine si segnala che è in corso il processo di certificazione secondo gli standard ISO27001 e ISO27019. Continuità del servizio Il rischio è connesso al verificarsi di fenomeni di carattere naturale, incidentale o catastrofico (i.e. terremoti, alluvioni, incendi, etc.), con conseguenze negative in termini economici o di conservazione degli asset aziendali, tali da minare in modo significativo l’operatività e l’equilibrio del Gruppo. Per quanto riguarda i rischi di indisponibilità degli impianti il Gruppo ERG mitiga tali rischi attraverso: • Politiche di gestione degli impianti volte al perseguimento di elevati livelli di sicurezza e di eccellenza operativa in linea con le migliori pratiche industriali; • L’adozione ed il continuo aggiornamento, in linea con le best practice di settore, di procedure di manutenzione programmata, sia ordinaria che preventiva, volta a identificare ed impedire potenziali criticità, anche sulla base di specifiche analisi ingegneristiche compiute da personale specializzato; • La revisione periodica degli impianti e l’utilizzo di strumenti di controllo e telecontrollo dei parametri tecnici per il monitoraggio e la tempestiva rilevazione delle eventuali anomalie oltre che, ove possibile, il ricorso alla ridondanza delle componenti necessarie a garantire la continuità dei processi produttivi; • L’erogazione continua di corsi di formazione specialistica per il personale tecnico che opera sugli impianti. È inoltre prevista l’adozione di soluzioni ICT per il rilievo di problematiche tecniche, volte a permettere un approccio predittivo per la programmazione delle manutenzioni per limitare i fermi per rotture accidentali. Per quanto concerne i processi produttivi, particolare attenzione viene data alle attività di prevenzione e controllo dei rischi a questi connessi, attraverso la realizzazione di Risk Assessment, Business Impact Analysis e un’attività di Business Continuity Management. Per coprire i rischi di carattere naturale e catastrofici, per il trasferimento dei propri rischi industriali, il Gruppo ERG ricorre al mercato assicurativo, garantendo un alto profilo di protezione anche per quanto concerne l’interruzione di attività; le condizioni contrattuali di tali polizze assicurative sono oggetto di revisione periodica. Human Capital Si definisce tale il rischio che i sistemi di global rewarding presenti nel Gruppo (formati da componenti fisse, variabili e benefit) siano incoerenti rispetto alla motivazione delle persone o ai benchmark di mercato, con conseguente impatto economico per il Gruppo causato da perdita di figure professionali chiave e/o ritenute strategiche. Il Gruppo mitiga tale rischio attraverso lo sviluppo di strategie e politiche retributive, basate su pesatura e matching delle posizioni, allineate ai benchmark di mercato, al fine di garantire l’efficacia delle componenti di rewarding (monetarie e non). In particolare, il Gruppo utilizza strumenti differenziati per la retention in base al livello di rilevanza strategica e di seniority del proprio personale, in linea con le policy aziendali. In tale ottica la componente fissa della remunerazione assicura la retention attraverso continui benchmark di mercato, mentre la componente variabile garantisce l’allineamento tra obiettivi aziendali ed interessi del singolo attraverso l’erogazione di premi al raggiungimento di obiettivi di lungo (LTI) e di breve (MBO). Con questo rischio si comprende anche l’eventuale impatto negativo derivante da una inappropriata gestione delle relazioni individuali e collettive con i dipendenti, che generi potenziale conflittualità interna e/o esterna e comprometta il raggiungimento degli obiettivi di business. Le relazioni con i dipendenti derivanti dal rapporto di lavoro vengono assicurate, tanto in forma individuale quanto collettive con i dipendenti, che generi potenziale conflittualità interna e/o esterna e comprometta il raggiungimento degli obiettivi di business. Le relazioni con i dipendenti derivanti dal rapporto di lavoro vengono assicurate, tanto in forma individuale quanto collettiva, attraverso il rispetto della normativa giuslavoristica e delle normative internazionali in materia di diritti umani, diversity e pari opportunità e l’instaurarsi di una cultura industriale incentrata: • su relazioni continue con le Organizzazioni di rappresentanza dei Lavoratori a livello nazionale e locale; • sulla partecipazione dei dipendenti agli obiettivi d’impresa; • su attività di contrattazione di secondo livello. Procurement e Supply Chain Si individua in tale rischio l’eventualità che il Gruppo incorra in perdite o maggiori costi, danni di immagine o interruzioni della continuità di business, almeno nel breve periodo, a seguito del venir meno di un fornitore strategico (es. per cessazione attività, fallimento). ERG minimizza il rischio attraverso: • Lo sviluppo di un processo di selezione dei fornitori e di qualifica (economico-patrimoniale, tecnica ed HSE) secondo parametri e criteri definiti, attraverso il ricorso a gare con individuazione di un numero minimo di fornitori, garantendone laddove possibile di una rotazione strutturata; • La massimizzazione del ricorso a gare economiche per l’approvvigionamento di beni e/o servizi con individuazione di un numero minimo di fornitori, garantendo laddove possibile una rotazione strutturata dei fornitori stessi; • La definizione di una soglia di acquisti cumulati in riferimento ad un singolo fornitore; 51 • L’individuazione di specifiche Unità Organizzative responsabili, in particolare della selezione e controllo delle performance dei fornitori; • Lo sviluppo di una specifica contrattualistica interna con previsione di clausole di salvaguardia; • Specifiche attività di monitoraggio e controllo dei processi di acquisto, volte a garantire il rispetto dei parametri qualitativi e di concentrazione degli ordini definiti nelle procedure di Gruppo. Si segnala altresì che nel corso degli ultimi mesi si è verificato un aumento generalizzato del prezzo di tutte le principali materie prime (quotazioni più che raddoppiate rispetto y-o-y) a seguito, in particolare, della riapertura dei mercati post Covid-19 e a causa del conflitto in Ucraina e conseguenti incrementi della domanda e della produzione (es. Cina e USA). Di rilievo per ERG l’aumento: • Del prezzo del rame il cui aumento significativo dei prezzi pare strutturale, con impatti in primis sui cavi per BoP e connessioni • Del prezzo dell’acciaio il cui impatto è relativo in particolare alle WTG ed è stato contenuto per ERG grazie alle mitigazioni negoziate in ambito dei Framework Agreement (FA) sottoscritti. In particolare il FA Vestas prevede una Clausola «acciaio» con prezzi fissi per 15 mesi da settembre 2020 e, per tutte le consegne WTG ex-works da gennaio 2022, indicizzazione al prezzo dell’acciaio limitatamente al solo peso della torre (escluse navicelle, rotore/hub, drive train, altri componenti). Permane la situazione di forte tensione anche nella logistica (noli altissimi e carenza di containers) e il prezzo dei prodotti (es turbine, pannelli solari) in aumento per il recepimento delle tensioni sui mercati delle materie prime. RISCHI COMPLIANCE Rischio di violazione delle Normative Anticorruzione Tale rischio attiene alla possibilità che un dipendente e/o una Società del Gruppo siano coinvolti in un procedimento per reati commessi in violazione delle normative anticorruzione vigenti. ERG condanna il ricorso a qualsiasi pratica corruttiva con il massimo rigore e senza eccezione. Per prevenire i reati corruttivi, il Gruppo si è dotato di un sistema di regole e controlli definit in relazione al contesto normativo nazionale ed internazionale in cui opera. Per tutte le Società del Gruppo: • È definito il sistema di regole comportamentali adottate dalle Società del Gruppo (Codice Etico, Modello 231 e Policy Anticorruzione), che tutti i dipendenti sono tenuti a rispettare nello svolgimento delle proprie attività e che proibiscono ogni forma di corruzione, attiva o passiva, che coinvolga non solo pubblici ufficiali ma anche parti private; • Sono definite e attribuite le responsabilità e specifici poteri di spesa (autorizzativi e di firma) per limitare la possibilità che un solo soggetto possa terminare un intero processo in autonomia; • Sono definiti e attuati specifici programmi di formazione, rivolti ai dipendenti, volti a far conoscere da un lato il panorama normativo sull’anticorruzione (ed il relativo sistema sanzionatorio) e dall’altro le regole comportamentali adottate dal Gruppo (e.g. Codice Etico, Modelli 231 e Policy Anticorruzione); tali attività coinvolgono anche i Consiglieri di Amministrazione; • È attivo un processo, presidiato dagli Organismi di Vigilanza ex D.Lgs. 231/01, per la gestione delle segnalazioni dei comportamenti contrari ai principi sanciti dal Codice Etico e dai Modelli 231; tale processo, con riferimento a possibili violazioni della Policy Anticorruzione, è presidiato da “Compliance 231”; • È definito un processo di verifica delle “Terze Parti Significative” attraverso il quale viene valutato in concreto il rischio corruzione collegabile all’instaurazione di un rapporto contrattuale, individuando, ove del caso, le opportune misure di mitigazione e gestione del rischio; • Sono svolte specifiche attività di controllo di terzo livello da parte dell’Internal Audit, sul rispetto dei principi sanciti dal Codice Etico, dai Modelli 231 e dalla Policy Anticorruzione. Rischio Paese Il rischio fa riferimento a possibili evoluzioni del quadro politico, legislativo, economico e/o sociale di un Paese che possono avere impatti negativi, sull’operatività, sui risultati economici e/o l’equilibrio finanziario. Alcuni esempi sono: (i) la mancanza di un quadro legislativo stabile e incertezze sulla tutela dei diritti degli operatori stranieri in caso di inadempienze contrattuali da parte di Enti di Stato o altri soggetti privati; (ii) l’applicazione penalizzante di leggi o modifiche contrattuali unilaterali che comportano la riduzione di valore degli asset (iii) incrementi della pressione fiscale; (iv) complessi iter autorizzativi che impattano sul time-to- market dei progetti di sviluppo; (v) ritardi, revisione o inadempienza vs gli obbiettivi di contrasto al Cambiamento Climatico con conseguente riduzione di investimenti in Rinnovabili ivi compresi in infrastrutture di supporto allo sviluppo della Generazione Rinnovabile (e.g. reti di trasmissione e distribuzione). In particolare, il Gruppo ERG attua una strategia di mitigazione che prevede: • La non assunzione del rischio e quindi la mancata esecuzione degli investimenti in paesi dove è presente un’instabilità politico / sociale non adeguata al profilo di rischio che il Gruppo vuole assumere; • La mitigazione del rischio nei paesi nei quali c’è un elevato interesse ad effettuare nuovi investimenti, richiedendo un ritorno adeguato in relazione al profilo di rischio atteso. Tale valutazione viene effettuata attraverso l’analisi dei principali indicatori del Paese preso in considerazione (e.g. indicatori macroeconomici, finanziari). La mitigazione del rischio prevede inoltre, l’attivazione, lo sviluppo e il mantenimento delle relazioni con le istituzioni e gli Stakeholder di riferimento volte a comprendere lo scenario politico, istituzionale e normativo del Paese di interesse per il Gruppo e i suoi possibili impatti sul business. La valutazione circa l’interesse se investire o meno in un paese tiene peraltro conto della sua adesione ai trattati internazionali per la lotta al cambiamento climatico e/o degli obiettivi che lo stesso paese si è dato per contrastare il Climate Change (es. obiettivi di penetrazione delle rinnovabili). 52 SALUTE SICUREZZA E AMBIENTE Premessa La protezione della salute e della sicurezza delle persone e la salvaguardia dell’ambiente sono elementi che da sempre caratterizzano il modo di fare impresa del Gruppo ERG: la prevenzione e la gestione dei rischi connessi sono pertanto centrali per l’attuazione delle linee di indirizzo strategiche del Gruppo. I principi adottati in materia di salute, sicurezza e ambiente, sono pronunciati nella Sustainability Policy, che esprime nei confronti di tutti gli stakeholder, i valori, gli impegni, gli obiettivi in tema di sostenibilità che ERG intende perseguire. In linea con il proprio Codice Etico e la propria Human Rights Policy, ERG indirizza le attività di tutto il Gruppo, coniugando l’obiettivo della creazione di valore sostenibile nel tempo, con il rispetto dell’ambiente e l’attenzione verso gli stakeholder interni ed esterni. Salute e Sicurezza Il gruppo ERG ha continuato a perseguire l’obiettivo di “zero infortuni sul lavoro”, attuando misure preventive e protettive con l’obiettivo di contenere al minimo la frequenza e la gravità degli infortuni stessi. Gli sforzi profusi nel corso del 2023 hanno consentito di contenere il numero di infortuni pur in presenza di un notevole incremento delle attività operative del gruppo, sia in termini di potenza messa in esercizio che di numero di cantieri di costruzione gestiti dal gruppo in tutta Europa. Complessivamente si sono verificati sei infortuni di cui: cinque in Italia, quattro a personale interno ed uno a personale di una ditta esterna, ed uno ad un dipendente in Francia. Alla data attuale le condizioni emergenziali della pandemia legate al SARS-CoV-2 sono cessate e il 5 maggio 2023 l'Organizzazione Mondiale della Sanità ha ufficialmente dichiarato la fine dell'emergenza sanitaria. Stante il quadro normativo attuale l’infezione da Sars-Cov-2 può essere assimilata alle altre potenziali infezioni virali. Pertanto, tutti i documenti aziendali emessi a suo tempo per gestire l’emergenza, tra cui i protocolli anti- contagio, hanno cessato la propria applicazione pur rimanendo pronti in caso di mutate condizioni che comportino il ritorno ad una condizione di emergenza. Tra le iniziative pluriennali di prevenzione che il Gruppo promuove, anche nel corso del 2023 è proseguito il progetto denominato “Leadership in Safety” su tutto il perimetro del gruppo. Tale progetto è mirato a favorire l’adozione di modelli di leadership comportamentale in relazione alle tematiche di Safety da parte delle figure apicali per la Sicurezza sul Lavoro, a partire dal vertice aziendale fino ai preposti locali che gestiscono direttamente le attività operative dei lavoratori. Nel 2023 il focus è stato sugli effetti della “cultural diversity” in relazione alla gestione della Sicurezza sul Lavoro. Ambiente La tutela dell’ambiente rappresenta per il Gruppo un valore culturale nel modo di fare impresa. Per tale ragione ERG ha sviluppato un modello di business che permette di produrre energia con un impatto ambientale molto ridotto. Nel rispetto di questo principio il Gruppo si impegna a: • privilegiare lo sviluppo delle fonti rinnovabili e l’utilizzo di combustibili a bassa intensità di carbonio; • minimizzare l’impatto ambientale delle proprie attività, riducendo i consumi di energia, le emissioni nell’atmosfera e la produzione di rifiuti, anche attraverso il miglioramento della qualità e dell’efficienza degli impianti; • considerare la tutela della biodiversità, degli habitat naturali e degli ecosistemi come una componente rilevante dello sviluppo sostenibile nella realizzazione dei propri progetti; • promuovere l’utilizzo consapevole e responsabile di tutte le risorse naturali a disposizione del Gruppo; • adottare nelle realtà operative Sistemi di Gestione certificati secondo standard riconosciuti, nell’ottica del miglioramento continuo delle proprie performance, della mitigazione dei rischi, e della valorizzazione delle opportunità. 53 Sistemi di Gestione HSE&Q e Certificazioni Come ormai prassi consolidata, il gruppo ERG ha adottato come strumenti di miglioramento continuo, sistemi gestione per la salute e sicurezza sul lavoro, la tutela dell’ambiente e la qualità, coerenti a standard internazionali. In particolare: • ERG SpA ha adottato un sistema di gestione della Salute e Sicurezza sul Lavoro certificato secondo lo standard ISO 45001\. Nel corso del 2023, così come previsto dalla norma, è stato effettuato l’audit di sorveglianza del proprio sistema di gestione della Salute e Sicurezza sul Lavoro con esito positivo. • ERG Power Generation S.p.A., comprese tutte le società controllate in Italia, ha adottato un sistema di gestione integrato HSEQ rispettivamente secondo gli standard ISO 45001, ISO 14001 e ISO 9001\. Nel corso del 2023 ha sostenuto un audit di sorveglianza del proprio sistema integrato Salute e Sicurezza, Ambiente e Qualità con esito positivo. • ERG France Sarl ed ERG Developpement France Sas, comprese tutte le società controllate in Francia, hanno adottato un sistema di gestione integrato HSEQ rispettivamente secondo gli standard ISO 45001, ISO 14001 e ISO 9001. Nel corso del 2023 hanno sostenuto un audit di sorveglianza del proprio sistema integrato Salute e Sicurezza, Ambiente e Qualità con esito positivo. • ERG Germany GmbH , comprese tutte le società controllate in Germania, ha adottato un sistema di gestione integrato HSE rispettivamente secondo gli standard ISO 45001 e ISO 14001\. Nel corso del 2023 ha sostenuto un audit di sorveglianza del proprio sistema integrato Salute e Sicurezza e Ambiente con esito positivo. • ERG UK Holding LTD, comprese tutte le società controllate in UK ha adottato un sistema di gestione integrato HSE rispettivamente secondo gli standard ISO 45001 e ISO 14001. Nel corso del 2023 ha sostenuto un audit di sorveglianza del proprio sistema integrato Salute e Sicurezza e Ambiente con esito positivo. GOVERNANCE ERG svolge la propria attività nel rispetto dei più elevati standard di Corporate Governance, impegnandosi nella costante applicazione dei principi di integrità, imparzialità e trasparenza. Con l’obiettivo di garantire tali principi in ogni momento della vita aziendale il Gruppo ha implementato un Sistema di Governance ed un Sistema di Controllo interno e di gestione dei rischi non solo conforme alle vigenti disposizioni legislative e regolamentari, ma anche allineato alle best practice esistenti in ambito nazionale e internazionale nonché, in particolare, alle raccomandazioni del Codice di Corporate Governance delle Società Quotate promosso da Borsa Italiana S.p.A. (il “Codice”). Gli elementi che costituiscono il Governo Societario sono gli organi statutari, i comitati consiliari e i documenti di corporate governance che ne regolano il funzionamento 15 . Il Consiglio di Amministrazione, nominato dall’Assemblea degli Azionisti del 26 aprile 2021, è composto da 12 membri – dei quali 6 indipendenti 16 (uno di espressione degli azionisti di minoranza) - nel rispetto del criterio di equilibrio tra generi 17 ; il mandato allo stesso conferito scadrà alla data dell’Assemblea convocata per l’approvazione del Bilancio al 31 dicembre 2023. In data 26 aprile 2023, l’Assemblea degli Azionisti, ai sensi dell’art. 15, comma 6, dello Statuto Sociale, ha confermato Renato Pizzolla quale Consigliere di Amministrazione, sulla base della proposta formulata, ai sensi dell’art. 126-bis del Testo Unico della Finanza, dall’azionista SQ Renewables S.p.A. Il Consigliere Renato Pizzolla scadrà dalla carica unitamente agli altri componenti del Consiglio di Amministrazione e pertanto alla data dell’Assemblea convocata per l’approvazione del Bilancio di Esercizio al 31 dicembre 2023\. Il Consiglio di Amministrazione, riunitosi a conclusione dei lavori dell’Assemblea degli Azionisti, ha confermato il Consigliere Renato Pizzolla nella carica di componente del Comitato Strategico. Il Comitato Nomine e Compensi, è composto, in conformità a quanto previsto dal Codice, da tre amministratori indipendenti, tutti appartenenti al genere meno rappresentato nel Consiglio di Amministrazione, e ha il compito, tra l’altro, di formulare proposte al Consiglio medesimo per la remunerazione dei Consiglieri 15 Per informazioni di dettaglio al riguardo si rimanda alla sezione “Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari” ed alla “Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario” relative all’anno 2023 disponibili sul sito internet della Società (www.erg.eu). 16 Sia con riferimento a quanto previsto dall'art. 148, comma terzo, del TUF, che con riferimento a quanto previsto dall’art. 2, raccomandazione 7, del Codice. Il Consiglio di Amministrazione, nell’adunanza del 12 ottobre 2023 ha confermato la propria valutazione positiva in merito all’indipendenza dei predetti Consiglieri anche tenuto conto, ai sensi di quanto previsto dall’art. 2, raccomandazione 7, secondo paragrafo, del Codice di Corporate Governance, dei criteri «quantitativi» e «qualitativi» definiti nel Regolamento per l’operatività del Consiglio di Amministrazione, del Comitato Controllo Rischi e Sostenibilità e del Comitato Nomine e Compensi. 17 Ai sensi dell’art. 147-ter, comma 1-ter, del TUF, così come modificato dalla legge 27 dicembre 2019, n. 160, nel Consiglio di Amministrazione è stata riservata al genere meno rappresentato una quota pari ad almeno due quinti degli Amministratori eletti. 54 con deleghe o investiti di particolari cariche e formulare pareri all’Amministratore Delegato per la definizione di politiche per la remunerazione e piani di incentivazione per i Dirigenti con responsabilità strategiche e il Top Management del Gruppo. ERG ha adottato una Politica in materia di remunerazione dei componenti del Consiglio di Amministrazione e dei Dirigenti con responsabilità strategiche in linea con quanto previsto dal Codice volta quindi a stimolare il perseguimento del successo sostenibile attraverso la creazione di valore nel lungo termine a beneficio degli azionisti, tenendo conto degli interessi degli altri stakeholder rilevanti 18 . Il Comitato Controllo Rischi e Sostenibilità è composto, in conformità a quanto previsto dal Codice, da tre amministratori indipendenti, tutti appartenenti al genere meno rappresentato nel Consiglio di Amministrazione, e ha il compito di supportare le valutazioni e le decisioni del Consiglio di Amministrazione relative, tra l’altro, al Sistema di controllo interno e di gestione dei rischi nonché all’approvazione delle relazioni finanziarie periodiche, della dichiarazione consolidata di carattere non finanziario e del Piano ESG. ERG ritiene di fondamentale importanza una corretta gestione e mitigazione dei rischi all’interno del Gruppo ed ha quindi definito una politica volta a disciplinare le regole e attribuire le relative responsabilità. Con particolare riferimento ai rischi finanziari e di mercato, il Gruppo ha da tempo rafforzato il Risk Committee, comitato interno composto dall’Amministratore Delegato e dal Top Management, con il compito di supportare l’Amministratore Delegato nella definizione delle strategie e delle politiche di gestione dei rischi finanziari e di mercato e nel processo di (i) autorizzazione delle operazioni di gestione dei predetti rischi, (ii) monitoraggio dell’esecuzione delle operazioni di maggior rilievo e (iii) verifica dei relativi effetti; la Società ha formalizzato, a tal fine, una politica di hedging pluriennale individuando limiti minimi e massimi alle coperture che sono periodicamente monitorate in termini di execution e performance. ERG ha posto in essere un sistema di controllo e valutazione degli investimenti (sia in ambito M&A che nell’ambito dello sviluppo organico) molto rigido in modo da rispettare i parametri di redditività stabiliti. In tale ambito svolgono un ruolo centrale: • l’Investment Committee, comitato interno composto dall’Amministratore Delegato e dal Top Management, con il compito di supportare l’Amministratore Delegato nella valutazione delle proposte di investimento da parte del Gruppo e di esprimere un parere tecnico ed economico-finanziario motivato per il Comitato Strategico nelle varie fasi del processo investimenti; • il Comitato Strategico, comitato consiliare composto dal Vice-Presidente esecutivo – Presidente del Comitato – dal Vice Presidente non esecutivo, dall’Amministratore Delegato, da tre Consiglieri (uno indipendente 19 e due non esecutivi) con il compito, tra l’altro, di fornire un supporto al Vice Presidente Esecutivo e all’Amministratore Delegato nell’espletamento del loro mandato nei confronti del Consiglio di Amministrazione, per la definizione di linee guida strategiche di business e di portafoglio, nonché la revisione semestrale dei tassi soglia, di linee guida e politiche in materia di finanza strategica e per singole operazioni di finanza straordinaria. Il Comitato, inoltre, ai sensi di quanto previsto dall’art. 1, lett. a) del Codice, esamina in via preventiva i piani strategici pluriennali ed il budget investimenti del Gruppo nonché gli investimenti e le operazioni rilevanti a livello di Gruppo di cui valuta la congruità strategica nonché la coerenza dei ritorni economico finanziari rispetto ai tassi soglia, e si esprime circa l’opportunità di procedere con il coinvolgimento del Consiglio di Amministrazione, nell’ambito di quanto stabilito dalle Linee Guida Investimenti di Gruppo. 18 Per informazioni di dettaglio si rimanda alla Relazione sulla politica in materia di Remunerazione e sui compensi corrisposti 19 Sia con riferimento a quanto previsto dall'art. 148, comma terzo, del TUF, che con riferimento a quanto previsto dall’art. 2, raccomandazione 7, del Codice. 55 CAPITALE UMANO In linea con gli obiettivi del nostro Business Plan, anche nel 2023 l’impegno di ERG è stato fortemente orientato in tre direzioni: \- il rafforzamento della struttura organizzativa mediante l’inserimento di risorse, in particolare nelle Country estere e nelle aree dedicate ai processi di business development; \- il continuo affinamento e adattamento del modello organizzativo; \- l’ottimizzazione del modello di sviluppo del Capitale Umano. ORGANIZZAZIONE & PROCESSI Relativamente all’assetto del Gruppo si rimanda a quanto precedentemente esposto nel capitolo “Modello Organizzativo”. In termini di organico di Gruppo, al 31 dicembre 2023 ERG conteggia 636 unità (+63 rispetto al 31 dicembre 2022), così suddivise: \- ERG S.p.A. 223 persone in aumento rispetto alle 204 del 2022; \- ERG Power Generation S.p.A. e le sue controllate 413 persone con un incremento di 44 unità rispetto al 2022 e con un importante continuo lavoro di reskilling, inserimento di giovani talenti e remix qualitativo. L’incremento di organico è stato generato dalla volontà del Gruppo di rafforzare la propria struttura organizzativa, per garantire il raggiungimento degli importanti obiettivi industriali del piano industriale, con particolare riferimento a: • il rafforzamento delle aree di competenza funzionali allo sviluppo industriale, in particolare per quanto concerne l’area di Business Development and Merger & Acquisitions e di Engineering Development; • la prosecuzione del piano di internalizzazione in ambito Operation & Maintenance della tecnologia di generazione Wind e la strutturazione, anche relativamente alle aree di staff, delle Country extra Italia; • l’acquisizione di competenze funzionali alla gestione della nuova tecnologia Solar, entrata nel parco di generazione del Gruppo a partire dall’inizio del 2018 e caratterizzata da specificità tecniche e gestionali che devono essere adeguatamente affrontate, in logica industriale, con risorse adeguate in quantità e qualità delle competenze. L’età media del personale del Gruppo è di circa 41,7 anni, in diminuzione rispetto al dato 2022 (41,9), ed il livello della scolarità registra un’incidenza di diplomati e laureati sul totale della popolazione pari a circa il 96,9% in aumento di 0,4% rispetto al dato 2022. 56 GESTIONE E SVILUPPO DEL CAPITALE UMANO La gestione e lo sviluppo del capitale umano sono guidati da due pilastri che supportano il raggiungimento dei risultati aziendali, entrambi indispensabili per mantenere alto il livello di competitività e per sostenere una cultura aziendale orientata a comunicare con trasparenza valori e strategia a tutta l’organizzazione mettendo la persona al centro dell’Azienda: • Sviluppo Organizzativo: modello organizzativo, processi, ruoli e responsabilità finalizzati alla gestione e alla crescita del nostro Gruppo; • Talent Management: reclutamento e selezione, leadership development, performance, valutazione del potenziale, gestione dei talenti, succession planning finalizzati alla valorizzazione delle persone. Il nostro Modello di Leadership ci permette di relazionarci con le persone sulle “modalità” di raggiungimento dei risultati attraverso valori, competenze e comportamenti che guidano anche lo sviluppo di carriera nel Gruppo. Altresì, La combinazione di capitale umano ed organizzativo permette di interpretare ed anticipare le esigenze del mercato pianificando azioni e definendo strategie per gestire il cambiamento. I processi che guidano lo sviluppo del capitale umano traducono il Leadership Model in piani operativi individuali e collettivi e sono gestiti attraverso un portale al quale hanno accesso tutte le persone, a partire dal giorno della loro assunzione. Coerentemente con questo approccio, proponiamo una “visione olistica” della persona. I People Manager sono invitati, attraverso i diversi processi di Talent Management, a osservare e interagire con i propri collaboratori considerandone la performance, le competenze, le potenzialità di sviluppo e le motivazioni. Suggeriamo, inoltre, a tutte le persone del Gruppo di seguire lo stesso modello per auto- osservarsi. Promuoviamo infatti l’autoresponsabilità e l’impegno di ciascuno per la gestione del proprio sviluppo personale e professionale. Il talento rappresenta la chiave per raggiungere con naturalezza e passione risultati non ordinari: per questo proponiamo percorsi per riconoscerlo, usarlo e svilupparlo per crescere insieme al Gruppo. Consideriamo il talento come un elemento fondante della diversity e lo valorizziamo proprio perché è una caratteristica individuale. 57 Per assicurare il continuo adattamento del patrimonio di competenze e conoscenze alle mutevoli condizioni di business, è fondamentale l’adozione di una strategia formativa adeguata alle sfide dettate da una competizione sempre crescente e da uno scenario complesso e mutevole. Ad ottobre 2023 ERG ha lanciato ERG Academy, l’ecosistema formativo che consentirà sempre di più alle persone di ERG di lavorare sulle proprie competenze, grazie alla condivisione della conoscenza e alla modulazione delle attività secondo il proprio stile di apprendimento. ERG si è dotata per questa ragione di un nuovo Learning Management System, perfettamente integrato all’interno del nuovo portale che consente la gestione dei processi di sviluppo del Capitale Umano. Nel corso del 2023 sono state realizzate oltre 29000 ore di formazione, che hanno coinvolto il 99% dell’organico. Un terzo delle ore sono state dedicate al Programma Formativo sulla Sicurezza ed in particolare a Leadership in Safety, un quarto delle partecipazioni sono legate ad iniziative di potenziamento tecnico-specialistico, in particolare i percorsi dedicati ai tecnici di manutenzione della Tecnologia Wind, un quarto delle ore alla formazione manageriale che oltre ai consueti percorsi collegati al Leadership Model alla cultura di ERG, ha previsto giornate sui Diritti Umani e sull’Inclusione. La formazione linguistica ha impattato per circa il 15% delle ore erogate, compliance e training on the job circa il 2%. GENERARE RISULTATI E CONDIVIDERE IL SUCCESSO La nostra politica di remunerazione persegue il principio di promozione del valore sostenibile, generare risultati e condividerne il successo. Il principio fondamentale che il Gruppo ERG persegue è quello di garantire pari opportunità di riconoscimento economico a tutte le proprie persone, ciascuno in funzione delle rispettive caratteristiche e capacità professionali applicando rigorose politiche e procedure volte a prevenire qualsiasi comportamento discriminatorio. La struttura retributiva nel tempo è volta a remunerare ad un livello congruo le competenze, l’esperienza ed il contributo richiesto ai diversi ruoli, tenendo quindi conto delle sfide assegnate e dei risultati raggiunti. La sostenibilità è parte integrante nell’attività di impresa, nella definizione delle strategie di medio/lungo termine ed i target di sostenibilità sono elementi fondamentali degli obiettivi dei sistemi di incentivazione. Ogni sistema incentivante prevede un obiettivo di sostenibilità di Gruppo, comune a tutti i partecipanti ai sistemi di incentivazione, ed è composto da quattro sotto-obiettivi collegati ai Pillar del Piano ESG: Planet, Engagement, People, Governance. L’obiettivo di sostenibilità di Gruppo nel sistema di breve termine vale il 20% del totale della remunerazione variabile relativa per il CEO e il 10% per gli altri partecipanti. Il 47% dei beneficiari lavora su almeno 1 ulteriore obiettivo personale di sostenibilità che mediamente rappresenta il 17% della remunerazione variabile di breve a target. Il numero degli obiettivi legati a tematiche di sostenibilità è pari al 39% rispetto al totale degli obiettivi. L’incentivazione di breve termine è dedicata all’Amministratore Delegato, ai Manager del Gruppo e ad una popolazione selezionata di Professional. Il sistema è basato su di un approccio Management By Objectives (MBO) in cui il bilanciamento scelto tra obiettivi Economici di Gruppo (50% AD, 30% altri beneficiari), di Sostenibilità di Gruppo (20% AD, 10% altri beneficiari) ed individuali (30% AD, 60% altri beneficiari), è in linea alle best practice delle aziende leader in tema di incentivazione manageriale ed è stato studiato per supportare ulteriormente lo sviluppo della leadership e dell’iniziativa individuale nell’ottica del successo sostenibile. Il Sistema di Incentivazione di Medio / Lungo Termine è definito in linea agli obiettivi al Piano industriale 2021- 2025 ed il suo orizzonte temporale è allineato alla durata al mandato triennale del nuovo Consiglio di Amministrazione nominato dall’assemblea degli azionisti del 26 aprile 2021. Il Piano Performance Share 2021-2023 è destinato all’Amministratore Delegato, al Vice Presidente Esecutivo, ai Director e ad una ristretta popolazione di Senior Manager definiti in base alle leve agibili dagli stessi per il raggiungimento del piano industriale 2021-2025. Il Sistema prevede l’attribuzione di un numero predefinito di Azioni, a titolo gratuito (“Performance Shares”), al termine di un periodo triennale di vesting, subordinata al raggiungimento di una condizione minima predeterminata di performance economica (Condizione di Performance). La Condizione di Performance è pari al 90% del valore atteso dell’EBITDA di Gruppo cumulata per gli esercizi sociali 2021, 2022 e 2023. Il sistema, inoltre, prevede che nel caso in cui oltre all’EBITDA Target, venga anche raggiunta la Quotazione Outstanding, il numero delle azioni attribuite aumenti in funzione del livello di creazione di valore per gli azionisti e fino ad un massimo predeterminato. 58 Il numero delle azioni attribuibili così determinate, sarà incrementato o decrementato del ±10% a seconda del livello di raggiungimento dell’Obiettivo di Sostenibilità costituito da specifici indicatori definiti in linea con il Piano ESG 2021-2025. Al termine del periodo di vesting, il 25% delle Azioni attribuite sarà soggetto ad un periodo di lock up, pari a otto mesi, nel corso del quale tali azioni sono soggette ad un vincolo di non trasferibilità. Per maggiori dettagli si rimanda alla Relazione sulla Politica in materia di Remunerazione e sui compensi corrisposti. INDUSTRIAL RELATIONS 2023 Nel corso del 2023, la relazione con le Organizzazioni Sindacali è stata contraddistinta da dialogo, collaborazione e trasparenza, consolidando una modalità lavorativa che è risultata nel tempo efficace ed efficiente. Questi fattori hanno giocato un ruolo fondamentale nel raggiungere accordi significativi sia a livello nazionale che locale, apportando miglioramenti tangibili alla qualità del lavoro e garantendo la competitività a lungo termine dell’azienda di fronte alle sfide complesse del contesto nazionale. Particolarmente significativo è stato il rinnovo avvenuto a giugno 2023 della parte normativa ed economica dell'Accordo Integrativo del Premio di Risultato per il triennio 2023-2025\. Con questo aggiornamento, si è ribadito l'essenziale ruolo del compenso variabile nel coinvolgimento dei dipendenti nei meccanismi operativi dell'azienda e nella promozione dell'efficienza lavorativa. La nuova formulazione prevede l'attivazione di strumenti di welfare con la conversione del Premio di Risultato in beni e/o servizi, usufruendo delle agevolazioni fiscali governative, e con l’introduzione di benefit straordinari per soddisfare le esigenze dei dipendenti e delle loro famiglie. Per sostenere la genitorialità e la famiglia, è stato introdotto un contributo annuo per asili nido e scuole materne che permette di supportare i genitori (sia di genere femminile che maschile) nella gestione della quotidianità e facilitando il rientro al lavoro dopo il periodo di congedo parentale. Per favorire la prevenzione, tema particolarmente importante per ERG è stato introdotto un contributo integrativo aggiuntivo annuo da utilizzare per l’effettuazione di specifici check-up sanitari. Per quanto riguarda la flessibilità del lavoro, è stata introdotta la possibilità di svolgere prestazioni in modalità agile fino a 10 giorni al mese per i genitori di figli minori di 14 anni e/o dipendenti con genitori con disabilità grave o che necessitano di assistenza. Nel mese di aprile 2023 è stato confermato e aggiornato il protocollo d’intesa per definire l’evoluzione in termini di sviluppo delle competenze tecniche e professionali delle risorse facenti parte del perimetro, con particolare riferimento all’area tecnica e di manutenzione. ERG per realizzare i propri obiettivi di crescita, ritiene necessario un rafforzamento delle competenze dell’organizzazione anche attraverso un programma di re- skilling e up-skilling nonché di un potenziamento delle diverse strutture organizzative coinvolte. A maggio 2023, è stato firmato l'accordo integrativo della sede di Genova, introducendo come particolare segno d’attenzione alle problematiche ambientali e di sostegno ai dipendenti il rimborso dell'abbonamento al trasporto pubblico e l’incremento delle ore di permesso per visite specialistiche, estendendone l’utilizzo anche per l’assistenza dei figli o di altri componenti della famiglia. Nel mese di dicembre 2023 è stato infine sottoscritto un accordo sindacale con cui il Gruppo ERG, confermando la propria attenzione al benessere dei dipendenti, ha voluto contribuire anche quest’anno con una agevolazione straordinaria a sostegno del potere di acquisto della popolazione aziendale riconoscendo al personale con qualifica di operaio e impiegato un bonus carburante del valore di euro 200,00. 59 Prospetti contabili e altre informazioni Conto economico In questa sezione sono riportati sia i risultati economici reported, calcolati sulla base dei valori esposti nelle Note al Bilancio Consolidato, che i risultati economici adjusted, esposti con l’esclusione degli special items, nonché con la riclassifica del principio IFRS 16. Si ricorda che, come indicato nel paragrafo “Basis for preparation”, i dati 2023 e 2022 sono stati esposti secondo quanto previsto dall’IFRS 5, con riferimento al processo di cessione del business termoelettrico 20 , riclassificando pertanto alla riga “Risultato netto attività cedute” per il 2023 il risultato della controllata ERG Power S.r.l.. Si ricorda che il dato reported 2022 includeva la plusvalenza netta rilevata a seguito della cessione del nucleo idroelettrico di Terni (pari a 324 milioni), mentre il dato reported 2023 include la minusvalenza netta rilevata in sede di cessione dell’impianto CCGT (43 milioni). I valori comparativi 2022 sono stati rideterminati e sono rappresentati al netto degli oneri “net clawbacks e windfall taxes”. Si precisa infine che le neoacquisite società spagnole, titolari di impianti fotovoltaici, sono state consolidate patrimonialmente a partire dal 30 giugno 2023, riflettendo i conseguenti impatti economici nel corso del secondo semestre, a seguito dell’avvio dell’operatività dei parchi. Per la definizione degli indicatori, la composizione degli schemi e la riconciliazione dei relativi importi si rimanda a quanto indicato nella successiva sezione Indicatori Alternativi di Performance. 1 \- Ricavi I ricavi delle vendite sono costituiti principalmente: • dalle vendite di energia elettrica prodotta da impianti eolici, solari. L’energia è venduta nei canali wholesale, e a clienti tramite contratti bilaterali. In particolare, l’energia venduta wholesale include le vendite sulla borsa elettrica IPEX, sia nel “mercato del giorno prima” (MGP) sia nel “mercato infragiornaliero” (MI) e nel “mercato per il servizio di dispacciamento” (MSD), nonché le vendite a principali operatori del settore su piattaforma “over the counter” (OTC) e i Power Purchase Agreements (PPA), contratti di vendita dell’energia di lungo periodo a prezzi prefissati, al momento attivi nell’eolico in Italia, Francia e Regno Unito; • dagli incentivi relativi alla produzione dei parchi eolici e solari in funzione. 20 La cessione dell’intero capitale di ERG Power S.r.l., proprietaria dell’impianto CCGT, è stata perfezionata in data 17 ottobre. (milioni di Euro) Conto Economico 2023 2022 ∆ 2023 2022 ∆ Ricavi 1 741 714 27 741 714 27 Altri proventi 2 26 13 14 26 12 14 Ricavi Totali 767 727 41 767 726 41 Costi per acquisti e variazioni delle rimanenze 3 (14) (15) 1 (14) (15) 1 Costi per servizi e altri costi operativi 4 (171) (157) (14) (180) (160) (20) Costi del lavoro (53) (55) 2 (53) (49) (3) Margine Operativo Lordo 529 499 30 520 502 19 Ammortamenti e svalutazioni immobilizzazioni 5 (225) (279) 54 (215) (229) 13 Risultato operativo netto 304 221 83 305 273 32 Proventi (oneri) finanziari netti 6 (19) (37) 17 (6) (25) 19 Proventi (oneri) da partecipazioni netti 5 2 3 (0) 0 (0) Risultato prima delle imposte 290 187 104 299 248 50 Imposte sul reddito 7 (74) (98) 24 (71) (115) 45 Risultato netto attività continue 216 89 127 228 133 95 Risultato di azionisti terzi (2) (4) 2 (2) (4) 2 Risultato netto attività continue di Gruppo 214 85 129 226 129 97 Risultato netto attività cedute 8 (36) 294 (330) (7) 16 (23) Risultato netto di Gruppo 179 379 (200) 219 145 75 Reported Adjusted Anno Anno 60 I ricavi reported del 2023 sono stati pari a 741 milioni, in aumento rispetto al 2022 (714 milioni), grazie al contributo derivante dalle acquisizioni effettuate nel secondo semestre 2022 e nel 2023, all’entrata in esercizio dei parchi sviluppati internamente ed entrati in esercizio a partire dal secondo semestre 2022 e alla migliore ventosità riscontrata nel periodo in tutte le geografie, in parte compensato dai prezzi di mercato in forte riduzione in tutte le countries. Si ricorda che i ricavi includono gli effetti correlati agli Interventi normativi in materia di contenimento dell’aumento dei prezzi energia (clawback measure and windfall tax), che hanno comportato restituzioni nel 2023 pari a circa 12 milioni (35 milioni nel 2022). 2 – Altri proventi Comprendono principalmente i rimborsi assicurativi, gli indennizzi e i recuperi di spese. La voce include indennizzi contrattuali ricevuti da fornitori per 4 milioni oltreché il parziale rilascio di fondi rischi (10 milioni), essendo venuti meno i presupposti per l’iscrizione e indennizzi assicurativi per circa 5 milioni. Nel periodo comparativo, la voce includeva il parziale rilascio del fondo rischi di natura fiscale in materia di imposte locali (6 milioni) in considerazione di vari pronunciamenti favorevoli in alcuni contenziosi giudiziari. 3 – Costi per acquisti e variazioni delle rimanenze La voce include i costi per acquisti di materie prime e ricambi. 4 – Costi per servizi ed altri costi operativi I Costi per servizi includono i costi di manutenzione, i costi per convenzioni con enti locali, per consulenze, i costi assicurativi e per servizi forniti da terzi. Gli Altri costi operativi sono relativi principalmente agli affitti passivi, agli accantonamenti per rischi ed oneri ed alle imposte diverse da quelle sul reddito. I valori adjusted nel 2023 non includono: • gli oneri accessori legati ad operazioni straordinarie pari a 4 milioni; • gli accantonamenti al Fondo Business dismessi pari a 1 milione. Gli oneri per canoni di locazione (costi di leasing ai fini IFRS 16) per 14 milioni sono classificati nella presente voce del conto economico riclassificato. Per una spiegazione più approfondita di tale classificazione, si rinvia al paragrafo “IFRS 16” consultabile in “Definizioni” all’interno della sezione “Indicatori alternativi di performance”. 5 – Ammortamenti e svalutazioni Gli ammortamenti si riferiscono agli impianti eolici e fotovoltaici. Il sensibile decremento del periodo è riconducibile all’allungamento della vita utile degli asset eolici italiani ed esteri per 27 milioni nel 2023 per effetto dei programmi di “Lifetime Extension” e al termine della vita utile di alcune componenti di parchi eolici e fotovoltaici (13 milioni) anche in conseguenza all’avvio di investimenti di Repowering, che ne avevano determinato la svalutazione negli esercizi precedenti, in parte compensati dal pieno contributo dei nuovi asset (27 milioni nel 2023). Si precisa che i valori adjusted non includono: • gli ammortamenti legati all’applicazione del principio contabile IFRS 16 pari a 7 milioni nel 2023, come già commentato alla voce 4. 6 – Proventi (oneri) finanziari netti Gli oneri finanziari netti reported del 2023 sono stati pari a 19 milioni, in sensibile diminuzione rispetto al 2022 (37 milioni), a seguito della miglior remunerazione della liquidità di Gruppo derivante dall’andamento crescente dei tassi di interesse. Il costo medio del debito a medio-lungo termine nel 2023 si è attestato all’1,3% rispetto all’1,5% del 2022 grazie ad ulteriore liability management sul debito project. Il rendimento della liquidità risulta maggiore rispetto a quello del 2022 grazie al significativo miglioramento dei tassi di interesse nel periodo di riferimento (da 0,2% del 2022 al 2,9% del 2023). La voce include anche gli effetti degli strumenti derivati di copertura dal rischio di fluttuazione dei tassi. Si precisa, infine, che i valori adjusted non includono le seguenti componenti straordinarie (special items) legate ad operazioni di liability management: • oneri finanziari (5 milioni) relativi al rimborso di alcuni Project Financing avvenuti nell’esercizio in capo alla società ERG Eolica Fossa del Lupo S.r.l., EW Orneta 2 sp. Z o.o. e Garnacha Solar S.L.U, società titolare di un impianto fotovoltaico acquisita nel corso del 2023; • oneri finanziari (1 milione), legato all’effetto reversal relativo ad operazioni di rifinanziamento eseguite in anni precedenti in applicazione del principio contabile IFRS 9; • oneri finanziari legati al debito rilevato in applicazione del metodo patrimoniale introdotto dall’IFRS 16 (7 milioni), come già commentato alla voce 4. 61 7 – Imposte sul reddito Le imposte sul reddito reported sono pari a 74 milioni, in sensibile diminuzione rispetto ai 98 milioni del 2022, che includevano l’impatto derivante dall’art 37 del D.L. 21 marzo 2022 pari a 37 milioni (c.d. Contributo Extraprofitti) ed il contributo straordinario 2023 pari a 19 milioni, solo in parte compensato da un effetto di un imponibile superiore per i risultati del periodo. Le imposte sul reddito adjusted sono pari a 71 milioni, in sensibile diminuzione rispetto ai 115 milioni del 2022. Come già commentato, le imposte del 2022 includevano l’impatto derivante dall’art 37 del D.L. 21 marzo 2022 pari a 37 milioni (c.d. Contributo Extraprofitti) e il contributo straordinario 2023 pari a 19 milioni. Il tax rate adjusted, ottenuto dal rapporto tra le imposte e l’utile ante imposte, è risultato pari al 24% (46% nel 2022). 8 – Risultato netto attività cedute Il Risultato netto delle attività cedute reported comprende il risultato della società ERG Power S.r.l., ceduta in data 17 ottobre 2023, e riflette la minusvalenza netta (43 milioni) rilevata nell’operazione di cessione dell’impianto CCGT. Il risultato del 2022 comprendeva la plusvalenza netta rilevata a seguito della cessione del nucleo idroelettrico di Terni avvenuta in data 3 gennaio 2022 pari a circa 324 milioni e il risultato del business termoelettrico. Il Risultato netto delle attività cedute adjusted comprende il risultato della società ERG Power S.r.l. 21 , ceduta in data 17 ottobre 2023, pari a -7 milioni nel 2023\. Tale importo include gli ammortamenti del periodo pari a 14 milioni (net tax) e non include l’impatto complessivo degli effetti legati alla cessione dell’asset (complessivamente pari a 43 milioni), considerati special items. Situazione Patrimoniale Lo stato patrimoniale riclassificato raggruppa i valori attivi e passivi dello schema di Bilancio, utilizzato nella redazione della relazione finanziaria annuale, evidenziando gli impieghi di risorse nel capitale immobilizzato e in quello circolante e le relative fonti di finanziamento. Per la definizione degli indicatori delle grandezze utilizzate nello Stato Patrimoniale Riclassificato si rimanda a quanto indicato nella successiva sezione Indicatori Alternativi di Performance. Di seguito sono indicati sia i valori reported che i valori adjusted. I valori adjusted al 31 dicembre 2023 non includono gli impatti derivanti dall’applicazione del principio IFRS 16 pari a circa 172 milioni di maggiore indebitamento finanziario netto con contropartita sul Capitale investito netto pari a circa 164 milioni. Si ricorda che, nel periodo comparativo, in applicazione dell’IFRS 5, il contributo patrimoniale del business termoelettrico è riclassificato alla voce Capitale investito netto attività destinate ad essere cedute. Reported Adjusted Stato Patrimoniale riclassificato 31/12/2023 31/12/2022 31/12/2023 31/12/2022 (milioni di Euro) Capitale immobilizzato 4.023 3.695 3.857 3.540 Capitale circolante operativo netto 56 97 56 97 Fondi per benefici ai dipendenti (4) (4) (4) (4) Altre attività 241 379 243 381 Altre passività (560) (657) (560) (657) Capitale investito netto attività continue 3.757 3.510 3.592 3.357 Capitale investito netto attività destinate ad essere cedute \- 235 \- 235 Capitale investito netto 3.757 3.745 3.592 3.592 Patrimonio netto di Gruppo 2.133 2.045 2.141 2.050 Patrimonio netto di terzi 7 9 7 9 Indebitamento finanziario netto Attività Continue 1.617 1.592 1.445 1.434 Indebitamento finanziario netto Discontinued Operations \- 98 \- 98 Mezzi propri e debiti finanziari 3.757 3.745 3.592 3.592 21 La cessione dell’intero capitale di ERG Power S.r.l., proprietaria dell’impianto CCGT, è stata perfezionata in data 17 ottobre. 62 1 – Capitale immobilizzato La riga Investimenti si riferisce alle attività di costruzione in Italia per 47 MW Greenfield e di Repowering sui parchi italiani per circa 269 MW di nuova capacità eolica oltreché alle attività di completamento delle costruzioni dei parchi eolici entrati in esercizio tra fine 2022 e inizio 2023 in UK per circa 179 MW, Polonia per 61 MW e Svezia per 62 MW. Si segnala anche l’avvio delle attività di costruzione di due parchi Greenfield in Francia per 59 MW e uno in Nord Irlanda per 47 MW. La riga Variazioni Area di Consolidamento si riferisce all’impatto delle recenti acquisizioni in Spagna di due impianti fotovoltaici entrati in operatività nel corso del secondo semestre 2023. La riga “Disinvestimenti e altre variazioni” comprende le cessioni di immobilizzazioni, gli utilizzi dei ricambi di main component e riclassifiche. 2 – Capitale circolante operativo netto Include le rimanenze di magazzino di parti di ricambio, i crediti per vendita di energia elettrica, e i debiti commerciali principalmente riguardanti l’acquisto di energia elettrica, la manutenzione degli impianti eolici e fotovoltaici ed altri debiti commerciali. 3 – Altre attività Sono costituite principalmente dai crediti per imposte anticipate, da crediti verso Erario per acconti versati e da pagamenti già effettuati a fronte di prestazioni in corso. 4 – Altre passività Sono relative principalmente all’effetto negativo del fair value degli strumenti derivati di copertura sull’energia elettrica dovute all’andamento del prezzo delle commodities, alle imposte differite calcolate sulle differenze fra i valori civilistici ed i relativi valori fiscali (principalmente concessioni e cespiti), alla stima delle imposte di competenza del periodo ed ai fondi per rischi ed oneri. 5 – Patrimonio Netto di terzi Le minorities sono relative alla partecipazione non totalitaria (78,5%) in Andromeda PV S.r.l., acquisita nel 2019\. 6 – Indebitamento finanziario netto Si precisa che l’indebitamento adjusted non include il debito finanziario legato all’applicazione dell’IFRS 16 pari a circa 172 milioni (157 milioni al 31 dicembre 2022), il cui incremento è riconducibile alla variazione dell’area di consolidamento a seguito delle acquisizioni di parchi fotovoltaici in Spagna finalizzate nel corso del 2023. Immateriali Materiali Finanziarie Totale (milioni di Euro) Capitale immobilizzato al 31/12/2022 1.380 2.274 40 3.695 Investimenti 5 300 - 305 Variazioni area di consolidamento 86 123 16 226 Disinvestimenti e altre variazioni 0 7 (6) 1 Ammortamenti (68) (148) - (215) Variazione IFRS 16 - 12 - 12 Capitale immobilizzato reported al 31/12/2023 1.403 2.569 51 4.023 Rettifica impatto IFRS 16 - (166) - (166) Capitale immobilizzato adjusted al 31/12/2023 1.403 2.403 51 3.857 Riepilogo indebitamento del Gruppo 31/12/2023 31/12/2022 31/12/2023 31/12/2022 (milioni di Euro) Indebitamento finanziario a medio-lungo termine 2.165 1.874 1.999 1.723 Indebitamento finanziario (disponibilità liquide) a breve termine (548) (282) (554) (289) Totale indebitamento attività continue 1.617 1.592 1.445 1.434 Totale indebitamento Discontinued Operations 0 98 0 98 Totale indebitamento 1.617 1.690 1.445 1.533 Adjusted Reported 63 Si riporta nella tabella seguente l’indebitamento finanziario a medio-lungo termine del Gruppo ERG: I Finanziamenti bancari a medio-lungo termine al 31 dicembre 2023 sono pari a 329 milioni e si riferiscono a tre Sustainable bilateral linked loans rispettivamente pari a 130 milioni nominali, 100 milioni nominali e 100 milioni nominali sottoscritti nel corso del primo semestre 2023. I debiti sopra rappresentati sono rilevati al netto degli oneri accessori a medio lungo termine rilevati contabilmente con il metodo del costo ammortizzato (1 milione). I Debiti finanziari a medio-lungo termine, pari a 1.606 milioni, si riferiscono principalmente alla passività derivante dal collocamento di tre prestiti obbligazionari, rispettivamente di importo nominale pari a 500 milioni (della durata di 6 anni a tasso fisso), 600 milioni (della durata di 7 anni a tasso fisso) e 500 milioni (della durata di 10 anni a tasso fisso) ed emessi nell’ambito del Programma Euro Medium Term Notes (EMTN). Le passività sono rilevate al netto degli oneri accessori a medio lungo periodo rilevati contabilmente con il metodo del costo ammortizzato (7 milioni). I debiti per Project Financing pari a 98 milioni al 31 dicembre 2023 sono relativi a: • finanziamenti per 80 milioni relativi alla società Andromeda S.r.l., proprietaria di un impianto fotovoltaico in Centro Italia; • finanziamenti per 18 milioni erogati per la costruzione di un parco eolico in Germania; A fine 2023, sono stati rimborsati i finanziamenti bancari in capo alla società spagnola Garnacha Solar S.L.U acquisita nel mese di giugno 2023 e titolare di un impianto fotovoltaico entrato in operatività nel mese di ottobre 2023 per un importo totale pari a 84 milioni. I Crediti finanziari a medio-lungo termine pari a 17 milioni si riferiscono alla quota a lungo termine delle attività derivanti dalla valutazione al fair value degli strumenti derivati a copertura dei tassi di interesse. 31/12/2023 31/12/2022 (milioni di Euro) Finanziamenti bancari a medio-lungo termine 329 - Debiti finanziari a medio-lungo termine 1.606 1.595 Totale 1.935 1.595 Totale Project Financing 98 212 Quota corrente Project Financing (17) (55) Project Financing a medio-lungo termine 81 156 Crediti finanziari a medio-lungo termine (17) (28) Debito finanziario IFRS 16 (a medio-lungo termine) 166 151 Totale indebitamento finanziario medio-lungo termine 2.165 1.874 Rettifica impatto IFRS 16 (166) (151) Totale indebitamento finanziario adjusted 1.999 1.723 Indebitamento finanziario a medio-lungo termine 64 L’indebitamento finanziario netto a breve è così costituito: (1) Il dato del 2022 include l’impatto dell’applicazione dell’IFRS 5 relativamente alle disponibilità liquide del business termoelettrico I finanziamenti bancari a breve termine comprendono le posizioni a breve termine riferite a linee di finanziamento a breve termine. Gli Altri debiti finanziari a breve termine comprendono principalmente: • le passività correlate a componenti differite dei corrispettivi di acquisto di assets e autorizzazioni (20 milioni) relativamente alle neoacquisite società spagnole; • i ratei per interessi passivi su Bond e Corporate Loans (14 milioni) e le passività correnti derivanti dalla valutazione al fair value degli strumenti derivati a copertura dei tassi di interesse (2 milioni); I Titoli e altri crediti finanziari a breve termine includono principalmente gli impieghi a breve di liquidità per 235 milioni, la quota a breve termine delle attività derivanti dalla valutazione al fair value degli strumenti derivati a copertura dei tassi di interesse per 31 milioni e i depositi a garanzia dell’operatività su strumenti derivati “futures” circa 1 milione. Indebitamento finanziario (disponibilità liquide) a breve termine 31/12/2023 31/12/2022 (milioni di Euro) Finanziamenti bancari a breve termine 132 296 Altri debiti finanziari a breve termine 37 38 Passività finanziarie a breve termine 169 334 Disponibilità liquide (1) (459) (424) Titoli e altri crediti finanziari a breve termine (272) (187) Attività finanziarie a breve termine (731) (611) Project Financing a breve termine 17 55 Disponibilità liquide (9) (68) Project Financing 8 (12) Debito finanziario IFRS 16 (a breve termine) 6 6 Totale indebitamento finanziario breve termine (548) (282) Totale indebitamento finanziario breve termine Discontinued Operations 0 98 Rettifica impatto IFRS 16 (6) (6) Totale indebitamento finanziario adjusted a breve termine (554) (191) 65 Flussi finanziari Si rappresenta lo schema di rendiconto finanziario a partire dai valori adjusted al fine di agevolare la comprensione della dinamica dei flussi di cassa del periodo. L’analisi della variazione dell’indebitamento finanziario netto è la seguente: (1) Si ricorda che in data 17 ottobre 2023 è stato perfezionato il closing per la cessione dell’intero capitale di ERG Power S.r.l., proprietaria dell’impianto termoelettrico di Priolo Gargallo. (milioni di Euro) 2023 2022 Margine operativo lordo adjusted 520 502 Variazione capitale circolante (19) 47 Cash Flow operativo 501 548 Investimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali (305) (307) Acquisizioni di assets e business combination (184) (638) Incasso cessione business dismessi 5 1.265 Investimenti immobilizzazioni finanziarie 6 (6) Disinvestimenti e altre variazioni (1) (13) Cash Flow da investimenti/disinvestimenti (478) 301 Proventi (oneri) finanziari (6) (25) Oneri finanziari chiusura finanziamenti (5) (3) Proventi (oneri) da partecipazione netti (0) 0 Incasso distribuzione riserve ERG Power (1) 88 75 Cash Flow da gestione finanziaria 77 47 Cash Flow da gestione fiscale (26) (92) Distribuzione dividendi (154) (139) Programma acquisto azioni proprie (Buy back) (61) - Altri movimenti di patrimonio netto 131 26 Cash Flow da Patrimonio Netto (85) (113) Variazione area di consolidamento 74 (69) Cash Flow Termo 24 (104) Distribuzione riserve ERG Power - - (-) PFN Termo 2023 - - Indebitamento finanziario netto iniziale "Attività continue" 1.533 2.051 Variazione netta (88) (519) Indebitamento adjusted totale 1.445 1.533 (+ Posizione finanziaria netta business Termo) - (98) Indebitamento adjusted "Attività continue" 1.445 1.434 Anno 66 Il Cash flow operativo del 2023 è positivo per 501 milioni, in lieve diminuzione rispetto al corrispondente periodo del 2022 (548 milioni) principalmente per i risultati operativi dell’esercizio e le dinamiche puntuali del circolante, oltreché per la regolazione finanziaria di alcuni strumenti derivati di copertura. Il cash flow operativo include altresì il pagamento di clawback measures e windfall taxes per circa 23 milioni in Francia ed Est Europa. Il Cash flow da investimenti del 2023 riflette l’impatto delle recenti acquisizioni di due società fotovoltaiche in Spagna (184 milioni), nonché gli investimenti del periodo (305 milioni) finalizzati agli sviluppi di progetti Repowering, Revamping e Greenfield in Italia, e alla finalizzazione dei parchi eolici in Regno Unito, Francia e Svezia. Il Cash flow da gestione finanziaria si riferisce agli interessi maturati nel periodo e agli oneri finanziari nell’ambito delle attività di Liability Management, correlati ai rimborsi anticipati di project financing avvenuti nel corso del 2023. Il Cash flow da gestione fiscale si riferisce al versamento delle imposte dirette avvenute nell’ esercizio. Il Cash flow da Patrimonio Netto si riferisce ai movimenti della riserva di cash flow hedge legata agli strumenti finanziari derivati, alla riserva di traduzione cambi, oltreché ai dividendi distribuiti agli azionisti (154 milioni) e all’impatto del programma di acquisto azioni proprie avviato nel quarto trimestre 2023 (61 milioni) e concluso nel mese di febbraio 2024. INDICATORI ALTERNATIVI DI PERFORMANCE Definizioni In data 3 dicembre 2015 la Consob ha emesso la Comunicazione n. 92543/15, che recepisce le Linee Guida riguardanti l’utilizzo e la presentazione di Indicatori Alternativi di Performance nell’ambito di informazioni finanziarie regolamentate, emanate in data 5 ottobre 2015 dall’Autorità Europea degli Strumenti finanziari e dei Mercati (ESMA). Le Linee Guida, che hanno aggiornato la Raccomandazione del CESR sugli indicatori alternativi di performance (CESR/05 – 178b), hanno la finalità di promuovere l’utilità e la trasparenza degli indicatori alternativi per migliorare la loro comparabilità, affidabilità e capacità di comprensione. Nel presente documento sono utilizzati alcuni Indicatori Alternativi di Performance (IAP) che sono differenti dagli indicatori finanziari espressamente previsti dai principi contabili internazionali IAS/IFRS adottati dal Gruppo. Tali indicatori alternativi sono utilizzati dal Gruppo al fine di agevolare la comunicazione delle informazioni sui risultati dei business nonché sull’indebitamento finanziario netto. Si precisa infine che al fine di facilitare la comprensione dell’andamento gestionale dei business i risultati economici sono esposti con l’esclusione delle componenti reddituali significative aventi natura non usuale (special items): tali risultati sono indicati con la definizione “Risultati adjusted”. Poiché la composizione di tali indicatori non è regolamentata dai principi contabili di riferimento, la metodologia di determinazione di tali misure applicata dal Gruppo potrebbe non essere omogenea con quella adottata da altri operatori e pertanto non pienamente comparabile. Di seguito sono indicate le definizioni degli IAP utilizzati dal Gruppo nonché una riconciliazione con le voci degli schemi di bilancio adottati: • i Ricavi adjusted sono i ricavi, come indicati negli schemi di Bilancio, con l’esclusione delle componenti reddituali significative aventi natura non usuale (special items); • il Margine operativo lordo è un indicatore della performance operativa calcolato sommando al Risultato Operativo Netto gli “Ammortamenti e svalutazioni”. Il Margine Operativo Lordo è indicato esplicitamente come subtotale negli schemi di Bilancio; • il Margine operativo lordo adjusted è il margine operativo lordo, come sopra definito, con l’esclusione delle componenti reddituali significative aventi natura non usuale (special items) e con la riclassifica degli impatti legati all’applicazione dell’IFRS 16; • il Risultato operativo netto adjusted è il risultato operativo netto, indicato esplicitamente come subtotale negli schemi di Bilancio, con l’esclusione delle componenti reddituali significative aventi natura non usuale (special items) e con la riclassifica degli impatti legati all’applicazione dell’IFRS 16; • L’EBITDA Margin è un indicatore della performance operativa calcolato rapportando il Margine operativo lordo adjusted e i Ricavi della gestione caratteristica di ogni singolo business; • Il Tax rate adjusted è calcolato rapportando i valori adjusted delle imposte e dell’utile ante imposte; • Il Risultato netto attività continue non include il risultato delle attività destinate ad essere cedute relative ai business termoelettrico ed idroelettrico riclassificato alla riga “Risultato netto attività destinate ad essere cedute”. • Il Risultato netto attività continue.è il Risultato netto attività continue con l’esclusione delle componenti reddituali significative aventi natura non usuale (special items) e con la riclassifica degli impatti legati all’applicazione dell’IFRS 16, al netto dei relativi effetti fiscali. • Il Risultato netto di Gruppo adjusted è il Risultato netto di Gruppo con l’esclusione delle componenti reddituali significative aventi natura non usuale (special items) e con la riclassifica degli impatti legati all’applicazione dell’IFRS 16, al netto dei relativi effetti fiscali. • gli Investimenti sono ottenuti dalla somma degli investimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali; • Il Capitale circolante operativo netto è definito dalla somma di Rimanenze, Crediti commerciali e Debiti commerciali; • Il Capitale investito netto è determinato dalla somma algebrica del Capitale Immobilizzato, del Capitale circolante operativo netto, delle passività relative al Trattamento di fine rapporto, delle Altre attività e delle Altre passività; • Il Capitale investito netto adjusted è il Capitale investito netto, come sopra definito, con l’esclusione degli impatti relativi all’applicazione dell’IFRS 16 legati principalmente all’incremento degli assets per Diritto di utilizzo (“right of use”); • L’Indebitamento finanziario netto rappresenta un indicatore della struttura finanziaria ed è determinato conformemente alle linee guida ESMA 32-382-1138 (Guidelines on Prospectus disclosures) ed il Richiamo di attenzione Consob n. 5/2021, comprendendo la quota non corrente di attività relative agli strumenti finanziari derivati. • L’indebitamento finanziario netto attività continue 67 adjusted è l’indebitamento finanziario netto, come sopra definito, con l’esclusione della componente di debito legato all’attualizzazione dei pagamenti futuri dei canoni di locazione, a seguito dell’applicazione dell’IFRS 16. • La leva finanziaria è calcolata rapportando l’indebitamento finanziario netto adjusted (inclusi i Project Financing) ed il capitale investito netto adjusted. • Gli special item includono componenti reddituali significative aventi natura non usuale. Tra queste sono considerati: • proventi ed oneri legati ad eventi il cui accadimento risulta non ricorrente, ovvero quelle operazioni o fatti che non si ripetono frequentemente nel consueto svolgimento dell’attività; • proventi ed oneri legati ad eventi non caratteristici della normale attività del business, quali gli oneri di ristrutturazione e ambientali; • plusvalenze e minusvalenze legate alla dismissione di asset; • le svalutazioni significative rilevate sugli asset a esito degli impairment test; • i proventi ed i relativi reversal rilevati in applicazione dell’IFRS 9 in relazione alle operazioni di ristrutturazione dei finanziamenti in essere IFRS 16 Il Gruppo, in qualità di locatario, ha rilevato nuove passività per leasing e maggiori asset per Diritto di utilizzo (“right of use”) correlate principalmente al business Eolico e relativi all’utilizzo di terreni, magazzini, immobili, attrezzature, sottostazioni e parco macchine. L’applicazione del Principio ha modificato la rappresentazione a conto economico dei costi per leasing operativi: tali costi sono ora rilevati come ammortamento dei diritti d’utilizzo e come oneri finanziari correlati al debito legato all’attualizzazione dei pagamenti futuri dei canoni di locazione. Precedentemente, il Gruppo contabilizzava i costi per leasing operativi a quote costanti lungo la durata del leasing, sostanzialmente in linea con la manifestazione finanziaria dei relativi canoni. L’applicazione del principio IFRS 16 ha comportato nell’esercizio 2023: • il miglioramento del Margine Operativo Lordo nella misura dei canoni di locazione che rientrano nello scope dell’IFRS 16, pari a circa 14 milioni; • l’incremento (circa 172 milioni) dell’indebitamento finanziario netto e del capitale investito netto (circa 164 milioni) in relazione all’applicazione del metodo patrimoniale indicato dal Principio; • maggiori ammortamenti (7 milioni) e maggiori oneri finanziari (7 milioni) legati all’applicazione del metodo di cui sopra. In considerazione di quanto sopra, e stante la natura tipica della posta, al fine di rappresentare al meglio la marginalità dei business si è ritenuto di esporre, nel Conto Economico adjusted, gli ammortamenti del periodo sui diritti d’uso e gli oneri finanziari sul debito IFRS 16 all’interno del margine operativo lordo adjusted a titolo di ragionevole approssimazione dei costi di locazione ed in coerenza con la manifestazione finanziaria (canone periodico) degli stessi. Coerentemente anche l’indebitamento finanziario netto adjusted ed il capitale investito netto adjusted sono rappresentati al netto del debito legato all’attualizzazione dei pagamenti futuri dei canoni di locazione. Riconciliazione con i risultati economici adjusted MARGINE OPERATIVO LORDO Anno (importi in milioni) Note 2023 2022 Margine operativo lordo Attività continue 529 499 Esclusione Special Items: - Riclassifica IFRS 16 1 (14) (12) Italia - Storno oneri accessori operazioni straordinarie (Progetti Speciali) 2 4 14 - Storno accantonamento Fondo Business Dismessi 3 1 1 Margine operativo lordo adjusted 520 502 AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI Anno (importi in milioni) 2023 2022 Ammortamenti e svalutazioni (225) (279) Esclusione Special Items: - Riclassifica IFRS 16 1 7 7 - Storno svalutazione Repowering Wind Italia 4 2 43 - Storno oneri correlati a Business dismessi 5 \- 0 Ammortamenti adjusted (215) (229) 68 RISULTATO NETTO DI GRUPPO Anno (importi in milioni) 2023 2022 Risultato netto attività continue di Gruppo 214 85 Esclusione Special Items: Riclassifica IFRS 16 1 1 0 Esclusione Oneri accessori operazioni straordinarie 2 3 11 Esclusione proventi correlati a Business dismessi 3 (4) (2) Esclusione svalutazione Repowering Wind Italia 4 2 31 Esclusione oneri accessori prepayment finanziamenti 5 4 2 Esclusione Tax Asset UK e imposta sostitutiva Solar Italy 6 6 (1) Esclusione impatto gains/losses on IFRS 9 7 1 3 Risultato netto attività continue di Gruppo adjusted 226 129 Note 1. Riclassifica su impatto applicazione IFRS 16. Si rimanda a quanto già commentato nel precedente paragrafo. 2. Oneri accessori relativi ad altre operazioni di natura non ricorrente ed altre acquisizioni avvenute nel 2023 relative alle neoacquisite società fotovoltaiche in Spagna, nonché alle acquisizioni non andate a buon fine. 3. Proventi correlati a poste straordinarie sui Business dismessi dal Gruppo. Nel 2023 l’importo si riferisce agli aggiustamenti del prezzo relativo alla cessione del nucleo idroelettrico di Terni (2 milioni) e del business downstream integrato (3 milioni). 4. Oneri correlati a progetti di Repowering e Revamping in Italia già oggetto di svalutazione nel periodo precedente. Il dato del 2022 si riferisce alla svalutazione del valore netto residuo delle immobilizzazioni materiali ed immateriali di parchi eolici in Italia, a seguito dell’autorizzazione di un progetto di Repowering e di un parco fotovoltaico a seguito dell’autorizzazione di un progetto di Revamping. 5. Oneri finanziari correlati alla chiusura anticipata di project financing e finanziamenti Corporate nell’ambito di attività di Liability Management. 6. Storno tax asset su società di diritto inglese e storno beneficio dell’imposta sostitutiva in ERG Solar Holding S.r.l. 7. Il principio IFRS 9 non consente di differire gli effetti economici positivi della rinegoziazione dei finanziamenti sulla durata residua del debito: ciò ha comportato la contabilizzazione nel 2023 di oneri finanziari netti per circa 1 milioni. Ai fini di una maggiore chiarezza espositiva del costo dell’indebitamento finanziario netto si è ritenuto opportuno esporre nel Conto Economico adjusted gli oneri finanziari assimilati al service payment del debito, differendo la rilevazione di benefici della rinegoziazione lungo la durata residua del debito e non riconoscendoli tutti in una contabilizzazione immediata al momento della modifica. La rettifica qui commentata si riferisce principalmente allo storno del suddetto beneficio al netto degli effetti legati al reversal di analoghi proventi relativi ad operazioni di re-financing di esercizi precedenti. 69 Di seguito la riconciliazione tra lo schema di Bilancio e gli schemi adjusted esposti e commentati nel presente documento: Conto Economico 2023 Stato patrimoniale riclassificato al 31 dicembre 2023 Come commentato nelle premesse, al fine di dare una rappresentazione efficace, i valori comparativi 2022 sono stati rideterminati e sono pertanto rappresentati al netto delle misure di “clawback e windfall taxes”. (milioni di Euro) Schemi di Bilancio Riclassifica impatto IFRS 16 Rettifica impatto IFRS 9 Storno special items Conto economico adjusted Ricavi 741 - - - 741 Altri proventi 26 - - - 26 Ricavi totali 767 - - - 767 Costi per acquisti e variazioni delle rimanenze (14) - - - (14) Costi per servizi e altri costi operativi (171) (14) - 5 (180) Costi del lavoro (53) - - - (53) Margine operativo lordo 529 (14) - 5 520 Ammortamenti e svalutazioni immobilizzazioni (225) 7 - 2 (215) Risultato operativo 304 (6) - 7 305 Proventi (oneri) finanziari netti (19) 7 1 5 (6) Proventi (oneri) da partecipazioni netti 5 - - (5) (0) Risultato prima delle imposte 290 1 1 7 299 Imposte sul reddito (74) - (0) 4 (71) Risultato netto attività continue 216 1 1 10 228 Risultato di azionisti terzi (2) - - - (2) Risultato netto attività continue di Gruppo 214 1 1 10 226 Risultato netto attività cedute (36) - - 29 (7) Risultato netto di Gruppo 179 1 1 39 219 (milioni di Euro) Stato Patrimoniale Reported Rettifica impatto IFRS 16 Stato Patrimoniale Adjusted Immobilizzazioni immateriali 1.403 - 1.403 Immobilizzazioni materiali 2.569 (166) 2.403 Partecipazioni ed altre immobilizzazioni finanziarie 51 - 51 Capitale immobilizzato 4.023 (166) 3.857 Rimanenze 20 - 20 Crediti commerciali 158 - 158 Debiti commerciali (122) - (122) Debiti verso erario per accise (0) - (0) Capitale circolante operativo netto 56 - 56 Fondi per benefici ai dipendenti (4) - (4) Altre attività 241 1 243 Altre passività (560) - (560) Capitale investito netto 3.757 (164) 3.592 Patrimonio netto Gruppo 2.133 8 2.141 Patrimonio netto di terzi 7 - 7 Indebitamento finanziario a medio-lungo termine 1.617 (172) 1.445 Mezzi propri e debiti finanziari 3.757 (164) 3.592 70 (milioni di Euro) Conto economico adjusted 2022 Contributo extraprofitti Contributo Solidarietà 2023 Windfall Taxes / Price cap Conto economico adjusted 2022 Ricavi 749 - - (35) 714 Altri proventi 12 - - - 12 Ricavi totali 761 - - (35) 726 Costi per acquisti e variazioni delle rimanenze (15) - - - (15) Costi per servizi e altri costi operativi (160) - - - (160) Costi del lavoro (49) - - - (49) Margine operativo lordo 537 - - (35) 502 Ammortamenti e svalutazioni immobilizzazioni (229) - - - (229) Risultato operativo 308 - - (35) 273 Proventi (oneri) finanziari netti (25) - - - (25) Proventi (oneri) da partecipazioni netti 0 - - - 0 Risultato prima delle imposte 284 - - (35) 248 Imposte sul reddito (67) (37) (19) 7 (115) Risultato netto attività continue 216 (37) (19) (28) 133 Risultato netto attività destinate ad essere cedute 20 (4) - - 16 Risultato netto di periodo 236 (41) (19) (28) 149 Risultato di azionisti terzi (4) - - - (4) Risultato netto di competenza del Gruppo 232 (41) (19) (28) 145 71 (milioni di Euro) Capitale immobilizzato Capitale circolante operativo netto Fondi per benefici ai dipendenti Altre attività Altre pa ssi vità CAPITALE INVESTITO NETTO Indebitamento finanziario netto Rettifica IFRS 16 e Altro CAPITALE INVESTITO NETTO Indebitamento finanziario netto Autorizzazioni e Concessioni 975 975 975 975 Altre attività immateriali 16 16 16 16 Avviamento 413 413 413 413 Immobili, impianti e macchinari 2.403 2.403 2.403 2.403 Attività per diritti di utilizzo 166 166 166 (166) Partecipazioni 3 3 3 3 Attività finanziarie valutate al Fair Value 34 34 33 Altre attività finanziarie non correnti 48 48 48 48 Attività per imposte differite 41 41 41 41 Altre attività non correnti 45 45 45 45 Attività non correnti 4.143 - Rimanenze 20 20 20 20 Crediti commerciali 158 158 158 158 Altri crediti e attività correnti 87 87 87 1 89 Attività per imposte correnti 35 35 35 35 Attività finanziarie valutate al Fair Value 47 33 33 14 33 14 Altre attività finanziarie correnti 242 - 242 242 Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 468 468 468 Attività correnti 1.056 - TOTALE ATTIVITA' 5.199 Patrimonio Netto attribuibile ai soci della controllante 2.133 8 Partecipazioni di terzi 7 Patrimonio Netto 2.140 Benefici ai dipendenti 4 (4) (4) (4) Passività per imposte differite 192 (192) (192) (192) Fondo Business Dismessi 85 (85) (85) (85) Fondo oneri smantellamento 79 (79) (79) (79) Altri fondi non correnti 37 (37) (37) (37) Passività finanziarie valutate al Fair Value 6 (6) (6) (6) Passività finanziarie non correnti 2.016 2.016 - 2.016 Passività finanziarie non correnti per beni in leasing 166 166 (166) - Altre passività non correnti 45 (45) (45) (45) Passività non correnti 2.628 - - - Altri fondi correnti 37 (37) (37) (37) Debiti commerciali 122 (122) (122) (122) Passività finanziarie valutate al Fair Value 6 (6) (6) (6) Passività finanziarie correnti 186 186 - 186 Passività finanziarie correnti per beni in leasing 6 6 (6) - Altre passività correnti 34 (0) (34) (34) (34) Passività per imposte correnti 40 (40) (40) (40) Passività correnti 432 TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA' 5.199 Stato patrimoniale riclassificato 4.023 56 (4) 241 (560) 3.757 1.617 3.592 1.445 Schema di Bilancio REPORTED Attività Continue ADJUSTED 72 Risultati economici, patrimoniali e finanziari ERG S.p.A. Il bilancio d’esercizio di ERG S.p.A. al 31 dicembre 2023 è stato redatto sulla base dei Principi Contabili Internazionali promulgati dall’International Accounting Standard Board (IASB) e omologati dall’Unione Europea, includendo tra questi anche tutti i principi internazionali oggetto di interpretazione (International Accounting Standards – IAS) e le interpretazioni dell’International Financial Reporting Interpretation Committee (IFRIC) e del precedente Standing Interpretations Committee (SIC). CONTO ECONOMICO Conto Economico riclassificato 2023 2022 (milioni di Euro) Ricavi 35,4 34,3 Altri proventi 2,1 1,2 Ricavi Totali 37,5 35,5 Costi per acquisti e variazioni delle rimanenze (0,2) (0,1) Costi per servizi e altri costi operativi (52,3) (60,9) Margine Operativo Lordo (15,0) (25,6) Ammortamenti e svalutazioni immobilizzazioni (3,3) (3,4) Proventi (oneri) finanziari netti (12,5) (19,0) Proventi (oneri) da partecipazioni netti 53,0 52,5 Risultato prima delle imposte 22,3 4,5 Imposte sul reddito 5,6 7,1 Risultato d'esercizio 27,8 11,6 Proventi (oneri) finanziari netti La voce include principalmente gli interessi attivi sulla gestione della liquidità (+18 milioni) e gli oneri finanziari su finanziamenti ed obbligazioni emesse (-31 milioni). Proventi (oneri) da partecipazioni netti La voce include i dividendi distribuiti dalla società controllata ERG Power Generation S.p.A (50 milioni), oltreché proventi da partecipazioni su aggiustamenti prezzo da cessione su business dismessi. SITUAZIONE PATRIMONIALE Stato Patrimoniale riclassificato 31/12/2023 31/12/2022 (milioni di Euro) Capitale immobilizzato 2.648 2.618 Capitale circolante operativo netto (9) 2 Fondi per benefici ai dipendenti (2) (2) Altre attività 52 54 Altre passività (99) (113) Capitale investito netto 2.591 2.560 Patrimonio netto 927 1.126 Indebitamento finanziario netto 1.664 1.434 Mezzi propri e debiti finanziari 2.591 2.560 73 Capitale immobilizzato Il capitale immobilizzato è costituito principalmente dalle immobilizzazioni finanziarie. Al fine di rafforzare ulteriormente la struttura patrimoniale/finanziaria della società controllata ERG Power Generation, la società ha deciso di rinunciare ad una parte del credito derivante dalla linea di credito in essere, pari a 30 milioni di Euro e convertire lo stesso in un versamento in conto capitale a favore di ERG Power Generation. Indebitamento (disponibilità) finanziario netto Riepilogo indebitamento (disponibilità) netto 31/12/2023 31/12/2022 (milioni di Euro) Indebitamento finanziario a medio-lungo termine 1.925 1.594 Indebitamento (disponibilità) finanziario a breve termine (261) (160) TOTALE 1.664 1.434 L’incremento di 230 milioni rispetto al 31 dicembre 2022 è principalmente legato al maggiore debito per cash pooling verso le società controllate e da un maggior utilizzo delle linee a breve. Si riporta nella tabella seguente l’indebitamento finanziario a medio-lungo termine: Indebitamento finanziario a medio-lungo termine 31/12/2023 31/12/2022 (milioni di Euro) Debiti verso banche a medio-lungo termine 329 0 Prestito Obbligazionario 1.600 1.600 Altri debiti finanziari a medio-lungo termine (5) (7) Debito finanziario IFRS 16 (a medio-lungo termine) 1 1 TOTALE 1.925 1.594 L’indebitamento finanziario a breve è così costituito: Indebitamento (disponibilità) finanziario a breve termine 31/12/2023 31/12/2022 (milioni di Euro) Debiti verso banche a breve termine 148 307 Altri debiti finanziari a breve termine 0 0 Debito finanziario IFRS 16 (a breve termine) 1 1 Passività finanziarie a breve termine 148 307 Disponibilità liquide (416) (282) Titoli e altri crediti finanziari (287) (164) Crediti finanziari verso imprese controllate 293 (22) Attività finanziarie a breve termine (410) (468) TOTALE (261) (160) 74 L’analisi della variazione dell’indebitamento finanziario netto è la seguente: (milioni di Euro) 31/12/2023 31/12/2022 Flusso di cassa da attività di esercizio: Risultato netto d'esercizio 28 12 Ammortamenti 3 3 Variazione circolante e altre attività e passività (1) 8 Totale 30 23 Flusso di cassa da attività di investimento Investimenti netti in immobilizzazioni materiali ed immateriali (3) (3) Variazione in immobilizzazioni finanziarie (30) (519) Totale (33) (522) Flusso di cassa da Patrimonio Netto Dividendi distribuiti (150) (135) Programma acquisto azioni proprie (61) 0 Altre variazioni patrimonio (16) 60 Totale (227) (75) Variazione indebitamento finanziario netto (230) (574) Indebitamento finanziario netto iniziale 1.434 860 Variazione del periodo 230 574 Indebitamento finanziario netto finale 1.664 1.434 Il Flusso di cassa da Patrimonio Netto si riferisce principalmente ai dividendi distribuiti agli azionisti (-150 milioni), all’impatto del programma di acquisto azioni proprie avviato nel quarto trimestre 2023 (-61 milioni), ai movimenti della riserva di cash flow hedge agli strumenti finanziari derivati (-19 milioni) ed LTI (3 milioni). 75 Prospetto di raccordo ai sensi della Comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006 Note gestionali sulle principali società controllate non consolidate, collegate Si segnala inoltre che il Gruppo detiene partecipazioni in società controllate non operative, di seguito elencate: - Parc Eolien de Saint-Loup sur Cher SARL - Parc Eolien du Puits Gergil SARL - Parc Eolien du Plateau de la Perche SARL - Parc Eolien des Boules SARL - Parc Eolien de la Foye Sas - Ferme Eolienne de la voie Sacree sud SAS - Parc Eolien Des Grandes Bornes Sas - Parc Eolien Des Jonquilles Sas - Parc Eolien De La Plaine De Burel - Parc Eolien De Saint Priest En Murat - Parc Eolien Des Vents Communaux - Parc Photovoltaique de la Vallée Brousse - Parc Eolien de six chemins - Parc Photovoltaique de la Vallée de la Doulaye - ERG Germany Verwaltungs GmbH - ERG Windpark Bischhausen & Co. KG - ERG Windpark Bokel GmbH & Co. KG - ERG Windpark Heyen Gmbh & Co. KG 31.12.2023 31.12.2022 2023 2022 926.854 1.126.023 27.765 11.613 - Eliminazione profitti infragruppo su rimanenze ed immobilizzazioni (10.677) (3.154) - - - Eliminazione dividendi infragruppo - - (50.000) (50.000) (10.677) (3.154) (50.000) (50.000) - Imposte differite sulle rettifiche di consolidamento - - 600 594 - Differenza tra valore di carico e valore pro quota del Patrimonio Netto 1.216.855 922.839 - - - Risultati rettificati pro quota conseguiti dalle partecipate 202.132 420.890 - Rilevazione Attività e Passività da aggregazioni aziendali (358) - - 1.216.855 922.481 202.132 420.890 2.133.032 2.045.350 180.497 383.098 - - (1.829) (4.158) 2.133.032 2.045.350 178.668 378.939 Patrimonio netto e risultato del periodo Patrimonio netto e risultato del periodo di terzi Patrimonio netto e risultato del periodo consolidato gruppo ERG Patrimonio Netto Risultato d'esercizio Patrimonio Netto e risultato del periodo di ERG S.p.A. Eliminazione degli effetti di operazioni compiute tra società consolidate: Imposte differite: Eliminazione del valore di carico delle partecipazioni: 76 Sono altresì escluse dall’area di consolidamento le seguenti società controllate in liquidazione: - ERG Petroleos S.A in liquidazione - Eolico Troina S.r.l. in liquidazione Informativa ai sensi all’art. 2.6.2, comma 7, del Regolamento di Borsa Italiana S.p.A In relazione agli obblighi di cui all’art. 2.6.2, comma, del Regolamento dei Mercati organizzati e gestiti da Borsa Italiana S.p.A. e tenuto conto del disposto di cui all’art. 36 del Regolamento Mercati adottato dalla Consob con delibera n. 16191 del 29 ottobre 2007 e s.m.i. si attesta che (i) ERG S.p.A. ha acquisito da ERG UK Holding Limited, Creag Riabhach Wind Farm Ltd, Sandy Knowe Wind Farm Limited (le società) lo statuto, la composizione e i poteri dei relativi organi sociali; (ii) le società forniscono ai revisori del Gruppo le informazioni necessarie per condurre l’attività di controllo dei conti annuali e infra-annuali di ERG S.p.A. e dispongono di un sistema amministrativo-contabile idoneo a far pervenire regolarmente alla Direzione ed ai revisori del Gruppo i dati economici, patrimoniali e finanziari necessari per la redazione del bilancio consolidato. Si attesta che ERG S.p.A. ha messo a disposizione del pubblico presso la sede sociale la situazione contabile delle società. Limitata attività di direzione e coordinamento da parte di SQ Renewables S.p.A. A seguito del closing dell’operazione volta alla creazione della partnership di lungo periodo tra San Quirico S.p.A. e il fondo di investimento IFM Net Zero Infrastructure Fund SCSp, avvenuto in data 15 settembre 2022, ERG S.p.A. è controllata da SQ Renewables S.p.A. (interamente partecipata da San Quirico S.p.A. e da NZF Bidco Luxembourg 2 S.à r.l., con una quota rispettivamente pari al 65% e al 35%). SQ Renewables S.p.A. esercita nei confronti di ERG S.p.A. una limitata attività di direzione e coordinamento conformemente a quanto previsto nel relativo Regolamento, approvato il 15 settembre 2022 dal Consiglio di Amministrazione, previo parere del Comitato Controllo Rischi e Sostenibilità (di seguito anche il “Regolamento di Limitata Direzione e Coordinamento”). La delibera di approvazione del Regolamento di Limitata Direzione e Coordinamento da parte del Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A. è stata assunta nell’ambito della predetta attività di direzione e coordinamento svolta da SQ Renewables S.p.A. Ai sensi di quanto previsto dall’art. 16 del Regolamento mercati adottato dalla Consob con delibera n. 20249 del 28 dicembre 2017 e s.m.i. si precisa quanto segue: • ERG S.p.A. ha adempiuto agli obblighi di pubblicità previsti dall’articolo 2497-bis del codice civile • ERG S.p.A. dispone di un’autonoma capacità negoziale nei rapporti con la clientela e i fornitori • ERG S.p.A. non ha in essere con SQ Renewables S.p.A. alcun rapporto di tesoreria accentrata I comitati raccomandati dal Codice di Corporate Governance (ovvero il Comitato Controllo Rischi e Sostenibilità e il Comitato Nomine e Compensi) sono integralmente composti da amministratori indipendenti sia con riferimento a quanto previsto dall’art. 148, comma terzo, del Testo Unico della Finanza che con riferimento a quanto contenuto nel Codice di Corporate Governance. Attività di direzione e coordinamento da parte di ERG S.p.A ERG S.p.A. svolge un’attività di direzione e coordinamento nei confronti delle società, italiane ed estere, controllate direttamente e indirettamente, le quali beneficiano dei vantaggi, delle sinergie e delle economie di scala derivanti dall’appartenenza al Gruppo; tale attività è esercitata nel rispetto dell’autonomia gestionale e operativa delle suddette società controllate e si articola (i) nella definizione delle strategie di business, del sistema di corporate governance e degli assetti societari, nonché (ii) nella determinazione di politiche generali comuni in materia di risorse umane, information & communication technology, contabilità, bilancio, fiscalità, procurement, finanza, investimenti, risk management, affari legali e societari, comunicazione, relazioni istituzionali, corporate social responsibility, business development and M&A ed engineering development. Tenuto conto del modello organizzativo societario adottato dal Gruppo a partire dal 1° gennaio 2017, le società italiane controllate direttamente e indirettamente nei confronti delle quali è stata svolta, nel corso del 2023, ai sensi degli artt. 2497 e seguenti del Codice Civile, l’attività di direzione e coordinamento nell’ambito sopra delimitato sono: 77 ERG Power Generation S.p.A e le seguenti società italiane dalla stessa controllate: • Breva Wind S.r.l. • ERG Eolica Adriatica S.r.l. • ERG Eolica Campania S.r.l. • ERG Eolica Faeto S.r.l. • ERG Eolica Fossa del Lupo S.r.l. • ERG Eolica Ginestra S.r.l. • ERG Eolica San Vincenzo S.r.l. • ERG Eolica Tirreno S.r.l. • ERG Solar Holding S.r.l. • ERG Sviluppo Italia S.r.l. • ERG Wind Bulgaria S.p.A. • ERG Wind Investments S.r.l. • Ginestra S.r.l. • Green Vicari S.r.l. • ISAB Energy Solare S.r.l. • Eolico Troina S.r.l. in liquidazione • Andromeda PV S.r.l. • Calabria Solar S.r.l. • ERG Solar Piemonte 3 S.r.l. • Fattoria Solare Futurasun S.r.l. • ERG Wind Holdings (Italy) S.r.l. • ERG Wind Sardegna S.r.l. • ERG Wind Sicilia 6 S.r.l. • ERG Wind Sicilia 3 S.r.l. • ERG Wind 6 S.r.l. • ERG Wind Energy S.r.l. Nel 2023 ERG S.p.A. ha svolto la propria attività di gestione delle varie partecipazioni, direttamente e indirettamente possedute, anche attraverso contratti di service delle attività di staff per un corrispettivo complessivo pari a 34,3 milioni. Inoltre, ERG S.p.A. gestisce in qualità di consolidante il “consolidato fiscale nazionale” con le principali società controllate del Gruppo. Tutte le operazioni sono relative alla gestione ordinaria e sono regolate a condizioni di mercato. 78 Azioni Proprie Il Consiglio di Amministrazione, riunitosi in data 12 ottobre 2023, ha deliberato di dare avvio al programma di acquisto di azioni proprie, in attuazione della delibera assunta dall’Assemblea degli Azionisti il 26 aprile 2023 (il “Programma”). Il Programma prevede l’acquisto di azioni ordinarie ERG (le “Azioni”) come forma di investimento finalizzata a massimizzare la creazione di valore per la Società e per gli azionisti, per un periodo massimo di 6 mesi a far data dal 12 ottobre 2023, giorno di avvio del Programma. Il quantitativo massimo di Azioni che possono essere acquistate in attuazione del Programma è di n. 3.758.000 (ovvero complessivamente pari al 2,5% del capitale sociale), con un esborso massimo di 100.000.000,00 euro, senza pregiudizio per ogni altra limitazione eventualmente derivante da disposizioni legislative o regolamentari. Alla data del 31 dicembre 2023, sono state riacquistate a partire dall’avvio del Programma n. 2.404.280 Azioni al prezzo medio ponderato di euro 25,4826 per azione. Considerando le Azioni già in portafoglio prima dell’avvio del Programma, ERG, al 31 dicembre 2023, deteneva n. 3.186.360 azioni proprie pari al 2,1197% del relativo capitale sociale. Il programma di acquisto azioni proprie si è completato in data 12 febbraio 2024; dall’avvio del programma sono state riacquistate n. 3.758.000 azioni ordinarie (numero massimo di azioni acquistabili) al prezzo medio ponderato di euro 26,0 per azione. Considerando le azioni già in portafoglio prima dell’avvio del programma ERG S.p.A. detiene n. 4.540.080 azioni proprie pari al 3,0203% del relativo capitale sociale. In applicazione dello IAS 32 le azioni proprie sono iscritte in riduzione del patrimonio netto, mediante utilizzo della Riserva sovraprezzo azioni. Sedi secondarie ERG S.p.A. ha sede legale e operativa in Genova. La società non ha sedi secondarie. Rapporti con parti correlate Le informazioni relative ai rapporti con parti correlate, ivi comprese le operazioni con società partecipate non consolidate, sono contenute nelle Note al Bilancio Consolidato. La Procedura per le operazioni con Parti Correlate, adottata dalla Società, è a disposizione del pubblico sul sito www.erg.eu. (Tale informazione è riportata nella Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari, parte integrante del Bilancio). Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio Data Settore Fatto di rilievo 17 gennaio 2024 Italia Corporate ERG si conferma tra le “Global 100” di Corporate Knights. ERG si è posizionata al 28°posto nel ranking 2024, in sensibile miglioramento rispetto alla 54°posizione del 2023 24 gennaio 2024 Italia Corporate TIM ed ERG: al via il progetto “Missione Ambiente – Generazioni a scuola di Sostenibilità”, con l’obiettivo di contribuire alla diffusione della cultura della sostenibilità. 29 gennaio 2024 Francia Wind Solar Perfezionata l’acquisizione di un portafoglio eolico e solare da 73,2 MW in Francia. Il portafoglio di acquisizione è composto da due parchi fotovoltaici in operation (20,4 MW), da uno in avanzato stato di realizzazione (28,8 MW) e di un parco eolico in fase di commissioning (24 MW). 1° febbraio 2024 Italia Wind ERG e Google firmano accordo ventennale per la fornitura di 2 TWh di energia rinnovabile 6 febbraio 2024 Italia Corporate ERG si conferma per il secondo anno nella “A list” di Carbon Disclosure Project. 19 febbraio 2024 Italia Corporate Conclusione programma di acquisto azioni proprie. 23 febbraio 2024 Italia Wind ERG cresce ancora in Italia con il completamento della costruzione e l’avvio dell’energizzazione del parco greenfield di Roccapalumba in Sicilia (47 MW). 29 febbraio 2024 Italia Corporate Il Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A ha approvato la policy per la Parità di Genere, rafforzando il suo impegno per la Diversity e Inclusion. 1° marzo 2024 Italia Solar Presentato a Key Energy 2024 “Social Purpose for Solar Revamping”, il progetto ideato da ERG per garantire seconda vita ai pannelli fotovoltaici provenienti da attività di revamping dei propri impianti solari 79 Evoluzione prevedibile della gestione I l contesto in cui opera il Gruppo è caratterizzato da estrema volatilità ed incertezza. Lo scenario prezzi delle commodity e dei prezzi dell’elettricità risulta in calo nei primi mesi del 2024 rispetto a quanto già registrato nel 2023\. A queste si aggiungono le istanze di revisione nel medio termine del mercato elettrico a livello europeo, con più ampi spazi per la contrattualizzazione di lungo termine dell’energia. Si evidenzia che ERG, in linea con le migliori pratiche del settore e la propria consolidata politica di rischio, ha effettuato negli ultimi anni vendite a termine, principalmente attraverso contratti di fornitura di lungo termine a prezzo fisso (cosiddetti PPA) e contratti a termine anche mediante strumenti finanziari derivati. Tali coperture, quando effettuate con una logica di portafoglio dall’Energy Management di Gruppo per mezzo di ERG Power Generation S.p.A., vengono gestionalmente allocate alle varie società di progetto, proprietarie delle Unità di Produzione (UP). Il criterio allocativo delle coperture segue un meccanismo a cascata che, con la logica di mitigazione dei rischi connessi, ha il seguente ordine di priorità: 1. energia elettrica prodotta dalle UP che risultano essere prive di meccanismo di incentivazione e quindi interamente esposta al rischio di volatilità del prezzo di mercato; 2. en ergia elettrica prodotta dalle UP che sono oggetto di tariffe di tipo “Feed in Premium”, ovvero meccanismi che prevedono un incentivo che si aggiunge al prezzo di mercato; 3. l e eventuali coperture residue sono infine attribuite ai quantitativi di energia elettrica soggetti a meccanismi di incentivazione per differenza, quali le tariffe incentivanti ex “certificati verdi” (GRIN). Non sono invece previste coperture per tutte le produzioni che risultano oggetto di meccanismi di incentivazione per differenza a due vie. Si riporta di seguito la prevedibile evoluzione dei principali indicatori di performance nel 2024 rispetto al 2023\. Si segnala che a partire dal 2024 l’impatto sull’EBITDA dell’applicazione dell’IFRS 16 non verrà più isolato come special item. Italia Il margine operativo lordo del Wind è previsto in aumento grazie all’incentivo GRIN, che nel 2024 si attesta a 42 €/MWh rispetto ad un valore nullo nel 2023, al pieno contributo derivante dei due parchi Repowering entrati in esercizio nel corso del 2023 per complessivi 56 MW di nuova capacità aggiuntiva (92 MW al lordo della dismissione dei vecchi impianti), di un parco costruito internamente ed entrato in esercizio nei primi mesi del 2024 (47 MW) e di due ulteriori parchi Repowering previsti in esercizio negli ultimi mesi dell’anno per complessivi 101 MW (177 MW al lordo della dismissione dei vecchi impianti). Tali risultati sono in parte compensati dai minori prezzi di mercato attesi e dai minori volumi previsti rispetto all’elevata ventosità registrata nel 2023. Il margine operativo lordo del Solare è previsto in aumento rispetto al 2023 prevalentemente per effetto dei maggiori prezzi catturati derivanti dalle coperture a termine effettuate nel corso del 2023 e dei maggiori volumi derivanti dalle attività di revamping e repowering degli impianti. Si stima per il 2024 un Margine Operativo Lordo Wind & Solar Italia in aumento rispetto al 2023. Estero Il margine operativo lordo Wind è previsto in riduzione rispetto al 2023 principalmente per effetto dei minori prezzi di vendita rispetto a quelli catturati nel corso del 2023. Tale minor risultato è in parte compensato dal contributo, a partire dal secondo semestre, derivante dall’acquisizione in USA (224 MW) e da quella effettuata in Francia a gennaio 2024 (24 MW), oltre all’entrata in esercizio negli ultimi mesi dell’anno di due parchi di nuova costruzione in Francia (41 MW). Il margine operativo lordo Solare è previsto in aumento rispetto al 2023 principalmente per effetto del contributo, a partire dal secondo semestre, derivante dal parco acquisito in USA (92 MW), dai due parchi acquisiti in Spagna ed entrati progressivamente in esercizio nel secondo semestre 2023 (25 MW e 149 MW), e dal contributo derivante dalla recente acquisizione in Francia (49 MW). Il Margine Operativo Lordo Wind & Solar all’estero è pertanto atteso in riduzione rispetto al 2023\. Guidance 2024 Per l’esercizio 2024, a livello di Gruppo, si stima un margine operativo lordo nell’intervallo compreso tra 520 e 580 milioni, in aumento rispetto al risultato 2023 (534 milioni, comprensivo dell’applicazione dell’IFRS 16 ). Gli investimenti risultano in un range compreso tra 550 e 600 milioni (489 milioni nel 2023) ed includono le recenti acquisizioni in USA e Francia, la costruzione dei parchi previsti in esercizio tra il 2024 e il 2025 e il completamento dei parchi entrati in esercizio nel corso del 2023\. L’indebitamento finanziario netto adjusted 22 a fine 2024 è atteso nel range tra 1.750 e 1.850 milioni (1.445 milioni a fine 2023), inclusivo della distribuzione del dividendo ordinario di 1 Euro per azione. 22 Non include il debito IFRS16 stimato pari a 210 milioni. 80 Genova, 12 marzo 2024 per il Consiglio di Amministrazione Il Presidente Edoardo Garrone 81 EXECUTIVE SUMMARY 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 Proposta del Consiglio di Amministrazione S ignori azionisti, in relazione ai risultati conseguiti, Vi invitiamo ad assumere la seguente deliberazione: • approvare il Bilancio d’esercizio della Vostra società al 31 dicembre 2023 che si chiude con un utile di 27.764.716,42 Euro; • deliberare il pagamento agli Azionisti di un dividendo di 1,0 Euro per azione. Il dividendo sarà pagato a ciascuna delle azioni aventi diritto agli utili in circolazione alla data di stacco cedola, con esclusione quindi, ai sensi dell’art. 2357-ter del Codice Civile, delle azioni proprie, mediante utilizzo dell’utile dell’esercizio e del la quota residua della riserva costituita dagli utili a nuovo e, per la restante parte, mediante utilizzo delle «Altre riserve» di utili; • deliberare la messa in pagamento del dividendo a partire dal 22 maggio 2024, previo stacco cedola a par tire dal 20 maggio 2024 e record date il 21 maggio 2024. Genova, 12 marzo 2024 per il Consiglio di Amministrazione Il Presidente Edoardo Garrone 119 2. BILANCIO CONSOLIDATO AL 31 DICEMBRE 2023 ERG S.p.A. 120 Prospetto di Conto Economico (1) (2) (migliaia di Euro) Note 2023 2022 Ricavi 1 740.940 713.840 Altri proventi 2 26.209 12.678 Costi per acquisti 3 (14.299) (15.188) Costi per servizi e altri costi operativi 4 (171.026) (157.092) Costi del lavoro 5 (52.782) (54.808) MARGINE OPERATIVO LORDO 529.041 499.430 Ammortamenti Attività Immateriali 20 (67.780) (58.741) Ammortamenti Immobili, impianti e macchinari e Attività per diritti d’utilizzo 20 (157.079) (176.689) Ripristini (svalutazioni) di valore 20 - (43.185) RISULTATO OPERATIVO NETTO 304.183 220.814 Proventi finanziari 36 197.783 75.622 Oneri finanziari 36 (217.220) (112.195) Proventi (oneri) finanziari netti (19.437) (36.573) Altri proventi (oneri) da partecipazioni netti 23 5.390 2.294 Proventi (oneri) da partecipazioni 5.390 2.294 RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE 290.137 186.535 Imposte sul reddito 40 (74.063) (97.569) RISULTATO NETTO ATTIVITA' OPERATIVE IN ESERCIZIO 216.074 88.966 Risultato netto attività operative cessate 43 (35.577) 294.131 RISULTATO NETTO DELL’ESERCIZIO 180.497 383.098 Risultato di azionisti terzi 29 1.829 4.158 RISULTATO NETTO DI COMPETENZA DEL GRUPPO 178.668 378.939 (Euro) 2023 2022 Utile per azione attività operative base e diluito (3) 1,447 0,595 Utile di Gruppo per azione base e diluito (3) 1,197 2,534 Utile per azione attività operative cessate (3) -0,238 1,967 (1) Le note di commento alle singole voci sono parte integrante del presente Bilancio. (2) I dati 2023 e 2022 sono stati esposti secondo quanto previsto dall’IFRS 5 con riferimento alla già avvenuta cessione del Business Termoelettrico. Si ricorda che nei dati comparativi del 2022, alla riga “Risultato netto attività operative cessate” è presente anche la plusvalenza derivante dalla cessione del business idroelettrico in applicazione dell’IFRS 5. Si veda quanto indicato nella Sezione VII Attività operative cessate. (3) Calcolato sulla base del numero medio di azioni in circolazione dell’esercizio pari a 149.292.110 (149.537.920 nell’esercizio comparativo). 121 Prospetto di conto economico complessivo (1) (migliaia di Euro) Note 2023 2022 Risultato netto dell’esercizio 180.497 383.098 Variazioni che non saranno riclassificate a conto economico Variazione attuariale passività per benefici ai dipendenti 78 163 Imposte sul reddito riferite alla variazione attuariale delle passività per benefici ai dipendenti (22) (46) 13 56 118 Variazioni che saranno riclassificate a conto economico Copertura dei flussi finanziari \- quota efficace della variazione di fair value 136.573 360.828 Imposte sul reddito riferite alla copertura dei flussi finanziari \- quota efficace della variazione di fair value (39.470) (108.249) 28 97.104 252.580 Gestioni estere \- Differenze cambio da conversione 25.318 (21.260) Imposte sul reddito \- Gestioni estere \- Differenze cambio da conversione (4.805) 4.035 28 20.512 (17.225) Altre componenti del risultato complessivo al netto imposte 117.672 235.473 Risultato netto complessivo dell’esercizio 298.169 618.570 Risultato netto complessivo dell’esercizio di azionisti terzi 1.829 4.158 Risultato netto complessivo dell’esercizio di Gruppo 296.340 614.412 (1) Le note di commento alle singole voci sono parte integrante del presente Bilancio. 122 Prospetto della Situazione patrimoniale – finanziaria (1) (migliaia di Euro) Note 31/12/2023 31/12/2022 ATTIVITA' Autorizzazioni e Concessioni 14 975.056 956.240 Altre attività immateriali 15 15.811 15.425 Avviamento 16 412.505 408.045 Immobili, impianti e macchinari 17 2.402.743 2.120.073 Attività per diritti di utilizzo 18 165.923 154.311 Partecipazioni rilevate secondo il metodo del costo 22 2.633 1.688 Attività finanziarie valutate al Fair Value 31 34.115 33.225 Altre attività finanziarie non correnti 24 48.014 38.792 Attività per imposte differite 42 41.397 138.242 Altre attività non correnti 10 45.244 53.530 Attività non correnti 4.143.440 3.919.570 Rimanenze 7 20.019 17.603 Crediti commerciali 6 157.895 202.465 Altri crediti e attività correnti 9 87.161 82.147 Attività per imposte correnti 41 34.721 32.998 Attività finanziarie valutate al Fair Value 31 46.796 141.568 Altre attività finanziarie correnti 32 241.696 211.136 Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 30 467.568 392.811 Attività correnti 1.055.855 1.080.729 Attività operative cessate - 226.086 TOTALE ATTIVITA' 5.199.295 5.226.385 PATRIMONIO NETTO Capitale Sociale 28 15.032 15.032 Altre Riserve 28 1.639.225 1.213.351 Utili/(Perdite) a nuovo 28 300.108 438.028 Utile dell'esercizio 28 178.668 378.939 Patrimonio Netto attribuibile ai soci della controllante 2.133.033 2.045.350 Partecipazioni di terzi 29 6.664 9.332 TOTALE PATRIMONIO NETTO 2.139.697 2.054.682 PASSIVITA' Benefici ai dipendenti 13 3.543 3.723 Passività per imposte differite 42 191.961 197.262 Fondo Business Dismessi 25 84.581 84.691 Fondo oneri smantellamento 19 78.830 92.613 Altri fondi non correnti 26 36.601 24.401 Passività finanziarie valutate al Fair Value 35 5.830 - Passività finanziarie non correnti 33 2.016.094 1.751.255 Passività finanziarie non correnti per beni in leasing 34 165.687 150.955 Altre passività non correnti 12 44.634 30.989 Passività non correnti 2.627.761 2.335.888 Altri fondi correnti 26 36.935 38.730 Debiti commerciali 8 122.038 123.002 Passività finanziarie valutate al Fair Value 35 5.908 76.644 Passività finanziarie correnti 33 186.154 389.716 Passività finanziarie correnti per beni in leasing 34 6.353 6.362 Altre passività correnti 11 34.233 59.628 Passività per imposte correnti 41 40.216 52.311 Passività correnti 431.837 746.394 Passività connesse ad attività operative cessate - 89.421 TOTALE PASSIVITA' 3.059.598 3.171.703 TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA' 5.199.295 5.226.385 (1) Le note di commento alle singole voci sono parte integrante del presente Bilancio. 123 Prospetto dei Flussi Finanziari (1) (2) (migliaia di Euro) Note 2023 2022 FLUSSI FINANZIARI DERIVANTI DALL'ATTIVITA' OPERATIVA: Risultato netto del periodo 180.497 383.098 \- Ammortamenti e svalutazioni delle immobilizzazioni 20 224.858 278.615 \- Incremento altri fondi 19-25-26 13.285 38.978 \- Decremento altri fondi 19-25-26 (15.491) (18.025) \- Svalutazione dei crediti ed attività correnti 6 (8.799) - \- Proventi (oneri) da partecipazioni 23 (5.391) (2.294) \- Variazione dei fondi relativi al personale 13 (180) 66 Oneri finanziari 36 19.437 36.577 Imposte sul reddito 40-41 74.063 97.569 Altre variazioni di elementi non monetari 28 30.112 4.717 512.391 819.300 \- Variazione delle altre attività e passività di esercizio: \- Variazione delle rimanenze 7 (2.316) (679) \- Variazione dei crediti commerciali 6 53.370 100.772 \- Variazione dei debiti commerciali 8 (4.657) (89.153) \- Variazione netta di altri crediti/debiti e di altre attività/passività 9-10-11-12 (6.199) 1.623 \- Variazione fair value derivati di copertura su commodities con manifestazione monetaria 37-38 152.916 (34.549) Pagamento imposte 40-41 (25.514) (91.854) 167.599 (113.840) FLUSSI FINANZIARI DERIVANTI DALL'ATTIVITA' OPERATIVA IN ESERCIZIO (A) 679.991 705.460 FLUSSI FINANZIARI DERIVANTI DALL' ATTIVITA' OPERATIVA CESSATA 43 202.534 (43.594) FLUSSI FINANZIARI DERIVANTI DALL'ATTIVITA' OPERATIVA 882.524 661.866 FLUSSI FINANZIARI DA ATTIVITA' DI INVESTIMENTO: Acquisizione di attività immateriali 14-15 (5.683) (4.120) Acquisizioni di immobili, impianti e macchinari 17 (300.091) (308.077) Acquisizioni di partecipazioni e altre attività finanziarie non correnti 24 - (929) Variazione netta altri incrementi/decrementi delle immobilizzazioni 14-15-16-18 3.011 (40.846) Variazione netta metodo di consolidamento partecipazioni 22 126 2.417 Incasso da cessione partecipazioni per clausole di aggiustamento prezzo 23 5.549 - Incasso da cessione attività operative cessate 44 92.857 1.093.438 Disinvestimenti di partecipazioni e altre attività finanziarie non correnti 24-31 5.644 (38.092) Variazione delle altre attività finanziarie correnti 31-32 (30.510) 257.149 Variazione Area di Consolidamento per business combination 44 (84.697) (392.232) Variazione Area di Consolidamento per acquisizione assets - (23.467) FLUSSI FINANZIARI DA ATTIVITA' DI INVESTIMENTO IN ESERCIZIO (B) (313.795) 545.241 FLUSSI FINANZIARI DA ATTIVITA' DI INVESTIMENTO CESSATA 43 (2.749) 102.742 FLUSSI FINANZIARI DA ATTIVITA' DI INVESTIMENTO (316.544) 647.983 FLUSSI FINANZIARI DA ATTIVITA' DI FINANZIAMENTO: Nuovi finanziamenti non correnti 33 330.000 - Rimborsi di finanziamenti non correnti 33 (250.000) (350.218) Variazione netta delle passività finanziarie correnti verso banche 33 84.496 (1.000.134) Variazione delle altre passività finanziarie correnti 33 (30.079) (184.708) Interessi netti pagati 36 (9.438) (29.146) Chiusura anticipata finanziamenti 33 (187.225) (2.900) Dividendi ad azionisti 28-29 (154.034) (139.050) Acquisto azioni proprie 28-29 (61.362) - Pagamento delle passività finanziarie per i beni in leasing 34 (13.796) (12.085) FLUSSI FINANZIARI DA ATTIVITA' DI FINANZIAMENTO IN ESERCIZIO (C): (291.439) (1.718.241) FLUSSI FINANZIARI DA ATTIVITA' DI FINANZIAMENTO CESSATA 43 (199.784) (69.146) FLUSSI FINANZIARI DA ATTIVITA' DI FINANZIAMENTO (491.223) (1.787.388) FLUSSO FINANZIARIO NETTO DEL PERIODO (A+B+C) 74.757 (467.540) DISPONIBILITA' LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI AD INIZIO PERIODO 392.811 860.352 FLUSSO FINANZIARIO NETTO DEL PERIODO 74.757 (467.540) DISPONIBILITA' LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI A FINE PERIODO 467.568 392.811 (1) Le note di commento alle singole voci sono parte integrante del presente Bilancio Consolidato. (2) I dati sono presentati al netto dei flussi generati delle “Attività e passività operative cessate”. I flussi generati dalle “Attività e passività operative cessate” sono indicati separatamente rispettivamente per i flussi finanziari derivanti dall’attività Operativa, di Investimento e di Finanziamento. I flussi delle “Attività in esercizio” sono ottenuti dalla sommatoria delle voci di cui sopra. 124 Prospetto delle variazioni del Patrimonio Netto (1) (migliaia di Euro) Note Capitale sociale Cash Flow Hedge Riserva di traduzio ne Azioni proprie in portafoglio Altre Riserve Utile (perdita) d'esercizio Patrimonio Netto attribuibile ai soci della controllante Partecipazio ni di terzi Totale Patrimoni o Netto SALDO AL 31/12/2021 15.032 (307.973) (11.424) (5.378) 1.695.825 172.897 1.558.983 9.639 1.568.622 Destinazione risultato esercizio precedente \- - - - 172.897 (172.897) - - \- Pagamento basato su azioni con strumenti rappresentativi di capitale \- - - - 6.798 - 6.798 - 6.798 Distribuzione dividendi e riserve \- - - - (134.584) - (134.584) (4.466) (139.050) Altre variazioni \- - - - (259) - (259) - (259) \- Risultato netto dell’esercizio \- - - - - 378.939 378.939 4.158 383.098 Altre componenti del risultato complessivo - 252.580 (17.225) - 118 - 235.473 - 235.473 Risultato netto complessivo - 252.580 (17.225) - 118 378.939 614.412 4.158 618.570 SALDO AL 31/12/2022 28 15.032 (55.393) (28.649) (5.378) 1.740.795 378.939 2.045.350 9.332 2.054.682 Destinazione risultato esercizio precedente - - - - 378.939 (378.939) - - - Pagamento basato su azioni con strumenti rappresentativi di capitale 28 - - - - 2.678 - 2.678 - 2.678 Acquisto azioni proprie 28 - - - (61.362) - - (61.362) - (61.362) Distribuzione dividendi 28-29 - - - - (149.538) - (149.538) (4.496) (154.034) Altre variazioni - - - - (435) - (435) - (435) \- Risultato netto dell’esercizio 28-29 - - - - - 178.668 178.668 1.829 180.497 Altre componenti del risultato complessivo 28 - 97.104 20.512 - 56 - 117.672 - 117.672 Risultato netto complessivo - 97.104 20.512 - 56 178.668 296.340 1.829 298.169 SALDO AL 31/12/2023 28 15.032 41.711 (8.136) (66.740) 1.972.496 178.668 2.133.033 6.664 2.139.697 (1) Le note di commento alle singole voci sono parte integrante del presente Bilancio Consolidato. 125 NOTE ILLUSTRATIVE AL BILANCIO CONSOLIDATO I. INTRODUZIONE ERG S.p.A. è l’entità che redige il Bilancio e ha sede legale a Genova in via De Marini 1 (Torre WTC), Italia. Il Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2023 comprende i bilanci della ERG S.p.A. e delle sue controllate (unitamente “ERG” o “il Gruppo ERG”). L’attività caratteristica del Gruppo ERG consiste nella produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, eolica e solare in Italia, Francia, Germania, Spagna, Regno Unito, Polonia, Romania, Bulgaria e Svezia. La pubblicazione del presente Bilancio Consolidato è stata autorizzata dal Consiglio di Amministrazione in data 12 marzo 2024. L’Assemblea degli Azionisti convocata per l’approvazione del Bilancio Consolidato ha la facoltà di richiedere modifiche al Bilancio stesso. Criteri di redazione Il presente Bilancio Consolidato, se non diversamente indicato, è espresso in migliaia di Euro (moneta funzionale della capogruppo ERG S.p.A. e moneta di presentazione), ed è stato redatto: • in conformità ai Principi Contabili Internazionali emanati dall’International Accounting Standard Board (IASB) e omologati dall’Unione Europea nonché in conformità ai provvedimenti emanati in attuazione dell’art.9 del Decreto Legislativo n.38 del 28 febbraio 2005; • nella prospettiva della continuità aziendale, e pertanto nel presupposto che il Gruppo sarà in grado di soddisfare le condizioni di rimborso obbligatorie delle linee di credito concesse dalle banche e delle emissioni obbligazionarie come indicato nella Nota 33 \- Passività finanziarie correnti e non correnti. Ai fini di una maggiore chiarezza espositiva si è ritenuto preferibile indicare tutti gli importi arrotondati alle migliaia di Euro; di conseguenza, in alcuni prospetti, gli importi totali possono leggermente discostarsi dalla somma degli importi che li compongono. Il presente Bilancio è sottoposto a revisione contabile da parte della società KPMG S.p.A. in base all’incarico di revisione legale per gli esercizi 2018 – 2026 conferito ai sensi del Decreto Legislativo 39/2010 dall’Assemblea degli azionisti del 23 aprile 2018. I principi contabili rilevanti e i criteri di valutazione sono presentati all’interno di ciascuna nota alla quale si riferiscono. Le variazioni intervenute nell’applicazione dei principi contabili, laddove rilevanti, sono descritte nei successivi paragrafi. Contenuto e forma del Bilancio Consolidato Il presente Bilancio è costituito: • dagli schemi primari di Bilancio, con le seguenti caratteristiche: - il Prospetto della Situazione patrimoniale finanziaria consolidata presenta le attività e passività in base alla loro scadenza, separando le poste correnti e le poste non correnti. Le attività correnti sono quelle destinate a essere realizzate, cedute o consumate nel normale ciclo operativo del Gruppo o nei 12 mesi successivi alla chiusura dell’esercizio; le passività correnti sono quelle per le quali è prevista l’estinzione nel normale ciclo operativo del Gruppo o nei 12 mesi successivi alla chiusura; - il Prospetto di Conto economico include un’analisi delle poste per natura, struttura ritenuta più rappresentativa rispetto alla presentazione per destinazione. La forma scelta è, infatti, conforme alle modalità di reporting interno e di gestione; - Il Prospetto di conto economico complessivo riporta principalmente le componenti di risultato sospese a patrimonio netto; - il Prospetto dei Flussi Finanziari è strutturato sulla base del metodo indiretto, con indicazione del flusso di cassa da attività operativa, da attività di investimento e da attività di finanziamento. - il Prospetto delle variazioni del patrimonio netto è predisposto secondo le disposizioni dello IAS 1 ed evidenzia separatamente i flussi inerenti alle componenti della riserva di altre componenti del risultato complessivo. • dalle Note illustrative al Bilancio Consolidato. Inoltre, come richiesto dalla delibera Consob 15519 del 27 luglio 2006, nella Nota 45 \- Poste non ricorrenti sono stati indicati separatamente quei proventi ed oneri significativi derivanti da operazioni non ricorrenti o da fatti che non si ripetono frequentemente nel consueto svolgimento dell’attività. Sempre in applicazione della suddetta delibera Consob, nella Nota 46 \- Parti correlate sono stati indicati separatamente gli importi relativi alle posizioni e transazioni con parti correlate, i quali non risultano essere peraltro significativi per il presente Bilancio. 126 Uso di stime – Rischi e incertezze Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione La redazione delle situazioni contabili in applicazione degli IFRS richiede da parte di ERG l’effettuazione di stime e di assunzioni che hanno effetto sui valori delle attività, delle passività, dei costi e dei ricavi di Bilancio e sull’informativa relativa ad attività e passività potenziali. Le stime contabili sono importi monetari rilevati in bilancio che hanno delle incertezze nella misurazione. L’elaborazione di tali stime ha implicato l’utilizzo di informazioni disponibili e l’adozione di valutazioni soggettive. Per loro natura le stime e le assunzioni utilizzate possono variare di periodo in periodo e, pertanto, non è da escludersi che nei periodi successivi gli attuali valori di Bilancio potranno differire a seguito del mutamento delle valutazioni soggettive utilizzate. In merito alla cessione del business Termoelettrico e agli Interventi normativi in materia di contenimento dell’aumento dei prezzi energia si rimanda a quanto indicato nel paragrafo successivo. Area di Bilancio Descrizione della stima contabile e delle assunzioni Impairment test di avviamento autorizzazioni e concessioni, altre attività immateriali, immobili, impianti e macchinari e attività per diritti di utilizzo Le principali assunzioni per la determinazione dei valori recuperabili riguardano, nello specifico: • l’individuazione dei prezzi attesi di energia e gas, • la valutazione delle disponibilità delle risorse rinnovabili, l’evoluzione del quadro regolatorio, • l’individuazione di variabili macroeconomiche quali inflazione e tassi di sconto, anche legate all’attuale clima di incertezza geopolitica, • la valutazione di possibili impatti dei cambiamenti climatici. Per maggiori dettagli si rimanda alla Nota 21 - Impairment test. Definizione della vita utile delle Autorizzazioni e Concessioni, delle altre attività immateriali, di immobili, impianti e macchinari ed i correlati ammortamenti Le Autorizzazioni e Concessioni sono ammortizzate in base alla loro durata residua. Le altre attività immateriali vengono ammortizzate in un periodo massimo di 5 anni. La vita utile degli immobili, impianti e macchinari è rivista annualmente e rettificata laddove la stima più recente differisca dalle precedenti. Eventuali modifiche nelle stime relative alla vita utile sono rilevate prospetticamente. Se un elemento di immobili, impianti e macchinari è composto da vari componenti aventi vite utili differenti, tali componenti sono contabilizzate separatamente (componenti significative). Si veda la sezione III. Attività di Investimento per maggiori dettagli. Nell’esercizio, il Gruppo ha modificato la stima delle vite utili di alcuni parchi eolici in Europa al fine di allinearsi a stime più recenti effettuate in Italia su parchi similari, validate anche da professionisti e periti esterni, in modo tale da riflettere in bilancio le aggiornate aspettative di funzionamento e utilizzo di tali impianti. La modifica ha effetto sull’esercizio corrente e nei futuri esercizi, in conformità a quanto previsto dallo IAS 8 Principi contabili, cambiamenti nelle stime contabili ed errori. Si veda la Nota 20 \- Ammortamenti e Svalutazioni. Recuperabilità delle imposte differite attive La loro iscrizione è supportata dalle prospettive d’imponibilità del Gruppo risultanti dalla redditività attesa prevista dai piani industriali e dalla previsione di composizione e rinnovo degli accordi dei consolidati fiscali (Nota 42 \- Fiscalità Differita). Valutazione dei fondi e delle passività potenziali correlate a procedimenti civili, amministrativi e fiscali I processi valutativi sono basati su elementi complessi che per loro natura implicano il ricorso al giudizio degli Amministratori, anche tenendo conto degli elementi acquisiti da parte di consulenti esterni, e riguardano sia la determinazione del grado di probabilità di avveramento delle condizioni che possono comportare un esborso finanziario e quindi la classificazione tra le passività ovvero tra le passività potenziali, sia la quantificazione del relativo ammontare. Si veda la sezione IV. Fondi e Passività Potenziali. In particolare, con riferimento al Fondo Business Dismessi gli elementi di maggiore complessità e incertezza sono riconducibili al processo e alla modalità di valutazione correlati ai rischi legati principalmente a eventi risalenti nel tempo e inerenti a tematiche di natura ambientale, legale e fiscale legate ai business “Oil” dismessi della Raffinazione Costiera e del Downstream integrato (Nota 25 - Fondo Business Dismessi). Determinazione degli accantonamenti per rischi su crediti, e svalutazione di altre attività I crediti commerciali e gli altri crediti e le attività derivanti da contratti con i clienti sono sottoposti a verifica per riduzione di valore in conformità con le disposizioni dell'IFRS 9 sulle perdite attese su crediti. Le perdite attese su crediti (Expected Credit Losses) sono una stima delle perdite ponderata in base alle probabilità di default della controparte. Si veda la Nota 6 - Crediti commerciali. Valutazioni del fair value Diversi principi contabili e alcuni obblighi di informativa richiedono al Gruppo la valutazione del fair value delle attività e delle passività finanziarie e non finanziarie. Il Gruppo ha in essere una propria struttura di valutatori responsabili in generale di tutte le valutazioni di fair value significative, comprese quelle di Livello 3 (se presenti). I dati di input non osservabili e le rettifiche di valutazione sono oggetto di regolare reappraisal. Quando per determinare il fair value si utilizzano informazioni di terzi, quali le quotazioni dei broker o i servizi di pricing, il team di valutatori valuta e documenta le evidenze ottenute dai soggetti terzi per supportare il fatto che tali valutazioni soddisfino le disposizioni degli IFRS-EU, compreso il livello della gerarchia del fair value in cui classificare la relativa valutazione. Gli aspetti significativi relativi alla valutazione sono comunicati al Comitato Controllo e Rischi del Gruppo. Si veda anche la sezione V. Gestione finanziaria. Business Combination Valutazione al fair value del corrispettivo trasferito (compreso il corrispettivo potenziale) e fair value delle attività acquisite e delle passività assunte, valutate a titolo provvisorio se alla Reporting Date la contabilizzazione iniziale dell’aggregazione aziendale risulta ancora provvisoria. Determinazione del tasso di attualizzazione delle passività finanziarie e valutazione delle opzioni di rinnovo delle Attività per diritti di utilizzo Il tasso di finanziamento utilizzato è il tasso di finanziamento marginale, determinato come la somma tra credit spread del Gruppo e la curva forward basata sui tassi swap area Euro. In relazione alle opzioni di rinnovo, il Gruppo ha proceduto ad effettuare una stima della durata dei relativi contratti di leasing tenuto conto della ragionevole certezza dell’esercizio dell’opzione. Si veda anche la Nota 18 \- Attività per diritti di utilizzo. 127 Cessione del Business Termoelettrico Il Gruppo, a partire dall’esercizio 2021, aveva avviato un processo competitivo finalizzato alla cessione del business termoelettrico, nell’ambito di un più ampio processo di Asset rotation volto al conseguimento di un modello di business interamente focalizzato sulla produzione di energia eolica e solare. In data 29 giugno 2023 il Gruppo ha firmato un accordo con Achernar Assets AG, holding di investimenti svizzera, per la cessione dell’intero capitale di ERG Power S.r.l.. Il closing dell’operazione è avvenuto in data 17 ottobre 2023. Nel perimetro della cessione sono state incluse 144 persone dedicate a garantire il funzionamento della centrale termoelettrica. In considerazione di quanto sopra, ai fini del presente Bilancio si è proceduto a mantenere la classificazione dei relativi risultati consuntivati fino alla data della perdita del controllo (data del Closing) alla riga “Risultato netto attività operative cessate”. Per maggiori dettagli si rimanda alla sezione VII. Attività operative cessate. Interventi normativi in materia di contenimento dell’aumento dei prezzi energia (Clawback Measures e Windfall Tax) Nel corso del 2022 sono state introdotte in Italia ed all’estero misure di contenimento degli effetti degli aumenti dei prezzi nel settore elettrico come meglio commentate in Relazione Sulla Gestione. L’applicazione di tali misure ha avuto effetti anche nel 2023, comportando restituzioni per un impatto negativo nel 2023 pari a circa 12 milioni di Euro sul risultato netto delle attività continue (35 milioni di Euro nell’esercizio 2022). Si riporta di seguito il dettaglio per paese degli impatti delle suddette misure per il Gruppo nell’esercizio 2023 e 2022. (milioni di Euro) Sostegni \- Ter Windfall Paese (art.15 bis D.L taxes/Price Cap Totale 2023 Contabilizzazione 4/2022) Europa Italia 0 - 0 Nota 1 \- Ricavi Francia - 6 6 Nota 1 \- Ricavi Polonia - 4 4 Nota 1 \- Ricavi Bulgaria - 1 1 Nota 1 \- Ricavi Spagna - 0 0 Nota 1 \- Ricavi Totale 0 12 12 (milioni di Euro) Contributo Contributo di Sostegni \- extraprofitti solidarietà Windfall Ter (art.15 Paese (D.L. 21 temporaneo taxes/Price Totale 2022 Contabilizzazione bis D.L marzo 2022) (Legge n.197 29 Cap Europa 4/2022) dicembre 2022) Italia* 37 19 \- \- 56 Nota 40 \- Imposte sul reddito Italia \- \- 7 \- 7 Nota 1 \- Ricavi Francia \- \- \- 7 7 Nota 1 \- Ricavi Germania \- \- \- 2 2 Nota 1 \- Ricavi Romania \- \- \- 15 15 Nota 1 \- Ricavi Polonia \- \- \- 1 1 Nota 1 \- Ricavi Bulgaria \- \- \- 2 2 Nota 1 \- Ricavi Totale 37 19 7 28 91 * l’importo non comprende circa 4 milioni di Euro di Extraprofitti relativi al business termoelettrico. Per l’esercizio 2023 si fa riferimento in particolare alle normative su Price cap in Francia, Polonia, Bulgaria e Spagna. Si ricorda che l’esercizio 2022 comprendeva misure di clawback measures e windfall tax pari a 91 milioni 1 , derivanti dal D.L. del 21 marzo 2022 (37 milioni) e dal Contributo Straordinario (19 milioni) introdotto dalla Legge di Bilancio 2023 (Legge 197 del 29 dicembre 2022), oltreché l’effetto net tax della windfall tax in Romania (15 milioni) e delle normative su Price cap in Italia (7 milioni) e negli altri paesi europei (13 milioni). Rischio Climate Change Il rischio relativo al climate change identifica la possibilità che variazioni climatiche nel breve, medio e lungo periodo possano avere impatti sul business di ERG con conseguenze dal punto di vista operativo ed economico-finanziario in termini di, tra gli altri: diminuzione della disponibilità di risorse rinnovabili (vento e sole); limitazioni o impedimenti all’operatività, aumento dei costi di Operation & Maintenance, aumento dei costi di assicurazione, maggiori oneri di compliance, etc. Prendendo a riferimento l’ultimo rapporto sui cambiamenti climatici di Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) viene confermato l’innalzamento globale delle temperature e una tendenza alla variazione della ventosità con un aumento degli eventi con impatti estremi; tuttavia, la valutazione dei danni da cambiamento climatico è caratterizzata da una forte incertezza per: (i) la difficile definizione degli effetti futuri sia in termini quantitativi sia nella loro distribuzione spaziale; (ii) la difficile valutazione di eventuali vulnerabilità e/o resilienze dei settori analizzati. La Commissione Europea ha proposto il piano “Repower EU” per accelerare la transizione energetica pulita e diversificare le fonti energetiche. Le principali misure includono l’aumento degli obiettivi di energia rinnovabile e semplificazioni delle procedure autorizzative. Secondo l’approccio del Gruppo, i rischi generati dal Climate Change si possono ricondurre alle seguenti principali tipologie: • Variazione degli apporti da fonti rinnovabili (vento e sole) che possono avere impatti sul business di ERG con conseguenze dal punto di vista economico-finanziario nel medio/lungo termine derivanti dalle possibili minori produzioni. Nel rispetto di quanto indirizzato dall’ESMA Public statement – European common enforcement priorities for 2023 annual 1 83 milioni al netto dell’effetto fiscale. 128 financial reports (documento ESMA32-193237008-1793 del 25 ottobre 2023), le considerazioni sul Climate Change, con impatti ritenuti comunque non significativi, sono riflesse nei Piani Industriali di medio (Piano Mercato) e lungo periodo (impairment test) 2 . • Eventi catastrofali riferiti in particolare a fenomeni fisici “acuti” e “cronici” legati ad eventi naturali estremi che possono provocare danni agli impianti produttivi impattando sulla Business Continuity. Rientrano nella categoria dei fenomeni “acuti” i rischi caratterizzati da probabilità di accadimento remota ma impatto potenzialmente catastrofico tra cui: gli incendi; i terremoti, i fenomeni vulcanici, gli uragani, gli tsunami / le alluvioni; mentre rientrano nella categoria degli eventi “cronici” l’aumento della temperatura media, innalzamento del livello del mare, riduzione della piovosità. Come sopra, in coerenza con il documento ESMA32-193237008-1793 del 25 ottobre 2023, considerazioni in particolare legale al cambiamento climatico sono state riflesse nei Piani Industriali di medio (Piano Mercato) e lungo periodo (impairment test) 2 . • Cambiamenti regolatori, di Mercato riferito in particolare ad eventuali cambiamenti di sussidi ed incentivi, cambiamento del quadro regolatorio, incertezza della domanda di energia elettrica, aumento pressione competitiva. La strategia di gestione del rischio di ERG si concentra, in particolare, sulla diversificazione tecnologica e geografica delle fonti energetiche rinnovabili, anche sfruttando le sinergie territoriali. Il Gruppo adotta inoltre strumenti di previsione meteorologica e modelli statistici per mitigare gli impatti del Climate Change. Il Gruppo è pertanto impegnato in prima linea a contribuire alla lotta ai cambiamenti climatici investendo in tecnologie a zero emissioni, come l’eolico e il solare, per allinearsi con gli obiettivi europei e delle Nazioni Unite sulle energie rinnovabili. Per maggiori dettagli sull’approccio del Gruppo in merito alle tipologie dei rischi generati dal Climate Change e la strategia di gestione di tali rischi si rimanda a quanto indicato nella Relazione sulla Gestione e nella Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario di ERG redatta ai sensi del D.Lgs. 254/2016 (DNF 2023). 2 ERG ha condotto nel 2023 uno studio interno per valutare dal punto di vista quantitativo come i cambiamenti climatici possano influenzare la produzione annuale degli asset in particolare eolici. L’analisi indica che in generale i rischi di una diminuzione della velocità media del vento, con particolare riferimento a un orizzonte di medio termine (a 10-15 anni) sono relativamente contenuti. Sulla base di analisi storico/statistiche della variazione percentuale della velocità del vento, sono prevedibili basse fluttuazioni nella produzione di energia, che possono avere sia un impatto positivo (incrementando la produzione) sia negativo (riducendo la produzione). Tuttavia, fluttuazioni di questa entità della risorsa vento sono già fattorizzate nelle serie storiche alla base delle stime di produzione riflesse nei piani industriali. Con riferimento agli asset solari, verrà approfondita la variazione dell’irraggiamento per gli impianti solari del gruppo nel corso del 2024. 129 Principi e variazione area di Consolidamento Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione Criteri e Metodi di consolidamento 3 Le società controllate vengono consolidate integralmente se e solo se il Gruppo dispone del controllo, ossia: · potere sulla partecipata; · esposizione, o diritti, a rendimenti variabili derivanti dal rapporto con la partecipata; · capacità di esercitare il proprio potere sulla partecipata per incidere sull’ammontare dei suoi rendimenti. Quando si valuta il controllo, l’IFRS 10 richiede giudizio e valutazione continua. Per i dettagli su quando l’interessenza partecipativa non implica un controllo di fatto si rimanda a quanto fornito nella Nota 47 - Elenco delle società del Gruppo e operazioni di periodo. I bilanci delle società controllate sono inclusi nel Bilancio Consolidato dal momento in cui la controllante inizia ad esercitare il controllo fino alla data in cui tale controllo cessa. Le società collegate sulle quali il gruppo esercita un’influenza notevole e le joint venture (generalmente corrispondenti a una partecipazione compresa tra il 20% e il 50%) sono contabilizzate con il metodo del patrimonio netto. Al fine dell’informativa relativa alla natura, misura ed effetti economico-finanziari delle quote del Gruppo in società controllate si rimanda a quanto riportato nella Nota 47 - Elenco delle società del Gruppo e operazioni di periodo e nella Nota 28 \- Partecipazioni di terzi. Conversione di bilanci in moneta diversa dall’Euro (i.e. Gestioni estere) e moneta funzionale La valuta funzionale del Gruppo è l’euro. La conversione dei bilanci delle controllate espressi in moneta diversa dall’Euro avviene secondo le seguenti modalità: • le attività e le passività, compresi l’avviamento e le rettifiche al fair value derivanti dall’acquisizione, sono convertite in euro utilizzando il tasso di cambio rilevato alla data di chiusura dell’esercizio. • i ricavi e i costi di conto economico e nel prospetto di conto economico complessivo delle gestioni estere, sono convertiti in euro utilizzando il tasso di cambio medio dell’esercizio. Le differenze cambio sono rilevate nel Prospetto di conto economico complessivo e incluse nella riserva di conversione, ad eccezione delle differenze di cambio che vengono attribuite alle partecipazioni di terzi. Si elencano qui di seguito i tassi di cambio utilizzati per la conversione ed il consolidamento dei bilanci in moneta diversa dall’Euro: cambio: valuta estera / EUR Situazione Conto Valuta Patrimoniale-(2)(1)Economico Finanziaria Polonia PLN – Zloty polacco 4,340 4,542 Romania RON – Leu romeno 4,976 4,947 UK GBP – Sterlina britannica 0,869 0,870 Bulgaria BGN – LEV bulgaro 1,956 1,956 Svezia SEK – Corona svedese 11,100 11,480 (1) Cambio al 31 dicembre 2023. (2) Cambio medio del 2023. Per quanto riguarda la Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione delle attività e passività operative cessate secondo quanto previsto dall’IFRS 5 si rimanda alla Nota 43 \- Risultato netto attività operative cessate. Cambiamenti dei principi contabili rilevanti: Global minimum top-up tax L'Organizzazione per la Cooperazione e lo Sviluppo Economico (OCSE), in attuazione del Pillar 2, ha introdotto la global minimum tax che si applica ai gruppi di imprese multinazionali con ricavi annui pari o superiori a 750 milioni di euro risultanti dal bilancio consolidato in almeno due dei quattro esercizi immediatamente precedenti a quello considerato. Si segnala che il Gruppo ha superato tale soglia. Si noti che, ai fini della global minimum tax, se una giurisdizione in cui opera il gruppo multinazionale promulga o sostanzialmente promulga modifiche alla propria legislazione fiscale, l'intero gruppo può essere colpito indipendentemente dal fatto che una legge fiscale simile sia stata promulgata o sostanzialmente promulgata nella giurisdizione della capogruppo. Pertanto, la capogruppo deve monitorare l'avanzamento del processo legislativo in ogni giurisdizione in cui opera per determinare se e quando può essere impattata dalla global minimum tax. Il Gruppo ha adottato il documento “Riforma fiscale internazionale – Regole del modello Pillar 2 (Modifiche allo IAS 12)” pubblicato il 23 maggio 2023 che ha introdotto l’obbligo di fornire nuove informazioni integrative con riferimento agli oneri (proventi) fiscali correnti relativi alle imposte sul reddito del Pillar 2 e un’eccezione temporanea alla rilevazione e alla comunicazione di informazioni in merito alle imposte differite relativamente alla global minimum tax. Tali modifiche sono entrate immediatamente in vigore. L’eccezione prevista dallo IAS 12 si applica retroattivamente. Tuttavia, poiché al 31 dicembre 2022 nessuna giurisdizione in cui opera il Gruppo aveva emanato, o sostanzialmente emanato una nuova normativa fiscale al fine di introdurre la global minimum tax, l’applicazione retroattiva non ha alcun effetto sul bilancio consolidato del Gruppo. Per quanto concerne l’applicazione prospettica, si rinvia alla Nota 40 \- Imposte sul reddito. Di seguito vengono riepilogate le variazioni del perimetro di consolidamento, intervenute nell’esercizio 2023, relative al business Spagna Solare: • in data 23 giugno 2023 ERG, tramite la propria controllata ERG Hamburg Holding GmbH, ha perfezionato l’acquisizione da IBV Solar Parks, B.V. – azienda del gruppo tedesco ib vogt GmbH – del 100% di Garnacha Solar S.L.U., società proprietaria di un parco fotovoltaico situato nella regione di Castilla e León, nel nord-ovest della Spagna. L’impianto ha una capacità installata di 149 MWp ed è entrata in esercizio nel corso del quarto trimestre 2023. • in data 30 giugno 2023 ERG, tramite la propria controllata ERG Spain Holdco S.L.U., ha perfezionato l’acquisizione da Renertia Gestion Solar II, S.C.R.-PYME S.A., società riconducibile a Renertia Investment Company – del 100% del capitale di Instalación Fotovoltaica Arericsol VIII, S.L.U., società proprietaria di un impianto fotovoltaico situato a Fregenal de la Sierra, nella Comunidad Autónoma de Extremadura, con una capacità installata di 25 MWp. L’impianto di Fregenal, costruito nel corso del 2022, è entrato in esercizio dal mese di luglio 2023 ed avrà una produzione totale annua stimata di circa 50 GWh. 3 I criteri e i metodi di consolidamento specificamente riferiti all’asset termoelettrico non sono qui riportati in quanto tali assets sono stati classificati nelle Attività e Passività operative cessate. 130 Nella seguente tabella sono riepilogati gli impatti legati al consolidamento integrale delle società acquisite nell’esercizio: (migliaia di Euro) Garnacha Fregenal TOTALE Autorizzazioni e Concessioni 67.345 14.683 82.028 Avviamento 2.771 1.608 4.379 Immobili, impianti e macchinari 104.246 18.994 123.240 Attività per diritti di utilizzo 14.995 2.468 17.463 Altre attività finanziarie non correnti 15.937 \- 15.937 Attività per imposte differite 825 \- 825 Attività non correnti 206.118 37.754 243.872 Rimanenze \- 100100 Altri crediti e attività correnti 1.059 4041.463 Attività finanziarie valutate al Fair Value* 1.751 \- 1.751 Disponibilità liquide e mezzi equivalenti* (49.357) (12.413) (61.771) Attività correnti (46.548) (11.909) (58.457) TOTALE ATTIVITA' 159.571 25.845 185.415 Passività per imposte differite 17.294 3.671 20.965 Fondo oneri smantellamento 2.704 581 3.285 Altri fondi non correnti 12.500 \- 12.500 Passività finanziarie non correnti* 75.370 \- 75.370 Passività finanziarie non correnti per beni in leasing* 14.995 2.468 17.463 Altre passività non correnti 3.300 54 3.354 Passività non correnti 126.163 6.774 132.936 Debiti commerciali 3.692 \- 3.692 Passività finanziarie correnti* 28.956 19.071 48.027 Passività per imposte correnti 759 \- 759 Passività correnti 33.407 19.071 52.478 TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA' 159.570 25.845 185.415 *Impatto su Posizione Finanziaria Netta (a)(166.927) (33.953) (200.880) Impatto IFRS 16 su Posizione Finanziaria Netta (b) (14.995) (2.468) (17.463) Impatto su Posizione Finanziaria Netta Relazione sulla Gestione c = (a-b) (151.932) (31.485) (183.417) Il prospetto soprariportato espone il dettaglio delle attività acquisite e delle passività assunte comprensivo degli impatti dell’applicazione dell’IFRS 16. *L’impatto sulla Posizione Finanziaria Netta fa riferimento alle seguenti voci: disponibilità liquide e mezzi equivalenti (che includono il corrispettivo pagato per l’acquisizione), attività finanziarie valutate al Fair Value, passività finanziare non correnti, passività finanziarie non correnti per beni in leasing, passività finanziare correnti. Per maggiori dettagli sulle aggregazioni aziendali si rinvia alla Nota 44 - Business Combination e acquisizione di asset nella sezione VIII. Altre Note. Si ricorda infine che in data 17 ottobre 2023 ERG ha perfezionato il closing con Achernar Assets AG per la cessione dell’intero capitale di ERG Power S.r.l. in linea con quanto comunicato in data 29 giugno 2023, a seguito delle condizioni sospensive previste nell’accordo di vendita, incluso il completamento della procedura di golden power presso la Presidenza del Consiglio dei Ministri. 131 II. GESTIONE OPERATIVA Nella presente sezione sono commentate le voci di Bilancio strettamente legate alla gestione operativa e corrente degli asset del Gruppo oltre che l’informativa per settore operativo. In particolare, sono commentate le voci economiche che compongono il margine operativo lordo e le voci patrimoniali afferenti al capitale circolante operativo oltre che altre attività e passività. Si ricorda che i dati patrimoniali ed economici del business termoelettrico, ceduto in data 17 ottobre 2023, sono stati esposti secondo quanto previsto dall’IFRS 5. Per maggiori dettagli si rimanda a quanto indicato nella sezione VII. Attività operative cessate. Informativa per settore operativo Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione A seguito del già commentato processo di Asset Rotation, a partire dall’esercizio 2022, i risultati operativi sono esposti e commentati con riferimento alle diverse aree geografiche in cui il Gruppo opera, in coerenza con le nuove metodologie interne di misurazione dei risultati del Gruppo, ed in linea con il Piano Industriale 2022-2026, approvato dal Consiglio di Amministrazione in data 14 marzo 2022, finalizzato al reinvestimento delle risorse provenienti dalle dismissioni e alla strategia di crescita nell’Eolico e nel Solare attraverso una politica di diversificazione geografica e tecnologica. Si precisa che i risultati, esposti per area geografica dal 2022, riflettono anche le attività di vendita dell’energia sui mercati effettuate dall’Energy Management del Gruppo, oltre all’adozione di efficaci coperture del margine di generazione. Queste ultime contemplano, tra l’altro, l’utilizzo di strumenti di copertura del rischio prezzo da parte dell’Energy Management: per una più chiara rappresentazione dei business a livello di area geografica e, in subordine, per tecnologia, i risultati dell’eolico e del solare includono le coperture effettuate relativamente alle fonti rinnovabili (“RES”). I settori operativi individuati ai sensi dell’IFRS 8 coincidono pertanto con le diverse aree geografiche in cui il Gruppo opera: Italia, Francia, Germania, i paesi dell’Est Europa, UK & Nordics (Regno Unito e Svezia) e Spagna. Tale articolazione informativa corrisponde alla struttura della reportistica periodicamente analizzata dal Management e dal Consiglio di Amministrazione della Capogruppo ai fini del monitoraggio e gestione dell’andamento dei business. I prospetti di seguito indicati riportano l’informativa per area geografica dei risultati indicati negli schemi di Bilancio. Con riferimento all’Italia, e al processo di cessione ultimato del settore termoelettrico, i relativi risultati sono stati riclassificati come “Attività operative cessate” e pertanto i dati di sintesi economici e patrimoniali di tale settore operativo dismesso, non sono stati illustrati nell’informativa di settore sottostante al presente paragrafo. Per maggiori dettagli si rimanda alla Nota 43 - Risultato netto attività operative cessate. Si precisa che in Relazione sulla Gestione al fine di facilitare la comprensione dell’andamento gestionale del business, i risultati economici sono esposti anche con l’esclusione delle componenti reddituali significative aventi natura non usuale (poste non ricorrenti, riclassifiche e altro): tali risultati sono indicati con la definizione “adjusted”. Per maggiori informazioni in merito all’andamento dei settori operativi e alla misurazione e riconciliazione dei risultati adjusted e degli altri Indicatori alternativi di performance si rimanda a quanto indicato nella Relazione sulla Gestione ed alla Nota 45 - Poste non ricorrenti. Margine operativo lordo e Risultato operativo netto Il Margine operativo lordo ed il Risultato operativo netto sono determinati dalle attività operative del Gruppo che generano ricavi continuativi e dagli altri proventi e costi correlati alle attività operative. Dal Margine operativo lordo sono esclusi i proventi e gli oneri finanziari netti, i proventi e oneri da partecipazioni, le imposte sul reddito, gli ammortamenti, ripristini e svalutazioni di valore di: • autorizzazioni e concessioni; • altre attività immateriali; • immobili, impianti e macchinari; • attività per diritti di utilizzo. Il Risultato operativo netto è pari al valore del Margine operativo lordo al netto degli ammortamenti ripristini e svalutazioni di valore di autorizzazioni e concessioni, altre attività immateriali, immobili, impianti e macchinari e attività per diritti di utilizzo. Il Capitale investito netto è la somma algebrica del Capitale Immobilizzato, del Capitale circolante operativo netto, delle passività relative al Trattamento di fine rapporto, delle Altre attività e delle Altre passività, come meglio definiti in Relazione sulla Gestione. Informativa per area geografica (milioni di Euro) di cui Est UK & 2023 TOTALE Italia Francia Germania Spagna Europa Nordics Ricavi 741 374 124 89 73 54 27 Margine operativo lordo 529 274 81 67 49 38 20 Ammortamenti e svalutazioni (225) (128) (40) (20) (18) (14) (6) Risultato operativo netto 304 146 41 47 31 25 14 Capitale investito netto 3.757 1.807 623 243 251 525 309 Investimenti in attività immobilizzate 305 224 25 3 2 45 7 132 (milioni di Euro) di cui Est UK & 2022 TOTALE Italia Francia Germania Spagna Europa Nordics Ricavi 714 366 98 94 100 34 22 Margine operativo lordo 499 254 58 73 72 24 18 Ammortamenti e svalutazioni (279) (178) (47) (29)(16) (5) (4)Risultato operativo netto 221 76 10 44 57 20 14 Capitale investito netto 3.510 1.760 625 279 263484 100 Investimenti in attività immobilizzate 307 117 11 1 20 159 \- Ricavi e marginalità operativa N OTA 1 - RICAVI Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione I ricavi provenienti da contratti con clienti sono rilevati ai sensi dell’IFRS 15. Le principali tipologie di ricavi del Gruppo che generano performance obligation separate, ai sensi dell’IFRS 15, sono: 1. Ricavi di vendita di commodities • Vendita di energia elettrica sulla borsa elettrica; • Vendita di energia elettrica tramite Power Purchase Agreement (PPA), anche di breve termine. 2. Ricavi per tariffa incentivante (Feed in tariff, aste, feed in premium, etc.) su energia elettrica; 3. Ricavi per certificati verdi (società estere) e garanzie d’origine. Il Gruppo stipula derivati su commodity per la gestione del rischio di volatilità del prezzo dell’energia elettrica. I ricavi includono anche i proventi e gli oneri derivanti dalla riclassifica della riserva di cash flow hedge relativa agli strumenti derivati con obiettivi di copertura vendite Power. Per maggiori dettagli si rimanda alla Nota 38 \- Informativa sui rischi finanziari. Per quanto riguarda i ricavi per tariffa incentivante, aventi durata tra i 10 e i 20 anni, può accadere che la stessa sia fatturata al cliente unitamente all’energia elettrica trasferita, o riconosciuta separatamente dai Regulator alla società (in Italia tipicamente dal GSE). Tali accordi sono considerati performance obligation separate dalla fornitura di energia e, nel caso in cui fossero unitamente fatturate assieme al corrispettivo per energia venduta al cliente, il ricavo verso il cliente esclude la porzione di tariffa incentivante. La performance obligation per tariffa incentivante viene adempiuta in un determinato momento (quando le specifiche condizioni accordate con il Regulator sono rispettate/raggiunte: produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile), in quanto non è rispettato nessuno dei criteri per l’adempimento nel corso del tempo. Tuttavia, in considerazione del fatto che l’energia elettrica è prodotta e venduta sostanzialmente nello stesso momento, la contabilizzazione del ricavo per tariffa incentivante corrisponde a quello del ricavo per vendita di energia elettrica. Con particolare riferimento ai ricavi per tariffa incentivante regolati con aste e con meccanismo di incen tivazione a due vie, tali incentivi in presenza di determinate e specifiche condizioni potrebbero configurarsi come strumenti finanziari derivati. Si segnala che, alla data del presente Documento, non si rilevano per il Gruppo tipologie di meccanismi di incentivazione a due vie rientranti nella definizione di strumento finanziario derivato (IFRS 9). P er quanto riguarda i ricavi per certificati, aventi durata tra i 10 e i 20 anni, questi derivano dal fatto che il Gruppo possiede principalmente attività di generazione rinnovabile (eolico e solare) per la cui produzione i Regulator assegnano al Gruppo dei certificati da loro emessi. I Certificati sono quindi strumenti atti a stimolare la domanda (Certificati d’origine) e l’offerta (Certificati verdi) di energia rinnovabile. I Certificati verdi sono assegnati sostanzialmente per ogni MWh di elettricità prodotta. La Garanzia di Origine (GO) è una certificazione elettronica che attesta l’origine rinnovabile delle fonti utilizzate dagli impianti qualificati IGO, e per ogni MWh di energia elettrica rinnovabile immessa in rete da impianti qualificati IGO, il GSE rilascia un titolo “GO”. Il Gruppo ritiene che il certificato sia stato già sostanzialmente assegnato nel momento in cui è prodotta l’energia rinnovabile, ed i ricavi sono contabilizzati quando l’energia viene prodotta. Si segnalano inoltre le seguenti informazioni in relazione ai requirement informativi dell’IFRS 15: • non sono presenti contratti con componenti di finanziamento significative; • non sono presenti contratti con corrispettivi variabili; • come espediente pratico, l’entità ha rilevato i costi incrementali per l’ottenimento del contratto come spesa nel momento in cui sono sostenuti, i n qua nto il periodo di ammortamento dell’attività che l’entità avrebbe altrimenti rilevato non supera un anno. S i ricorda che il Gruppo, in qualità di leader nella generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili e in ragione di un piano strategico orientato ad una crescita di potenza installata in Italia ed all’estero, stipula regolarmente contratti di fornitura a medio-lungo termine sulla base dei quali la controparte acquista per un periodo predeterminato contrattualmente, la produzione di uno o più parchi identificati. I Power Purchase Agreements (PPA) sono caratterizzati da una durata pluriennale e da un prezzo definito e hanno come obiettivo quello di garantire una struttura di ricavo caratterizzata da un livello di rischio medio/basso e di assicurare un ritorno stabile sugli investimenti sostenuti per la realizzazione del suddetto piano di crescita. Il trasferimento dell’energia può essere fisico oppure può essere previsto alla data di consegna lo scambio di un differenziale sulla base del prezzo definito nel contratto verso un prezzo variabile, senza il trasferimento fisico dell’energia elettrica sottostante (PPA di tipo finanziario o virtuale, VPPA). I VPPA sono contabilizzati secondo il principio IFRS 9 senza l’applicazione della own use exemption; per maggiori dettagli si rimanda alla Nota 37 \- Strumenti finanziari. C ome già indicato precedentemente, si precisa che a seguito della cessione del Business Termoelettrico, nel presente documento si è proseguito ad esporre alla riga “Risultato netto delle attività operative cessate” il relativo contributo, fino al 17 ottobre 2023, del business termoelettrico, in applicazione dell’IFRS 5. Infine, si segnala che i ricavi sono esposti al netto degli effetti delle misure transitorie (clawback measures). 133 (migliaia di Euro) UK & 2023 Italia Francia Germania Est Europa Spagna Totale Nordics Ricavi di vendita Energia al mercato 243.306 29.604 78.383 62.840 21.561 26.747 462.440 Tariffa incentivante \- Feed in Tariff 80.092 81.434 10.931 - - - 172.457 Power Purchase Agreements 44.578 12.644 - - 32.665 - 89.888 Certificati energia rinnovabile estero - - - 9.929 - - 9.929 Totale Ricavi di vendita 367.976 123.682 89.314 72.769 54.226 26.747 734.714 Ricavi delle prestazioni Altro \- Servizi 6.226 - - - - - 6.226 Totale Ricavi per prestazioni 6.226 - - - - - 6.226 Totale Ricavi 374.202 123.682 89.314 72.769 54.226 26.747 740.940 di cui Wind 285.660 114.515 89.314 72.769 54.226 - 616.484 di cui Solar 88.542 9.167 - - - 26.747 124.456 (migliaia di Euro) UK & 2022 Italia Francia Germania Est Europa Spagna Totale Nordics Ricavi di vendita Energia al mercato 174.220 11.614 841 86.000 4.688 21.713 299.075 Tariffa incentivante \- Feed in Tariff 149.606 74.285 93.368 - - - 317.259 Power Purchase Agreements 29.229 11.072 - - 29.278 - 69.579 Certificati energia rinnovabile estero - - - 14.060 - - 14.060 Totale Ricavi di vendita 353.055 96.970 94.210 100.060 33.966 21.713 699.973 Ricavi delle prestazioni Altro \- Servizi 13.866 - - - - - 13.866 Totale Ricavi per prestazioni 13.866 - - - - - 13.866 Totale Ricavi 366.921 96.970 94.210 100.060 33.966 21.713 713.840 di cui Wind 269.585 87.933 94.210 100.060 33.966 \- 585.753 di cui Solar 97.337 9.036 \- \- \- 21.713 128.087 I ricavi risultano essere in leggero aumento rispetto al 2022 a seguito del pieno contributo derivante dalle acquisizioni effettuate nella seconda metà del 2022, all’entrata in esercizio dei parchi sviluppati internamente ed entrati in operatività progressivamente nel corso del secondo semestre 2022 e ad inizio del 2023, in parte compensato dai minori prezzi di mercato in tutti i paesi in cui il Gruppo opera. Per maggiori dettagli sull’andamento dei prezzi e delle quantità vendute si rimanda a quanto commentato nella Relazione Sulla Gestione. Nei ricavi di vendita energia al mercato è incluso l’impatto netto positivo pari a 39 milioni di Euro (127 milioni di Euro negativo nel 2022) degli strumenti derivati di copertura su commodities. Si rimanda alla Nota 38 \- Informativa sui rischi finanziari per ulteriori dettagli. (migliaia di Euro) 2023 2022 Proventi di derivati di cash flow hedge con obiettivi di copertura vendite energia elettrica 168.241 69.216 Oneri di derivati di cash flow hedge con obiettivi di copertura vendite energia elettrica (129.738) (196.323) Totale ricavi 38.503 (127.107) La tempistica di incasso dei crediti correlati ai ricavi dipende dalla tipologia di ricavo. I crediti per energia venduta al mercato presentano tempistiche medie di realizzo inferiori ai tre mesi in tutti i paesi in cui il Gruppo opera, per i contratti ai clienti finali e per i ricavi di trasporto le tempistiche variano in base alla controparte. Per quanto riguarda le tempistiche di erogazione degli incentivi in Italia per il generico mese “m” il pagamento, a seguito della pubblicazione del rendiconto in cui sono evidenziati gli incentivi spettanti per il mese “m+1”, avviene entro la fine del mese “m+2”. Per le società solari, infine, si precisa che il GSE eroga le tariffe incentivanti con rate mensili costanti in misura pari al 90% della producibilità media annua stimata di ciascun impianto, nell’anno solare di produzione, ed effettua il conguaglio, in relazione alla produzione effettiva, entro il 30 giugno dell’anno successivo. I pagamenti in acconto sono eseguiti alla fine del secondo mese successivo a quello del periodo di competenza. 134 Segue una sintesi dei contratti PPA per paese finalizzati entro il 31 d icembre 2023: N OTA 2 - ALTRI PROVENTI Gli altri proventi comprendono, principalmente, i rimborsi assicurativi, gli indennizzi e i recuperi di spese, i riaddebiti minori verso terzi e i contributi in conto esercizio. (migliaia di Euro) 2023 2022 Variazione Rilascio stanziamenti costi eccedenti 10.983 7.129 3.854 Indennizzi 9.016 1.612 7.404 Altri proventi 5.488 3.769 1.719 Recuperi di spese 721 168 553 TOTALE 26.209 12.678 13.531 La voce comprende principalmente indennizzi contrattuali e garanzie ricevuti da fornitori per 7 milioni di Euro, oltre che, per 6 milioni di Euro il rilascio di fondi rischi di natura fiscale e fondi rischi e oneri iscritti al momento dell’acquisizione di alcune società, essendo venuti meno i presupposti che ne avevano comportato l’iscrizione negli esercizi precedenti. La voce comprende, infine, il rilascio di parte del fondo rischi fiscale in materia di imposte locali per 6 milioni di Euro in seguito all’evoluzione positiva del contenzioso con l’Agenzia delle Entrate per la determinazione della rendita catastale sulle torri eoliche come meglio illustrato alla Nota 26 \- Altri fondi. NOTA 3 - COSTI PER ACQUISTI La voce pari a 14.299 migliaia di Euro (15.188 migliaia di Euro nel 2022) comprende principalmente i costi per l’acquisto di componentistica d’impianto (spare parts) con vita utile non ultra-annuale e materiali di consumo principalmente in relazione agli impianti eolici, oltre che costi per acquisto energia. La voce è esposta al netto della variazione delle rimanenze pari a 2.516 migliaia di Euro (1.903 migliaia di Euro nel 2022). Si ricorda che nel 2022 era rilevato l’impatto positivo pari a 11 milioni di Euro degli strumenti derivati di copertura su commodities, mentre nel 2023 non sono state formulate coperture su acquisti di commodities. 135 NOTA 4 - COSTI PER SERVIZI E ALTRI COSTI OPERATIVI (migliaia di Euro) 2023 2022 Variazione Costi per servizi 125.407 120.938 4.470 Affitti passivi, canoni e noleggi 18.112 15.482 2.631 Imposte e tasse 14.430 13.899 531 Accantonamenti per rischi ed oneri 7.557 2.168 5.389 Altri costi di gestione 5.176 4.307 870 Svalutazioni dei crediti 343 300 43 Totale 171.026 157.092 13.934 Gli affitti passivi, canoni e noleggi si riferiscono principalmente a royalties e canoni relativi all’utilizzo dei software aziendali, non rientranti nell’ambito di applicazione dell’IFRS 16. Le Imposte e tasse riguardano principalmente le imposte municipali e di natura patrimoniale sui parchi italiani ed esteri, l’IVA indetraibile per le attività finanziarie di ERG S.p.A. e delle subholding estere e altre imposte e tasse in Italia ed all’estero. Per il dettaglio degli Accantonamenti per rischi ed oneri si rimanda in particolare alla Nota 26 \- Altri fondi. I Costi per servizi sono così composti: (migliaia di Euro) 2023 2022 Variazione Manutenzioni e riparazioni 45.566 39.847 5.719 Servizi generali e di Information Technology (IT) 27.023 28.113 (1.090) Consulenze 16.647 17.358 (711) Utenze e somministrazioni 10.621 14.588 (3.968) Costi commerciali, di distribuzione e connessioni di rete 8.149 2.791 5.358 Assicurazioni 6.770 5.616 1.154 Emolumenti Amministratori (Italia) 6.568 8.964 (2.396) Costi di revisione 1.901 1.849 52 Prestazioni da gestore di rete (Italia) 1.361 979 382 Emolumenti Sindaci (Italia) 356 356 0 Pubblicità e promozioni 446 477 (31) Totale 125.407 120.938 4.470 • le Manutenzioni e riparazioni comprendono principalmente le spese di manutenzione ordinaria degli impianti di produzione di energia elettrica; l’incremento è conseguente alle operazioni di aggregazione aziendale (acquisizioni) effettuate nel periodo oltre che al contributo dei parchi entrati in esercizio nel Regno Unito. • i Servizi generali e di Information Technology (IT) riguardano servizi informatici, spese bancarie, spese generali, servizi di vigilanza e pulizia e costi accessori al personale e HSE (Salute, Sicurezza e Ambiente). • le Consulenze comprendono principalmente le spese per consulenze legali, tecniche e professionali oltre che gli oneri sostenuti per operazioni straordinarie. • gli Emolumenti Amministratori (Italia) comprendono gli emolumenti, le spese e la quota del costo di competenza del Piano di incentivazione di lungo termine 2021-2023 di ERG S.p.A. e ERG Power Generation S.p.A. Si segnala che, in accordo con quanto disposto dall’IFRS 2 \- Operazioni con pagamento basato su azioni, a seguito dell’attuazione del suddetto Piano di incentivazione con riferimento agli Amministratori, si è provveduto al rilevamento, nei costi per servizi, della quota del costo di competenza. Per ulteriori dettagli si rimanda alla Nota 5 - Costo del lavoro. Si precisa che la voce nel 2022 comprendeva il Contributo Speciale relativo all’Amministratore delegato come riportato nelle Ulteriori informazioni alla Nota 46 \- Parti correlate. • i Costi commerciali, di distribuzione e connessione di rete comprendono i costi di distribuzione e connessione alla rete; l’incremento della voce rispetto al 2022 è principalmente riconducibile alle “grid connection” dei parchi entrati in esercizio nel Regno Unito. NOTA 5 - COSTI DEL LAVORO (migliaia di Euro) 2023 2022 Variazione Salari e stipendi 39.588 39.839 (251) Oneri sociali 9.542 10.636 (1.094) Trattamento di fine rapporto 1.941 2.443 (502) Altri costi del personale 1.712 1.890 (178) Totale 52.782 54.808 (2.025) Al 31 dicembre 2023 l’organico complessivo dei dipendenti 4 risulta pari a 636 unità (573 al 31 dicembre 2022). Il costo per il trattamento di fine rapporto è relativo principalmente alla porzione di beneficio relativo ai Piani di contribuzione definita. Il costo include anche i contributi versati a piani a contribuzione definita a favore dei dirigenti con responsabilità strategiche, per il dettaglio dei quali si rimanda alla Nota 46 - Parti Correlate. Si ricorda che i costi del 2022 includevano oneri per 5,1 milioni di Euro relativi ad una premialità straordinaria riconosciuta ad alcuni dipendenti del Gruppo per il particolare contributo profuso nel 2022 al fine della realizzazione del Piano Industriale del Gruppo. Tale premialità include anche la quota del Contributo Speciale riferita al management del Gruppo. 4 Il dato comparativo del 2022 non include il personale dedicato a garantire il funzionamento della centrale cogenerativa CCGT ceduta nel mese di ottobre 2023. 136 Gli altri costi del personale includono le indennità supplementari di fine rapporto. Operazioni con pagamento basato su azioni Si segnala che, in accordo con quanto disposto dall’IFRS 2 \- Operazioni con pagamento basato su azioni, a seguito dell’attuazione del Piano di incentivazione di lungo termine 2021-2023, con riferimento al personale dipendente, si è provveduto al rilevamento nella voce “Costo del lavoro” del costo di competenza 2023, sulla base del fair value determinato alla data di inception di tali strumenti (in quanto Piano “equity-settled” in accordo con il principio IFRS 2) di tali strumenti. Si precisa che in data 26 aprile 2021 l’Assemblea degli azionisti di ERG S.p.A. ha approvato il piano di incentivazione di lungo termine 2021-2023, secondo le condizioni previste nel relativo Documento Informativo. Il Piano prevede l’attribuzione di un numero predefinito di Azioni di ERG S.p.A., a titolo gratuito (di seguito “Performance shares”), al termine di un periodo triennale di vesting, subordinata al raggiungimento di una condizione minima predeterminata di performance economica (condizione non di mercato). Il parametro di performance approvato dal Consiglio di Amministrazione ha come riferimento l’EBITDA di Gruppo cumulato 2021-2023 di Piano Industriale. Il Regolamento prevede che tale condizione operativa possa essere modificata alla luce di variazioni di perimetro o altri eventi rilevanti. Al termine del periodo di vesting, il 25% delle Azioni attribuite sarà soggetto ad un ulteriore periodo di lock up pari a otto mesi, che si concluderà nel 2025, nel corso del quale tali azioni sono soggette ad un vincolo di non trasferibilità. Le azioni assegnate rappresentano i diritti condizionati oggetto del Piano, gratuiti e non trasferibili inter vivos, ciascuno dei quali attributivo del diritto ai Beneficiari all’attribuzione a titolo gratuito di n°1 (una) azione nei termini e alle condizioni previste dal Regolamento. Il Piano, inoltre, prevede che nell’ipotesi in cui oltre al conseguimento dell’obiettivo di performance economica, venga anche raggiunta una predeterminata performance di mercato (condizione di mercato) del Titolo ERG sull’MTA (ovvero la Quotazione outstanding), il numero delle Azioni attribuibili aumenti fino ad un massimo predeterminato: le azioni attribuite saranno pari alle azioni assegnate qualora il prezzo delle azioni di ERG sia pari o inferiore alla “Quotazione Target”; pari al 200% delle azioni attribuite qualora il prezzo sia superiore alla “Quotazione Cap”. Qualora il prezzo sia compreso tra la Quotazione Target e quella Cap saranno attribuite per interpolazione lineare. Il numero delle azioni attribuibili, determinate secondo le regole sopra descritte, potrà essere incrementato o decrementato di un ±10% a seconda del livello di raggiungimento dell’Obiettivo di Sostenibilità. Tale obiettivo è costituito da specifici indicatori, determinati negli scenari floor, target e cap approvati dal Consiglio di Amministrazione nella seduta del 13 maggio 2021. In applicazione della clausola di adeguamento della strategia di incentivazione, previsto dal regolamento del sistema LTI 2021-2023, a seguito della modifica della politica dei dividendi previsti per il periodo 2021-2023, prevista a 2,25 Euro per azione e consuntivata nel triennio a 2,65 Euro per azione, il Consiglio di Amministrazione nella seduta del 12 marzo 2024 ha deliberato la variazione del valore (i) della “Quotazione Target” a 22,08 Euro (ii) della “Quotazione Cap” a 27,08 Euro (iii) del numero delle azioni assegnate pari a 327.100. La stima del Fair Value, la quale prescinde dalle condizioni di attivazione non di mercato (raggiungimento dell’EBITDA Target e dal parametro di Sostenibilità) come definito dal principio contabile IFRS 2, è stata condotta mediante l’applicazione del metodo Monte Carlo, individuando quindi un range di valori e prendendone in considerazione il valore medio. L’esercizio valutativo è stato condotto formulando le seguenti ipotesi: • Volatilità (20%): mediana della volatilità storica a 180 giorni del panel di comparabili del titolo ERG; • Dividend Yield: stimato sulla base dei dividendi previsti da piano per ciascun esercizio nel triennio 2021-2023, pari a 0,75 Euro per azione, e rapportato al prezzo del sottostante; • Time to maturity: coerentemente con le previsioni del regolamento dello strumento finanziario, è stato ipotizzato che lo strumento derivato abbi a dur ata di tre anni. In applicazione di quanto sopra era stato individuato un range di valori del fair value del piano di incentivazione tra 7,7 milioni di Euro e 8,4 milioni di Euro con valore medio pari a 8,0 milioni di Euro rilevato per competenza negli esercizi oggetto del vesting period. Tale importo si riferisce per il 56% ad Amministratori e per la restante parte a dipendenti del Gruppo. 137 Circolante e altre attività e passività (migliaia di Euro) Note 31/12/2023 31/12/2022 Variazione Crediti commerciali 6 157.895 202.465 (44.571) Rimanenze 7 20.019 17.603 2.416 Debiti commerciali 8 (122.038) (123.002) 964 Capitale Circolante Operativo 55.876 97.066 (41.190) Altri crediti e attività correnti 9 87.161 82.147 5.014 Altre attività non correnti 10 45.244 53.530 (8.286) Altre passività non correnti 12 (44.634) (30.989) (13.645) Altre passività correnti 11 (34.233) (59.628) 25.395 Crediti per fair value strumenti derivati di copertura su commodities 31 32.934 72.033 (39.099) Debiti per fair value strumenti derivati di copertura su commodities 35 (9.390) (76.644) 67.254 Benefici ai dipendenti 13 (3.543) (3.723) 180 Altre attività (passività) 73.539 36.727 36.812 NOTA 6 - CREDITI COMMERCIALI Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione La rilevazione iniziale avviene al fair value, successivamente sono valutati applicando il criterio del costo ammortizzato. I crediti commerciali e gli altri crediti e le attività derivanti da contratti con i clienti sono sottoposti a verifica per riduzione di valore in conformità con le disposizioni dell'IFRS 9 sulle perdite attese su crediti. Le perdite attese su crediti (ECL) sono una stima delle perdite ponderata in base alle probabilità di default della controparte. Per i clienti il Gruppo valuta individualmente la tempistica e l'importo della svalutazione sulla base della reale prospettiva di recupero. (migliaia di Euro) 31/12/2023 31/12/2022 Variazione Crediti verso clienti 119.371 157.880 (38.509) Crediti per incentivi 43.861 58.722 (14.861) Fondo svalutazione crediti (5.338) (14.137) 8.799 Totale 157.895 202.465 (44.570) La voce include principalmente i crediti per cessione di energia elettrica nei confronti di terzi (inclusi incentivi, tariffa incentivante, certificati verdi e Conto Energia). La variazione dell’esercizio è principalmente imputabile al valore nullo dell’incentivo GRIN nel business eolico in Italia e a uno scenario prezzi particolarmente sfavorevole in confronto all’esercizio 2022. Di seguito si riporta la movimentazione del fondo svalutazione crediti: (migliaia di Euro) 31/12/2023 Incrementi Decrementi 31/12/2022 Fondo svalutazione crediti (5.338) \- (8.799) (14.137) Totale (5.338) \- (8.799) (14.137) Il decremento dell’esercizio si riferisce principalmente all’utilizzo per stralcio di crediti per incentivi in Est Europa, a seguito di una sentenza della Corte Suprema Amministrativa nel mese di aprile 2023 che ne sancisce la definitiva irrecuperabilità. Il relativo fondo svalutazione era stato iscritto ai fini del Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2021. Si ricorda che il Gruppo valuta l’esistenza di indicazioni oggettive di perdita di valore a livello di singola posizione significativa. Le suddette analisi vengono validate a livello di singola società dal Comitato Crediti che si riunisce periodicamente per analizzare la situazione degli scaduti e delle relative criticità di incasso. Segue l’analisi dei crediti commerciali in essere a fine esercizio. Lo scadenziario dei crediti è presentato già al netto del relativo fondo svalutazione crediti. (migliaia di Euro) 31/12/2023 31/12/2022 Crediti non scaduti 144.001 194.452 Crediti scaduti: entro 30 gg. 9.881 7.028 entro 60 gg. \- 55 entro 90 gg. 40 42 oltre 90 gg. 3.973 889 Totale 157.895 202.465 Si segnala che l’ammontare dei crediti scaduti entro 30 giorni è stato totalmente incassato nel mese di gennaio 2024. 138 NOTA 7 - RIMANENZE Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione Parti di Ricambio Le rimanenze sono iscritte al minore tra il costo determinato con il metodo del costo medio ponderato e il valore di mercato (costo di sostituzione). Il costo comprende i materiali diretti e, dove applicabili, i costi diretti del lavoro e le spese generali che sono state sostenute per portare le rimanenze a loro posizione e condizioni attuali. Il costo viene calcolato utilizzando il metodo del costo medio ponderato. Per il valore netto di realizzo si prende a riferimento generalmente il costo di sostituzione o dove disponibile il valore netto di realizzazione dei beni. Le Rimanenze, pari a 20.019 migliaia di Euro (17.603 migliaia di Euro al 31 dicembre 2022), includono principalmente parti di ricambio per parchi eolici e fotovoltaici. Di seguito si riporta il dettaglio delle rimanenze per paese: (migliaia di Euro) 31/12/2023 31/12/2022 Variazione Italia 15.260 13.291 1.969 Francia 3.300 3.000 300 Germania 1.341 1.293 48 Altri 118 19 100 Totale 20.019 17.603 2.417 NOTA 8 - DEBITI COMMERCIALI Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione Trattasi di debiti derivanti da rapporti di natura commerciale che hanno scadenza entro l’esercizio successivo. Si riferiscono principalmente a debiti per investimenti, acquisto componentistica ed energia elettrica. La rilevazione iniziale avviene al fair value, successivamente sono valutati applicando il criterio del costo ammortizzato. Il Gruppo procede con l’eliminazione contabile quando l’obbligazione è stata adempiuta, cancellata o scaduta, per maggiori dettagli si veda quanto commentato con riferimento alle attività e passività finanziarie nella Sezione V. Gestione Finanziaria al paragrafo Posizione finanziaria netta. I Debiti commerciali, pari a 122 milioni di Euro (123 milioni di Euro al 31 dicembre 2022), includono principalmente i debiti per costi di manutenzione e altri servizi da terzi per i parchi in esercizio (circa 56 milioni di Euro), per investimenti legati ai parchi in costruzione (circa 40 milioni di Euro) e per acquisti di energia elettrica (13 milioni di Euro). La variazione riguarda principalmente gli acquisti di energia elettrica, impattati da minori prezzi e minori volumi nel corso dell’esercizio 2023, compensati da maggiori debiti per investimenti nell’esercizio corrente. NOTA 9 - ALTRI CREDITI E ATTIVITÀ CORRENTI (migliaia di Euro) 31/12/2023 31/12/2022 Variazione Crediti tributari 48.877 43.544 5.333 Quote di oneri differiti 21.241 17.157 4.084 Crediti diversi 17.043 21.446 (4.403) Totale 87.161 82.147 5.014 I Crediti tributari sono relativi a posizioni creditorie di natura tributaria quali IVA a credito e ad altri crediti tributari. La voce non comprende posizioni creditorie relative alla fiscalità diretta per le quali si rimanda alla Nota 41 \- Attività e passività per imposte correnti. Le Quote di oneri differiti si riferiscono principalmente a canoni verso comuni, diritti di superficie e premi assicurativi per circa 10 milioni di Euro e ad oneri sospesi riferiti a progetti di sviluppo per circa 11 milioni di Euro. NOTA 10 \- ALTRE ATTIVITÀ NON CORRENTI Le Altre attività non correnti pari a 45 milioni di Euro (54 milioni di Euro al 31 dicembre 2022) sono relative principalmente: • alla quota ancora da incassare (19 milioni di Euro) dei crediti per contributi L.488/92 relativi a parchi eolici acquisiti nell’ambito dell’operazione ERG Wind. Si precisa che a fronte dei suddetti crediti è stanziata una passività di pari importo già rilevata nel Bilancio 2013 nell’ambito della definizione della purchase price allocation come potenziale rettifica al corrispettivo di acquisizione del Gruppo ERG Wind (Nota 12 \- Altre passività non correnti); • a crediti per 17 milioni di Euro a titolo di indennizzo della passività legata a interessi e rivalutazioni sui contributi Legge 488/1992 relativi a parchi eolici acquisiti nell’ambito dell’operazione ERG Wind ed oggetto di revoca da parte del Ministero dello Sviluppo Economico come meglio commentato alla Nota 24 \- Altre attività finanziarie non correnti; • a oneri fiscali differiti relativi ad anni successivi (5 milioni di Euro), relativi principalmente all’imposta sostitutiva sull’affrancamento dell’avviamento della società Andromeda PV S.r.l.. 139 NOTA 11 \- ALTRE PASSIVITÀ CORRENTI (migliaia di Euro) 31/12/2023 31/12/2022 Variazione Altre passività correnti 18.385 26.407 (8.022) Debiti verso il personale 6.235 10.846 (4.611) Debiti verso istituti di previdenza ed assistenza 3.901 4.531 (630) Debiti verso erario 3.222 10.572 (7.350) Quote di proventi differiti nei periodi successivi 2.489 7.272 (4.783) Totale 34.233 59.628 (25.395) La variazione della voce Altre passività correnti si riferisce principalmente a depositi cauzionali a breve termine ricevuti da clienti del Gruppo, oltre che a variazioni di poste minori. La variazione della voce Debiti verso il personale si riferisce principalmente al pagamento delle premialità legate al Piano di Compensation per il Management. NOTA 12 \- ALTRE PASSIVITÀ NON CORRENTI (migliaia di Euro) 31/12/2023 31/12/2022 Variazione Debiti per imposte pregresse da fusione società estere 18.594 18.594 \- Quote di proventi differiti nei periodi successivi 14.499 791 13.707 Corrispettivo acquisizione Gruppo Wind 9.821 9.821 \- Altre poste minori 1.720 1.782 (62) Totale 44.634 30.989 13.645 La variazione delle Quote di proventi differiti nei periodi successivi include la differenza del valore del fair value di un VPPA alla data di sottoscrizione rispetto al prezzo di transazione, pari a 14 milioni di Euro per la parte non corrente, che è previsto si riversi lungo la durata del contratto stesso. NOTA 13 \- BENEFICI AI DIPENDENTI Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione I benefici ai dipendenti accolgono la stima della passività relativa al trattamento di fine rapporto da corrispondere ai dipendenti all’atto della cessazione del rapporto di lavoro. Benefici a breve termine per i dipendenti I benefici a breve termine per i dipendenti sono rilevati come costo nel momento in cui viene fornita la prestazione che dà luogo a tali benefici. Il Gruppo rileva una passività per l’importo che si prevede dovrà essere pagato quando ha un’obbligazione attuale, legale o implicita ad effettuare tali pagamenti come conseguenza di eventi passati ed è possibile effettuare una stima attendibile dell’obbligazione. Benefici successivi alla fine del rapporto di lavoro Vengono erogati attraverso: • piani a contribuzione definita: i contributi, versati a istituzioni indipendenti che si occupano della gestione amministrativa e finanziaria degli stessi, sono rilevati come costo nell’utile/(perdita) lungo il periodo in cui i dipendenti prestano la loro attività lavorativa; • piani a benefici definiti: la somma delle obbligazioni future nell'ambito di tali piani è basata su ipotesi attuariali utilizzando il metodo della proiezione unitaria del credito. Il calcolo è eseguito da un attuario indipendente. Tale calcolo si basa su ipotesi relative alla mortalità, alla rotazione del personale e agli aumenti salariali futuri stimati, nonché alle condizioni economiche specifiche di ogni paese o società del Gruppo. I tassi di sconto sono determinati, alla data di valutazione, con riferimento al rendimento delle obbligazioni societarie investment grade nella relativa area geografica (o dei titoli di Stato in paesi in cui non esiste un mercato rappresentativo per tali obbligazioni societarie). Qui di seguito una schematizzazione delle casistiche inerenti alla classificazione del TFR ai fini dello IAS 19 sulla base delle principali tipologie di TFR alla luce dell’introduzione della Legge 27 dicembre 2006, n. 296. Tipologie di Trattamento di fine rapporto Personale impiegato nel 2006* Classificazione IAS 19 Trattamento di fine rapporto maturato fino al 31 dicembre 2006** >50 dipendenti Piano a benefici definiti <50 dipendenti Piano a benefici definiti Trattamento di fine rapporto maturato dal 1° gennaio 2007** >50 dipendenti Piano a contribuzione definita <50 dipendenti Piano a benefici definiti * per le società di nuova costituzione, il numero preso a riferimento è relativo al primo esercizio di attività. ** Fatte salve opzioni di destinare il TFR a forme di pensione integrativa. Benefici dovuti ai dipendenti per la cessazione del rapporto di lavoro I benefici dovuti ai dipendenti per la cessazione del rapporto di lavoro sono rilevati come costo quando il Gruppo si è impegnato senza possibilità di recesso nell’offerta di detti benefici o, se anteriore, quando il Gruppo rileva i costi di ristrutturazione. I benefici interamente esigibili oltre dodici mesi dalla data di chiusura dell’esercizio sono attualizzati. Le passività per benefici ai dipendenti, pari a 3.543 migliaia di Euro (3.723 migliaia di Euro al 31 dicembre 2022), accolgono la stima della passività relativa al trattamento di fine rapporto da corrispondere ai dipendenti nell’atto della cessazione del rapporto di lavoro. 140 (migliaia di Euro) 31/12/2023 31/12/2022 Saldo di inizio esercizio 3.723 4.289 Rivalutazione del periodo (0) (229) Variazioni del periodo (179) 364 Decremento passività operative cessate \- (700) Saldo di fine esercizio 3.543 3.723 Di seguito sono illustrate le principali ipotesi utilizzate per determinare il valore attuale della passività: 31/12/2023 31/12/2022 5Tasso di sconto3,2% 3,8% Tasso di inflazione 2,5% 3,0% Tasso medio di rotazione 3,0% 3,0% Tasso medio incremento retribuzioni 1,5% 1,5% Età anagrafica media 44 45 La seguente tabella mostra l’impatto sulla passività a seguito di una variazione del +/-0,5% del tasso di attualizzazione: (migliaia di Euro) 31/12/2023 31/12/2022 Variazione tasso attualizzazione +0,5%: minore passività (80) (101) Variazione tasso attualizzazione -0,5%: maggiore passività 86 107 III. ATTIVITA’ DI INVESTIMENTO NOTA 14 \- AUTORIZZAZIONI E CONCESSIONI Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione Le Autorizzazioni e Concessioni comprendono concessioni, autorizzazioni e diritti di gestione di parchi eolici e solari inclusi gli eventuali diritti alle tariffe incentivanti, ammortizzate in base alla loro durata residua. Tali attività immateriali sono iscritte al costo di acquisto, comprensivo di tutti gli oneri accessori ad esse imputabili al netto degli ammortamenti e di eventuali perdite di valore come indicato in Nota 21 \- Impairment Test. Autorizzazioni e (migliaia di Euro) Concessioni Costo storico 1.377.656 Ammortamenti e svalutazioni (421.415) SALDO AL 31/12/2022 956.240 Movimenti dell’esercizio: Variazione area di consolidamento 82.028 Investimenti 710 Ammortamento (63.967) Altre variazioni 45 Costo storico 1.460.394 Ammortamenti e svalutazioni (485.338) SALDO AL 31/12/2023 975.056 Per maggiore chiarezza i movimenti dell’esercizio relativi alle riclassifiche, alle alienazioni e dismissioni e altre variazioni sono riportati al netto dei rispettivi ammortamenti cumulati e svalutazioni. La variazione dell’area di consolidamento si riferisce all’incremento derivante dalle aggregazioni aziendali Garnacha e Fregenal, avvenute nel mese di giugno 2023\. Per maggiori dettagli si rimanda alla Nota 44 \- Business Combination e Acquisizione di Asset. 5 Quotazione al 31 dicembre 2023 dell'indice di benchmark iBoxx Corporate EUR con durata 10+ e rating AA. 141 NOTA 15 \- ALTRE ATTIVITÀ IMMATERIALI Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione Le altre attività immateriali sono costituite principalmente da licenze software. Le attività immateriali sono iscritte al costo di acquisto, comprensivo di tutti gli oneri accessori ad esse imputabili. Le altre attività immateriali vengono ammortizzate in un periodo massimo di 5 anni. Altre attività Attività in (migliaia di Euro) Totale immateriali corso Costo storico 64.475 7.739 72.213 Ammortamenti e svalutazioni (56.788) \- (56.788) SALDO AL 31/12/2022 7.686 7.739 15.425 Movimenti dell’esercizio: Investimenti 2.535 2.437 4.973 Riclassifiche 5.101 (5.101) \- Alienazioni e dismissioni (775) \- (775) Ammortamento (3.812) \- (3.812) Costo storico 59.930 5.075 65.005 Ammortamenti e svalutazioni (49.194) \- (49.194) SALDO AL 31/12/2023 10.735 5.075 15.811 Per maggiore chiarezza, i movimenti dell’esercizio relativi alle riclassifiche, alle alienazioni e dismissioni e altre variazioni sono riportati al netto dei rispettivi ammortamenti cumulati e svalutazioni. Le attività in corso di fine esercizio, come le principali variazioni dell’esercizio, fanno riferimento a software principalmente in ERG S.p.A. ed ERG Power Generation S.p.A.. NOTA 16 \- AVVIAMENTO Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione L’avviamento acquisito in una aggregazione aziendale non è ammortizzato, ma è sottoposto annualmente, o più frequentemente se specifici eventi o modificate circostanze indicano la possibilità di avere subito una perdita di valore (cd. trigger events), a test di impairment secondo le modalità previste dallo IAS 36 – riduzione di valore delle attività. Per maggiori informazioni si rimanda a quanto commentato alla Nota 21 \- Impairment Test. Si riporta nella tabella di cui sotto la movimentazione della voce “Avviamento” nell’esercizio: Italia Italia Francia Francia Germania Spagna (milioni di Euro) Totale Eolico Solare Eolico Solare Eolico Solare Saldo al 31/12/2022 194 86 77 15 33 4 408 Movimenti del periodo: Business combination "Garnacha" \- \- \- \- \- 3 3 Business combination "Fregenal" \- \- \- \- \- 2 2 Saldo al 31/12/2023 194 86 77 15 33 9 413 La voce al 31 dicembre 2023 risulta essere pari a 413 milioni di Euro (408 milioni di Euro al 31 dicembre 2022). La variazione si riferisce alle aggregazioni aziendali avvenute nel corso dell’esercizio 2023\. Per maggiori dettagli si rimanda alla Nota 44 \- Business Combination e Acquisizione di Asset. In occasione del presente Bilancio Consolidato si è proceduto alla verifica richiesta dal paragrafo 12 dello IAS 36 e non sono emersi elementi tali da richiedere un adeguamento del valore degli avviamenti. Per maggiori informazioni si rimanda a quanto commentato alla Nota 21 \- Impairment Test. NOTA 17 \- IMMOBILI, IMPIANTI E MACCHINARI Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione Immobili, impianti e macchinari Sono iscritti al costo di acquisto, comprensivo degli oneri finanziari capitalizzati, al netto del fondo ammortamento e di eventuali perdite di valore. Sono ammortizzati in quote costanti lungo la vita utile stimata. Il costo dei beni, in presenza di obbligazioni attuali, include gli oneri per lo smantellamento, la rimozione delle attività ed il ripristino del sito, da sostenere al momento dell’abbandono delle strutture, rilevati in contropartita ad uno specifico fondo. Gli oneri finanziari capitalizzati sono iscritti secondo quanto disposto dal trattamento contabile alternativo consentito dallo IAS 23. Principali assunzioni – vita utile e ammortamenti La vita utile degli immobili, impianti e macchinari è rivista annualmente e rettificata laddove la stima più recente differisca dalle precedenti. Eventuali modifiche nelle stime relative alla vita utile degli immobili, impianti e macchinari sono rilevate prospetticamente. Se un elemento di immobili, impianti e macchinari è composto da vari componenti aventi vite utili differenti, tali componenti sono contabilizzati separatamente (componenti significativi). I beni gratuitamente devolvibili sono ammortizzati nel periodo minore tra la vita stimata del cespite e la durata della concessione. 142 Le aliquote di ammortamento medie applicate sono le seguenti: % Aerogeneratori 3,33 \- 5 Moduli fotovoltaici 3,33 \- 5 Fabbricati industriali e commerciali 2,75 \- 5,5 Sistemi di automazione e controllo 10 Costruzioni leggere 10 Impianti generici 5 \- 10 Automezzi, mobili e arredi 10 \- 16 Diritti di superficie e altre opere civili 3,5 Altri beni/attrezzature varie 14 \- 16 Terreni e Impianti e Attività in corso (migliaia di Euro) Altre attività Totale fabbricati macchinari di costruzione Costo storico 99.830 4.251.483 35.975 214.461 4.601.749 Ammortamenti e svalutazioni (46.974) (2.409.824) (24.879) \- (2.481.677) SALDO AL 31/12/2022 52.856 1.841.660 11.096 214.461 2.120.073 Movimenti dell’esercizio: Variazione area di consolidamento \- 123.240 \- \- 123.240 Investimenti 3.778 87.852 1.413 207.048 300.091 Riclassifiche \- 65.861 105 (65.966) - Alienazioni e dismissioni \- (3.471) (289) \- (3.760) Ammortamenti (3.054) (139.313) (4.978) \- (147.344) Altre variazioni 557 6.842 3.044 \- 10.443 Costo storico 104.391 4.426.678 35.642 355.542 4.922.253 Ammortamenti e svalutazioni (50.253) (2.444.006) (25.251) \- (2.519.510) SALDO AL 31/12/2023 54.138 1.982.671 10.392 355.542 2.402.743 Per maggiore chiarezza i movimenti dell’esercizio relativi alle riclassifiche, alle alienazioni e dismissioni e altre variazioni sono riportati al netto dei rispettivi ammortamenti cumulati e svalutazioni. La Variazione dell’area di consolidamento si riferisce principalmente alle già commentate operazioni di aggregazione aziendale avvenute nell’esercizio e agli investimenti effettuati nel periodo. Per un’analisi più dettagliata si rimanda a quanto commentato nella Nota 44 \- Business Combination e acquisizione di Asset. Gli Investimenti si riferiscono principalmente alle attività di sviluppo organico per circa 300 milioni di Euro (307 milioni di Euro nel 2022), correlati alle attività di costruzione in Italia, compresi i progetti di Repowering, oltreché alle attività di completamento delle costruzioni dei parchi eolici entrati in esercizio tra fine 2022 e inizio 2023 nel Regno Unito e Svezia, alle attività di Revamping solare in Italia e ad attività di costruzione di parchi eolici in Francia. La voce Riclassifiche include riclassifiche tra classi di cespiti differenti, relativamente al completamento di parchi eolici in costruzione, in particolare per le attività di Repowering in Italia (Partinico-Monreale e Camporeale). La voce Altre variazioni si riferisce principalmente per circa 21 milioni di Euro alla variazione dell’effetto dei cambi avvenuta nell’esercizio, per circa 4 milioni di Euro per la capitalizzazione di interessi finanziari relativi allo sviluppo organico dei parchi in costruzione, compensata dal decremento netto della voce costi di smantellamento per circa 15 milioni di Euro, dovuta all’allineamento dei tassi di inflazione e di attualizzazione del periodo. Per quanto riguarda l’esistenza di vincoli sugli assets detenuti dal Gruppo si rimanda a quanto commentato nella Nota 33 - Passività finanziarie correnti e non correnti. NOTA 18 \- ATTIVITÀ’ PER DIRITTI DI UTILIZZO Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione Leasing I leasing del Gruppo, nella definizione dell’IFRS 16, sono relativi a terreni, magazzini, immobili, attrezzature, sottostazioni e flotta veicoli. I beni in leasing sono rilevati nel Bilancio con l’iscrizione di un’attività che rappresenta il diritto di utilizzo del bene sottostante e una passività che riflette l’obbligazione per il pagamento dei canoni di locazione. Le passività finanziarie sono attualizzate utilizzando il tasso di interesse implicito del leasing. Laddove non è possibile determinare tale tasso con facilità, il Gruppo utilizza il tasso di finanziamento marginale (determinato come la somma tra credit spread del Gruppo e la curva forward basata sui tassi swap area Euro). Principali assunzioni – valutazione leasing Il gruppo effettua valutazioni soggettive nel determinare se un contratto contiene un lease. Il Gruppo ha analizzato la totalità dei contratti di lease, andando a definire per ciascuno di essi il lease term, dato del periodo “non cancellabile”. I leasing del Gruppo hanno una durata media di 24 anni, con l’inclusione per alcuni leasing di un’opzione di rinnovo esercitabile alla fine del periodo vincolante. Altri ancora prevedono ulteriori pagamenti legati alla variazione degli indici locali dei prezzi. 143 In relazione alle opzioni di rinnovo, il Gruppo ha proceduto ad effettuare una stima della durata dei relativi contratti di leasing tenuto conto della ragionevole certezza dell’esercizio dell’opzione. Nello specifico, per i terreni e per gli immobili, tale valutazione ha considerato i fatti e le circostanze specifiche di ciascuna attività. Per quanto riguarda le altre categorie di beni, principalmente auto aziendali e attrezzature, il Gruppo ha generalmente ritenuto non probabile l’esercizio di eventuali clausole di estensione o terminazione anticipata in considerazione della prassi abitualmente seguita dal Gruppo. Si riporta nella tabella seguente la movimentazione della voce nell’esercizio: Terreni e Impianti (migliaia di Euro) Attrezzature Altri beni Totale fabbricati specifici SALDO AL 31/12/2022 152.942 479 30 858 154.311 Incremento dell'attività per il diritto d'utilizzo 3.133 361 167 1.239 4.900 Incremento dell'attività per il diritto d'utilizzo per business combination 17.463 \- \- \- 17.463 Eliminazione di attività per il diritto d'utilizzo (817) \- \- (198)(1.015)Ammortamento dell'esercizio (8.710) (15)(50)(959)(9.734)SALDO AL 31/12/2023 164.011 825 147 941 165.923 L’incremento dell’esercizio della voce Terreni e fabbricati è riconducibile, principalmente, all’iscrizione del diritto di utilizzo sui terreni dei parchi fotovoltaici riferiti alle già citate aggregazioni aziendali. L’incremento include anche alcune iscrizioni di altri beni e attrezzature in ERG S.p.A., oltreché l’iscrizione di nuovi terreni in Italia ed Europa. Per maggiori dettagli sulle aggregazioni aziendali si rinvia alla Nota 44 \- Business Combination e acquisizione di asset nella sezione VIII. Altre Note. N OTA 19 \- FONDO ONERI SMANTELLAMENTO Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione Il Gruppo è tenuto a smantellare le attrezzature tecniche e ripristinare i siti. Quando sorge l'obbligazione, i costi di smantellamento sono capitalizzati ad incremento del valore contabile dell’attività cui si riferiscono in contropartita al relativo fondo smantellamento. L’imputazione a conto economico avviene attraverso il processo di ammortamento. I tassi di attualizzazione utilizzati per la rivalutazione finanziaria degli oneri di ripristino dei parchi eolici e solari, a seconda del Paese di riferimento, sono inclusi nel range 2,8%-6,9%. Var. area di (migliaia di Euro) 31/12/2023 Incrementi Decrementi 31/12/2022 consolidamento Fondo oneri smantellamento 78.830 6.997 (24.065) 3.285 92.613 Totale 78.830 6.997 (24.065) 3.285 92.613 La movimentazione dell’esercizio è principalmente legata alla rideterminazione degli oneri di ripristino di alcuni parchi eolici e solari principalmente nel Regno Unito, Italia, Francia e Spagna dovuta all’allineamento dei tassi di inflazione e di attualizzazione del periodo. Si segnala inoltre il decremento netto per l’utilizzo di fondi nell’ambito delle attività di Repowering e Revamping su alcuni parchi in Italia. La Variazione area di consolidamento si riferisce alle già commentate acquisizioni avvenute nell’esercizio (circa 3 milioni di Euro). NOTA 20 \- AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione Le Autorizzazioni e Concessioni sono ammortizzati in base alla loro durata residua. Le altre attività immateriali vengono ammortizzate in un periodo massimo di 5 anni. Gli Immobili, impianti e macchinari sono ammortizzati in quote costanti lungo la vita utile stimata. (migliaia di Euro) 2023 2022 Variazione Ammortamenti Autorizzazioni e Concessioni 63.967 55.887 8.080 Ammortamenti Altre Attività Immateriali 3.812 2.854 958 Totale 67.780 58.741 9.039 Ammortamenti Immobili, Impianti e Macchinari 147.344 168.039 (20.695) Ammortamenti di attività per diritti di utilizzo 9.734 8.650 1.084 Totale 157.079 176.689 (19.611) Svalutazioni (Ripristini) di Autorizzazioni e Concessioni -8.281(8.281) Svalutazioni (Ripristini) di Immobili, Impianti e Macchinari e Attività - 34.904 (34.904) per diritti di utilizzo Totale -43.185(43.185) Gli ammortamenti si riferiscono principalmente agli impianti eolici e solari. 144 Si segnala che nell’esercizio, in linea con quanto previsto dal principio IAS 16 come cambiamento nelle stime contabili, come già commentato nella sezione “Uso di stime \- Rischi e incertezze”, è stata rivista la vita utile residua di alcuni asset eolici non oggetto di Repowering in Italia, sulla base di perizie tecniche, e in Europa, per i parchi aventi tecnologia similare oggetto di certificazione LTE (programma “Lifetime Extension”), con conseguenti minori ammortamenti nell’esercizio per circa 27 milioni di Euro. Tale variazione è parzialmente compensata dal contributo apportato dagli asset eolici e solari acquisiti nel corso del secondo semestre 2022 e all’entrata in esercizio dei parchi sviluppati internamente ed entrati in operatività progressivamente nel corso del 2022 e 2023. Si ricorda che il 2022 includeva le svalutazioni del valore netto residuo degli impianti effettuata a seguito dell’autorizzazione di un progetto di Repowering ottenuta nel 2022 (circa 20 milioni di Euro) in Italia e la svalutazione del valore netto residuo delle immobilizzazioni materiali di parchi fotovoltaici del portafoglio Italia, a seguito dell’avvio di alcuni progetti di Revamping per circa 23 milioni di Euro. Di seguito viene fornito il dettaglio, in milioni di Euro, degli ammortamenti e delle svalutazioni suddivisi per area geografica per gli anni 2023 e 2022: Italia Francia Germania Est Europa UK & Nordics Spagna Totale 2023 128 40 20 18 14 6 225 2022 178 47 29 16 5 4 279 NOTA 21 \- IMPAIRMENT TEST Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione Nella presente sezione è riportata la descrizione degli impairment test sui principali assets del Gruppo, così come richiesto dallo IAS 36\. In particolare, si precisa che per la verifica: • dell’Avviamento si è proceduto alla verifica del valore recuperabile determinato a livello di Gruppi di CGU, e indentificato nel valore d’uso elaborato su una stima dei flussi di cassa lungo la vita utile degli asset riconducibili ai suddetti Gruppi, • delle Attività materiali, immateriali e attività per diritti di utilizzo, asset a vita utile definita allocati alle singole CGU, sono stati individuati, in accordo con lo IAS 36, indicatori che possano dare evidenza che un’attività possa aver subito una riduzione di valore. Si specifica che il valore recuperabile viene anche determinato considerando le assunzioni che un market participant utilizzerebbe nella determinazione del valore dell'attività oggetto di valutazione. Inoltre, si specifica che, essendo l'avviamento stato allocato a Gruppi di CGU, la verifica per riduzione di valore viene eseguita nelle seguenti fasi: • Il primo test di impairment viene effettuato a livello di singola CGU senza avviamento (bottom-up test) e l'eventuale perdita di valore viene rilevata a conto economico; • Il secondo test di impairment è effettuato sull'insieme delle CGU a cui l'avviamento si riferisce (top-down test). Le verifiche di cui sopra sono state condotte in linea con quanto previsto dalla Procedura di Impairment Test approvata dal Consiglio di amministrazione di ERG S.p.A. in data 23 febbraio 2024. Individuazione Gruppi di unità generatrici di flussi di cassa (CGU) Ai fini dell’impairment test, i settori operativi individuati attualmente dal Gruppo coincidono con le diverse aree geografiche in cui il Gruppo opera in coerenza con le due tecnologie, eolico e solare, utilizzate per la generazione di energia. L’analisi dei risultati economici operativi è effettuata secondo la seguente matrice che identifica le diverse aree geografiche nelle quali il Gruppo opera e le due diverse tecnologie. Wind Solare Italia Francia Germania Polonia Romania Bulgaria UK Svezia Spagna 145 I Gruppi di CGU sono stati quindi individuati, coerentemente alla struttura organizzativa e di business del Gruppo, come attività che generano flussi di cassa in entrata indipendenti derivanti dall’utilizzo continuativo delle stesse e seguono una duplice dimensione attinente, da un lato al mercato di riferimento attuale, identificato nel paese in cui sono collocati gli impianti, e dall’altro alla tecnologia di generazione, per un totale di undici gruppi di CGU. Il valore recuperabile dei Gruppi di CGU a cui risulta allocato l’avviamento è stato verificato attraverso la determinazione del valore in uso determinato mediante il metodo dell’attualizzazione dei flussi di cassa operativi (discounted cash flow), sulla base delle seguenti assunzioni: • i Gruppi di CGU coincidono con l’insieme dei parchi eolici situati in Italia, in Francia e in Germania, e dei parchi solari situati in Italia, Francia e Spagna • per la determinazione del valore d’uso è stato stimato il valore attuale dei flussi di cassa operativi attesi associati ai Gruppi di CGU sulla base di un periodo che risulta essere il minore tra la durata attesa dei land lease e la stima della durata dei parchi definita dal progetto Longlife Time Extension (LTE) intrapreso dal Gruppo con riferimento agli impianti già in esercizio. Per le nuove acquisizioni realizzate a partire dal 2021, per i progetti di Repowering e Revamping e per i nuovi progetti Greenfield è stato considerato un orizzonte temporale di 40 anni dalla Commercial Operation Date (COD) di progetto, in linea con le assunzioni per la scelta dell’investimento; • ai fini dell’attualizzazione dei flussi di cassa è stato utilizzato un tasso di sconto pari al WACC (post tax) di settore (6,18% in Italia e 5,34% Francia, 5,09% Germania e 5,82% in Spagna). Avviamento allocato ai Gruppi di CGU: (milioni di Euro) Italia Francia Germania Spagna Eolico 194 77 32 - Solare 86 15 - 9 Totale 280 92 32 9 Il Gruppo ha adottato un tasso di sconto netto di imposte che riflette le correnti valutazioni di mercato del costo del denaro e del rischio specifico connesso alle CGU. Nel determinare il tasso di attualizzazione (o anche tasso di sconto) si sono considerati parametri finanziari Beta e rapporto Debt / Equity desunti da panel di società comparabili al fine di considerare sia la rischiosità di mercato propria di società operanti nel medesimo settore sia una struttura finanziaria di mercato. Per quanto riguarda, invece, il costo del capitale proprio (Ke) esso include il tasso di rendimento di attività prive di rischio ed è individuato come il rendimento dei titoli di stato tedeschi a dieci anni. I tassi di crescita adottati si basano su previsioni di crescita del settore industriale di appartenenza del Gruppo, fermo restando la quota di mercato del Gruppo. Le variazioni nei prezzi di vendita e nei costi diretti sono determinate sulla base di passate esperienze e sulle aspettative future di mercato. Italia Eolico Italia Solare Francia Eolico Francia Solare Germania Eolico Spagna Solare Base del valore recuperabile Valore d'uso Metodologia Discounted Cash Flow Terminal value Flusso successivo al termine vita utile asset, determinato in dipendenza della durata residua stimata delle Autorizzazioni/Concessioni e della disponibilità dei terreni su cui insistono i parchi WACC (post tax) 6,18% 6,18% 5,34% 5,34% 5,09% 5,82% In particolare, per la determinazione dei flussi di cassa sono stati presi in considerazione: • l’aggiornamento del Piano Industriale esaminato dal Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A. in data 12 marzo 2024; 146 • per gli anni successivi, i dati elaborati sulla base di modelli di simulazione dello scenario macroeconomico ed energetico ed ipotizzando un andamento costante delle produzioni. Il Gruppo, tenuto conto dei fattori di incertezza legati all’attuale contesto geopolitico ed energetico, ha condotto le proprie analisi per ogni area geografica, tenendo in particolare considerazione l’aggiornamento dello scenario energetico anche di medio-lungo termine, l’evoluzione del tasso di sconto, i rischi legati al clima oltre che l’evoluzione dello scenario regolatorio. Nello specifico, in riferimento a quanto richiesto dal Public Statement dell’ESMA del 25 ottobre 2023, il Gruppo ha condotto nel 2023 uno studio interno per valutare dal punto di vista quantitativo come i cambiamenti climatici possano influenzare la produzione annuale degli asset in particolare eolici. L’analisi indica che in generale i rischi di una diminuzione della velocità media del vento, con particolare riferimento a un orizzonte di medio termine (a 10-15 anni) sono relativamente contenuti. Sulla base di analisi storico/statistiche della variazione percentuale della velocità del vento, sono prevedibili basse fluttuazioni nella produzione di energia, che possono avere sia un impatto positivo (incrementando la produzione) sia negativo (riducendo la produzione). Tuttavia, fluttuazioni di questa entità della risorsa vento sono già fattorizzate nelle serie storiche alla base delle stime di produzione riflesse nelle proiezioni prospettiche. Con riferimento agli asset solari, verrà approfondita la variazione dell’irraggiamento per gli impianti solari del gruppo nel corso del 2024. Scenario energetico Si ricorda che le tensioni geopolitiche che hanno caratterizzato il 2022 avevano avuto forti impatti rialzisti sui mercati delle commodities ed in particolare del gas, con conseguente forte incremento dei prezzi dell’energia elettrica. Tali fenomeni hanno portato ad un repentino rialzo dell’inflazione a seguito della quale le banche centrali sono intervenute con politiche monetarie restrittive attraverso ripetuti aumenti dei tassi di interesse che si sono portati sui livelli più alti degli ultimi 15 anni. Inoltre, a seguito dell’aumento dei costi dell’energia i governi hanno messo in atto interventi a livello regolatorio e fiscale sul settore attraverso clawback measures volte a contenere gli impatti di tali aumenti per i consumatori finali. Si segnala tuttavia che a partire dalla fine del 2022 si è assistito ad una inversione del trend con una riduzione dei prezzi del gas che è continuata nel corso del 2023 e che, anche a seguito ad una riduzione della domanda, ha portato i prezzi a valori prossimi a quelli precedenti la crisi ucraina. Tale riduzione ha comportato anche un significativo ridimensionamento dei prezzi dell’energia e ad una riduzione dell’inflazione, a cui non sono ancora seguiti tuttavia allentamenti delle politiche monetarie restrittive e riduzioni significative dei tassi di interesse. Si rileva infine che le pressioni inflazionistiche registrate nel corso del 2022 e 2023 hanno comportato un significativo aumento dei costi per investimenti negli impianti rinnovabili. Tasso di Sconto La metodologia di stima dei tassi di attualizzazione utilizzata dal Gruppo prevede che: • vengano determinati tassi specifici per ogni Gruppo di CGU, in coerenza con la configurazione dei flussi attesi; • i tassi vengano aggiornati due volte l’anno (in sede di bilancio annuale e di relazione semestrale) a prescindere dall’entità della variazione rispetto all’ultimo tasso approvato; • la componente rischio paese sia inclusa nel tasso di attualizzazione. Se i flussi di cassa utilizzati per finalità valutative risultano non rappresentativi dei flussi medi attesi, il WACC deve essere incrementato di un premio volto a considerarne la maggiore rischiosità. Il Gruppo, in sintesi, ha articolato il processo di stima in due fasi principali (i) Definizione del paniere comparabile per ciascun Gruppo di CGU (ii) Calcolo sulla base dei panieri individuati dei parametri per la determinazione del rendimento del capitale di rischio, del costo del debito e della struttura del capitale per ciascun gruppo di CGU. In considerazione di quanto sopra si è proceduto ad utilizzare i tassi di sconto così determinati in linea con la metodologia di calcolo utilizzata per l’impairment test svolto per il Bilancio 2022. La Direzione del Gruppo ha ritenuto che le assunzioni adottate per l’identificazione del valore recuperabile degli avviamenti riconducibili ai sei Gruppi di CGU siano ragionevoli e sulla base delle assunzioni soprammenzionate non è emersa alcuna svalutazione. Si precisa che dalle verifiche effettuate ai fini del presente Bilancio è risultata, per tutti i Gruppi di CGU oggetto di esame, una differenza positiva (headroom) tra il valore recuperabile 6 ed il valore contabile 7 : 6 Il valore recuperabile è considerato in coerenza con la definizione del valore contabile definito alla nota successiva. 7 Il Valore contabile corrisponde al Capitale Investito Netto ed è determinato dalla somma algebrica del Capitale Immobilizzato (comprensivo degli Avviamenti), del Capitale circolante operativo netto, delle passività relative al Trattamento di Fine Rapporto, delle Altre attività e delle Altre passività non finanziarie, e del debito per leasing di tutte le società nel perimetro del Gruppo di CGU, incluse le scritture di consolidamento coerenti con il Bilancio consolidato del Gruppo ma considerando il differente perimetro sub-aggregazione dei dati coincidente con il Gruppo di CGU. 147 Gruppo di CGU Headroom* (milioni di euro) Italia Eolico 809 Italia Solare 47 Francia Eolico 212 Francia Solare 0 Germania Eolico 34 Spagna Solare 12 *differenza positiva (headroom) tra il valore recuperabile ed il valore contabile. Analisi di sensitività Il risultato del test di impairment è derivato dalle stime effettuate dalla Direzione del Gruppo sulla base delle informazioni ad oggi disponibili e delle assunzioni illustrate nel paragrafo precedente. Le assunzioni caratterizzate dal maggior profilo di incertezza e per le quali è richiesto un più elevato impiego di valutazioni soggettive riguardano in particolare quelle relative: • all’individuazione dei prezzi attesi dell’energia; • alla stima dei parametri finanziari utilizzati ai fini della determinazione del tasso di attualizzazione; • alla valutazione delle disponibilità delle risorse rinnovabili; • all’evoluzione del quadro regolatorio e normativo di riferimento, che, per effetto delle normative sul controllo dei prezzi, potrebbe costituire un fattore di rischio Il Gruppo ha tenuto conto delle suddette incertezze nell’elaborazione e definizione degli assunti di base utilizzati per la determinazione del valore recuperabile dei plusvalori allocati ai settori presi in esame e ha altresì elaborato un’analisi di sensitività sul valore recuperabile dei Gruppi di CGU; tale analisi ha ipotizzato due scenari: • che i ricavi complessivi di vendita dell’energia (ovvero la remunerazione dell’energia e la produzione della stessa) potrebbero subire delle variazioni, in aumento o in diminuzione, in una misura stimabile pari al 5% rispetto ai valori stimati per il Piano; • che il tasso di attualizzazione utilizzato potrebbe subire un incremento di 1 punto percentuale. Variazioni di Headroom* -5% Ricavi+1% WaccGruppo di CGU (milioni di euro) Italia Eolico (193)(340)Italia Solare (31)(29)Francia Eolico (76)(107)Francia Solare (7)(10)Germania Eolico (32)(39)Spagna Solare (29)(58) *differenza positiva (headroom) tra il valore recuperabile ed il valore contabile. Si precisa che il valore recuperabile risulterebbe pari al valore contabile di riferimento (headroom pari a zero) nelle seguenti ipotesi di abbattimento dei ricavi per i rispettivi Gruppi di CGU: • Italia Eolico: -24,1% • Italia Solare: -14,3% • Francia Eolico: -6% • Francia Solare: 0,0% • Germania Eolico: -12,8% • Spagna Solare: -18,7% Si precisa che il valore recuperabile risulterebbe pari al valore contabile di riferimento (headroom pari a zero) nelle seguenti ipotesi di incremento del WACC per i rispettivi Gruppi di CGU: • Italia Eolico: 10,1% • Italia Solare: 8,8% • Francia Eolico: 7,8% • Francia Solare: 5,3% • Germania Eolico: 6,0% 148 • Spagna Solare: 5,8% Si segnala infine che con riferimento agli impianti fotovoltaici in Spagna, nella proiezione dei flussi di cassa alla base dell’impairment test, si è ipotizzata l’applicazione dell’Impuesto sobre el valor de la producción de la energía eléctrica fino al 2028, assumendo per quell’anno il venir meno del deficit tariffario spagnolo, condizione alla base dell’imposta. In termini di sensitivities, qualora l’imposta non venisse meno nel 2029 e rimanesse vigente fino alla fine dell’esercizio degli asset, l’headroom indicato dall’impairment test risulterebbe inferiore di 12 milioni di euro. Le analisi sopraelencate confermano la sensibilità delle valutazioni di recuperabilità degli attivi non correnti alla variazione delle citate variabili; in tale contesto, gli Amministratori monitoreranno sistematicamente l’andamento delle citate variabili esogene e non controllabili per gli eventuali adeguamenti delle stime di recuperabilità dei valori di iscrizione dell’avviamento nel Bilancio Consolidato. Verifica delle attività immateriali a vita utile definita e degli Immobili, Impianti e macchinari e Attività per diritti di utilizzo Ai fini del Bilancio 2023, il Gruppo ha verificato se esistono indicazioni che le attività sia materiali che immateriali a vita utile definita possano aver subito una riduzione di valore. Si precisa a tal fine che per il Gruppo ERG: • gli Immobili, Impianti e Macchinari sono rappresentati dagli impianti di produzione di energia elettrica di diversa tecnologia (parchi eolici ed impianti solari in Italia e all’estero); • le attività immateriali sono rappresentate principalmente dal valore residuo dei valori 8 allocati in sede di purchase price allocation ed iscritti a maggior valore delle concessioni, autorizzazioni e diritti di gestione di parchi eolici solari, inclusi gli eventuali diritti alle tariffe incentivanti per gli impianti in esercizio. In linea con gli anni precedenti tali valori sono allocati alle singole CGU di riferimento rappresentate dalle singole legal entities e/o aggregazioni aziendali che li hanno generati. In accordo con lo IAS 36 sono stati individuati, un elenco di indicatori che possano segnalare che un’attività possa aver subito una riduzione di valore (c.d. triggering events): A tale fine sono state considerate sia fonti interne che esterne di informazione: • per quanto riguarda le fonti interne si è preso in esame (i) l’obsolescenza o il deterioramento fisico dell’attività, (ii) significativi cambiamenti interni con effetti negativi occorsi nel periodo o attesi nel futuro prossimo e (iii) evidenze da report interni che la performance è o sarà inferiore alle attese Budget. • relativamente alle fonti esterne, invece, si considera: l’andamento dei prezzi di mercato delle attività, eventuali discontinuità tecnologiche, di mercato o normative, tra le quali le misure di Clawback, l’andamento dei tassi di interesse di mercato e valore di libro dei net assets superiore alla capitalizzazione di mercato. Per la verifica di tali informazioni è stato inoltre individuato un indicatore sintetico (c.d. Indicatore di redditività) calcolato attualizzando la somma dei flussi di cassa operativi (EBITDA) per il periodo di osservazione residuo, determinati sulla base delle medesime modalità ed assunzioni già commentate nel paragrafo precedente per la verifica dell’Avviamento. Per cogliere anche i relativi effetti fiscali, l’indicatore è al netto delle imposte figurative sull’EBITDA. L’indicatore così calcolato è confrontato con quello dell’anno precedente al fine di verificare la potenziale perdita di valore, ai sensi di quanto previsto dal paragrafo 15 dello IAS 36. Il Gruppo verifica, infine, che il valore contabile delle attività nette del Gruppo non risulti superiore alla capitalizzazione di borsa. Se dall’analisi complessiva degli indicatori si dovesse ravvisare che le attività sia materiali che immateriali a vita utile definita possano aver subito una riduzione di valore si procede alla determinazione del valore recuperabile ed al relativo confronto con il valore di carico. Il valore recuperabile per le singole CGU è calcolato nell’accezione di valore d’uso con le medesime modalità e assunzioni già commentate nel paragrafo precedente per la verifica dell’Avviamento. Se tale valore risultasse inferiore, il valore di carico delle attività verrebbe ridotto al relativo valore recuperabile ad eccezione dei casi in cui il fair value al netto dei costi di dismissione risultasse maggiore. Valore recuperabile dei Gruppi di CGU Si precisa infine che, anche se non espressamente richiesto dallo IAS 36, la Direzione del Gruppo ha proceduto a determinare il valore recuperabile, inteso come valore d’uso, dei Gruppi di CGU ai quali non risulta allocato alcun avviamento, confrontandolo con il relativo valore di carico. Anche da tale verifica non è emersa alcuna svalutazione. 8 Valori relativi alle business combination degli esercizi precedenti. 149 NOTA 22 \- PARTECIPAZIONI Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione Imprese collegate Trattasi di imprese nelle quali il Gruppo esercita un’influenza notevole, ma non il controllo o il controllo congiunto, sulle politiche finanziarie ed operative, come definita dallo IAS 28 – Partecipazioni in società collegate e joint venture. Il Bilancio Consolidato include la quota di pertinenza del Gruppo dei risultati delle collegate, contabilizzata con il metodo del patrimonio netto, a partire dalla data in cui inizia l’influenza notevole fino al momento in cui tale influenza notevole cessa di esistere. Qualora l’eventuale quota di pertinenza del Gruppo delle perdite della collegata ecceda il valore contabile della partecipazione in Bilancio, si procede ad azzerare il valore della partecipazione e la quota delle ulteriori perdite non è rilevata, ad eccezione e nella misura in cui il Gruppo abbia l’obbligo di risponderne. (migliaia di Euro) Valutate al Totale Partecipazioni: costo \- in imprese controllate non consolidate integralmente 1.084 1.084 \- in imprese collegate 1.071 1.071 \- in altre imprese 477 477 TOTALE 2.633 2.633 Partecipazioni Imprese Imprese controllate controllate a Imprese Altre (migliaia di Euro) non consolidate Totale controllo collegate imprese integralmente* congiunto 31/12/2022 1.092 99 \- 496 1.688 Movimenti dell’esercizio: Acquisizioni e incrementi \- \- 1.071 \- 1071 Variazione metodo di consolidamento (12) \- \- (19) (31) Alienazioni e dismissioni \- (99) \- \- (99) Valutaz. società metodo del patrimonio netto 4 \- \- \- 4 31/12/2023 1.085 \- 1.071 477 2.633 *La voce comprende le società non operative. Per un maggior dettaglio delle movimentazioni intervenute nell’esercizio, si rimanda a quanto illustrato in Nota 47 \- Elenco Società del Gruppo e operazioni di periodo. L’incremento delle partecipazioni in imprese collegate si riferisce alla partecipazione del 23,68% nella sottostazione elettrica Toro Renovables 400 KV S.L. acquisita nell’ambito della business combination Garnacha. NOTA 23 \- PROVENTI (ONERI) DA PARTECIPAZIONI NETTI (migliaia di Euro) 2023 2022 Variazione Conguaglio prezzo cessione partecipazione 5.549 2.771 2.778 Accantonamento rischi su partecipazione (159) (477) 319 Totale 5.390 2.294 3.096 La voce Conguaglio prezzo cessione su partecipazioni accoglie l’effetto positivo derivante dall’incasso di due aggiustamenti di prezzo relativi alla cessione di partecipazioni avvenute nei precedenti esercizi (TotalErg S.p.A. e ERG Hydro S.r.l.) per un importo pari rispettivamente a 3 milioni di Euro e 2 milioni di Euro. NOTA 24 \- ALTRE ATTIVITÀ FINANZIARIE NON CORRENTI (migliaia di Euro) 31/12/2023 31/12/2022 Variazione Crediti vincolati – Fondo di Giustizia Contributi Legge 488/92 24.240 24.240 \- Depositi cauzionali e altre attività finanziarie 23.774 14.552 9.222 Totale 48.014 38.792 9.222 I Crediti vincolati presso il Fondo di Giustizia sono relativi alle somme versate in deposito dal Gruppo in attesa di giudizio presso la Corte di Appello di Napoli e gli altri tribunali competenti, con riferimento ai contributi Legge 488/92 relativi a parchi eolici acquisiti nell’ambito dell’operazione ERG Wind. Si precisa che a fronte dei suddetti crediti è stanziata una passività di pari importo già rilevata nel Bilancio 2013 nell’ambito della definizione della purchase price allocation come potenziale rettifica al corrispettivo di acquisizione del Gruppo ERG Wind (come illustrato in Nota 12 \- Altre passività non correnti). 150 La variazione della voce Depositi cauzionali e altre attività finanziarie si riferisce in particolare, oltre che a incassi di depositi cauzionali iscritti in esercizi precedenti, alla rilevazione di crediti per “special indemnities” determinate nell’ambito della business combination Garnacha per 12,5 milioni di Euro; per maggiori dettagli si rimanda alla Nota 44 \- Business Combination e acquisizione di Asset. Contributi Legge 488/92 delle società ERG Wind Nel periodo 2001-2005, precedentemente quindi all’acquisizione da parte di ERG Renew S.p.A. (ora ERG Power Generation S.p.A.) delle relative società dal Gruppo International Power, erano stati assegnati alle medesime società fondi ai sensi della Legge 488/1992 per un totale di 53,6 milioni di Euro in relazione ad alcuni progetti per la realizzazione di parchi eolici. Nel primo semestre 2007 è stata avviata un’indagine da parte delle Procura della Repubblica presso il Tribunale di Avellino sulle modalità di assegnazione di tali contributi con specifico riferimento alla presunta falsità di alcuni dei documenti forniti in sede di richiesta. Nel 2007 è stato disposto il sequestro degli incentivi ex Legge 488/1992 ancora da erogare (21,9 milioni di Euro) ed in data 30 settembre 2008 il Pubblico Ministero ha disposto il sequestro preventivo su sette parchi eolici. A seguito del deposito di una somma pari a 31,6 milioni di Euro da parte delle società coinvolte, nel corso del gennaio 2010 è stata disposta la restituzione dei parchi eolici sottoposti a sequestro preventivo, previo sequestro delle predette somme. Tali importi sono poi successivamente stati trasferiti al Fondo Unico di Garanzia. Dal 2012 si è aperto il giudizio di primo grado dinnanzi alla Sezione Penale del Tribunale di Avellino nei confronti delle suddette società e di altre persone fisiche imputate. Tale giudizio si è concluso a dicembre 2020 con sentenza che ha disposto (i) l’assoluzione / il non luogo a procedere nei confronti di tutte le persone fisiche; (ii) l’assoluzione di alcune società con riferimento a 2 progetti con restituzione, immediatamente esecutiva, delle somme oggetto di sequestro preventivo, pari a circa 7,4 milioni di Euro e (iii) la condanna di alcune società con riferimento a 7 progetti, con confisca degli importi relativi ai contributi ex Legge 488/92 erogati alle stesse e già depositati presso il FUG per un importo complessivo pari a circa 24,2 milioni di Euro, con la previsione di sanzioni amministrative pecuniarie, per un ammontare totale pari a circa 0,5 milioni di Euro, e di sanzioni interdittive per la durata di 1 anno. La confisca, così come le sanzioni sopra indicate, non è comunque immediatamente esecutiva fino al passaggio in giudicato della sentenza. Le società condannate hanno fatto appello avverso la sentenza del Tribunale di Avellino, nei termini di legge e il giudizio è ora pendente dinnanzi alla Corte d’Appello di Napoli. La Procura della Repubblica non ha invece appellato la sentenza, che è pertanto divenuta definitiva nella parte in cui assolve ERG Wind Sicilia 3 S.r.l. ed ERG Wind Sicilia 2 S.r.l. (quest’ultima relativamente al solo progetto di Camporeale). Nei mesi di marzo e aprile 2014 le società destinatarie degli incentivi di cui alla Legge 488/1992 hanno ricevuto dal Ministero dello Sviluppo Economico i decreti con i quali veniva comunicato l’avvio delle procedure di revoca dei predetti incentivi. In data 6 febbraio 2015 sono stati notificati i ricorsi straordinari avverso i decreti ministeriali di revoca, con contestuale istanza di sospensione cautelare dell’efficacia dei provvedimenti impugnati. In data 27 luglio 2015 sono state notificate alle società beneficiarie le cartelle di pagamento relative alla restituzione degli incentivi, che sono state impugnate con la proposizione di giudizi di opposizione dinnanzi al Tribunale di Genova. Nel contesto di tali procedimenti è stata emessa dal Giudice Civile una pronuncia di sospensiva dell’efficacia delle cartelle esattoriali, a fronte del deposito di fideiussioni bancarie per un valore pari all’intero ammontare di queste ultime (49 milioni di Euro). All’udienza del 23 ottobre 2018 il Giudice Civile, rilevando la pregiudizialità del procedimento instaurato con il ricorso straordinario al Presidente della Repubblica, ha disposto la sospensione delle cause civili in attesa della definizione del giudizio amministrativo. Anche i procedimenti conseguenti alla proposizione dei ricorsi straordinari al Capo dello Stato risultano tuttora pendenti e, nonostante le note di sollecito depositate dalle ricorrenti, la pronuncia sull’istanza cautelare e quella sul merito non hanno avuto luogo neppure nell’anno 2022, con l’eccezione del solo ricorso straordinario proposto da ERG Wind 6 S.r.l., dichiarato inammissibile per difetto di giurisdizione del giudice amministrativo. Si tratta di un giudizio parzialmente differente dai rimanenti in quanto i contributi ex Legge 488/92 non erano mai stati erogati alla società e quindi il decreto di revoca implica solo la definitiva perdita dei contributi non erogati, ma non ha impatti economici sulla società. E’ plausibile che i rimanenti ricorsi straordinari siano decisi nel corso dell’anno 2024 e non si può escludere che anche in tali casi vi sia una dichiarazione di difetto di giurisdizione del giudice amministrativo, che darebbe facoltà alle società di riassumere i giudizi dinanzi al giudice civile. In considerazione: (i) delle garanzie rilasciate dal venditore delle società del Gruppo International Power ad ERG nel contratto di trasferimento delle partecipazioni nelle suddette società, (ii) dell’accordo transattivo perfezionato tra il medesimo venditore ed ERG in data 19 dicembre 2016, nel quale tali garanzie sono state confermate e ulteriormente dettagliate, nonché (iii) del fatto che nel Bilancio 2013 era già stata stanziata una passività di importo corrispondente al valore nominale degli incentivi di cui il Ministero dello Sviluppo Economico ha chiesto la restituzione (cfr. la definizione della purchase price allocation come potenziale rettifica al corrispettivo di acquisizione del Gruppo ERG Wind (Nota 12 \- Altre passività non correnti), non si rendono necessari ulteriori stanziamenti. 151 IV. FONDI E PASSIVITA’ POTENZIALI Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione Gli importi iscritti nel Fondo Business dismessi a fronte di obbligazioni esistenti o a rischi correlati alla precedente attività industriale alla data del Bilancio sono valorizzati sulla base della miglior stima dell’esborso finanziario che si renderà necessario per adempiere l’obbligazione. Le variazioni di stima sono riflesse nel conto economico dell’esercizio in cui la variazione è avvenuta. NOTA 25 \- FONDO BUSINESS DISMESSI (migliaia di Euro) 31/12/2023 Incrementi Decrementi 31/12/2022 Fondo business dismessi 84.581 975 (1.085) 84.691 Totale 84.581 975 (1.085) 84.691 Il Fondo Business dismessi accoglie gli stanziamenti di natura tributaria, ambientale o legale derivanti dalle operazioni del gruppo ante 2018, anno nel quale il Gruppo ha concluso il proprio percorso di trasformazione industriale, avviato negli esercizi precedenti, che ha determinato l’uscita definitiva dai business OIL. Tale percorso si è sostanziato in due passaggi fondamentali: • la cessione dell’ultima quota detenuta in ISAB S.r.l., in data 30 dicembre 2013, che ha segnato l’uscita dal business della Raffinazione costiera; • la cessione della propria quota in TotalErg S.p.A., in data 10 gennaio 2018, che ha determinato l’uscita dal business del Downstream integrato. A tale percorso di riassetto strategico del Gruppo si aggiunge la cessione del business idroelettrico, con la società ERG Hydro S.r.l., avvenuta in data 3 gennaio 2022, dalla quale sono derivati alcuni stanziamenti pari a circa 6 milioni di Euro. Per quanto riguarda la cessione del business termoelettrico, non si prevedono ulteriori stanziamenti. Nonostante il Gruppo ERG non risulti quindi più un operatore attivo nei settori sopracitati, rimangono ancora in essere alcune passività legate alla precedente attività industriale e non ancora definite compiutamente. Di seguito si riepilogano le principali tematiche sottostanti gli stanziamenti principali: • con riferimento alla controversia a suo tempo instaurata da ERG Raffinerie Mediterranee (ora ERG S.p.A.) con le Autorità Tributarie in merito all’applicazione delle tasse portuali agli imbarchi e sbarchi presso il pontile di Santa Panagia, si ricorda che in data 6 aprile 2011 la Commissione Tributaria Provinciale di Siracusa si è pronunciata nel merito accogliendo parzialmente il ricorso della Società e dichiarando non dovute le tasse portuali fino a tutto il 2006, dichiarandole invece dovute a partire dal 2007. La sentenza di primo grado è stata impugnata nei termini dall’Agenzia delle Dogane e da ERG con appello incidentale relativamente al periodo successivo al 2006\. La sentenza di secondo grado, emessa dalla Commissione Tributaria Regionale e depositata in data 27 maggio 2013, ha definito l’appello riformando la sentenza di primo grado in senso negativo per ERG. A seguito di un’approfondita valutazione delle motivazioni della sentenza di secondo grado, la Società ha deciso di ricorrere per Cassazione, ritenendo le proprie ragioni solidamente fondate (in particolare riguardo alla nozione di porto ai sensi della Legge 84/94 e alla presunta valenza novativa o retroattiva dell’art. 1 comma 986 della Legge Finanziaria per il 2007). La Commissione Tributaria Regionale di Siracusa in data 4 novembre 2013 ha accolto la richiesta di sospensiva dell’efficacia della sentenza di secondo grado a fronte del rilascio di una fideiussione assicurativa a prima richiesta in favore dell’Agenzia delle Dogane. Con ordinanza depositata in data 30 settembre 2019 la Corte di Cassazione ha accolto il ricorso della società ed ha, di conseguenza, riformato – cassandolo con rinvio \- l’impugnato provvedimento della Commissione Tributaria Regionale (CTR). Il giudizio è stato pertanto riassunto nei termini di legge dinnanzi alla CTR affinché quest’ultima, in diversa composizione rispetto alla precedente fase dibattimentale, tratti nuovamente il merito della questione. Si è ancora in attesa della fissazione dell’udienza. A partire dal 2007, i tributi di riferimento sono stati rilevati a Conto Economico per competenza. • con riferimento al rischio ambientale, per quanto riguarda il Sito Sud la probabilità di esposizione a passività potenziali è giudicata remota in quanto il rischio in commento è già circoscritto dalla transazione sottoscritta con il Ministero dell’Ambiente nell’agosto 2011 e registrata dalla Corte dei Conti in data 20 dicembre 2011 e quantificato dal Settlement Agreement sottoscritto in data 30 dicembre 2013 tra ERG S.p.A. e Lukoil. Per quanto riguarda il Sito Nord, in dipendenza del duplice meccanismo di garanzie derivante sia dal contratto perfezionato con ENI (precedente proprietario del sito), che da quello perfezionato con Lukoil (nuovo proprietario) ne deriva quanto segue: (i) per i potenziali danni ambientali antecedenti il 1° ottobre 2002, risponde ENI illimitatamente; (ii) con riferimento ai potenziali danni relativi al periodo successivo al 1° ottobre 2002 ERG risponderà – senza limitazioni temporali - soltanto per i potenziali danni legati a eventi noti al momento di stipula del contratto con Lukoil ed espressamente identificati nello stesso (c.d. “Known Environmental Matters”), restando inteso che, fino a un importo di 33,4 milioni di Euro, gli oneri connessi al risarcimento di tali danni saranno ripartiti tra ERG e Lukoil (51% e 49%), mentre oltre tale importo ERG si farà carico integralmente degli eventuali oneri ulteriori. In data 9 settembre 2017 il Ministero dell’Ambiente ha diffidato alcune delle aziende del sito di Priolo, tra cui ERG Power S.r.l. ed ERG Power Generation S.p.A., a provvedere alla bonifica della Rada di Augusta. La richiesta risulta illegittima e, pertanto, è stata impugnata dinnanzi al Giudice amministrativo (si è ancora in attesa della fissazione dell’udienza di discussione). 152 In data 30 ottobre 2020 e, successivamente, in data 11 giugno 2021 ed in data 30 maggio 2022 sono stati notificati da ERG Power S.r.l. ed ERG Power Generation S.p.A. tre ulteriori ricorsi per motivi aggiunti per l’annullamento, rispettivamente (i) della nota prot. 0064419 del 14 agosto 2020 con cui il Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare ha indetto una conferenza di servizi istruttoria per valutare la Relazione predisposta nel gennaio 2020 da Ispra e IAS-CNR, avente ad oggetto il “Sito di interesse nazionale di Priolo Rada di Augusta”; (ii) del decreto del Ministero della Transizione Ecologica, Direzione Generale per il Risanamento Ambientale prot. n. 50 del 15 aprile 2021, con cui il Ministero ha approvato la relazione Ispra e IAS -CNR ritenendola documento idoneo sulla cui base redigere un piano di intervento di bonifica nella Rada di Augusta; e (iii) della nota prot. n. 42114 del 1° aprile 2022 con cui il Ministero della Transizione Ecologica – Direzione Generale Uso Sostenibile del Suolo e delle Risorse Idriche, ha trasmesso il piano di intervento per la definizione dei valori di intervento dei sedimenti nella Rada di Augusta (SIN Priolo)”, redatto dall’ISPRA. Tali atti sono stati impugnati perché la nuova iniziativa del Ministero è stata intrapresa sulla scorta dei medesimi (erronei) presupposti che erano posti a fondamento della diffida del 2017, già oggetto di impugnazione da parte di ERG Power S.r.l. ed ERG Power Generation S.p.A.. Con sentenza pubblicata in data 27 dicembre 2023 il Giudice amministrativo ha respinto i suddetti ricorsi sancendo che gli atti impugnati hanno natura endo-procedimentale e, in quanto tali, non sono idonei a produrre \- in via immediata e diretta – effetti sulla sfera giuridica delle parti ricorrenti e non risultano quindi autonomamente impugnabili. Le società potranno, quindi, legittimamente impugnare gli atti conclusivi del procedimento che dovessero imporre loro obblighi di bonifica della Rada di Augusta. ERG S.p.A. non è parte del procedimento, ma le tematiche ambientali relative alla Rada di Augusta rilevano nell’ambito delle garanzie ambientali presenti nei vari contratti con ENI e Lukoil; • con riferimento alla cessione di TotalErg ed in particolare alle garanzie concesse all’acquirente su passività potenziali pregresse (retained matters ed altre passività potenziali pregresse), si è proceduto alla miglior stima dell’onere sulla base delle informazioni disponibili al management e tenuto conto dell’ampiezza del numero degli elementi sottostanti e di tutti i possibili risultati delle relative tematiche. Gli incrementi del periodo si riferiscono principalmente ad adeguamenti di natura monetaria del rischio sottostante. NOTA 26 \- ALTRI FONDI Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione Gli importi iscritti tra gli Altri fondi a fronte di obbligazioni esistenti alla data del Bilancio sono valorizzati sulla base della miglior stima dell’esborso finanziario che si renderà necessario per adempiere l’obbligazione. Le variazioni di stima sono riflesse nel conto economico dell’esercizio in cui la variazione è avvenuta. Le altre categorie di fondi riflettono la valorizzazione di passività probabili correlate ad alcune vertenze in corso per cui è stato possibile effettuare una stima attendibile della corrispondente obbligazione attesa. Per tali fondi non si è proceduto all’attualizzazione in virtù dell’incertezza sulle tempistiche di utilizzo. Porzione Porzione Var. area di (migliaia di Euro) non 31/12/2023 Incrementi Decrementi 31/12/2022 corrente consolidamento corrente Fondo rischi fiscali 29.284 2.009 31.294 338 (8.611) 12.500 27.067 Fondo rischi verso controparti istituzionali 4.500 29.218 33.718 10.092 \- \- 23.626 Fondo rischi legali \- 1.408 1.408 35 (2.188) \- 3.745 Altri fondi rischi e oneri 2.817 4.299 7.116 1.849 (3.610) \- 8.693 Totale altri fondi 36.601 36.935 73.536 12.314 (14.409) 12.500 63.131 Il Fondo rischi fiscali accoglie, oltre che fondi rischi iscritti nell’ambito di acquisizioni in periodi precedenti e accantonamenti da esercizi precedenti per rischi di natura fiscale su società estere, l’accantonamento relativo al contenzioso esistente e a quello potenziale in materia di imposte locali instaurato a seguito della diversa interpretazione fornita dalle Agenzie delle Entrate circa l’applicazione delle disposizioni normative introdotte dalla Legge 208/2015 (in particolare, le torri eoliche sono state ritenute da parte delle Agenzie rilevanti ai fini della determinazione della rendita catastale). L’incremento della variazione area di consolidamento si riferisce all’iscrizione di un fondo a fronte di rischi fiscali e legali individuati nell’ambito delle acquisizioni avvenute nell’esercizio. Il decremento dell’esercizio si riferisce principalmente al rilascio e utilizzo di alcuni fondi iscritti nell’ambito delle acquisizioni avvenute nei periodi precedenti e all’evoluzione positiva del sopracitato contenzioso sulle imposte locali. Il Fondo rischi verso controparti istituzionali è riferito principalmente ai seguenti rischi: oneri legati ad interessi e rivalutazioni sui contributi Legge 488/1992 (18 milioni di Euro, incrementati di circa 5 milioni di Euro nel 2023), relativi a parchi eolici acquisiti nell’ambito dell’operazione ERG Wind ed oggetto di revoca da parte del Ministero dello Sviluppo Economico come meglio commentato alla Nota 24 \- Altre attività finanziarie non correnti. Si precisa che i rischi connessi alla revoca dei predetti contributi sono coperti negli accordi di acquisizione di ERG Wind da specifiche obbligazioni di indennizzo rilasciate da parte del venditore e pertanto si è proceduto a stanziare il relativo credito nelle Altre attività non correnti; oneri potenziali società estere relative alla Romania (9 milioni di Euro), rilevato nel 2015, in occasione dello scioglimento della joint venture LUKERG Renew, oltre che oneri potenziali relativi alla Polonia (4 milioni di Euro) per il calcolo delle clawback measure per alcune mensilità del 2023. Il Fondo rischi legali è relativo principalmente a fondi rischi riferiti al business eolico e solare. 153 La voce Altri fondi rischi ed oneri si riferisce principalmente a rischi su potenziali maggiori oneri contrattuali (circa 3 milioni di Euro) oltre che a rischi riferiti a contenziosi in capo ad alcune società estere. Il decremento si riferisce principalmente all’utilizzo o al rilascio di fondi rischi e oneri diversi in alcune società italiane per i quali non sussistono più i requisiti che ne avevano comportato originariamente l’iscrizione. NOTA 27 \- PASSIVITÀ POTENZIALI E CONTENZIOSI ERG è parte in procedimenti civili, amministrativi e fiscali e in azioni legali inerenti al normale svolgimento delle proprie attività. Laddove non venga fatta espressa menzione della presenza di un fondo, il Gruppo ha valutato il corrispondente rischio come possibile e fornisce la relativa informativa. Nelle note al Bilancio vengono illustrate le passività potenziali significative rappresentate da: • obbligazioni possibili (ma non probabili), derivanti da eventi passati, la cui esistenza sarà confermata solo al verificarsi o meno di uno o più eventi futuri non totalmente sotto il controllo dell’impresa; • obbligazioni attuali derivanti da eventi passati il cui ammontare non può essere stimato attendibilmente o il cui adempimento potrebbe non essere oneroso. Ai fini del presente Bilancio non si segnalano obbligazioni rientranti nella sopra descritta definizione. V. GESTIONE FINANZIARIA Fondi propri NOTA 28 \- PATRIMONIO NETTO ATTRIBUIBILE AI SOCI DELLA CONTROLLANTE Si riporta di seguito, la variazione del patrimonio netto intervenuta nell’esercizio: (milioni di Euro) Differenze da Patrimonio Netto attribuibile ai Pagamenti basati Acquisto Cash flow 31/12/2022 Dividendi conversione e variazione Risultato 31/12/2023 soci della controllante su azioni azioni proprie hedge attuariale 2.046 3 (150) (61) 21 97 179 2.133 (migliaia di Euro) 31/12/2023 31/12/2022 Capitale Sociale 15.032 15.032 Riserva sovrapprezzo azioni 74.543 74.543 Riserve di rivalutazione 66.946 66.946 Riserva legale 3.236 3.236 Riserva di Cash Flow Hedge 41.711 (55.393) Riserva di traduzione (8.136) (28.701) Riserva per azioni proprie in portafoglio (66.740) (5.378) Altre riserve 1.527.666 1.158.097 Totale Riserve 1.639.225 1.213.351 Utili portati a nuovo 300.108 438.028 Risultato d'esercizio 178.668 378.939 Patrimonio Netto attribuibile ai soci della controllante 2.133.033 2.045.350 Partecipazioni di terzi 6.664 9.332 Patrimonio Netto 2.139.697 2.054.682 La Riserva sovrapprezzo azioni è costituita dal sovrapprezzo pagato dai soci per la sottoscrizione delle azioni relative agli aumenti del capitale sociale effettuati in data 14 ottobre 1997, 2 luglio e 5 agosto 2002. Al fine di una migliore rappresentazione in bilancio dell’acquisto di azioni proprie è stato effettuato il restatement della “Riserva sovrapprezzo azioni” al 31 dicembre 2022, mantenendo in tale riserva l’effettivo sovrapprezzo e riclassificando l’importo delle azioni proprie pari a 5.377.545 Euro nella nuova riga “Riserva per azioni proprie in portafoglio”. Le Riserve di rivalutazione si riferiscono alla rivalutazione ex legge di immobili, impianti e macchinari effettuata in esercizi precedenti. La Riserva cash flow hedge al 31 dicembre 2023 riflette l’effetto dei derivati di copertura dei finanziamenti in corso. Con riferimento all’impatto sul conto economico complessivo degli strumenti derivati di copertura pari a 97 milioni di Euro si rimanda al Prospetto di Conto Economico Complessivo. 154 La Riserva per azioni proprie in portafoglio include il costo delle azioni della Società detenute dal Gruppo, il cui incremento nell’esercizio è dettagliato nelle pagine seguenti. La voce Altre riserve include principalmente: • L’Avanzo generato dalla fusione per incorporazione 2015 di ISAB Energy S.r.l. in ERG S.p.A. pari a 261 milioni di Euro; • La riserva di rivalutazione monetarie che include dal 2015 la ricostituzione della riserva di riallineamento monetario ex lege 266/05 dell’ex ISAB Energy S.r.l. per un ammontare pari a 29 milioni di Euro; • L’avanzo generato dalla fusione per incorporazione 2010 di ERG Raffinerie Mediterranee S.p.A. ed ERG Power & Gas S.p.A. in ERG S.p.A., pari a 446 milioni di Euro, era stato allocato in parte nella riserva “Avanzo da fusione 2010” (251 milioni di Euro) ed in parte a ricostituzione delle riserve specifiche di patrimonio netto (195 milioni di Euro) in sospensione d’imposta, • La riserva di consolidamento. Capitale sociale Il capitale sociale al 31 dicembre 2023, interamente versato, è composto da n. 150.320.000 azioni del valore nominale di 0,10 Euro cadauna ed è pari a 15.032.000 Euro (invariato rispetto al 31 dicembre 2022). Alla data del 31 dicembre 2023 il Libro Soci della Società, relativamente agli azionisti detentori di partecipazioni rilevanti, evidenzia la società SQ Renewables S.p.A. come titolare del 63% circa del capitale sociale, invariato rispetto al 31 dicembre 2022. Si riporta di seguito la struttura azionaria di ERG S.p.A.: n. azioni % Capitale 150.320.000 100% SQ Renewables S.p.A. 94.000.000 63% ERG S.p.A. (azioni proprie) 3.186.360 2% Altri inferiori al 3% 53.133.640 35% Totale 150.320.000 100% Azioni proprie Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione Le azioni proprie sono iscritte in riduzione del patrimonio netto. In caso di riacquisto di azioni rilevate nel patrimonio netto, il corrispettivo versato, compresi i costi direttamente attribuibili all’operazione sono rilevati a riduzione del patrimonio netto. Le azioni così riacquistate sono classificate come azioni proprie e rilevate nella riserva per azioni proprie. Il corrispettivo ricevuto dalla successiva vendita o riemissione di azioni proprie viene rilevato ad incremento del patrimonio netto. L’eventuale differenza positiva o negativa derivante dall’operazione viene rilevata nella riserva da sovrapprezzo azioni. L’Assemblea Ordinaria in data 26 aprile 2023 ha autorizzato il Consiglio di Amministrazione, ai sensi dell’art. 2357 del Codice Civile – previa revoca, per il periodo ancora mancante, della precedente autorizzazione deliberata dall’Assemblea degli Azionisti il 26 aprile 2022 \- per un periodo di 18 mesi a decorrere dal 26 aprile 2023, ad acquistare azioni proprie entro un massimale rotativo (per ciò intendendosi il quantitativo massimo di azioni proprie di volta in volta detenute in portafoglio) di 15.032.000 azioni ordinarie ERG, del valore nominale pari ad Euro 0,10 ciascuna, ad un prezzo unitario, comprensivo degli oneri accessori di acquisto, non inferiore nel minimo del 30% e non superiore nel massimo del 10% rispetto al prezzo di riferimento che il titolo avrà registrato nella seduta di borsa del giorno precedente ogni singola operazione. Questo allo scopo di ottimizzare la struttura del capitale in un’ottica di massimizzazione della creazione del valore per gli azionisti, anche in relazione alla liquidità disponibile e comunque per ogni ulteriore finalità consentita dalle vigenti disposizioni legislative e regolamentari applicabili. L’acquisto dovrà essere effettuato mediante l’utilizzo di utili distribuibili e di riserve disponibili risultanti dall’ultimo Bilancio approvato, nel rispetto dell’art. 132 del Testo Unico della Finanza e con le modalità previste dall’art. 144-bis, comma 1, lettera b) del Regolamento Emittenti e cioè “sui mercati regolamentati o sui sistemi multilaterali di negoziazione secondo modalità operative stabilite nei regolamenti di organizzazione e gestione dei mercati stessi, che non consentano l’abbinamento diretto delle proposte di negoziazione in acquisto con predeterminate proposte di negoziazione in vendita”. L’Assemblea ha altresì autorizzato il Consiglio di Amministrazione, ai sensi dell’art. 2357-ter del Codice Civile – previa revoca, per il periodo ancora mancante, della precedente autorizzazione deliberata dall’Assemblea degli Azionisti il 26 aprile 2023 \- per un periodo di 18 mesi a decorrere dal 26 aprile 2023, ad alienare, in una o più volte, e con qualunque modalità risulti opportuna in relazione alle finalità che con l’alienazione stessa si intenda in concreto perseguire, azioni proprie ad un prezzo unitario non inferiore nel minimo del 10% rispetto al prezzo di riferimento che il titolo avrà registrato nella seduta di borsa del giorno precedente ogni singola alienazione. Il Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A., in data 12 ottobre 2023, ha deliberato l’avvio al programma di acquisto di azioni proprie, in ottemperanza alla delibera assunta dall’Assemblea degli Azionisti il 26 aprile 2023. 155 Il quantitativo massimo di Azioni che possono essere acquistate è di n. 3.758.000 (pari al 2,5% del capitale sociale), con un esborso massimo di Euro 100.000.000, senza pregiudizio per ogni altra limitazione eventualmente derivante da disposizioni legislative o regolamentari. ERG S.p.A., nel periodo dal 16 ottobre 2023 al 29 dicembre 2023, ha acquistato sul mercato Euronext Milan n. 2.404.280 azioni ordinarie (pari all’1,5994% del capitale sociale di ERG S.p.A.) ad un prezzo medio ponderato di Euro 25,48, per un controvalore complessivo di 61.362.216 Euro, comprensivo di oneri accessori per 94.927 Euro. Alla data del 29 dicembre 2023, considerando le azioni già in portafoglio, ERG S.p.A. detiene n. 3.186.360 azioni proprie, pari al 2,1197% del relativo capitale sociale. Le informative sull’acquisto di azioni proprie sono oggetto di aggiornamenti settimanali pubblicati sul sito internet della Società (www.erg.eu) nella sezione “Media/Comunicati Stampa”. Prezzo medio Numero azioni Numero azioni Periodo per azione acquistate acquistate (Euro) cumulato Programma 2023-2024 Ottobre 2023 480.000 23,14 480.000 Novembre 2023 947.636 24,85 1.427.636 Dicembre 2023 976.644 27,25 2.404.280 Totale 2.404.280 25,48 2.404.280 La tabella seguente mostra la variazione del numero di azioni proprie e delle azioni in circolazione: Azioni in Numero di azioni Azioni proprie circolazione SALDO AL 31/12/2022 782.080 149.537.920 Acquisto azioni ordinarie 2.404.280 (2.404.280) SALDO AL 31/12/2023 3.186.360 147.133.640 La variazione del numero di azioni proprie nel 2023 è stata interamente determinata dall’esecuzione del Programma di acquisto di azioni proprie. Non si registrano invece variazioni nell’esercizio 2022. Dividendi Nel corso del 2023 ERG S.p.A. ha pagato dividendi per un valore complessivo pari a 149,5 milioni di Euro pari a 1,00 Euro per ciascuna delle azioni aventi diritto alla data di stacco della cedola. Nel 2022 erano stati distribuiti dividendi pari a 134,6 milioni di Euro pari a 0,90 Euro per ciascuna delle azioni aventi diritto alla data di stacco della cedola. Proposta del Consiglio di Amministrazione del 12 marzo 2024 Signori azionisti, in relazione ai risultati conseguiti, Vi invitiamo ad assumere la seguente deliberazione: • approvare il Bilancio d’esercizio della Vostra società al 31 dicembre 2023 che si chiude con un utile di 27.764.716,42 Euro; • deliberare il pagamento agli Azionisti di un dividendo di 1,0 Euro per azione. Il dividendo sarà pagato a ciascuna delle azioni aventi diritto agli utili in circolazione alla data di stacco cedola, con esclusione quindi, ai sensi dell’art. 2357-ter del Codice Civile, delle azioni proprie, mediante utilizzo dell’utile dell’esercizio e della quota residua della riserva costituita dagli utili a nuovo e, per la restante parte, mediante utilizzo delle «Altre riserve» di utili; • deliberare la messa in pagamento del dividendo a partire dal 22 maggio 2024, previo stacco cedola a partire dal 20 maggio 2024 e record date il 21 maggio 2024. Informazioni integrative sul capitale Gli obiettivi identificati dal Gruppo nella gestione del capitale sono la salvaguardia della continuità aziendale, la creazione di valore per gli stakeholder e il supporto allo sviluppo del Gruppo. In particolare, il Gruppo persegue il mantenimento di un adeguato livello di capitalizzazione che permetta di realizzare un soddisfacente ritorno economico per gli azionisti e di garantire l’accesso a fonti esterne di finanziamento, anche attraverso il conseguimento di un rating adeguato. In tale contesto, Il Gruppo gestisce la propria struttura di capitale ed effettua aggiustamenti alla stessa, qualora i cambiamenti delle condizioni economiche lo richiedano. Non vi sono state modifiche sostanziali agli obiettivi, alle politiche o ai processi alla data di redazione del presente documento. NOTA 29 \- PARTECIPAZIONI DI TERZI Le Partecipazioni di terzi si riferiscono al consolidamento con il metodo integrale delle seguenti società con partecipazioni di altri soci: Società % azionisti terzi quota di terzi Utile/(Perdita) Andromeda PV S.r.l. 21,50% 6.664 1.829 Si segnala inoltre che sono stati corrisposti dividendi alle partecipazioni di minoranza per un importo pari a 4.496 migliaia di Euro. 156 Posizione finanziaria netta Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione Ai fini della definizione della posizione finanziaria netta si fa riferimento a quanto indicato sull’argomento nel Richiamo di attenzione CONSOB n. 5/21 del 29 aprile 2021\. Nel dettaglio la Posizione finanziaria netta è così composta: A. Disponibilità liquide B. Mezzi equivalenti a disponibilità liquide C. Altre attività finanziarie correnti D. Liquidità (A) + (B) + (C) E. Debito finanziario corrente – strumenti valutati al fair value F. Parte corrente del debito finanziario non corrente G. Indebitamento finanziario corrente (E) + (F) H. Indebitamento finanziario corrente netto (G) – (D) I. Debito finanziario non corrente. Passività finanziarie J. Strumenti di debito K. Debiti commerciali e altri debiti correnti L. Indebitamento finanziario non corrente (I) + (J) + (K) M. Indebitamento finanziario netto (H) \+ (L) Attività finanziarie e Passività finanziarie Tutte le attività e passività finanziarie sono rilevate inizialmente alla data di negoziazione, cioè quando il Gruppo diventa una parte contrattuale dello strumento finanziario. Gli strumenti finanziari sono valutati inizialmente al fair value più o meno, nel caso di attività o passività finanziarie non valutate al FVTPL, i costi dell'operazione direttamente attribuibili all'acquisizione o all'emissione dello strumento finanziario. Successivamente, la loro valutazione e classificazione si basa sull’analisi dei flussi di cassa contrattuali e sul modello di business adottato dal Gruppo per la gestione di tali strumenti. Possono quindi essere valutati e classificati al: • Costo Ammortizzato. Comprendono principalmente strumenti quali crediti di natura finanziaria e altri prestiti concessi dal Gruppo. Il costo ammortizzato viene diminuito delle perdite per riduzione di valore. Gli interessi, determinati secondo il criterio dell’interesse effettivo, gli utili e le perdite su cambi e le perdite per riduzione di valore sono rilevati nell’utile/(perdita) dell’esercizio così come gli eventuali utili o perdite da eliminazione contabile. • Fair value rilevato nell’utile/perdita dell’esercizio (FVTPL) Questi strumenti sono rilevati al fair value anche successivamente alla prima rilevazione e le variazioni di fair value sono rilevate nell’utile/(perdita) dell’esercizio. Comprendono le partecipazioni e gli strumenti derivati non classificati dal Gruppo come di copertura. • Fair value rilevato nel Prospetto di conto economico complessivo (FVOCI). Questi strumenti son rilevati al fair value anche successivamente alla prima rilevazione. Includono principalmente titoli di debito, titoli di capitale e strumenti derivati classificati dal Gruppo come di copertura. Gli interessi attivi calcolati in conformità al metodo dell’interesse effettivo, gli utili e le perdite su cambi e le perdite per riduzione di valore sono rilevati nell’utile/(perdita) dell’esercizio; gli altri utili e perdite netti sono invece rilevati nel Prospetto di conto economico complessivo. Quando l’attività finanziaria è eliminata, gli utili/(perdite) precedentemente rilevati nelle Prospetto di conto economico complessivo vengono riclassificati a conto economico. Le attività e passività finanziarie sono valutate al costo ammortizzato utilizzando il criterio dell’interesse effettivo o al FVTPL. Eventuali variazioni di attività e passività finanziarie valutate al FVTPL, compresi gli interessi passivi, sono rilevate nell’utile/(perdita) dell’esercizio. Nel caso di passività finanziarie valutate successivamente al costo ammortizzato gli interessi passivi e gli utili/(perdite) su cambi sono rilevati nell'utile/(perdita) dell’esercizio, così come gli eventuali utili o perdite derivanti dall'eliminazione contabile. Le passività finanziarie valute al costo ammortizzato includono finanziamenti, debiti commerciali e altre passività finanziarie; quelle valutate al FVTPL comprendono strumenti finanziari derivati. Quando una passività finanziaria è eliminata, la differenza tra il valore contabile della passività finanziaria estinta e il corrispettivo versato (comprese le attività non rappresentate da disponibilità liquide trasferite o le passività assunte) è rilevata nell'utile/(perdita) dell’esercizio. Si rimanda alla Nota 38 \- Strumenti finanziari per ulteriori dettagli. (migliaia di Euro) Note 31/12/2023 31/12/2022 A. Disponibilità liquide 30 292.568 377.811 B. Mezzi equivalenti a disponibilità liquide 30 175.000 15.000 C. Altre attività finanziarie correnti 31 \- 32 241.696 244.916 D. Liquidità (A+B+C) 709.264 637.727 E. Debito finanziario corrente 33 (142.987) (56.680) E. Debito finanziario corrente \- strumenti valutati al Fair Value 35 \- (0) F. Parte corrente del debito finanziario non corrente \- mutui, finanziamenti, project financing e leasing 33 (20.998) (320.518) F. Parte corrente del debito finanziario non corrente \- altri debiti 33 (22.170) (12.518) F. Parte corrente del debito finanziario non corrente \- passività finanziarie correnti per beni in leasing 34 (6.353) (6.354) G. Indebitamento finanziario corrente (E+F) (192.507) (396.079) H. Indebitamento finanziario corrente netto (G-D) 516.757 241.648 I. Debito finanziario non corrente 33 (410.308) (156.282) I. Debito finanziario non corrente \- Passività finanziarie non correnti per beni in leasing 34 (165.687) (165.070) J. Obbligazioni emesse 33 (1.594.979) (1.593.007) K. Debiti commerciali e altri debiti 33 (10.807) (1.967) K. Debiti commerciali e altri debiti (strumenti valutati al Fair value) 35 \- \- L. Indebitamento finanziario non corrente (I+J+K) (2.181.781) (1.902.210) M. Indebitamento finanziario netto (H+L) (1.665.024) (1.660.562) Si riporta nella tabella seguente la riconciliazione tra la posizione finanziaria netta e l’indebitamento finanziario netto riportato in Relazione Sulla Gestione. 157 (migliaia di Euro) 31/12/2023 31/12/2022 Indebitamento Finanziario Netto (1.665.024) (1.660.562) Esclusione impatto IFRS 16 (passività finanziarie per leasing) 172.040 157.317 Indebitamento Finanziario Netto ante IFRS 16 (1.492.985) (1.503.245) Inclusione Fair value positivo strumenti finanziari derivati IRS 47.976 69.041 Indebitamento Finanziario Netto Attività Continue (1.445.008) (1.434.204) Inclusione passività operative destinate ad essere cedute \- (98.334)Indebitamento Finanziario Netto Relazione sulla Gestione (1.445.008) (1.532.538) I ndebitamento indiretto e soggetto a condizioni Secondo quanto previsto dagli Orientamenti ESMA si riporta di seguito la descrizione e la natura dell’indebitamento indiretto e soggetto a condizioni del Gruppo al 31 dicembre 2023. L’indebitamento indiretto e soggetto a condizioni del Gruppo al 31 dicembre 2023 si riferisce principalmente a impegni di costruzione di attività immobilizzate nei 12 mesi successivi e ammonta a circa 224 milioni di Euro, principalmente riconducibili allo sviluppo di parchi eolici in Francia e Regno Unito (circa 83 milioni di Euro), ai progetti di Repowering e Revamping su parchi eolici e impianti fotovoltaici in Italia per circa 108 milioni di Euro e allo sviluppo di progetti eolici greenfield in Italia per circa 18 milioni di Euro. NOTA 30 \- DISPONIBILITÀ LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione La cassa e le disponibilità liquide equivalenti sono iscritte al fair value che corrisponde al valore nominale. In base a quanto previsto dallo IAS 7 rientrano nella definizione di cash equivalents il denaro in cassa e i depositi bancari/postali rimborsabili a vista, gli investimenti a breve termine convertibili in un ammontare di liquidità. Sono inoltre inclusi gli investimenti a breve il cui valore di rimborso sia predeterminato alla data di acquisto/iscrizione iniziale. La voce pari a 468 milioni di Euro al 31 dicembre 2023 (393 milioni di Euro al 31 dicembre 2022) è costituita dalle disponibilità liquide generate dalle attività del Gruppo, depositate presso le banche delle quali il Gruppo è cliente per un importo pari a 459 milioni di Euro, oltre che dalla giacenza sui conti delle società eoliche e solari partecipate da ERG Power Generation S.p.A. secondo i vincoli di utilizzo previsti dai relativi Project Financing per un importo pari a circa 9 milioni di Euro. Si rimanda, per ulteriori dettagli su tali Project Financing, a quanto commentato nella Nota 33 \- Passività finanziarie correnti e non correnti. La variazione delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti è riepilogata nel Prospetto dei Flussi Finanziari. NOTA 31 \- ATTIVITÀ FINANZIARIE VALUTATE AL FAIR VALUE Impatto sulla (migliaia di Euro) 31/12/2023 31/12/2022 Posizione Finanziaria Netta Fair value derivati a copertura dei tassi di interesse 17.207 33.225 Attività per Virtual Power Purchase Agreements 16.907 \- Totale parte non corrente 34.115 33.225 Fair value derivati a copertura dei tassi di interesse 30.770 35.755 Crediti per derivati di copertura su commodities 15.166 72.033 Attività per Virtual Power Purchase Agreements 861 \- Crediti per derivati non di copertura su commodities \- 33.780 Totale parte corrente 46.796 141.569 La quota non corrente, pari a circa 34 milioni di Euro al 31 dicembre 2023 (33 milioni di Euro al 31 dicembre 2022), è costituita da: • la quota non corrente del fair value positivo del Prehedge di ERG S.p.A. pari a circa 17 milioni di Euro; • i crediti riferiti al fair value positivo del VPPA in Italia sottoscritto nel corso dell’esercizio, pari a circa 17 milioni di Euro. La quota corrente, pari a circa 47 milioni di Euro al 31 dicembre 2023 (142 milioni di Euro al 31 dicembre 2022), è costituita principalmente da: • la quota corrente del fair value positivo del Prehedge di ERG S.p.A. per circa 31 milioni di Euro (36 milioni di Euro al 31 dicembre 2022); • i crediti riferiti al fair value positivo degli strumenti di copertura su rischio prezzo commodities, pari a circa 15 milioni di Euro (72 milioni di Euro al 31 dicembre 2022): il decremento di tale posta rispetto al 31 dicembre 2022 è da ricondursi alla interruzione anticipata di alcuni strumenti finanziari derivati nel corso del 2023. N OTA 32 \- ATTIVITÀ FINANZIARIE CORRENTI La voce pari a 242 milioni di Euro al 31 dicembre 2023, interamente ricompresa nella posizione finanziaria netta (211 milioni di Euro al 31 dicembre 2022) è costituita principalmente da impieghi a breve di liquidità per 235 milioni di Euro (100 milioni di 158 Euro al 31 dicembre 2022) e da c irca 4 milioni di Euro di interessi attivi maturati su tali impieghi (6 milioni di Euro al 31 dicembre 2022). NOTA 33 \- PASSIVITÀ FINANZIARIE CORRENTI E NON CORRENTI Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione I debiti finanziari sono inizialmente iscritti al fair value e successivamente misurati al costo ammortizzato utilizzando il metodo del tasso di interesse effettivo. I costi direttamente collegati all’ottenimento o all’emissione del debito sono dedotti dal valore contabile della passività. Tali costi vengono quindi ammortizzati lungo la durata del debito, utilizzando il metodo del tasso di interesse effettivo. I l debito per prestiti obbligazionari è esposto al netto dei costi di commissioni e altri oneri accessori per l’accensione degli stessi. Alcune passività finanziarie valutate al costo ammortizzato, principalmente debiti finanziari, sono oggetto di copertura. Ciò si riferisce principalmente a prestiti i cui flussi di cassa futuri sono esposti al rischio di tasso. Per la valutazione di tali strumenti di copertura si rimanda alla Nota 38 \- Strumenti finanziari. 31/12/2023 31/12/2022 Valore Valore contabile Valore nominale Valore contabile nominale Quota Quota non Quota Quota non (migliaia di Euro) Totale Totale Totale Totale corrente(*) corrente corrente(*) corrente Obbligazioni emesse 6.970 1.594.979 1.601.949 1.600.000 7.006 1.593.007 1.600.013 1.600.000 Mutui e finanziamenti 4.156 329.073 333.229 330.000 249.438 -249.438 250.000 Project financing 16.837 81.234 98.071 98.397 55.070 156.282 211.352 215.314 Debiti per leasing** \- \- \- \- 16.009 -16.009 15.285 Totale Debito Medio Lungo Termine 27.963 2.005.286 2.033.249 2.028.397 327.524 1.749.288 2.076.812 2.080.599 Debiti verso banche 136.016-136.016136.01649.674 -49.674 49.674 Altri debiti 22.175 10.808 32.983 32.983 12.518 1.967 14.485 14.485 Totale Altri Debiti 158.191 10.808 168.999 168.999 62.192 1.967 64.159 64.159 Totale Passività Finanziarie 186.154 2.016.094 2.202.248 2.197.396 389.716 1.751.255 2.140.971 2.144.758 *Nella quota corrente dei mutui e finanziamenti è ricompreso il reversal del gain IFRS 9, se applicabile. **La variazione si riferisce al riscatto anticipato dei debiti per leasing in società solari di diritto italiano. Nella tabella sottostante si riporta l’outstanding nominale del debito a medio-lungo termine al 31 dicembre 2023, escludendo quindi i correlati costi ammortizzati, gli impatti dell’IFRS 9, gli interessi maturati, e il dettaglio dei rimborsi previsti per gli anni a venire, per tipologia di fonte di finanziamento. (milioni di Euro) Debito 31/12/2023 2024 2025 2026 2027 2028 >2028Obbligazioni emesse 1.600 -500-600- 500 Project Financing 98 16 17 16 17 20 11Mutui e finanziamenti 330 \- - - - 330 - 2.028 16 517 16 617 350 511 Nella tabella seguente si riporta la composizione in percentuale dell’outstanding nominale del debito a medio-lungo termine: Debito Medio Lungo Termine 31/12/2023 31/12/2022 % Project financing 98.397 5% 215.314 10% Leasing -0%15.285 1% Mutui e finanziamenti 330.000 16%250.000 12% Obbligazioni emesse 1.600.000 79%1.600.000 77% 2.028.397 100% 2.080.599 100% Financial Strategy e Sustainable Finance La strategia di finanziamento del Gruppo ERG è sempre più orientata a strumenti green e sostenibili, in coerenza con il proprio modello di sviluppo. Negli ultimi anni ERG ha attuato una strategia di progressiva evoluzione della struttura finanziaria da Project Financing a Corporate Financing, attraverso importanti operazioni di liability management e la contestuale emissione di tre prestiti obbligazionari rispettivamente ad aprile 2019, settembre 2020 e settembre 2021\. Questa strategia ha permesso di ribilanciare la struttura finanziaria di gruppo a favore del financing su base corporate e di trasformare la struttura del debito da fonti di finanziamento tradizionale verso fonti di finanziamento sostenibili. A conferma del forte impegno di ERG verso lo sviluppo sostenibile, le tre emissioni green per un totale di Euro 1.600 milioni sono state strutturate come Green Bonds sulla base dell’ERG Green Bond Framework, certificato dall’advisor indipendente Vigeo Eiris (parte di Moody's ESG Solutions), come conforme ai Green Bond Principles 2021 ed in linea con le best market practices. Al 31 dicembre 2023 le fonti di Sustainable Finance, pari a 1.930 milioni di Euro su un totale di fonti finanziarie pari a 2.027 milioni di valore nominale (1.829 milioni di Euro al 31 dicembre 2022 su un totale di fonti finanziarie pari a 2.081 milioni di Euro di valore nominale) comprendono: 159 • Green Bonds, per complessivi 1.600 milioni di Euro (ammontare invariato rispetto al 31 dicembre 2022), destinati al finanziamento e rifinanziamento della costruzione e/o acquisizione di progetti eolici e solari; • Finanziamenti “Sustainability-Linked” senior unsecured a medio lungo termine, per complessivi 330 milioni di Euro (150 milioni di Euro, in valore nominale, al 31 dicembre 2022) che prevedono un meccanismo premiante legato al raggiungimento di un obiettivo in termini di capacità rinnovabile installata e in termini di partecipazione femminile a posizioni manageriali nel Gruppo. Al 31 dicembre 2023, tali obiettivi sono stati raggiunti. Nel corso del 2023 sono stati rimborsati integralmente 79 milioni di Euro relativi a ESG Linked Project Green Financing. Invece, le fonti di finanziamento tradizionali, pari a 98 milioni di Euro (252 milioni di Euro al 31 dicembre 2022), sono totalmente relative a Project Financing. Tali Project Financing residuano da finanziamenti già in essere su perimetri oggetto di acquisizione o comunque da finanziamenti sottoscritti prima del 2019, collegati a parchi solari ed eolici, rispettivamente in Italia e Germania, relativi a progetti di produzione di energia green. La composizione delle fonti di finanziamento conferma il nostro impegno al mantenimento di fonti finanziarie sostenibili pari ad almeno il 90% delle fonti di finanziamento del Gruppo così come delineato nel piano ESG 2022-2026. Debito Medio Lungo Termine 31/12/2023 % 31/12/2022 % Fonti di Finanziamento Tradizionale 98.397 5% 251.599 12% Fonti di Finanziamento Sostenibili 1.930.000 95% 1.829.000 88% Totale Debito Medio Long Term 2.028.397 100% 2.080.599 100% In aggiunta alle suddette fonti finanziarie drawn, la società ERG S.p.A. ha in essere dal mese di ottobre 2022 una ESG-linked Revolving Credit Facility, di durata triennale e con possibilità di estensione per un ulteriore anno. Il margine applicato alla facility è soggetto a un meccanismo di aggiustamento sulla base del raggiungimento di un obiettivo in termini di capacità rinnovabile installata e in termini di partecipazione femminile a posizioni manageriali nel Gruppo. Al 31 dicembre 2023, questi target sono stati raggiunti. Tale facility, il cui ammontare è pari a 600 milioni di Euro, risulta interamente disponibile al 31 dicembre 2023. Al 31 dicembre 2023 il tasso di interesse medio ponderato dei mutui, finanziamenti e project financing, comprensivo delle operazioni di copertura, è stato pari a 1,4% (invariato rispetto al 31 dicembre 2022). Le Obbligazioni emesse pari 1.600 milioni di Euro al 31 dicembre 2023 (ammontare invariato rispetto al 31 dicembre 2022), includono: Rendimento Tipo di Data Data Prezzo Valore Valore ISIN Cedola lordo a Rating Finanziamento emissione scadenza emissione contabile nominale scadenza Fitch: Green Bond XS1981060624 1,88% 11/04/2019 11/04/2025 99,67% 1,93% 505.769 500.000 BBB\- Fitch: Green Bond XS2229434852 0,50% 11/09/2020 11/09/2027 99,21% 0,62% 497.267 500.000 BBB\- Fitch: Green Bond XS2229434852 0,50% 23/12/2020 11/09/2027 101,10% 0,33% 100.491 100.000 BBB\- Fitch: Green Bond XS2386650274 0,88% 15/09/2021 15/09/2031 99,75% 0,90% 498.423 500.000 BBB\- Totale 1.601.949 1.600.000 Il debito per prestiti obbligazionari è esposto al netto dei costi di commissioni e altri oneri accessori per l’accensione degli stessi per un valore di 7,0 milioni di Euro. Tali costi sono stati rilevati a conto economico negli oneri finanziari del 2023 secondo il metodo del costo ammortizzato per un ammontare pari a 2,0 milioni di Euro, corrispondente alla quota di competenze del periodo. Il valore contabile della passività finanziaria include circa 8,9 milioni di Euro di interessi maturati nel periodo. I Mutui e finanziamenti, pari a 333 milioni di Euro al 31 dicembre 2023 (249 milioni di Euro al 31 dicembre 2022) si riferiscono a tre Sustainable bilateral linked loan sottoscritti nel primo semestre 2023, come dettagliati nella tabella seguente. Si segnala che nel periodo sono stati rimborsati, alla loro naturale scadenza, i due Corporate loan bilaterali precedentemente in essere per un importo complessivo di 250 milioni di Euro. Valore Erogazione Tipo Finanziamento Scadenza Tasso Valore contabile nominale Sustainability bilateral linked IRS: Euribor 6M + 2023 28/02/2028 100.985 100.000 loans Spread Sustainability bilateral linked IRS: Euribor 6M + 2023 31/03/2028 131.735 130.000 loans Spread Sustainability bilateral linked IRS: Euribor 6M + 2023 02/05/2028 100.509 100.000 loans Spread Totale 333.229 330.000 I debiti sopra rappresentati sono rilevati al netto degli oneri accessori rilevati contabilmente con il metodo del costo ammortizzato (1,2 milioni di Euro) e comprensivi degli interessi maturati del periodo (4,4 milioni di Euro) calcolati senza tenere 160 conto delle oper azioni di copertura dei tassi di interesse. I Project Financing pari a 98 milioni di Euro al 31 dicembre 2023 (211 milioni di Euro al 31 dicembre 2022) si riferiscono a: • finanziamenti per 80 milioni di Euro, con scadenza finale prevista a novembre 2028, relativi alla costruzione di un parco solare tramite una Società di diritto italiano; • finanziamenti per 18 milioni di Euro, con scadenza finale prevista a dicembre 2038, erogati per la costruzione di un parco eolico tramite una Società di diritto tedesco. Il decremento è legato principalmente al rimborso anticipato dei Project financing relativi alle società ERG Eolica Fossa del Lupo e EW Orneta 2 SP Z.O.O. Tali debiti sono rilevati al netto degli oneri accessori rilevati contabilmente con il metodo del costo ammortizzato (0,3 milioni di Euro). I Project financing sono garantiti dall’asset sottostante. Si rimanda alla sezione seguente per un commento sui relativi eventuali Covenants e negative pledge. I Debiti verso banche pari a 134 milioni di Euro accolgono principalmente le posizioni a breve termine riferite a conti correnti di linee di finanziamento. I Debiti per leasing risultano pari a zero a seguito del riscatto anticipato dei contratti in essere nelle società fotovoltaiche acquisite in Italia nel corso del 2022 (saldo pari a 16 milioni di Euro al 31 dicembre 2022). Gli Altri debiti per la quota non corrente si riferiscono a componenti differite del corrispettivo di acquisizione di società operanti nel business eolico all’estero per circa 11 milioni di Euro, e per la quota corrente si riferiscono a componenti differite del corrispettivo di acquisizione di società operanti nel business solare all’estero per circa 21 milioni di Euro. Covenants e Negative pledge Si segnala che alla data di redazione del presente documento tutti i covenant dei finanziamenti di Gruppo risultano essere rispettati. I suddetti debiti finanziari contengono covenants tipici del mercato finanziario, che pongono limiti alla società finanziata in linea con la prassi di mercato prevalente per accordi analoghi. Tali contratti contengono anche negative pledge, clausole che prevedono in generale il divieto di costituire assets a garanzia di eventuali altri terzi finanziatori e tutelano il diritto del creditore sui beni rilasciati dal debitore come garanzia del rimborso del prestito. Per quanto concerne invece gli impegni e le garanzie rilasciate a favore dei finanziatori, queste si riferiscono principalmente: i) al privilegio speciale sui beni mobili ii) all’ipoteca sui beni immobili iii) al pegno sui conti correnti vincolati iv) al pegno sul 100% del capitale sociale (incluso il pegno del 100% del capitale sociale di eventuali società controllate). Nella tabella seguente si riporta un dettaglio dei parametri finanziari relativi ai finanziamenti/Project Financing del Gruppo. Remedies in Bilancio Bilancio Rispetto Project Financing/Finanziamenti Event of Default case of Event 2023 2022 covenant(s) of Default* HDSCR inferiore a 1,05x Project Financing ERG Eolica Fossa del Lupo S.r.l. n/a e FDSCR inferiore a n/a 1,05x HDSCR inferiore a 1,10x Project Financing EW Orneta 2 SP. Z.O.O. n/a n/a e LLCR inferiore a 1,10x Project Financing Windpark Linda GmbH HDSCR inferiore a 1,05X Historical Annual DSCR Project Financing Andromeda PV S.r.l. e Projected Annual DSCR superiori a 1,10x Corporate Loan giugno 2023 150.000.000 Euro Net Debt/Equity < 3,75x Corporate Loan marzo 2023 100.000.000 Euro n/a n/a Corporate Loan febbraio 2028 130.000.000 Euro n/a n/a Corporate Loan marzo 2028 100.000.000 Euro n/a n/a Corporate Loan maggio 2028 100.000.000 Euro n/a n/a LLCR: Loan Life Cover Ratio; Legenda: HDSCR: Historical Debt Service Coverage Ratio Presente FDSCR: Forecast Debt Service Coverage Ratio Non presente * Rimedi contrattualmente stabiliti che la Società può porre in essere per evitare il default. n/a Non applicabile 161 NOTA 34 \- PASSIVITÀ FINANZIARIE PER BENI IN LEASING Passività finanziare contabilizzate in accordo con il principio IFRS 16 pari a 172 milioni di Euro (157 milioni di Euro al 31 dicembre 2022) di cui 166 milioni di Euro (151 milioni di Euro al 31 dicembre 2022) a medio lungo termine e 6 milioni di Euro a breve termine (6 milioni di Euro al 31 dicembre 2022). La passività si riferisce al valore attuale dei pagamenti dovuti e non versati alla data di decorrenza del leasing incrementata degli interessi impliciti maturati su tale passività e diminuita dei pagamenti effettuati dell’esercizio. L’incremento si riferisce principalmente alla passività iscritta per le acquisizioni avvenute nell’esercizio. Per maggiori dettagli si rimanda alla Nota 44 - Business Combination e acquisizione di Asset. NOTA 35 \- PASSIVITÀ FINANZIARIE VALUTATE AL FAIR VALUE Impatto sulla Posizione (migliaia di Euro) 31/12/2023 31/12/2022 Finanziaria Netta Passività per Virtual Power Purchase Agreements 5.830 \- Totale parte non corrente 5.830 \- Fair value derivati di copertura dei tassi di cambio 2.349 \- Passività per Virtual Power Purchase Agreements 530 \- Debiti per derivati di copertura su commodities 3.030 76.644 Totale parte corrente 5.908 76.644 La quota non corrente, pari a 6 milioni di Euro comprende la quota a medio lungo termine del fair value negativo del VPPA in Spagna. La quota corrente pari a 6 milioni di Euro (77 milioni di Euro al 31 dicembre 2022) è costituita da: • i debiti riferiti al fair value negativo per strumenti di copertura su rischio prezzo commodities pari a circa 3 milioni di Euro, i quali non rientrano nella classificazione di passività finanziarie e pertanto non sono inclusi nella posizione finanziaria netta; • i debiti riferiti al fair value negativo per strumenti di copertura su rischio tasso di cambio EUR/USD, pari a circa 2 milioni di Euro, sottoscritto da ERG Power Generation S.p.A. nell’ambito dell’acquisizione negli Stati Uniti il cui Closing è previsto entro il primo semestre 2024; • la quota a breve dei debiti riferiti al fair value negativo del VPPA in Spagna acquisito nell’ambito della business combination Garnacha nel corso dell’esercizio, pari a circa 0,5 milioni di Euro. NOTA 36 \- PROVENTI (ONERI) FINANZIARI NETTI 2023 2022 Proventi Oneri Proventi Oneri (migliaia di Euro) Netto Netto finanziari finanziari finanziari finanziari Interessi attivi (passivi) bancari su conto corrente 18.486 (574) 17.912 2.020 (848) 1.172 Proventi (oneri) finanziari derivati su tassi \- differenziale 12.178 (1.717) 10.461 1.040 (3.234) (2.194) Interessi passivi su mutui/fin.ti verso terzi \- (30.863) (30.863) \- (18.126) (18.126) Interessi passivi su project financing \- (6.948) (6.948) \- (10.014) (10.014) Operazioni Liability management 1.851 (6.650) (4.799) \- (2.884) (2.884) Gestione liquidità/Costo del debito 32.515 (46.753) (14.238) 3.060 (35.106) (32.046) Proventi (oneri) finanziari diversi 9.607 (4.196) 5.411 10.213 (2.606) 7.607 Proventi (oneri) finanziari derivati \- delta fair value 155.299 (155.173) 126 61.925 (62.072) (147) Effetto rinegoziazione finanziamenti gain (loss) IFRS 9 \- (1.074) (1.074) 15 (3.379) (3.364) Costo ammortizzato su mutui, finanziamenti e project financing \- (2.478) (2.478) \- (3.279) (3.279) Oneri finanziari relativi alle passività per beni in leasing \- (7.166) (7.166) \- (5.391) (5.391) Differenze cambio 362 (380) (18) 409 (362) 47 Altri Proventi / (Oneri) 165.268 (170.468) (5.199) 72.562 (77.089) (4.527) Totale 197.783 (217.220) (19.437) 75.622 (112.195) (36.573) Gli Interessi passivi su mutui/finanziamenti verso terzi e gli Interessi passivi su project financing inclusi nel costo del debito rappresentano la parte degli oneri finanziari relativa agli interessi contrattuali, mentre il loro adeguamento al tasso di interesse effettivo è rappresentata dalle voci Effetto rinegoziazione finanziamenti gain (loss) IFRS 9 e Costo ammortizzato su mutui, finanziamenti e project financing. La variazione degli interessi passivi è riconducibile principalmente all’incremento significativo dei tassi di interesse rispetto all’esercizio comparativo. Tale variazione trova un’efficace copertura alla voce Proventi (oneri) finanziari derivati su tassi \- differenziale. Inoltre, la forte crescita dei tassi di interesse ha anche consentito di investire con dei rendimenti significativi e di remunerare la liquidità del Gruppo; i proventi di tali investimenti sono ricompresi alla voce Interessi attivi (passivi) bancari su conto corrente. La voce Operazioni Liability management include gli oneri straordinari legati alla chiusura di alcuni project financing di alcune società operative eoliche e solari, inclusi i relativi effetti di rinegoziazione su finanziamenti in applicazione dell’IFRS 9, oltre 162 all’estinzione parziale del fair value r elativo agli strumenti finanziari derivati, dove applicabile, a copertura dei tassi di interesse correlati. La voce netta Proventi (oneri) finanziari derivati \- delta fair value si riferisce alla variazione di fair value di alcuni strumenti finanziari derivati su commodities. I valori lordi dei proventi e degli oneri rappresentati riflettono l’operatività tecnica di acquisto e vendita e risultano di importo significativo per effetto della variabilità dello Scenario energetico. Si evidenzia che il risultato netto delle suddette operazioni è non significativo, in linea con gli obiettivi prefissati in policy e con gli anni precedenti. La voce Effetto rinegoziazione finanziamenti gain (loss) IFRS 9 si riferisce all’effetto dell’applicazione del principio contabile IFRS 9 relativo alla rinegoziazione dei finanziamenti in essere ed include i proventi finanziari e i relativi reversal sulle operazioni di ristrutturazione. Tale voce non è significativa per effetto della chiusura durante l’esercizio dei finanziamenti oggetto di rinegoziazione. NOTA 37 \- STRUMENTI FINANZIARI Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione Strumenti finanziari derivati Gli strumenti finanziari derivati, ivi inclusi quelli impliciti (cd. embedded derivative) oggetto di separazione dal contratto principale, sono attività e passività rilevate al fair value. Gli strumenti derivati, tra cui le operazioni a termine, in essere sono così classificati: 1) strumenti derivati definibili di copertura ai sensi dell’IFRS 9: in tale fattispecie sono incluse (i) le operazioni poste in essere a copertura dell’oscillazione di flussi finanziari (Cash Flow Hedge \- CFH) su tassi di interesse, tassi di cambio e commodity e (ii) le operazioni a copertura del fair value dell’elemento coperto (Fair Value Hedge \- FVH) su commodity (prezzo e cambio); 2) operazioni a termine e strumenti derivati non definibili di copertura ai sensi dell’IFRS 9, rispondenti ai requisiti di compliance con le politiche aziendali di gestione del rischio su tassi di cambio e su commodity energetiche. Il Gruppo effettua il basis adjustment, riclassificando il risultato efficace della copertura a rettifica del valore di prima iscrizione dell’oggetto coperto, in caso di coperture di Cash Flow Hedge di elementi non finanziari. Per tutte le coperture di flussi finanziari, comprese quelle delle operazioni che comportano la rilevazione di un'attività o una passività non finanziaria, gli importi accumulati nella riserva di copertura dei flussi finanziari sono stati riclassificati nell'utile/(perdita) dell’esercizio nello stesso esercizio o negli stessi esercizi in cui i flussi finanziari futuri attesi coperti hanno un effetto sull'utile/(perdita). Il Gruppo analizza tutti i contratti di acquisto o vendita di attività non finanziarie, con particolare attenzione agli acquisti o vendite a termine di elettricità e commodity energetiche, al fine di determinare se gli stessi debbano essere classificati e trattati conformemente a quanto previsto dall’ IFRS 9 o se sono stati sottoscritti per “own use exemption”. Gerarchia del Fair Value secondo l’IFRS 13 Nella valutazione del fair value di un’attività o una passività, il Gruppo si avvale per quanto possibile di dati di mercato osservabili. I fair value sono distinti in vari livelli gerarchici in base ai dati di input utilizzati nelle tecniche di valutazione, come illustrato di seguito. • Livello 1: prezzi quotati (non rettificati) su mercati attivi per attività o passività identiche. • Livello 2: dati di input diversi dai prezzi quotati di cui al Livello 1 che sono osservabili per l’attività o la passività, sia direttamente (prezzi), sia indirettamente (derivati dai prezzi). • Livello 3: dati di input relativi all’attività o alla passività che non sono basati su dati di mercato osservabili. I l Gruppo rileva i trasferimenti tra i vari livelli della gerarchia del fair value data dell’evento o del cambiamento delle circostanze che ha determinato il trasferimento nel quale il trasferimento ha avuto luogo. Le stime e le assunzioni sono riviste periodicamente e gli effetti di ogni variazione sono riflessi a conto economico nell’esercizio in cui la variazione è avvenuta. Nella seguente tabella sono esposti, per ogni attività e passività finanziaria, il valore contabile ed il fair value. Sono escluse le informazioni sul fair value delle attività e delle passività finanziarie non valutate al fair value, quando il valore contabile rappresenta una ragionevole approssimazione del fair value. Attività Fair value \- Strumenti finanziarie Strumenti Altre passività Totale Valore Livello Livello 31/12/2023 FVTPL \- valutate al Fair value Livello 2 di finanziarie Contabile 1 3 altri costo copertura ammortizzato Partecipazioni -1.562 \- \- 1.562 1.562 -1.562 \- Altri crediti finanziari non correnti --48.014 -48.014 48.014 -48.014 \- Interest rate swap di copertura 47.976 \- \- \- 47.976 47.976 -47.976 \- Derivati su commodities* 3.199 11.779 \- \- 14.978 14.978 11.779 3.199 \- Virtual Power Purchase Agreements 17.768 \- \- \- 17.768 17.768 \- \- 17.768 Altri crediti finanziari correnti \- \- 257.722 -257.722 257.722 -257.722 \- Crediti commerciali \- \- 157.895 -157.895 157.895 --\- Altri crediti \- \- 117.638 -117.638 117.638 -117.638 \- Disponibilità liquide \- \- 467.568 -467.568 467.568 --\- Totale attività 68.943 13.341 1.048.837 -1.131.120 1.131.120 Mutui e finanziamenti \- \- \- 333.229 333.229 337.396 -337.396 \- Prestiti Obbligazionari \- \- 1.601.949 1.601.949 1.666.722 -1.666.722 \- Project Financing no recourse \- \- \- 98.071 98.071 102.306 -102.306 \- Debiti verso banche a breve \- \- \- 136.016 136.016 136.016 -136.016 \- Debiti finanziari \- \- \- 32.983 32.983 32.983 -32.983 \- Derivati su tassi di cambio 2.349 \- \- \- 2.349 2.349 -2.349 \- Derivati su commodities* -11.792 \- \- 11.792 11.792 11.792 \- \- Virtual Power Purchase Agreements 6.360 \- \- \- 6.360 6.360 \- \- 6.360 Debiti commerciali \- \- 122.038 -122.038 122.038 \- \- \- Altri debiti \- \- \- 70.105 70.105 70.105 -70.105 \- Totale passività 8.709 11.792 122.038 2.272.353 2.414.891 2.488.066 (*) la voce non include il fair value dei Futures per cui è previsto il cash settlement anche delle open position (per cui il relativo fair value non è rinvenibile nel prospetto della situazione patrimoniale finanziaria in quanto già regolato) per un importo pari a circa 1 milione di Euro. 163 Al fine di determinare il valore di mercato di questi strumenti, ERG utilizza vari modelli di misurazione e di valutazione, di cui viene indicato un riepilogo nella tabella sottostante: Modello di Strumento di Gerarchia Tipologia Strumento Dati di mercato utilizzati Data provider pricing calcolo IFRS 7 Interest Rate Swap Discounted \- MS Excel - Tassi di deposito (Euribor) Refinitiv Eikon Level 2 Cash Flow \- FINCAD XL - Tassi swap Derivati su tasso di Interest Rate Option Black & Scholes \- MS Excel - Tassi di deposito (Euribor) interesse Refinitiv Eikon (Cap, Floor) \- FINCAD XL - Tassi swap Level 2 - Volatilità implicita tassi Commodity Swap Discounted \- MS Excel - Quotazioni spot ufficiali Refinitiv Eikon Level 2 Cash Flow \- FINCAD XL delle commodity di riferimento Commodity Future Strumento \- Quotazioni ufficiali di EEX quotato chiusura (settlement prices) \- Level 1 via Refinitiv Eikon Fonte: EEX Contract for Difference Discounted - PUN forward quotato sul EEX \- MS Excel (CfD) Cash Flow mercato OTC via Refinitiv Eikon Level 2 - Curva zero coupon Derivati su \- FINCAD XL Refinitiv Eikon sull’Euro commodity - Quotazioni spot/forward Discounted ufficiali delle commodity di Cash Flow riferimento Virtual Power Purchase \- MS Excel - Volatilità storica delle 9Metodo Refinitiv Eikon Level 3 Agreement (VPPA)\- FINCAD XL commodity di riferimento Monte Carlo - Curva a zero coupon della (valutazione valuta di riferimento opzioni) - Cambi spot BCE - Tassi di interesse a breve (deposit rates) e a medio/lungo Compravendita a Derivati su tasso di Discounted \- MS Excel termine swap rates) per termine (Outright, FX Refinitiv Eikon Level 2 cambio Cash Flow \- FINCAD XL entrambe le divise di Forward) riferimento. - Cambi spot BCE NOTA 38 \- INFORMATIVA SUI RISCHI FINANZIARI Tra i principali rischi identificati e attivamente gestiti dal Gruppo ERG si riportano i seguenti: • il Rischio di credito, col quale si evidenzia la possibilità di insolvenza (default) di una controparte o l’eventuale deterioramento del merito creditizio assegnato; • il Rischio di mercato, derivante dall’esposizione alle fluttuazioni, dei tassi di interesse, dei tassi di cambio, nonché dalla variazione dei prezzi dei prodotti venduti e degli acquisti di materie prime (rischio volatilità prezzo commodity); • il Rischio di liquidità, che esprime il rischio che le risorse finanziarie disponibili risultino insufficienti a mantenere i propri impegni di pagamento. Il Gruppo ERG attribuisce grande importanza alla identificazione e misurazione dei rischi e ai connessi sistemi di controllo, in modo da poter garantire una gestione efficiente dei rischi assunti. Coerentemente con tale obiettivo, è stato adottato un sistema di Risk Management avanzato che garantisce, nel rispetto delle politiche esistenti in materia, l’individuazione, la misurazione e il controllo a livello centrale per l’intero Gruppo del grado di esposizione ai singoli rischi. La funzione Group Risk Finance & Corporate Finance assicura la coerenza con i limiti di rischio assegnati e fornisce adeguato supporto con le proprie analisi, sia alle singole società controllate sia al Risk Committee e all’Alta Direzione della Capogruppo, per le decisioni di tipo strategico. Rischio di credito L’esposizione al rischio di credito, insito nella probabilità che una determinata controparte non riesca a far fronte alle proprie obbligazioni contrattuali, viene gestita attraverso opportune analisi e valutazioni anche supportate da primari provider sull’analisi del rischio credito, attribuendo ad ogni controparte un rating interno (Internal Based Rating, indice sintetico di valutazione del merito creditizio). La classe di rating fornisce una stima della probabilità di insolvenza (default) di una determinata controparte da cui dipende il grado di affidamento assegnato, che viene puntualmente monitorato e che non deve mai essere superato. La scelta delle controparti relativamente sia al business industriale sia alle negoziazioni finanziarie sottostà alle decisioni del Credit Committee le cui scelte sono supportate dalle analisi del merito creditizio. Anche il rischio di concentrazione, in particolare per cliente, viene monitorato continuamente senza aver mai presentato situazioni di allerta, anche in considerazione delle caratteristiche della clientela del settore in cui il Gruppo opera. Al 31 dicembre 2023, l’esposizione massima al rischio di credito su crediti commerciali, suddivisa per regione geografica, è la seguente: 9 Trattandosi di strumenti con delivery mediamente superiori a 10 anni, qualora per le scadenze a lungo termine fossero assenti quotazioni di prezzi facilmente individuabili nel mercato attivo e quindi si debba replicare il prezzo dell’ultima scadenza disponibile, viene stimato il fair value alla data di rilevazione iniziale, senza alcun impatto contabile in bilancio, e a ogni data di chiusura si rileva la differenza tra il fair value alla data di valutazione e quello stimato alla data di sottoscrizione del contratto. 164 (migliaia di Euro) 31/12/2023 31/12/2022 Italia 80.308 118.490 Francia 33.002 17.198 Germania 7.726 9.485 Bulgaria 1.944 4.965 Polonia 6.541 21.381 Romania 20.310 21.868 UK 4.545 7.694 Svezia 613 \- Spagna 2.905 1.383 Totale 157.894 202.465 La tabella sottostante fornisce informazioni circa l’esposizione del Gruppo ERG al rischio di credito a fine esercizio, mediante classificazione dei crediti (vedi Nota 6 \- Crediti Commerciali) in funzione del merito creditizio corrispondente ai rating assegnati dall’information provider internamente assegnati. (migliaia di Euro) 31/12/2023 31/12/2022 Valutazione AAA 4.924 9.485 Valutazione AA+ /AA\- 8.108 24.892 Valutazione A\+ /A\- 8.008 20.073 Valutazione BBB+ / BBB\- 64.803 51.655 Valutazione BB+ / BB\- 45.174 76.625 Valutazione B\+ / B\- 18.226 205 Valutazione CCC 371 652 Valutazione CC 3.990 \- Totale 153.605 183.587 In relazione ai crediti non oggetto di svalutazione il Gruppo assegna a ciascuna esposizione una classe di rating creditizio che fornisce una previsione del rischio di perdita e considera la comprovata esperienza nel valutare i crediti. Le classi di rating creditizio vengono definite utilizzando fattori qualitativi e quantitativi indicanti il rischio di inadempimento. La tabella seguente mostra l’esposizione al rischio di credito e le perdite attese sui crediti commerciali al 31 dicembre 2023 non scaduti (rispetto alla tabella di cui sopra il valore contabile è iscritto al netto di poste iscritte nel passivo a rettifica dei crediti e dei crediti già incassati alla data del presente documento). Percentuale di perdita Fondo (migliaia di Euro) Valore contabile medio ponderata* svalutazione Valutazione AAA 4.924 0,02% 1 Valutazione AA+ /AA\- 8.108 0,04% 3 Valutazione A\+ /A\- 8.008 0,11% 9 Valutazione BBB+ / BBB\- 64.803 0,11% 73 Valutazione BB+ / BB\- 45.174 0,15% 70 Valutazione B\+ / B\- 18.226 0,47% 85 Valutazione CCC 371 0,97% 4 Valutazione CC 3.990 1,37% 55 Totale 153.605 299 * parametro valutato per ogni Paese sulla base della Probabilità di Default (PD) e della perdita statisticamente rilevata a fronte dei crediti in default (LGD). Si segnala, infine, che l’impatto del rischio credito sulle esposizioni liquide bancarie è valutato a circa 0,3 milioni di Euro al 31 dicembre 2023 (0,2 milioni di Euro al 31 dicembre 2022). Rischio di liquidità Si identifica con il rischio che le risorse finanziarie possano non essere sufficienti a coprire tutti gli obblighi in scadenza. A oggi il Gruppo ERG garantisce con la generazione di flussi di cassa e con la disponibilità di linee di credito messe a disposizione da controparti diverse, l’adeguata copertura dei propri fabbisogni finanziari. Le seguenti tabelle riassumono il profilo temporale delle passività finanziarie del Gruppo, comprensive di interessi, al 31 dicembre 2023 e al 31 dicembre 2022 sulla base dei pagamenti contrattuali non attualizzati ed il relativo valore contabile. 165 31/12/2023 Maturity dei debiti superiorValore inferiore a 3 da 3 a 12 da 1 a 5 Totale Su richiesta e a 5 Contabile mesi mesi anni (migliaia di Euro) anni Obbligazioni emesse 1.601.949 1.666.722 \- \- 17.029 1.136.385 513.307 Mutui e finanziamenti 333.229 385.130 \- 5.913 11.030 368.187 \- Project Financing no recourse 98.071 114.715 \- 8.969 12.071 80.420 13.254 Debiti verso banche a breve 136.016 136.016 \- 50.690 85.326 \- \- Altri debiti 32.983 32.983 \- \- 22.176 10.807 \- Debiti commerciali 122.038 122.038 57.632 64.406 \- \- \- Totale passività finanziarie non derivate 2.324.286 2.457.604 57.632 129.978 143.633 1.595.800 526.561 Virtual Power Purchase Agreements 6.360 6.360 \- 133 398 2.120 3.710 Derivati rischio tasso di cambio 2.349 2.349 \- \- 2.349 \- \- Derivati rischio prezzo Commodities 3.030 3.030 \- 3.030 \- \- Totale Passività finanziarie derivate 11.738 11.738 \- 133 5.776 2.120 3.710 31/12/2022 Maturity dei debiti Valore Su inferiore a da 3 a 12 da 1 a 5 superiore a Totale (migliaia di Euro) Contabile richiesta 3 mesi mesi anni 5 anni Obbligazioni emesse 1.600.013 1.683.705 \- \- 16.983 1.148.967 517.755 Mutui e finanziamenti 249.438 253.211 \- 101.798 151.413 \- \- Project Financing no recourse 211.352 274.751 \- 9.598 38.571 170.693 55.889 Debiti per leasing 16.009 16.009 \- \- 16.009 \- \- Debiti verso banche a breve 49.674 49.674 \- \- 49.674 \- \- Altri debiti 13.802 13.802 \- \- 11.835 1.967 \- Debiti commerciali 123.002 123.002 25.830 97.172 \- \- \- Totale passività finanziarie non derivate 2.263.290 2.414.154 25.830 208.568 284.485 1.321.627 573.644 Derivati rischio prezzo Commodities 76.644 76.644 \- 76.644 \- \- Totale Passività finanziarie derivate 76.644 76.644 \- \- 76.644 \- - Rischio di mercato Comprende il rischio di cambio, il rischio di tasso di interesse e il rischio prezzo delle commodity. La gestione di tali rischi è disciplinata dalle linee guida indicate nella Policy di Gruppo e da procedure interne all’area Finance. Inoltre, sono state sviluppate specifiche politiche e procedure di risk management, basate sulle best practice di settore, per la continua misurazione dei livelli di esposizione al rischio rispetto ad un valore di Risk Capital allocato dalla capogruppo. Rischio di mercato \- tasso di interesse Identifica la variazione dell’andamento futuro dei tassi di interesse che potrebbero determinare maggiori costi per il Gruppo. Il contenimento del rischio di tasso viene perseguito mediante l’utilizzo di contratti derivati come Interest Rate Swap e Interest Rate Option (plain vanilla). Indebitamento finanziario lordo dic-23 dic-22 (nominale) - composizione tasso (milioni di Euro) Nominale % Nominale % a tasso fisso 1.697 84% 1.728 83% a tasso variabile coperto 0 0% 231 11% a tasso variabile 330 16% 122 6% Totale indebitamento lordo 2.027 100% 2.081 100% La seguente tabella rappresenta l’impatto sull’utile ante imposte (a causa di variazioni del fair value delle attività e delle passività finanziarie) e sul patrimonio netto di Gruppo (dovuto a variazioni del valore equo degli strumenti derivati in cash flow hedge) del cambiamento del tasso di interesse del +/-1%, mantenendo fisse tutte le altre variabili. Impatto a Conto economico (milioni di Euro) 2023 2022 Shock-up (variazione tasso di interesse +1%) 1,5 2,6 Shock-down (variazione tasso di interesse -1%) 0,4 1,3 Impatto a patrimonio netto 166 (milioni di Euro) 2023 2022 Shock-up (variazione tasso di interesse +1%) 19,3 15,0 Shock-down (variazione tasso di interesse -1%) (20,7) (16,2) Rischio di mercato \- commodity Il rischio prezzo delle merci è insito nella variazione inattesa dei prezzi delle materie prime, dell’approvvigionamento dei servizi, dei prodotti finiti e dei servizi immessi sul mercato per la vendita. Il Gruppo pone in essere tutte le strategie di gestione dei rischi necessarie al fine di non incorrere in danni economici derivanti dalla volatilità del prezzo di vendita e acquisto dell’Energia Elettrica e dalle fluttuazioni del Clean Spark Spread. dic-23 Nominale di Nominale di in migliaia di Mwh Totale Copertura Trading Future 165 165 CFD 131 1.372 1.504 VPPA 4.314 \- 4.314 Totale 5.9824.610 1.372 Le tabelle sotto riportate forniscono il dettaglio degli strumenti finanziari derivati legati a diverse tipologie di commodities e rappresentano, a fronte di ragionevoli cambiamenti dei prezzi, mantenendo fisse tutte le altre variabili, l’impatto sulle variazioni dell’utile ante imposte (a causa di variazioni del fair value delle attività e delle passività finanziarie) e del patrimonio netto di Gruppo (dovuto a variazioni del valore equo degli strumenti derivati in cash flow hedge) del cambiamento del prezzo delle commodity del +/-25%. Impatto a conto economico (milioni di Euro) 2023 2022 Shock-up (variazione prezzo commodities +25%) (0,0) (6,9) Shock-down (variazione prezzo commodities -25%) (0,0) 6,9 Impatto a PN (milioni di Euro) 2023 2022 Shock-up (variazione prezzo commodities +25%) (28,3) (19,5) Shock-down (variazione prezzo commodities -25%) 32,6 19,5 Rischio di mercato \- tasso di cambio Identifica la variazione inattesa futura dei tassi di cambio che potrebbero determinare maggiori costi per il Gruppo (rischio transattivo), oppure impatti sul bilancio consolidato per effetto della conversione di attività e passività di imprese che redigono il bilancio in altra valuta (rischio traslativo). La gestione del rischio di tasso di cambio consiste principalmente nella sua accettazione, in considerazione della ridotta esposizione che il Gruppo ha alla data di approvazione della presente politica. Sono in essere livelli di warning e l’eventuale utilizzo di strumenti finanziari derivati per la copertura del rischio. Il Gruppo adotta inoltre una strategia basata sul perseguimento di un bilanciamento tra asset e liabilities in valuta, minimizzando quindi l’esposizione netta, e finanziando a M/L termine in valuta locale gli investimenti, la cui redditività e flussi di cassa sono prevalentemente espressi in tale valuta. In caso di operazioni straordinarie può essere necessario proteggersi dalla variabilità del tasso di cambio tra la data di decisione di stipulare una attività finanziaria (coincidente con la negoziazione di uno strumento derivato) e l’effettiva stipula di tale attività finanziaria, quando ritenuta altamente probabile. dic-23 Nominale di Nominale di in milioni di Euro Totale Copertura Trading Forward 246 - 246 Totale 246 - 246 Le tabelle sotto riportate forniscono il dettaglio degli strumenti finanziari derivati legati al tasso di cambio EUR/USD e rappresentano, a fronte di ragionevoli cambiamenti dei prezzi, mantenendo fisse tutte le altre variabili, l’impatto sulle variazioni dell’utile ante imposte (a causa di variazioni del fair value delle attività e delle passività finanziarie) e del patrimonio netto di Gruppo (dovuto a variazioni del valore equo degli strumenti derivati in cash flow hedge) del cambiamento del tasso di cambio del +/-10%. 167 Impatto a conto economico (milioni di Euro) 2023 2022 Shock-up (variazione tasso di interesse +10%) (0,2) \- Shock-down (variazione tasso di interesse -10%) 0,2 \- Impatto a PN (milioni di Euro) 2023 2022 Shock-up (variazione tasso di interesse +10%) (14,6) \- Shock-down (variazione tasso di interesse -10%) 22,1 - Strumenti derivati utilizzati Le principali tipologie di strumenti derivati adottati nella gestione dei rischi finanziari, con il solo fine di copertura, sono i seguenti: Opzioni: contratto con il quale una delle parti, pagando un corrispettivo (premio) all’altra, acquista il diritto di comprare (call option) o di vendere (put option), a una data futura, un certo quantitativo di strumenti finanziari (sottostante) a un prezzo stabilito (prezzo di esercizio); Forward o contratti a termine: prevedono l’acquisto o la vendita tra due parti di un determinato bene (sottostante) a una data futura e a un prezzo prefissato al momento della stipula del contratto; rientrano in questa categoria anche i contratti futures, che a differenza dei contratti forward, sono standardizzati, negoziati in lotti e per scadenze predeterminate all’interno di mercati regolamentati. Swap/CfD (Contract for Difference): contratto che determina tra due parti lo scambio di flussi di pagamenti a date certe. I pagamenti possono essere espressi nella stessa valuta o in valute differenti e il loro ammontare è determinato in relazione a un sottostante. Gli strumenti derivati perfezionati da ERG e volti a fronteggiare l’esposizione ai rischi finanziari in essere al 31 dicembre 2023 sono: Derivati su tasso di interesse • strumenti di tipo Interest Rate Option che consentono di fissare dei limiti superiori (cap) e inferiori (floor) alle oscillazioni del tasso di interesse relativamente a finanziamenti indicizzati a un tasso variabile; • strumenti di tipo Interest Rate Swap, inclusi gli strumenti Prehedge, per ricondurre al profilo di rischio ritenuto più opportuno i prestiti bancari a tasso fisso e variabile. Gli IRS prevedono che le controparti, con riferimento a un valore nozionale definito e a scadenze temporali prefissate, scambino tra loro flussi di interesse calcolati in relazione a tassi fissi o a parametri di tasso variabile in precedenza concordati; Derivati su commodity • strumenti di tipo CfD, utilizzati per la gestione del rischio volatilità del prezzo dell’energia elettrica; tale strumento consente di acquistare o di vendere in maniera sintetica quantità di energia elettrica liquidando a scadenza il differenziale tra il prezzo concordato e quello di mercato rilevato nel periodo di riferimento; • strumenti di tipo Future utilizzati per la gestione del rischio volatilità del prezzo dell’energia elettrica; tale strumento consente di acquistare o vendere un determinato ammontare di energia ad un certo prezzo in un periodo futuro prestabilito. Gli strumenti future utilizzati hanno sia scadenze mensili che a cascata (annuali, semestrali, trimestrali, ecc.); • contratti sull’energia elettrica con consegna fisica, sono stipulati sul mercato dell’energia all’ingrosso e valutati al fair value in quanto parte di operazioni di compravendita con contropartita strumenti finanziari derivati; • contratti di Power Purchase Agreement di tipo finanziario o “virtuale” (VPPA), stipulati al fine di stabilizzare la struttura di ricavo con controparti per cui alle date di delivery avviene lo scambio di un pagamento sulla base del prezzo definito nel contratto verso un prezzo variabile, senza il trasferimento fisico dell’energia elettrica sottostante. Derivati su tassi di cambio • contratti a termine su valuta (outright forward), utilizzati per immunizzarsi dalla variabilità del cambio tra la data di decisione di stipulare una attività finanziaria (coincidente con la negoziazione del derivato oggetto della presente HDR) e l’effettiva stipula di tale attività finanziaria. Hedge accounting Il Gruppo utilizza gli strumenti finanziari derivati per coprire la propria esposizione ai rischi di tasso d’interesse e rischio prezzo materie prime. Inoltre, qualsiasi derivato incorporato in un contratto ibrido viene separato e valutato al fair value, quando il contratto derivato soddisfa la definizione di derivato e non è strettamente correlato al contratto primario. 168 All'inizio della relazione di copertura designata, il Gruppo documenta gli obiettivi nella gestione del rischio e la strategia nel l'effettuare la copertura, nonché il rapporto economico tra l'elemento coperto e lo strumento di copertura e se si prevede che le variazioni delle disponibilità liquide dell'elemento coperto e dello strumento di copertura si compenseranno tra loro. Quando uno strumento finanziario derivato è designato come strumento di copertura dell’esposizione alla variabilità dei flussi finanziari, la parte efficace delle variazioni del fair value dello strumento finanziario derivato viene rilevata nel Prospetto di conto economico complessivo e presentata nella riserva di copertura dei flussi finanziari. La parte efficace delle variazioni di fair value dello strumento finanziario derivato che viene rilevata nel Prospetto di conto economico complessivo è limitata alla variazione cumulata del fair value dello strumento coperto (al valore attuale) dall'inizio della copertura. La parte inefficace delle variazioni di fair value dello strumento finanziario derivato viene rilevata immediatamente nell’utile/(perdita) dell’esercizio. In una relazione di copertura, il Gruppo designa come strumento di copertura solo la variazione del fair value dell'elemento a pronti del contratto a termine come strumento di copertura in una relazione di copertura dei flussi finanziari. Se la copertura cessa di soddisfare i criteri di ammissibilità o lo strumento di copertura è venduto, giunge a scadenza o è esercitato, la contabilizzazione delle operazioni di copertura cessa prospetticamente. Quando cessa la contabilizzazione delle operazioni di copertura per le coperture di flussi finanziari, l'importo accumulato nella riserva di copertura dei flussi finanziari rimane nel patrimonio netto fino a quando, nel caso di copertura di un'operazione che comporta la rilevazione di un'attività o una passività non finanziaria, è incluso nel costo dell'attività o della passività non finanziaria al momento della rilevazione iniziale o, nel caso delle altre coperture di flussi finanziari, è riclassificato nell'utile/(perdita) dell’esercizio nello stesso periodo o negli stessi periodi in cui i flussi finanziari futuri attesi coperti hanno un effetto sull'utile/(perdita) dell’esercizio. Se non si prevedono più futuri flussi finanziari coperti, l'importo deve essere riclassificato immediatamente dalla riserva per la copertura di flussi finanziari e dalla riserva per i costi della copertura nell'utile/(perdita) dell’esercizio. Una relazione di copertura risulta efficace se e solo se rispetta i seguenti requisiti: esistenza di una relazione economica tra lo strumento di copertura e l’elemento coperto; il rischio di credito non è dominante rispetto alle variazioni di valore; e il rapporto di copertura (c.d. “hedge ratio”) è il medesimo utilizzato per finalità di risk management ovvero la quantità coperta dell’elemento oggetto di copertura e la quantità dello strumento di copertura utilizzata per coprire l’elemento coperto. Il Gruppo procede a effettuare il basis adjustment, riclassificando il risultato efficace della copertura a rettifica del valore di prima iscrizione dell’oggetto coperto, in caso di coperture di cash flow hedge di elementi non finanziari. Tuttavia, per tutte le coperture di flussi finanziari, comprese quelle delle operazioni che comportano la rilevazione di un'attività o una passività non finanziaria, gli importi accumulati nella riserva di copertura dei flussi finanziari sono stati riclassificati nell'utile/(perdita) dell’esercizio nello stesso periodo o negli stessi periodi in cui i flussi finanziari futuri attesi coperti hanno un effetto sull'utile/(perdita). R iepilogo degli strumenti derivati utilizzati Gli strumenti derivati perfezionati da ERG, volti a fronteggiare l’esposizione al rischio transattivo sul prezzo delle commodities e al rischio di variazione dei tassi di interesse, al 31 dicembre 2023 sono i seguenti: 31 dicembre 2023 valore di nozionale Fair Value Scadenza Scadenza da 1 anno Scadenza oltre Totale Nominale Attivo Passivo 1 anno a 5 anni 5 anni (Milioni di Euro) Gestione del rischio sul tasso di interesse \- Cash flow hedge0 330 0 330 48,0 0,0 migliaia di Mwh Gestione del rischio sul prezzo delle commodity \- Cash flow hedge425 1.576 2.609 4.610 21,0 7,1 \- Trading724 648 0 1.372 11,8 11,8 (Milioni di Euro) Gestione del rischio sul tasso di cambio \- Cash flow hedge246 0 0 246 0,0 2,3 Totale strumenti derivati 80,7 21,3 \- di cui in Cash flow Hedge68,9 9,5 \- di cui non in Cash flow Hedge11,8 11,8 Con riferimento all’impatto sul conto economico complessivo degli strumenti derivati di copertura si rimanda al Prospetto di Conto Economico Complessivo. 169 N OTA 39 \- GARANZIE, IMPEGNI E RISCHI Fideiussioni prestate (812 milioni di Euro) Si tratta principalmente di garanzie rilasciate a favore di terzi, anche per conto di società del Gruppo, garantite dalla capogruppo ERG S.p.A. per le quali si rimanda a quanto dettagliato nel Bilancio Separato. Altre Garanzie e impegni prestati (13 milioni di Euro) Le altre garanzie ed impegni prestati si riferiscono principalmente ad impegni correlati ai sistemi informativi di Gruppo. VI. FISCALITA’ NOTA 40 \- IMPOSTE SUL REDDITO Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione Imposte correnti Le imposte correnti sono rilevate in base ad una previsione dell'onere di pertinenza dell’esercizio, tenendo anche conto degli effetti relativi all’adesione al Consolidato fiscale della maggior parte delle società del Gruppo. Il Gruppo ha determinato che gli interessi e le penali relativi alle imposte sul reddito, compresi i trattamenti contabili da applicare alle imposte sui redditi di natura incerta, sono contabilizzati in conformità allo IAS 37 Fondi, Passività potenziali e attività potenziali in quanto non soddisfano la definizione di imposte sul reddito. L'ammontare delle imposte dovute o da ricevere, determinato sulla base delle aliquote fiscali vigenti o sostanzialmente in vigore alla data di chiusura dell’esercizio, include anche la miglior stima dell'eventuale quota da pagare o da ricevere che è soggetta a fattori di incertezza. Si segnala che l’aliquota utilizzata per il calcolo delle imposte correnti per le società italiane è pari all’aliquota nominale IRES (24%) maggiorata, ove previsto, dell’aliquota IRAP (3,90% \- 4,82% - 5,57%). Di seguito le aliquote relative alle società estere consolidate integralmente: Francia 25%; Germania 26,6% \- 32,2%; UK 19% (25% dal 1° aprile 2023); Romania 16%; Polonia 19%; Bulgaria 10% (15% dal 1° gennaio 2024 per i gruppi soggetti al Pillar 2); Svezia 20,6%; Spagna 25%. I l 22 dicembre 2022 è stato pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale dell'Unione Europea il testo della Direttiva 2022/2523/Ue, che prevede il recepimento nella legislazione comunitaria della disciplina della tassazione minima globale ("Global Minimum top-up Tax”) prevista dal Pillar 2 elaborato dall'OCSE nell'ambito dell'Action 1 del progetto BEPS ("Base Erosion and Profit Shifting”). L'obiettivo della Direttiva è quello di limitare la concorrenza fiscale dannosa tra gli Stati, fissando al 15% il livello minimo di tassazione effettiva (Effective Tax Rate \- ETR), a livello aggregato per singolo Stato, tramite l'applicazione di un’eventuale imposta integrativa (Top-Up-Tax, TUT). In base a quanto disposto dalla Direttiva, la nuova normativa deve essere recepita nell’ordinamento degli Stati membri dell’Unione Europea entro il 31 dicembre 2023 ed entra in vigore a partire dall’anno di imposta 2024. In Italia, la Direttiva 2022/2523/Ue è stata recepita nell’ordinamento nazionale con il Decreto Legislativo 27 dicembre 2023, n 209, entrato in vigore il 29 dicembre 2023. Nel corso dell’esercizio, in Bulgaria, unico Paese in cui il Gruppo opera con un Effective Tax rate inferiore al 15%, è stata introdotta, a partire dal 2024, una "Qualified Domestic Minumum Tax", che ha adeguato il livello di tassazione minima al 15% per i gruppi soggetti al Pillar 2. Il Gruppo ha adeguato, già a partire dal presente esercizio, l’aliquota al 15% sulla fiscalità differita relativa alla “Qualified Domestic Minumum Tax” in Bulgaria, con un impatto complessivo di maggiori passività per imposte differite per 0,5 milioni di Euro. Si segnala infine che se in Bulgaria la normativa fiscale che recepisce l’aliquota fiscale effettiva al 15% fosse entrata in vigore dal 1° gennaio 2023, l’impatto per il Gruppo sulle imposte sul reddito del periodo sarebbe stato di circa 0,5 milioni di Euro. P er quanto riguarda il dettaglio delle Imposte differite, si rimanda a quanto commentato nelle Note successive. er quanto riguarda (migliaia di Euro) il dettaglio delle Imposte differite, si rimanda a quanto commentato nelle Note successive. 2023 2022 Variazione Imposte correnti sul reddito 45.513 143.837 (99.324) Imposte esercizi precedenti (2.358) 1.458 (3.816) Imposte differite e anticipate 30.908 (47.726) 78.634 TOTALE 74.063 97.569 (23.506) Si ricorda che i valori comparativi relativi all’esercizio 2022 includevano gli effetti del “Contributo extraprofitti” introdotto dal D.L. 21/2022 e del “Contributo di solidarietà temporaneo” introdotto dalla Legge di Bilancio 2023 i cui impatti totali sono stati pari a circa 56 milioni di Euro per le attività continue. Si riporta di seguito la riconciliazione dell’onere fiscale teorico con le imposte iscritte in Bilancio: 170 (migliaia di Euro) 2023 2022 Risultato prima delle imposte 290.137 186.535 Risultato operativo 304.183 220.814 Onere fiscale teorico (IRES) 69.633 24% 44.768 24% Onere fiscale teorico (IRAP) 15.209 5% 11.041 5% Totale onere fiscale teorico 84.842 55.809 Impatti: Effetto fiscale sulle variazioni permanenti 6.189 (860) Effetto Beneficio ROL (1.935) (4.281) Impatto ACE (Aiuto Crescita Economica) (11.904) (9.036) Effetto diversa aliquota su società estere (10.005) (6.970) Effetto imponibile negativo IRAP 3.282 8.703 Effetti fiscali relativi a esercizi precedenti (2.302) 1.458 Effetto Imposte sostitutive 2.887 6.487 Effetto Contributo solidarietà e contributo straordinario D.L. 21/2022 \- 55.701 Global Minimum top-up Tax (Pillar 2) 459 \- Altre motivazioni 2.548 (9.442) Totale impatti (10.780) 41.760 Totale Imposte sul reddito 74.063 97.569 NOTA 41 \- ATTIVITÀ E PASSIVITÀ PER IMPOSTE CORRENTI 31/12/2023 31/12/2022 Attività per Passività Attività per Passività per imposte per imposte imposte imposte correnti correnti correnti correnti Italia 23.405 (8.087) 23.982 (25.047) Francia 3.531 (7.403) 3.628 (2.391) Germania 2.625 (18.270) 3.129 (21.043) Spagna 3.860 (4.605) \- \- Polonia 715 (334) 36 (223) Romania 160 (814) 194 \- UK -(704)-(1.348)Bulgaria 424 \- 2.030 (2.260)Totale 34.721 (40.216) 32.999 (52.311) Le Attività per imposte correnti, pari a 35 milioni di Euro (33 milioni di Euro al 31 dicembre 2022) si riferiscono principalmente ad acconti su imposte dirette relativi all’esercizio 2023. Le Passività per imposte correnti, pari a 40 milioni di Euro (52 milioni di Euro al 31 dicembre 2022) si riferiscono principalmente ai debiti tributari su imposte dirette relative all’esercizio 2023. Si segnala che nel corso del 2023 sono state pagate imposte dirette all’Erario per circa 26 milioni di Euro a titolo di saldo 2022, acconti 2023, oltre che al versamento di imposte di esercizio delle società estere. NOTA 42 \- FISCALITÀ’ DIFFERITA Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione In relazione al principio della competenza, nel Bilancio consolidato sono accantonate le imposte differite, sia attive che passive, relative alle differenze temporanee legate alle rettifiche apportate ai bilanci delle società consolidate per adeguamento ai principi contabili di Gruppo, nonché alle differenze temporanee sorte fra i risultati civilistici ed i relativi imponibili fiscali, e sulle perdite fiscali non utilizzate. Le attività per imposte differite sono stanziate ove è probabile il loro futuro recupero. La recuperabilità delle differenze temporanee e delle perdite fiscali è contestualizzata all’interno delle varie scadenze degli accordi di consolidamento fiscale. Il limite quantitativo dell’80% non trova applicazione per le perdite fiscali generatesi nei primi tre esercizi dalla costituzione della società, a condizione che si riferiscano ad una nuova attività produttiva. Le imposte differite vengono calcolate sulla base delle aliquote fiscali attese nei periodi in cui le differenze temporanee tassabili e deducibili saranno recuperate. Le Attività per imposte differite, pari a 41 milioni di Euro (138 milioni di Euro al 31 dicembre 2022) sono determinate dal riporto a nuovo di perdite fiscali, oltre che dalle differenze temporanee relative principalmente ad ammortamenti e svalutazioni e fondi rischi e oneri. 171 La diminuzione è principalmente dovuta all’utilizzo per le società italiane di perdite fiscali pregresse a fronte dell’incremento dell’imponibile fiscale generatosi nell’esercizio. Il Gruppo ritiene di avere la ragionevole certezza sulla recuperabilità delle imposte differite attive iscritte al 31 dicembre 2023. 31/12/2023 31/12/2022 Differenze Effetto Differenze Effetto (migliaia di Euro) Temporanee Imposta Temporanee Imposta Attività per imposte differite Fondi rischi ed oneri 78.098 18.122 129.185 39.916 Perdite fiscali 260.321 61.150 350.035 76.770 Ammort. e Sval.ne Immobilizzazioni 268.488 64.430 233.169 56.478 Altre Svalutazioni 12.923 2.933 21.608 4.056 Altro 111.738 27.110 294.262 66.496 Totale attività per imposte differite ante compensazione 731.568 173.745 1.028.259 243.716 Imposte differite compensabili (132.348) (105.473) Totale attività per imposte differite post compensazione 41.397 138.243 Le Passività per imposte differite, pari a 192 milioni di Euro (197 milioni di Euro al 31 dicembre 2022) si riferiscono in particolare alle differenze temporanee generate dalle Purchase Price Allocation di passate acquisizioni. 31/12/2023 31/12/2022 Differenze Effetto Differenze(migliaia di Euro)Effetto ImpostaTemporanee Imposta Temporanee Passività per imposte differite Price Purchase Allocation 1.043.354 253.638 1.093.207 272.343 Ammortamenti Immobilizzazioni 217.179 45.907 64.453 16.534 IFRS 9 tax effects 1.725 414 3.672 762 Altro 105.850 24.350 207.527 13.096 Totale passività per imposte differite ante compensazione 1.368.108 324.309 1.368.859 302.735 Imposte differite compensabili (132.348) (105.473) Totale passività per imposte differite post compensazione 191.961 197.262 172 VII. ATTIVITÀ OPERATIVE CESSATE Nel 2021 il Gruppo ha avviato un importante percorso di Asset Rotation volto a completare la propria trasformazione verso un modello di business puro “Wind&Solar”. In data 3 gennaio 2022, ERG ha perfezionato la cessione degli asset idroelettrici ad Enel Produzione, mentre, in data 17 ottobre 2023 ERG ha perfezionato l’accordo con Achernar Assets AG, holding di investimenti Svizzera, per la cessione dell’intero capitale di ERG Power S.r.l., proprietaria dell’impianto CCGT. Il corrispettivo in termini di Enterprise Value del business termoelettrico è stato pari a 191,5 milioni di Euro inclusivo di poste legate al capitale circolante e a crediti fiscali per complessivi 88,5 milioni di Euro, incassate entro il closing. Gli accordi inoltre prevedono alcuni earn-outs relativi all’andamento del business nel 2024 e 2025 nonché alcune poste di natura fiscale per complessivi 14 milioni di Euro circa che porterebbero la valorizzazione dell’impianto a complessivi 205,5 milioni di euro. Il prezzo, basato su una Locked Box Date al 1° gennaio 2023, è stato soggetto ad aggiustamenti al closing sulla base dei meccanismi previsti dal contratto. Nel perimetro della cessione erano incluse 144 persone dedicate a garantire il funzionamento della centrale termoelettrica. La menzionata cessione è presentata come Discontinued Operations ai sensi dell’IFRS 5. La voce Risultato netto attività operative cessate del conto economico accoglie fino alla data di perdita del controllo (data del Closing) e per l’anno 2022, il contributo economico del business termoelettrico, inclusa la minusvalenza, al netto dell’effetto fiscale, emersa dalla cessione. Si precisa inoltre che i risultati del 2022 accolgono anche la plusvalenza, al netto dell’effetto fiscale, che era emersa dalla cessione degli asset del business idroelettrico. NOTA 43 \- RISULTATO NETTO ATTIVITÀ OPERATIVE CESSATE Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione Nel prospetto del conto economico l’entità deve indicare un unico ammontare riferito all’attività operativa cessata oppure all’attività destinata alla vendita. Tale ammontare sarà relativo all’intero periodo e non il risultato dal momento in cui il componente è diventato un’attività operativa cessata. Un’entità deve presentare i dati del Conto Economico per i periodi precedenti presentati in Bilancio, così che l’informativa si riferisca a tutte le attività operative cessate entro la data di chiusura del più recente esercizio presentato. I conti economici consolidati sono rappresentati secondo quanto previsto dall’IFRS 5, che disciplina la modalità di esposizione in bilancio del risultato economico delle discontinued operations, con l’esclusione pertanto dai risultati delle attività operative in esercizio del risultato della controllata ERG Power S.r.l. in entrambi i periodi. Si ricorda che il risultato del 2022 include gli effetti della cessione di ERG Hydro S.r.l. avvenuta in data 3 gennaio 2022. L’impatto dell’esclusione sopracitata è indicato separatamente alla riga Risultato netto attività operative cessate. 173 Si riporta di seguito il conto economico fino al 17 ottobre 2 023 e per il 2022 delle attività operative cessate: 17 ottobre 2023 2022 Business ERG Hydro Contributo Risultato netto Contributo Risultato netto Termoelettrico S.r.l.Business attività operative Business attività operative \- \- Termoelettrico cessate Termoelettrico cessate minusvalenza plusvalenza (migliaia di Euro) Note Ricavi a 526.787 526.787 \- 1.436.402 1.436.402 Altri proventi b 37.761 37.761 \- 19.893 19.893 Costi per acquisti c (407.582) (407.582) \- (1.338.930) (1.338.930) Costi per servizi e altri costi operativi d (94.885) (94.885) \- (47.881) (47.881) Costi del lavoro e (9.166) (9.166) \- (12.224) (12.224) MARGINE OPERATIVO LORDO 52.915 52.915 \- 57.260 57.260 Ammortamenti Attività Immateriali \- \- \- (238) (238) Ammortamenti Immobili, impianti e \- \- \- (2.605) (2.605) macchinari e Attività per diritti d’utilizzo Ripristini (svalutazioni) di valore \- \- \- (80.805) (80.805) RISULTATO OPERATIVO NETTO 52.915 52.915 \- (26.387) (26.387) Proventi finanziari (2.491) (2.491) \- (171.081) (171.081) Oneri finanziari (156) (156) \- 170.838 170.838 Proventi (oneri) finanziari netti (2.647) (2.647) \- (242) (242) Proventi (oneri) da partecipazioni 31 31 \- 111 111 valutate al patrimonio netto Altri proventi (oneri) da partecipazioni f - (82.009) (82.009) 323.943 - 323.943 netti Proventi (oneri) da partecipazioni 31 (82.009) (81.978) 323.943 111 324.054 RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE 50.299 (82.009) (31.710) 323.943 (26.519) 297.424 Imposte sul reddito (3.867) \- (3.867) \- (3.293) (3.293) Risultato netto attività operative 46.432 (82.009) (35.577) 323.943 (29.811) 294.131 cessate Note a) I ricavi per l’esercizio 2023 di competenza del Gruppo si riferiscono principalmente ai ricavi di vendita di energia e altre utilities a terzi dell’impianto CCGT. Il calo dei ricavi rispetto all’esercizio di confronto è spiegato da uno scenario energetico straordinariamente negativo per i margini di generazione a gas ulteriormente peggiorato dalle misure per la massimizzazione della produzione termoelettrica non da gas naturale previste dal D.L. 25 febbraio 2022, n.14 (art. 5bis) e dai successivi Atti di Indirizzo del Ministro della Transizione Ecologica, che ha esaurito gli effetti al 1° aprile 2023 e di un fermo macchina straordinario avvenuto nei primi mesi del 2023 e ora risolto; b) Gli altri ricavi riguardano la cessione di un credito di imposta maturato sul gas naturale nel secondo trimestre 2023; c) I costi per acquisto commodities si riferiscono a costi di acquisto per gas, energia e materie prime riferite all’impianto CCGT di ERG Power S.r.l.; d) I costi per servizi e altri costi operativi si riferiscono a costi di manutenzione, spese commerciali, costi per utilities e convenzioni per enti locali, oltreché agli accantonamenti ai fondi rischi e oneri; e) Costo del lavoro relativo ai dipendenti della società ERG Power S.r.l.; f) I proventi (oneri) da partecipazione netti comprendono la minusvalenza netta rilevata a seguito della cessione dell’impianto CCGT di ERG Power S.r.l., inclusiva dei costi accessori di vendita. Flussi di cassa Di seguito si riportano i Flussi di cassa generati dalle Attività e Passività operative cessate: (migliaia di Euro) 2023 2022 DISPONIBILITA’ LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI AD INIZIO PERIODO \- 10.000 FLUSSI FINANZIARI DERIVANTI DALL’ ATTIVITA’ OPERATIVA CESSATA 202.534 (43.594) FLUSSI FINANZIARI DA ATTIVITA’ DI INVESTIMENTO OPERATIVE CESSATA (2.749) 4.407 FLUSSI FINANZIARI DA ATTIVITA’ DI FINANZIAMENTO OPERATIVE CESSATA (199.784) 29.189 DISPONIBILITA’ LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI A FINE PERIODO \- \- VIII. ALTRE NOTE NOTA 44 \- BUSINESS COMBINATION E ACQUISIZIONE DI ASSET Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione Le aggregazioni di attività aziendali sono contabilizzate utilizzando il cosiddetto “acquisition method”. Il corrispettivo trasferito è valutato al fair value e comprende tutti i corrispettivi potenziali alla data di acquisizione. Le successive variazioni del fair value dei corrispettivi potenziali sono contabilizzate a conto economico, in conformità ai principi applicabili. L’avviamento, rilevato alla data di acquisizione del controllo, è pari alla differenza fra: • il corrispettivo trasferito e l’eventuale l’importo di qualsiasi interessenza di minoranza nell’acquisita valutata in conformità alle regole previste dall’IFRS 3 (fair value del pro-quota delle attività nette riconducibili alle interessenze di minoranza); • il valore netto degli importi delle attività identificabili acquisite e delle passività assunte identificabili valutate al fair value. I costi correlati alle acquisizioni sono contabilizzati come spese nell’esercizio in cui tali costi sono sostenuti. Nel caso di acquisizione di parchi (eolici o fotovoltaici) operativi, al fine di identificare se l’oggetto dell’acquisizione è un business in base alla definizione fornita da IFRS 3, è necessario determinare se sono stati acquistati dei processi sostanziali. Nell’ambito di questa considerazione, nella view del management del Gruppo le attività di O&M rappresentano un processo critico per il funzionamento dei parchi, in quanto lo stesso non potrebbe produrre output o mantenere il livello di produzione senza una continua attività di O&M. Nel caso di acquisizione di progetti (es. oggetti che ancora non generano outputs), il Gruppo ritiene che non siano soddisfatte le condizioni per poter considerare tali operazioni come business combinations. Di conseguenza, le acquisizioni di progetti saranno trattate contabilmente come assets acquisitions. Business combination “Garnacha” In data 23 giugno 2023 ERG, tramite la propria controllata ERG Hamburg Holding GmbH, ha perfezionato l’acquisizione da IBV Solar Parks, B.V. – azienda appartenente al gruppo tedesco ib vogt GmbH, piattaforma globale per lo sviluppo di impianti solari industriali – del 100% di Garnacha Solar S.L.U., società proprietaria di un parco fotovoltaico situato nella regione di Castilla e León, nel nord-ovest della Spagna. L’impianto ha una capacità installata di 149 MWp ed è entrato in in esercizio commerciale nel corso del quarto trimestre 2023. Il parco fotovoltaico di Garnacha, equipaggiato con pannelli bifacciali e sistema di trackers di ultima generazione, si prevede che avrà un load factor di circa il 22% e una produzione totale annua stimata di circa 280 GWh, corrispondenti a 136 kt di emissione di CO2 evitata ogni anno. Il 70% dell’energia elettrica generata dall’impianto beneficia di un Power Purchase Agreement (PPA) della durata di 12 anni di tipo “pay as produced” con una primaria controparte corporate. Come da comunicato stampa del 23 giugno 2023, il valore dell’operazione in termini di enterprise value è stato pari a 170 milioni di euro, con un equity value pari a 80,5 milioni di euro. L’operazione si configura come acquisizione di business (business combination) ai sensi della definizione fornita dall’IFRS 3. A tal fine si precisa che il perimetro di acquisizione include gli impianti, i contratti di Operation & Maintenance, i contratti di land lease. In particolare, le attività di O&M rappresentano per il Gruppo un processo critico per il funzionamento dei parchi. Tali contratti, infatti, consentono l’accesso ad una forza lavoro organizzata che svolge processi critici per la capacità degli impianti di continuare a produrre output. Determinazione del corrispettivo complessivo dell’acquisizione Il corrispettivo dell’acquisizione è risultato pari a 53 milioni di Euro per l’acquisizione del 100% del capitale sociale delle società target. Si segnala inoltre che è stata assunta una posizione finanziaria netta, inclusiva dello Shareholder loan, per 114 milioni di Euro. Si precisa che i costi correlati all’acquisizione sostenuti dal Gruppo sono pari complessivamente a 0,9 milioni di Euro, inerenti a spese legali e costi per due diligence, di cui 0,8 milioni di Euro sostenuti nell’esercizio 2023 e 0,1 milioni di Euro nel 2022. Tali costi sono stati inclusi nella voce Costi per servizi ed altri costi operativi nei rispettivi periodi. Valutazione delle attività e passività della business combination alla data di acquisizione La contabilizzazione dell’acquisizione è stata determinata in via definitiva; i fair value delle attività acquisite sono stati determinati sulla base della miglior stima disponibile alla data di acquisizione e sono esposti nella tabella di seguito esposta: Situazione di Rettifica alla situazione Attività acquisite e Euro migliaia acquisizione di acquisizione passività assunte Autorizzazioni e Concessioni \- 67.345 67.345 Immobili, impianti e macchinari 104.246 \- 104.246 Attività per diritti di utilizzo 14.995 \- 14.995 Partecipazioni 1.071 \- 1.071 Altre attività finanziarie non correnti 2.367 12.500 14.867 Attività per imposte differite \- 825 825 Attività non correnti 122.678 80.670 203.347 Altri crediti e attività correnti 1.059 \- 1.059 Strumenti valutati al Fair Value* \- 1.751 1.751 Disponibilità liquide e mezzi equivalenti* 3.836 \- 3.836 Attività correnti 4.895 1.751 6.646 TOTALE ATTIVITA' 127.572 82.421 209.993 174 175 Patrimonio Netto attribuibile ai soci della controllante 1.096 49.326 50.422 Patrimonio Netto Totale 1.096 49.326 50.422 Passività per imposte differite \- 17.294 17.294 Fondo oneri smantellamento 2.704 \- 2.704 Altri fondi non correnti \- 12.500 12.500 Passività finanziarie non correnti* 75.370 \- 75.370 Passività finanziarie non correnti per beni in leasing* 14.995 \- 14.995 Altre passività non correnti \- 3.300 3.300 Passività non correnti 93.068 33.094 126.163 Debiti commerciali 3.692 \- 3.692 Passività finanziarie correnti* 28.956 \- 28.956 Passività per imposte correnti 759 \- 759 Passività correnti 33.408 \- 33.408 TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA' 127.572 82.421 209.993 *Impatto su Posizione Finanziaria Netta(115.484) 1.751 (113.734) Nella colonna Situazione di acquisizione sono indicati i valori dell’opening balance determinati sulla base della situazione contabile alla data di primo consolidamento (30 giugno 2023) delle società target espressi in base ai principi contabili internazionali: • immobili, impianti e macchinari: impianti fotovoltaici in corso di costruzione iscritti al costo di acquisto compresi gli oneri accessori, i costi direttamente imputabili al bene e rettificate dei corrispondenti fondi ammortamento e la capitalizzazione dei costi di smantellamento; • attività per diritti di utilizzo: iscrizione del diritto di utilizzo sui terreni secondo quanto previsto dal principio contabile internazionale IFRS 16; • altre attività finanziarie non correnti: attività immobilizzata relativa a un impegno finanziario connesso alla sottostazione elettrica; • disponibilità liquide e mezzi equivalenti: liquidità giacente sul conto corrente; • fondo oneri smantellamento: fondi per oneri di smantellamento contabilizzati in contropartita all’incremento del valore contabile dell’attività; • passività finanziarie non correnti: quota a medio lungo termine dei debiti verso banche per project financing e iscrizione degli interessi maturati; • passività finanziarie per beni in leasing: iscrizione del valore attuale dei pagamenti dovuti per il diritto di utilizzo sui terreni; • debiti commerciali: debiti verso fornitori connesse alla costruzione dell’impianto; • passività finanziarie correnti: Shareholder loan verso ERG Hamburg Holding. Tale debito finanziario è stato rimborsato interamente nell’ambito delle attività di Liability Management effettuata dal Gruppo; nella colonna Rettifica alla situazione di acquisizione sono stati inclusi i seguenti fair value determinati a titolo provvisorio: • attività immateriali: plusvalore attribuito in occasione della contabilizzazione dell’acquisizione; tale plusvalore è stato iscritto alla voce “Autorizzazioni e Concessioni” tenendo in considerazione un orizzonte temporale di benefici economici futuri pari ad un periodo di 40 anni; • strumenti valutati al fair value: adeguamento al fair value positivo degli strumenti derivati a copertura del tasso di interesse del project financing; • Altre attività finanziarie non correnti: iscrizione di “special indemnities” determinate in sede di acquisizione; • Altre passività non correnti: riferite all’iscrizione del fair value stimato alla data di rilevazione iniziale del VPPA sottoscritto con Google; • Passività per imposte differite riferite alla allocazione di cui sopra; • Altri fondi non correnti: rilevazione di oneri per passività potenziali rilevate in sede di acquisizione compensate dalle “special indemnities” sopracitate. Determinazione dell’avviamento La differenza tra il corrispettivo complessivo dell’acquisizione ed il valore netto delle attività e passività acquisite è stata rilevata in via residuale ad avviamento come illustrato nella tabella seguente: Corrispettivo dell'acquisizione 53.193 Fair value dei net asset acquisiti 50.422 Avviamento 2.771 Contributo Garnacha nel 2023 Nel periodo intercorrente tra la data di primo consolidamento (1° luglio 2023) e la data di riferimento del presente Bilancio consolidato la società acquisita non ha contribuito al conto economico del Gruppo con ricavi, margine operativo lordo e risultato netto di periodo significativi, in quanto il parco è operativo dalla fine del secondo semestre 2023. Si precisa che per lo stesso motivo, se l’acquisizione fosse avvenuta in data 1° gennaio 2023, le società acquisite non avrebbero contribuito ulteriormente al conto economico del Gruppo. Business combination “Fregenal” In data 30 giugno 2023 ERG, tramite la propria controllata ERG Spain HoldCO S.L.U., ha perfezionato l’acquisizione da RENERTIA GESTION SOLAR II, S.C.R.-PYME, società riconducibile a Renertia Investment Company – venture capital spagnola che opera ed investe nello sviluppo, costruzione e gestione di impianti rinnovabili – del 100% di INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA ARERICSOL VIII, S.L.U., società proprietaria di un parco fotovoltaico situato a Fregenal de la Sierra, nella comunidad autónoma de Extremadura, con una capacità installata di 25 MWp. L’impianto, costruito da Aresol durante il 2022 è in esercizio commerciale dal mese di luglio 2023. Situato in una delle regioni spagnole con maggiore risorsa solare a livello europeo, il progetto di Fregenal avrà una produzione totale annua stimata di circa 50 GWh, pari ad oltre 2000 ore equivalenti corrispondenti a 24 kt di emissione di CO2 evitata ogni anno. Come da comunicato stampa del 30 giugno 2023, il valore dell’operazione in termini di enterprise value è di 30,4 milioni di euro. L’operazione si configura come acquisizione di business (business combination) ai sensi della definizione fornita dall’IFRS 3. A tal fine si precisa che il perimetro di acquisizione include gli impianti, i contratti di Operation & Maintenance, i contratti di land lease. In particolare, le attività di O&M rappresentano per il Gruppo un processo critico per il funzionamento dei parchi. Tali contratti, infatti, consentono l’accesso ad una forza lavoro organizzata che svolge processi critici per la capacità degli impianti di continuare a produrre output. Determinazione del corrispettivo complessivo dell’acquisizione Il corrispettivo dell’acquisizione è risultato pari a 16 milioni di Euro per l’acquisizione del 100% del capitale sociale delle società target. Si segnala inoltre che sono state assunte passività per circa 18 milioni di Euro. Si precisa che i costi correlati all’acquisizione sostenuti dal Gruppo sono pari complessivamente a 0,1 milioni di Euro, inerenti a spese legali e costi per due diligence. Tali costi sono stati inclusi nella voce Costi per servizi ed altri costi operativi nei rispettivi periodi. Valutazione delle attività e passività della business combination alla data di acquisizione La contabilizzazione dell’acquisizione è stata determinata in via definitiva; i fair value delle attività acquisite sono stati determinati sulla base della miglior stima disponibile alla data di acquisizione e sono esposti nella tabella di seguito esposta: Situazione di Rettifica alla situazione Attività acquisite e Euro migliaia acquisizione di acquisizione passività assunte Autorizzazioni e Concessioni \- 14.683 14.683 Immobili, impianti e macchinari 18.994 \- 18.994 Attività per diritti di utilizzo 2.468 \- 2.468 Attività non correnti 21.462 14.683 36.145 Rimanenze 100 \- 100 Altri crediti e attività correnti 404 \- 404 Disponibilità liquide e mezzi equivalenti* 3.154 \- 3.154 Attività correnti 3.658 \- 3.658 TOTALE ATTIVITA' 25.120 14.683 39.803 Patrimonio Netto attribuibile ai soci della controllante 2.946 11.013 13.959 Patrimonio Netto Totale 2.946 11.013 13.959 Passività per imposte differite \- 3.671 3.671 Fondo oneri smantellamento 581 \- 581 Passività finanziarie non correnti per beni in leasing* 2.468 \- 2.468 Altre passività non correnti 54 \- 54 Passività non correnti 3.103 3.671 6.774 Passività finanziarie correnti* 19.071 \- 19.071 Passività correnti 19.071 \- 19.071 TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA' 25.120 14.683 39.803 *Impatto su Posizione Finanziaria Netta (18.386) \- (18.386) 176 177 Nella colonna Situazione di acquisizione sono indicati i valori dell’opening balance determinati sulla base della situazione contabile alla data di primo consolidamento (30 giugno 2023) delle società target espressi in base ai principi contabili internazionali: • immobili, impianti e macchinari: impianti fotovoltaici iscritti al costo di acquisto compresi gli oneri accessori, i costi direttamente imputabili al bene e rettificate dei corrispondenti fondi ammortamento e la capitalizzazione dei costi di smantellamento; • attività per diritti di utilizzo: iscrizione del diritto di utilizzo sui terreni secondo quanto previsto dal principio contabile internazionale IFRS 16; • disponibilità liquide e mezzi equivalenti: liquidità giacente sul conto corrente; • fondo oneri smantellamento: fondi per oneri di smantellamento contabilizzati in contropartita all’incremento del valore contabile dell’attività; • passività finanziarie per beni in leasing: iscrizione del valore attuale dei pagamenti dovuti per il diritto di utilizzo sui terreni; • passività finanziarie correnti: debiti verso banche per project financing e Shareholder loan verso ERG Spain HoldCO S.L.U.; • debiti commerciali: principalmente relativi a debiti verso fornitori terzi per O&M; nella colonna Rettifica alla situazione di acquisizione sono stati inclusi i seguenti fair value determinati a titolo provvisorio: • attività immateriali: plusvalore attribuito in occasione della contabilizzazione dell’acquisizione; tale plusvalore è stato iscritto alla voce “Autorizzazioni e Concessioni tenendo in considerazione un orizzonte temporale di benefici economici futuri pari ad un periodo di 40 anni; • passività per imposte differite riferite alla allocazione di cui sopra. Determinazione dell’avviamento La differenza tra il corrispettivo complessivo dell’acquisizione ed il valore netto delle attività e passività acquisite è risultata non significativa e rilevata ad avviamento come illustrato nella tabella seguente: Corrispettivo dell'acquisizione 15.567 Fair value dei net asset acquisiti 13.959 Avviamento 1.608 Contributo Fregenal nel 2023 Nel periodo intercorrente tra la data di primo consolidamento (1° luglio 2023) e la data di riferimento del presente Bilancio consolidato le società acquisite hanno contribuito al conto economico del Gruppo con ricavi pari a 1,1 milioni di Euro, con un margine operativo lordo di 0,8 milioni di Euro ed un risultato netto di periodo positivo di 0,1 milioni di Euro. Si precisa che se l’acquisizione fosse avvenuta in data 1° gennaio 2023 le società acquisite non avrebbero contribuito ulteriormente al conto economico del Gruppo in quanto il parco è entrato in operatività nel secondo semestre 2023. NOTA 45 \- POSTE NON RICORRENTI Come richiesto dalla delibera CONSOB 15519 del 27 luglio 2006 sono stati indicati qui di seguito quei proventi ed oneri significativi derivanti da operazioni non ricorrenti o da fatti che non si ripetono frequentemente nel consueto svolgimento dell’attività. Si precisa che le suddette “Poste non ricorrenti” sono parte degli special items indicati in Relazione sulla Gestione. (migliaia di Euro) 2023 2022 Ricavi \- \- Altri Proventi \- 256 Costi per acquisti \- \- Variazione delle rimanenze \- \- Costi per servizi e altri costi operativi 1) (5.215) 7) (9.401) Costi del lavoro - 8) (5.312) Ammortamenti e svalutazioni immobilizzazioni 2) (2.188) 9) (43.268) Proventi (oneri) finanziari netti 3) (5.831) 10) (6.522) Proventi (oneri) da partecipazioni netti 4) 5.393 11) 2.325 Imposte sul reddito 5) (3.298) 12) 17.795 Risultato netto poste non ricorrenti attività continue (11.139) (44.127) Risultato netto poste non ricorrenti attività operative cessate 6)(42.930) 13) 254.027 Risultato netto poste non ricorrenti (54.096) 209.899 Risultato di azionisti terzi \- \- Risultato netto poste non ricorrenti (54.096) 209.899 178 Nel 202 3: 1) Oneri accessori legati alle operazioni straordinarie concluse, in corso di realizzazione o non andate a buon fine e storno accantonamenti sul fondo Business dismessi; 2) Oneri correlati ad alcuni progetti di Repowering e Revamping in Italia già oggetto di svalutazione nel periodo precedente; 3) Oneri correlati alla chiusura anticipata di alcuni Project Financing di società italiane ed estere eoliche e solari inclusi i relativi strumenti derivati di copertura e i relativi effetti correlati alla rinegoziazione dei finanziamenti contabilizzati secondo il principio contabile internazionale IFRS 9, nell’ambito delle attività di Liability Management; 4) I proventi da partecipazioni si riferiscono principalmente a conguagli prezzi sulle cessioni di partecipazioni correlate a business dismessi avvenute in esercizi precedenti; 5) La voce comprende principalmente l’effetto fiscale delle poste sopra commentate; 6) Il risultato netto delle attività operative cessate si riferisce: a. alla minusvalenza, al netto dei relativi oneri, derivante dalla cessione del CCGT per un importo pari a 81 milioni di Euro; b. poste positive legate al capitale circolante e crediti fiscali per circa 38 milioni di Euro già previsti nell’Accordo di cessione. Nel 2022: 7) I costi per servizi ed altri costi operativi si riferiscono ad operazioni di aggregazione aziendale, a progetti di acquisizione non andati a buon fine, al Contributo Speciale riferito all’Amministratore delegato (come riportato nelle Ulteriori informazioni alla Nota 46 - Parti correlate) e ad accantonamenti sul fondo Business dismessi; 8) premialità straordinarie inclusive anche della quota del Contributo Speciale riferita al management del Gruppo come riportato nelle Ulteriori informazioni alla Nota 46 - Parti correlate; 9) Svalutazione del valore netto residuo delle immobilizzazioni materiali ed immateriali di parchi eolici del portafoglio Italia in fase di smantellamento, a seguito dell’autorizzazione di cinque progetti di Repowering e alcuni progetti di Revamping ottenute nell’anno; 10) Oneri correlati alla chiusura anticipata dei Project Financing, Corporate Loans e relativi IRS, nell’ambito delle attività di Liability Management; 11) I proventi da partecipazione si riferiscono principalmente a conguaglio prezzo su cessione di partecipazioni avvenuti in esercizi pregressi; 12) La voce comprende l’effetto fiscale delle poste sopra commentate; 13) Il risultato netto delle attività operative cessate si riferisce: a. alla plusvalenza, netto dei relativi oneri, derivante dalla cessione di ERG Hydro S.r.l., pari a 324 milioni di Euro; b. alla svalutazione del CCGT pari a 66 milioni di Euro; NOTA 46 \- PARTI CORRELATE Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione Per parti correlate si intendono principalmente quelle che condividono con ERG S.p.A. il medesimo soggetto controllante, le società che direttamente o indirettamente, attraverso uno o più intermediari, controllano, sono controllate, oppure sono soggette a controllo congiunto da parte di ERG S.p.A. e quelle nelle quali la medesima detiene una partecipazione di collegamento. Nella definizione di parti correlate rientrano, inoltre, i dirigenti con responsabilità strategiche e i loro stretti familiari, di ERG S.p.A. e di società da questa controllate. I dirigenti con responsabilità strategiche sono coloro che hanno il potere e la responsabilità, diretta o indiretta, della pianificazione, della direzione, del controllo delle attività della Società e comprendono i relativi Amministratori. Come richiesto dalla delibera Consob 15519 del 27 luglio 2006 sono stati indicati qui di seguito gli importi relativi alle posizioni e transazioni con parti correlate. Le operazioni compiute da ERG con le parti correlate riguardano principalmente: • lo scambio di beni, la prestazione di servizi, la raccolta e l’impiego di mezzi finanziari; • i contributi a soggetti non aventi natura societaria, riferibili a ERG, che perseguono iniziative di carattere umanitario, culturale e scientifico. In particolare, la Fondazione Edoardo Garrone, nata come naturale evoluzione dell’impegno delle Famiglie Garrone e Mondini in campo sociale e culturale, dedicata alla memoria di Edoardo Garrone che nel 1938 avviò l’attività industriale del Gruppo ERG. La maggior parte di tali operazioni sono esenti dall’applicazione della normativa interna ERG Procedura per le operazioni con parti correlate, emanata in attuazione della regolamentazione Consob, poiché si tratta di operazioni ordinarie concluse a condizioni di mercato o standard, ovvero poiché al di sotto della soglia di esiguità prevista dalla procedura stessa. Tutte le operazioni sono state compiute nell’interesse della Società e, ad eccezione delle operazioni con gli enti che perseguono iniziative di carattere umanitario, culturale e scientifico, fanno parte della ordinaria gestione. Le joint venture, le imprese collegate e le imprese controllate escluse dall’area di consolidamento sono indicate nella Nota 47 - Elenco società del Gruppo e operazioni di periodo nella sezione dedicata all’elenco delle società rilevate secondo il metodo del costo. 179 Si evidenzia infine che nel corso del 2023 ERG ha tacitamente rinnovato il Consolidato fiscale nazionale con le società controllate (anche indirettamente) ERG Eolica Campania S.r.l., Green Vicari S.r.l. ed ISAB Energy Solare S.r.l.. I rinnovi hanno validità per il triennio 2023-2025 e sono soggetti a tacito rinnovo. Si segnala inoltre che le società Breva Wind S.r.l., Conza Energia S.r.l., Lucus Power S.r.l., San Mauro S.r.l., SPV Parco Eolico Aria del Vento S.r.l., TACA Wind S.r.l., WinCap S.r.l. (oggetto di successiva fusione, come indicato nella Nota 47 \- Elenco società del Gruppo e operazioni di periodo), Ginestra S.r.l., Photosun S.r.l., PVProject S.r.l., Robinia S.r.l., Sesma S.r.l., Six for Power S.r.l. e SVS 1 S.r.l. (oggetto di successiva fusione, come indicato nella Nota 47 - Elenco società del Gruppo e operazioni di periodo) sono state incluse nel corso dell’esercizio nel Consolidato fiscale Nazionale di ERG S.p.A., con validità per il triennio 2023-2025 (tacitamente rinnovabile). Incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulla situazione patrimoniale I rapporti più significativi con le joint venture, le imprese collegate e controllate escluse dall’area di consolidamento riguardano crediti e attività correnti per i quali si rimanda a quanto riportato nelle Ulteriori informazioni della presente nota. Per completezza di informazioni i valori sotto riportati non tengono conto delle riclassifiche richieste dall’IFRS 5 e sono quindi comprensivi anche degli importi indicati alle righe Attività e passività operative cessate. L’incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulle voci di Stato Patrimoniale è indicata nelle seguenti tabelle riepilogative: 31/12/2023 % di Altre società ERG Amministratori e Dirigenti incidenza non Totale Petroleos Sindaci strategici sulla voce consolidate totale Crediti commerciali - - 77 77 0% Altri crediti e attività correnti 1.611 - - 1.611 0% Debiti commerciali - - (107) (107) 0% Altre passività correnti - (682) (665) - (1.347) 4% 31/12/2022 % di Priolo Servizi SQ Renewables ERG Dirigenti incidenza Totale S.C.p.A. S.p.A. Petroleos strategici sulla voce totale Crediti commerciali 2.034 \- \- \- 2.034 1% Altri crediti e attività correnti \- 4.119 \- \- 4.119 3% Debiti commerciali (242) \- \- \- (242) 0% Altre passività correnti \- \- (125) (3.025) (3.150) 5% Incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sul risultato economico I rapporti più significativi con le joint venture, le imprese collegate e controllate escluse dall’area di consolidamento riguardano: • ricavi verso Priolo Servizi S.C.p.A. per vendita di energia e di vapore nell’ambito del relativo contratto di somministrazione; • costi per servizi verso Priolo Servizi S.C.p.A. costituiti dalle componenti di remunerazione previste dal contratto di servizio di Operation & Maintenance; • altri costi verso la Fondazione Edoardo Garrone relativi al contributo per l’anno 2023; • costi per servizi relativi all’emolumento per la carica di Presidente ricoperta in una società del Gruppo da una parte correlata di ERG S.p.A. L’incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulle voci di Conto Economico è indicata nelle seguenti tabelle riepilogative: 31/12/2023 % di Priolo Fondazione Amministratori e Dirigenti incidenza Servizi Edoardo Altre Totale Sindaci strategici sulla voce (1)S.C.p.A. Garrone totale Ricavi 13.239 \- \- \- \- 13.239 1% Altri proventi \- \- \- \- 105 105 0% Costi per servizi e altri costi operativi (5.815) (100) (6.525) \- \- (12.440) 2% Costi del lavoro \- \- \- (2.573) \- (2.573) 4% (1) fino alla data di cessione del business termoelettrico. 180 31/12/2022 % di Fondazione Priolo Servizi Amministratori Dirigenti incidenza Edoardo Altre Totale S.C.p.A.e Sindaci strategici sulla voce Garrone totale Ricavi 36.334 - - - - 36.334 1% Altri proventi \- - - 66 66 0% Costi per servizi e altri costi operativi (7.847) (100)(8.909) - - (16.856) 10% Costi del lavoro \- - (4.248) -(4.248)4% Si riporta di seguito il dettaglio dei compensi delle figure con responsabilità strategiche 10 : Amministratori 2023 2022Benefici a breve termine 4.486 4.590 Benefici successivi al rapporto di lavoro \- - Altri benefici a lungo termine \- - Benefici dovuti ai dipendenti per la cessazione del rapporto di lavoro \- - Pagamento basato su azioni 1.495 1.495 Totale 5.981 6.086 Dirigenti strategici 2023 2022 Benefici a breve termine 1.931 1.965 Benefici successivi al rapporto di lavoro 135 140 Altri benefici a lungo termine \- - Benefici dovuti ai dipendenti per la cessazione del rapporto di lavoro \- - Pagamento basato su azioni 643 643 Totale 2.708 2.748 I ncidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sui flussi finanziari L’incidenza dei flussi finanziari con parti correlate è indicata nelle seguenti tabelle di sintesi: 2023 (migliaia di Euro) Totale Entità correlate Incidenza % Flussi finanziari derivante dall'attività operativa 882.524 1.316 0% Flusso di cassa da attività di investimento (316.544) \- 0%Flusso di cassa da attività di finanziamento (491.223) \- 0%Flusso di cassa del periodo 74.758 1.316 2022 (migliaia di Euro) Totale Entità correlate Incidenza % Flussi finanziari derivante dall'attività operativa 502.520 700 0% Flusso di cassa da attività di investimento 754.429 \- 0%Flusso di cassa da attività di finanziamento (1.724.490) (2.520) 0%Flusso di cassa del periodo (467.540) (1.820) 10 I valori non comprendono l’emolumento per la carica di Presidente ricoperta in una società del Gruppo da una parte correlata di ERG S.p.A. 181 N OTA 47 \- ELENCO SOCIETÀ DEL GRUPPO E OPERAZIONI DI PERIODO Di seguito si riportano le operazioni, intervenute nell’esercizio, riguardanti le partecipazioni: • In data 27 aprile 2023 è stato acquisito, da parte di ERG Spain Holdco S.L.U., il 100% del capitale sociale, pari a 25.000 euro, della società di diritto tedesco ERG Hamburg Holding GmbH. • In data 3 maggio 2023, a seguito dell’esercizio della “put option”, ERG UK Holding Ltd ha ceduto l’intera partecipazione detenuta nella società di diritto inglese Rigghill Wind Farm Limited, pari al 50% del relativo capitale sociale. • In data 12 giugno 2023 è stato stipulato l’atto di fusione transfrontaliera per incorporazione di MP Solar B.V. in ERG Solar Holding 2 S.r.l., iscritto, in data 21 giugno 2023 presso il competente Registro delle Imprese. Gli effetti reali decorrono dal 30 giugno 2023, mentre quelli contabili e fiscali dal 1° gennaio 2023. • In data 16 giugno 2023 è stato stipulato l’atto di fusione per incorporazione delle società Photosun S.r.l., PVProject S.r.l., Robinia S.r.l., Sesma S.r.l., Six for Power S.r.l., SVS 1 S.r.l. ed ERG Solar Holding 2 S.r.l. in GINESTRA S.r.l., iscritto, da ultimo, in data 26 giugno 2023 presso il competente Registro delle Imprese. Gli effetti reali decorrono dal 30 giugno 2023, mentre quelli contabili e fiscali dal 1° gennaio 2023. • In data 28 settembre 2023 è stata costituita la società di diritto italiano ERG Sviluppo Italia S.r.l., con sede legale in Genova, Via De Marini 1, capitale sociale di 20.000 Euro, interamente sottoscritto e versato da ERG Power Generation S.p.A. • In data 29 novembre 2023 è stata costituita la società di diritto francese Parc Photovoltaique de la Valle de la Doulaye SAS, con sede a Parigi e un capitale sociale pari a 7.500 Euro, interamente sottoscritto da ERG Eolienne France SAS. • Con efficacia a decorrere dal 30 novembre 2023, ERG Power Generation S.p.A. ha conferito a ERG Poland Holding sp. z o.o. la partecipazione totalitaria detenuta in Laszki Wind sp. z o.o. quale corrispettivo dell’aumento di capitale sociale riservato, deliberato dall’Assemblea di ERG Poland Holding sp. z o.o. Ad esito del conferimento il capitale sociale di ERG Poland Holding sp. z o.o. è aumentato da 5.000 zloty a 10.000 zloty. • In data 20 dicembre 2023 è stato stipulato l’atto di fusione per incorporazione delle Società di Conza Energia S.r.l., Lucus Power S.r.l., San Mauro S.r.l., SPV Parco Eolico Aria del Vento S.r.l., Taca Wind S.r.l., WinCap S.r.l. ed ERG Wind Holding S.r.l. in Breva Wind S.r.l., iscritto, da ultimo, in data 29 dicembre 2023 presso il competente Registro delle Imprese. Gli effetti reali delle fusioni decorrono dal 31 dicembre 2023, mentre quelli contabili e fiscali dal 1° gennaio 2023. Le tabelle seguenti riportano gli elenchi delle società consolidate con il metodo integrale, di quelle valutate secondo il metodo del patrimonio netto e di quelle valutate al fair value, comprensive delle operazioni sopra dettagliate. Elenco delle società controllate consolidate con il metodo integrale: Quota di Quota di Patrimonio Valuta Capitale Sociale Sede legale partecipazione partecipazione (1)Netto (‘000) (1)diretta di Gruppo ERG S.p.A. ERG Power Generation S.p.A. Genova (Italia) 100% 100% Euro 100.000 3.278.158 ERG Power Generation S.p.A. Corni Eolian SA Costanza (Romania) 100% 100% RON 95.679 336.676 ERG Eolica Adriatica S.r.l. Genova (Italia) 100% 100% Euro 10 63.424 ERG Eolica Campania S.r.l. Genova (Italia) 100% 100% Euro 120 66.570 ERG Eolica Faeto S.r.l. Genova (Italia) 100% 100% Euro 10 8.997 ERG Eolica Fossa del Lupo S.r.l. Genova (Italia) 100% 100% Euro 50 55.322 ERG Eolica Ginestra S.r.l. Genova (Italia) 100% 100% Euro 10 38.622 ERG Eolica San Vincenzo S.r.l. Genova (Italia) 100% 100% Euro 3.500 21.255 ERG Eolica Tirreno S.r.l. Genova (Italia) 100% 100% Euro 10 201 (3)ERG Eolienne France S.a.s. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 209.551 223.752 (3)ERG Solar Holding S.r.l. Genova (Italia) 100% 100% Euro 20 119.823 (3)ERG UK Holding Ltd Edimbugo (UK) 100% 100% GBP 0 27.392 (3)ERG Wind Bulgaria S.p.A. Genova (Italia) 100% 100% Euro 50 21.198 (3)ERG Wind Investments Srl Genova (Italia) 100% 100% Euro 97.046 433.467 (3)ERG Windpark Beteiligungs GmbH Amburgo (Germania) 100% 100% Euro 25 8.626 ERG Wind Neunte Gmbh Amburgo (Germania) 100% 100% Euro 25 116 (3)EW Orneta 2 sp. Z.O.O. Varsavia (Polonia) 100% 100% PLN 164.688 183.807 Green Vicari S.r.l. Genova (Italia) 100% 100% Euro 119 15.061 ISAB Energy Solare S.r.l. Genova (Italia) 100% 100% Euro 100 309 Andromeda PV S.r.l. Genova (Italia) 100% 79% Euro 50 83.438 (3)ERG Poland Holding Sp. Z.o.o Varsavia (Polonia) 100% 100% PLN 10 1.659 (3)ERG Sweden Holding AB Stoccolma (Svezia) 100% 100% SEK 50 46.513 (3)ERG Spain Holco S.L.U. Madrid (Spagna) 100% 100% Euro 3.500 33.543 (2)Ginestra S.r.l.Genova (Italia) 100% 100% Euro 20 78.847 (2)Breva Wind S.r.l.Genova (Italia) 100% 100% Euro 7.100 439.755 ERG Sviluppo Italia S.r.l. Genova (Italia) 100% 100% Euro 20 20 (1) dati riferiti agli ultimi bilanci approvati, se non diversamente indicato. (2) dato contabile provvisorio del Patrimonio Netto al 1° gennaio 2023 a seguito delle fusioni di cui sopra. (3) le società si avvalgono della facoltà di non redigere il bilancio consolidato ai sensi della normativa locale vigente. 182 Quota di Quota di Capitale Patrimonio Valuta Sede legale partecipazione partecipazione Sociale Netto (‘000) (1)(1)diretta di Gruppo ERG Eolienne France S.a.s. Eoliennes du Vent Solaire S.a.s. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 37 1.124 Parc Eolien de Lihus S.a.s. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 1.114 2.973 Parc Eolien de Hetomesnil S.a.s. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 1.114 3.071 Parc Eolien de la Bruyère S.a.s. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 1.060 4.466 Parc Eolien du Carreau S.a.s. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 861 5.532 Parc Eolien les Mardeaux S.a.s. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 1.097 2.440 ERG Energies Renouvelables S.a.S. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 100 (2.049) Parc Eolien de la valleè de Torfou S.à r.l. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 8 1.547 Parc Eolien du Melier S.a.r.l Parigi (Francia) 100% 100% Euro 8 (144) Parc Eolienne de la Voie Sacree S.a.s. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 74 4.512 Parc Eolienne d'Epense S.a.s. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 802 993 ERG Wind French Holdings S.a.s. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 1.410 1.260 ERG Wind France 1 S.a.s. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 1.097 13.235 WP France 10 S.a.s. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 6 (410) WP France 6 S.a.s. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 6 3.079 ERG France S.à r.l. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 2.000 (2.611) Les Moulins de Fruges SAS Parigi (Francia) 100% 100% Euro 42.100 22.790 Ferme Eolienne De Saint Pierre De Maillé 1 S.A.S. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 5.639 1.958 Parc Eolien de St Riquier 3 SAS Parigi (Francia) 100% 100% Euro 37 659 Parc Eolien de St Riquier 4 SAS Parigi (Francia) 100% 100% Euro 37 (214) Holding Quesnoy 2 S.A.S. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 2.810 1.653 Holding Chery S.A.S. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 2.410 1.112 Omniwatt Sas Parigi (Francia) 100% 100% Euro 2.201 (6.369) Ferme Eolienne de Moquepanier Sas Parigi (Francia) 100% 100% Euro 2.519 (4.099) Ferme Eolienne de Clamecy Sas Parigi (Francia) 100% 100% Euro 2.000 2.030 Crampon Puchot Energies Sas Parigi (Francia) 100% 100% Euro 1.091 445 Solaires Sisteron S.a.s. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 334 (1.532) Solaire Sénezergues S.a.s. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 0 (1.253) SolaireArpajon-sur-Cere S.a.s. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 451 (1.450) Arsac 1 S.a.s. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 0 (1.415) Arsac 3 S.a.s. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 1 (1.994) SolaireGreoux S.a.s. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 0 (1.645) SolaireSalaunes S.a.s. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 0 (1.469) ERG Energies Renouvelables S.a.S. ERG Développement France S.a.s Parigi (Francia) 100% 100% Euro 100 (2.049) Caen Renewables Energy S.a.s. (en liquidation) Parigi (Francia) 100% 100% Euro 0 \- Parc Eolien de la Charente Limousine S.à r.l. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 8 29 Parc Eolien de la Boeme S.à r.l. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 7,5 (77) Parc Eolien du Moulin du Bois S.à r.l. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 7,5 67 Parc Eolien des Bouchats S.à r.l. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 7,5 (677) Parc Eolien de Saint Maurice la Clouere S.à r.l. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 7,5 (94) Parc Eolien du Pays a Part S.à r.l. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 7,5 (71) Parc Eolien de Saint Sulpice S.à r.l. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 7,5 (72) Parc Eolien du Plateaux de l'Ajoux S.à r.l. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 7,5 (37) Parc Eolien des Terres et Vents de Ravieres S.à r.l. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 7,5 (43) Parc Eolien de Porspoder S.à r.l. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 7,5 (52) ERG Solar Holding S.r.l. Calabria Solar S.r.l. Genova (Italia) 100% 100% Euro 10 21.148 ERG Solar Piemonte 3 S.r.l. Genova (Italia) 100% 100% Euro 10 17.860 ERG UK Holding Ltd Craiggore Energy Ltd Belfast (UK) 100% 100% GBP 0 0 Creag Riabhach Wind Farm Ltd Edimburgo (UK) 100% 100% GBP 50 (0) Evishagaran Windfarm LTD Belfast (UK) 100% 100% GBP 0 8.455 Sandy Knowe Wind Farm LTD Londra (UK) 100% 100% GBP 0 (0) Corlacky Energy LTD Belfast (UK) 100% 100% GBP 0 0 (1) dati riferiti agli ultimi bilanci approvati 183 Quota di Quota di Capitale Patrimonio Valuta Sede legale partecipazione partecipazione Sociale Netto (‘000) (1)(1)diretta di Gruppo ERG Wind Bulgaria S.p.A. Globo Energy EOOD Sofia (Bulgaria) 100% 100% BGN 4.379 7.761 K&S Energy EOOD Sofia (Bulgaria) 100% 100% BGN 3.179 4.391 K&S Energy 1 EOOD Sofia (Bulgaria) 100% 100% BGN 3.023 6.552 K&S Energy 2 EOOD Sofia (Bulgaria) 100% 100% BGN 3.051 6.846 Mark 1 EOOD Sofia (Bulgaria) 100% 100% BGN 4.113 7.411 Mark 2 EOOD Sofia (Bulgaria) 100% 100% BGN 4.113 7.441 VG-1 EOOD Sofia (Bulgaria) 100% 100% BGN 1.520 2.772 VG-2 EOOD Sofia (Bulgaria) 100% 100% BGN 3.034 6.625 VG-3 EOOD Sofia (Bulgaria) 100% 100% BGN 3.057 5.706 VG-4 EOOD Sofia (Bulgaria) 100% 100% BGN 2.955 7.374 VG-5 EOOD Sofia (Bulgaria) 100% 100% BGN 3.059 5.798 VG-6 EOOD Sofia (Bulgaria) 100% 100% BGN 3.023 5.559 Wind Park Kavarna East EOOD Sofia (Bulgaria) 100% 100% BGN 505 4.017 Wind Park Kavarna West EOOD Sofia (Bulgaria) 100% 100% BGN 175 4.104 WP Bulgaria 4 EOOD Sofia (Bulgaria) 100% 100% BGN 2.157 3.948 ERG Wind France 1 S.a.s. Cepe De Montbeliard S.a.s. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 365 2.621 Cepe de Murat S.a.s. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 444 4.265 Cepe de Saint Florentin S.a.s. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 251 1.022 Ferme Eolienne de Teterchen S.a.s. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 100 1.335 Parc Eolien du Bois de l'Arche S.a.s. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 100 3.145 Parc Eolien du Bois de Bigot S.a.s. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 80 1.943 ERG Wind French Holdings S.a.s. Parc Eolien de la Chaude Vallee Sarl Parigi (Francia) 100% 100% Euro 8 297 Parc Eolien de Morvilers Sarl Parigi (Francia) 100% 100% Euro 8 540 Parc Eolien de Garcelles-Sacqueville SAS Parigi (Francia) 100% 100% Euro 1.037 380 Parc Eolien du Patis SAS Parigi (Francia) 100% 100% Euro 1.164 1.946 Parc Eolien Hauts Moulins Sarl Parigi (Francia) 100% 100% Euro 15 824 Parc Eolien Moulins des Champs Sarl Parigi (Francia) 100% 100% Euro 15 936 Parc Eolien de St Riquier 1 SAS Parigi (Francia) 100% 100% Euro 37 241 SAS Société d'Exploitation du Parc Eolien de la Souterraine Parigi (Francia) 100% 100% Euro 505 (188) Parc Eolien de Oyre Saint Sauveur Sas Parigi (Francia) 100% 100% Euro 37 176 Société d'Exploitation du Parc Eolien Le Nouvion Sas Parigi (Francia) 100% 100% Euro 37 (3.453) ERG Wind Investments S.r.l. ERG Wind Holdings (Italy) S.r.l. Genova (Italia) 100% 100% Euro 212 202.088 ERG Wind MEI 2-14-1 LTD Londra (UK) 100% 100% Euro 0 (5.366) ERG Wind MEI 2-14-2 LTD Londra (UK) 100% 100% Euro 0 (933) ERG Wind Holdings (Italy) S.r.l. ERG Wind Energy S.r.l. Genova (Italia) 68% 100% Euro 1.525 302.102 ERG Wind Sardegna S.r.l. Genova (Italia) 100% 100% Euro 77 81.885 ERG Wind Sicilia 6 S.r.l. Genova (Italia) 100% 100% Euro 77 44.231 ERG Wind Sicilia 6 S.r.l. ERG Wind 6 S.r.l. Genova (Italia) 100% 100% Euro 77 43.255 ERG Wind Sicilia 3 S.r.l. Genova (Italia) 100% 100% Euro 77 22.792 ERG Wind MEI 2-14-1 LTD (2)ERG Wind MEG 1 LLPLondra (UK) 80% 100% Euro \- 38.575 (2)ERG Wind MEG 2 LLPLondra (UK) 80% 100% Euro \- 32.392 (2)ERG Wind MEG 3 LLPLondra (UK) 80% 100% Euro \- 33.086 (2)ERG Wind MEG 4 LLPLondra (UK) 80% 100% Euro \- 31.844 (1) dati riferiti agli ultimi bilanci approvati (2) il restante 20% è detenuto dalla società ERG Wind MEI 2-14-2 184 Quota di Quota di Capitale Patrimonio Valuta Sede legale partecipazione partecipazione Sociale Netto ('000) (1)(1)diretta di Gruppo ERG Windpark Beteiligungs Gmbh ERG Wind 117 GmbH & Co. KG Amburgo (Germania) 100% 100% Euro 1 (2.889) Voltwerk Energy Park 8 Gmbh & Co. KG Amburgo (Germania) 100% 100% Euro 1 (2.992) Voltwerk Windpark Worbzig Gmbh & Co. KG Amburgo (Germania) 100% 100% Euro 0 \- Voltwerk Windpark Beesenstedt Gmbh & Co. KG Amburgo (Germania) 100% 100% Euro 1 1 Windpark Cottbuser Halde Gmbh & Co. KG Amburgo (Germania) 100% 100% Euro 5 (8.556) Windpark Achmer Vinte GmbH & Co. KG RENDITEFONDS Amburgo (Germania) 100% 100% Euro 7.500 (3.754) ERG Wind Weselberg GmbH & Co. KG Amburgo (Germania) 100% 100% Euro 9 (2.641) Windpark Linda GmbH & Co. KG Amburgo (Germania) 100% 100% Euro 2 (527) ERG Development Germany GmbH & Co.KG Amburgo (Germania) 100% 100% Euro 3 (130) UGE Barkow GmbH & und Co. KG UMWELTGERECHTE ENERGIE Amburgo (Germania) 100% 100% Euro 1 (3.300) UGE Barkow Zwei GmbH & und Co. KG UMWELTGERECHTE ENERGIE Amburgo (Germania) 100% 100% Euro 1 (2.091) UGE Barkow Drei GmbH & und Co. KG UMWELTGERECHTE ENERGIE Amburgo (Germania) 100% 100% Euro 1 (2.441) ERG Germany Gmbh Amburgo (Germania) 100% 100% Euro 210 (969) ERG Wind Ebersgrun GmbH & Co. KG Amburgo (Germania) 100% 100% Euro 162 (5.276) ERG Wind Hollige GmbH & Co. KG Amburgo (Germania) 100% 100% Euro 200 (7.891) ERG Wind Norath GmbH & Co. KG Amburgo (Germania) 100% 100% Euro 185 (5.939) ERG Wind Offenheim GmbH & Co. KG Amburgo (Germania) 100% 100% Euro 287 (7.753) ERG Wind Nack GmbH & Co. KG Amburgo (Germania) 100% 100% Euro 228 (6.263) ERG Windpark Aukrug Gmbh & Co. KG Amburgo (Germania) 100% 100% Euro 5 5 ERG Windpark Reinsdorf GmbH & Co. KG Amburgo (Germania) 100% 100% Euro 5 5 EW Orneta 2 Z.O.O. Blachy Pruszynsky-Energy SP.Z.O.O. Varsavia (Polonia) 100% 100% PLN 7.100 78.654 Hydro Inwestycje SP.Z.O.O. Varsavia (Polonia) 100% 100% PLN 42 55.056 Les Moulins de Fruges SAS Société d'exploitation du Parc Eolien de Mont Felix S.a.r.l. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 1.891 3.030 Société d'exploitation du Parc Eolien de Fond du Moulin S.a.r.l. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 344 (627) Société d'exploitation du Parc Eolien Le Chemin Vert S.a.r.l. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 1.804 (1.133) Société d'exploitation du Parc Eolien Le Marquay S.a.r.l. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 679 (687) Société d'exploitation du Parc Eolien Les Trente S.a.r.l. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 1.935 295 Société d'exploitation du Parc Eolien de Sole de Bellevue S.a.r.l. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 1.925 1.581 Holding Chery S.A.S. Ferme Eolienne De Chery S.A.S. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 37 394 Holding Quesnoy 2 S.A.S. Ferme Eolienne De Quesnoy-Sur-Airaines 2 S.A.S. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 37 278 ERG Poland Holding EW Piotrków kujawski SP. z.o.o., Varsavia (Polonia) 100% 100% PLN 5 1.470 Laszki Wind Sp. Z.o.o Varsavia (Polonia) 100% 100% PLN 5 (7.450) ERG Sweden Holding AB Furukraft AB Stoccolma (Svezia) 100% 100% SEK 50 65.249 Omniwatt Sas Omnigreen Sas Parigi (Francia) 100% 100% Euro 25 (29) Capenergie 3 Wind GmbH Francoforte (Germania) 100% 100% Euro 25 (29) LES EOLIENNES DE SAINT FRAIGNE S.A.S. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 3.700 4.024 NEUILLY SAINT FRONT ENERGIES S.A.S. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 37 (1.320) MONNES ENERGIES S.à r.l. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 1 (1.096) Omnigreen Sas SAINTE HELENE ENERGIES S.à r.l. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 1 (3.058) IEL EXPLOITATION 12 S.à r.l. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 1 (1.459) REUILLY ET DIOU ENERGIES S.à r.l. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 601 1.270 Capenergie 3 Wind GmbH SAINT CONGARD ENERGIES S.A.S. Parigi (Francia) 100% 100% Euro 2 (1.332) Crampon Puchot Energies Sas Wkn Picardie Verte II S.a.s Parigi (Francia) 100% 100% Euro 1 4.931 ERG Spain Holco S.L.U ERG Solar Almansa S.L.U. Madrid (Spagna) 100% 100% Euro 0 7 ERG Solar Tabernas S.L.U. Madrid (Spagna) 100% 100% Euro 0 (0) ERG Solar Fregenal de la Sierra S.L.U. Madrid (Spagna) 100% 100% Euro 3.000 13.831 ERG Solar Montiel S.L.U. Madrid (Spagna) 100% 100% Euro 3 3 ERG Solar El Abuelito S.L.U. Madrid (Spagna) 100% 100% Euro 3 3 ERG Solar Buenaventura S.L.U. Madrid (Spagna) 100% 100% Euro 10 46 ERG Hamburg Holding GmbH Amburgo (Germania) 100% 100% Euro 25 56.925 ERG Hamburg Holding GmbH Garnacha Solar S.L.U. Madrid (Spagna) 100% 100% Euro 6.000 52.241 (1) dati riferiti agli ultimi bilanci approvati 185 Elenco delle società rilevate s econdo il metodo del costo: CapitalValore di Quota di Quota di ValutPatrimonie bilancio Sede legale partecipazionpartecipaziona o NettoSociale 31.12.202e diretta e di Gruppo ('000) (1) (1) 3 ERG S.p.A. (2)ERG Petroleos S.A.Madrid (Spagna) 100% 100% Euro 3.050 (7.032) \- Società controllate \- ERG Power Generation S.p.A. (3)ERG Germany Verwaltungs GmbHParigi (Francia) 100% 100% Euro 25 25 25 (2)Eolico Troina S.r.l. in liquidazionePalermo (Italia) 99% 99% Euro 20 232 25 Società controllate 50 ERG Eolienne France S.a.s. (3)Parc Eolien de Saint-Loup sur Cher SARLParigi (Francia) 100% 100% Euro 8 (3) 8 (3)Parc Eolien du Puits Gergil SARLParigi (Francia) 100% 100% Euro 8 (3) 8 (3)Parc Eolien du Plateau de la Perche SARLParigi (Francia) 100% 100% Euro 8 (3) 8 (3)Parc Eolien des Boules SARLParigi (Francia) 100% 100% Euro 8 (3) 8 (3)Ferme Eolienne de la voie Sacree sud SASParigi (Francia) 100% 100% Euro 10 (72) 10 (3)Francese Parc Eolien Des Grandes Bornes SasParigi (Francia) 100% 100% Euro 8 8 8 (3)Parc Eolien Des Jonquilles SasParigi (Francia) 100% 100% Euro 8 8 8 (3)Parc Eolien De La Pleine De Burel SasParigi (Francia) 100% 100% Euro 8 8 8 (3)Parc Eolien de Saint Priest en Murat SasParigi (Francia) 100% 100% Euro 8 8 8 (3)Parc Eolien de Vent Communaux SasParigi (Francia) 100% 100% Euro 8 8 8 (3)Parc Eolien de la Foye SASParigi (Francia) 100% 100% Euro 8 8 8 Parc Photovoltaique de la Vallee de la Doulaye (4)Parigi (Francia) 100% 100% Euro 8 8 8 SAS Società controllate 86 ERG Windpark Beteiligungs Gmbh (3)Amburgo ERG Windpark Bischhausen Gmbh & Co. KG100% 100% Euro 5 5 (Germania) 5 (3)Amburgo ERG Windpark Heyen Gmbh & Co. KG100% 100% Euro 5 5 (Germania) 5 Amburgo (3)100% 100% Euro 5 5 ERG Windpark Bokel Gmbh & Co. KG(Germania) 5 Amburgo (3)100% 100% Euro 5 5 ERG Windpark Jeggeleben GmbH & Co. KG(Germania) 5 Società controllate 30 ERG UK Holding Ltd (3)High Cairn Wind Farm Limited Edimburgo (UK) 100% 100% GBP 0 \- \- (3)Seebeck House Creggan Wind Farm Limited100% 100% GBP 0 \- (UK) \- (3)Seebeck House Longburn Wind Farm LTD100% 100% GBP 0 \- (UK) \- Società controllate \- ERG Solar Holding S.r.l. (3)Fattoria Solare Futurasun S.r.l.Genova (Italia) 100% 100% Euro 10 10 \- Società controllate \- ERG Spain Holco S.L.U. (3)ERG Solar Montiel S.L.U.Madrid (Spagna) 100% 100% Euro 3 (2) 131 (3)ERG Solar El Abuelito S.L.U.Madrid (Spagna) 100% 100% Euro 3 (2) 166 (3) ERG Solar Buenaventura S.L.U.Madrid (Spagna) 100% 100% Euro 10 46 422 Società controllate 719 Garnacha Solar S.L.U. (4)TORO RENOVABLES 400KV S.L.Madrid (Spagna) 23,69% 23,69% Euro 3 1.899 1.071 Società collegate 1.071 (1)dati riferiti agli ultimi bilanci approvati(2)società in liquidazione. (3)società valutate al costo in quanto non operative(4)la Società è partecipata da altri 10 soci, titolari di altri progetti fotovoltaici, con quote di partecipazione dal 5,0% all’8,3%. Quota di Quota di Capitale Patrimonio Valore di Valuta Sede legale partecipazione partecipazione Sociale Netto bilancio ('000) diretta di Gruppo (1) (1) 31.12.2023 ERG S.p.A. CAF Interreg. Dipendenti S.r.l. Vicenza (Italia) 0,04% 0,06% Euro 276 1.069 \- Meroil S.A. Barcellona (Spagna) 0,87% 0,87% Euro 19.077 95.569 310 R.U.P.E. S.p.A. Genova (Italia) 4,86% 4,86% Euro 3.058 2.969 155 Altre società 465 (1) dati riferiti agli ultimi bilanci approvati 186 N OTA 48 \- PRINCIPI CONTABILI, EMENDAMENTI ED INTERPRETAZIONI IFRS APPLICATI DAL 1° GENNAIO 2023 Dal 1° gennaio 2023 sono divenuti applicabili, i seguenti principi, interpretazioni e modifiche ai principi esistenti in relazione ai quali non si segnalano effetti significativi sul Bilancio Consolidato: • Modifiche allo IAS 1 – Informativa sui principi contabili (data pubblicazione IASB febbraio 2021 11 ); • Modifica allo IAS 8 – Definizione di stima contabile (data pubblicazione IASB febbraio 2021); • Modifiche allo IAS 12 – Imposte differite relative ad attività e passività derivanti da una singola operazione (data pubblicazione IASB maggio 2021); • IFRS 17 – Contratti assicurativi, compresi gli emendamenti emanati nel mese di giugno 2020 (data pubblicazione IASB maggio 2017 e giugno 2020). L’IFRS 17 è un nuovo principio contabile per la rilevazione, valutazione, presentazione ed informativa dei contratti assicurativi emessi da un'entità e/o ai contratti di riassicurazione detenuti da un'entità. Sulla base delle analisi contabili effettuate dal management del Gruppo, i contratti emessi da ERG non rappresentano transazioni che possano rientrare nella definizione di contratto assicurativo. • Modifiche all’IFRS 17 \- Prima applicazione dell'IFRS 17 e dell'IFRS 9 – Informazioni comparative (data pubblicazione IASB dicembre 2021); • Modifiche allo IAS 12 12 \- Riforma fiscale internazionale – Norme tipo (secondo pilastro) (data pubblicazione IASB maggio 2023). Si rimanda alla Nota 40 \- Imposte sul reddito per dettagli. NOTA 49 \- PRINCIPI CONTABILI, EMENDAMENTI ED INTERPRETAZIONI IFRS E IFRIC, PUBBLICATI MA NON ANCORA ADOTTATI IN VIA ANTICIPATA DAL GRUPPO AL 31 DICEMBRE 2023 Di seguito sono indicati i nuovi principi o modifiche ai principi, applicabili, se omologati dall’Unione Europea, per gli esercizi che hanno inizio dopo il 1° gennaio 2023 e la cui applicazione anticipata è consentita. Tuttavia, il Gruppo ha deciso di non adottarli anticipatamente per la preparazione del presente Bilancio Consolidato. Entrata in vigore Descrizione Data di emissione Omologato 1° gennaio 2024 Modifiche all’IFRS 16 ‘Leasing’ Passività per leasing in un'operazione di vendita e retrolocazione 22 settembre 2022 20 novembre 2023 Modifiche allo IAS 1 ‘Presentation of financial statements’ sulla classificazione delle attività e delle passività non correnti con covenants 23 gennaio 2020 15 luglio 2020 31 ottobre 2022 19 dicembre 2023 Modifiche allo IAS 7 ‘Statement of Cash Flows’ e all’IFRS 7 ‘Financial Instruments: Disclosures’ sugli accordi di “supplier finance” 25 maggio 2023 No 1° gennaio 2025 Modifiche allo IAS 21 ‘The Effects of Changes in Foreign Exchange Rates’ sull’assenza di scambiabilità 15 agosto 2023 No La valutazione degli eventuali impatti dei sopraccitati Principi è in corso. NOTA 50 \- ALTRE INFORMAZIONI Durante l’esercizio non sono avvenute operazioni atipiche e/o inusuali. Per operazioni atipiche e/o inusuali si intendono quelle operazioni che per significatività/rilevanza, natura delle controparti, oggetto della transazione, modalità di determinazione del prezzo di trasferimento e tempistica dell’accadimento (prossimità alla chiusura dell’esercizio) possono dare luogo a dubbi in ordine: alla correttezza/completezza dell’informazione in Bilancio, al conflitto d’interesse, alla salvaguardia del patrimonio aziendale, alla tutela degli azionisti di minoranza. Non sono state date anticipazioni e non vi sono crediti verso amministratori e sindaci dell’impresa controllante per lo svolgimento di tali funzioni anche in altre imprese incluse nel consolidamento. Adempimenti informativi relativi alla legge 124/2017 del 4 agosto 2017 L’art. 1, commi 125-129, della Legge 4 agosto 2017 n. 124 ha introdotto l’obbligo in capo alle imprese che ricevono contributi economici da parte delle pubbliche amministrazioni di pubblicare gli importi ricevuti nella nota integrativa del Bilancio di esercizio e nell’eventuale Bilancio consolidato. A fronte delle difficoltà interpretative riscontrate nell’applicazione di tali disposizioni (Assonime – circolare n. 5 del 22 febbraio 2019) il legislatore è intervenuto modificando a più riprese il dettato normativo. In particolare, l’ultima riformulazione delle previsioni normative della Legge 124/17 è stata operata dal D.L. 30 aprile 2019, n. 34, recante misure urgenti di crescita economica e per la risoluzione di specifiche situazioni di crisi, convertito con la Legge 28 giugno 2019, n. 58, che ha fornito risposte a importanti questioni al fine di semplificare e razionalizzare la disciplina in oggetto. Di conseguenza, il Gruppo ERG ha deciso di indicare nei bilanci di esercizio delle società facenti parte 11 Il documento pubblicato dallo IASB include modifiche al documento “IFRS Practice Statements 2 – Making Materiality Judgements” che non sono state oggetto di omologazione da parte dell'Unione Europea in quanto non sono relative ad un principio contabile o una interpretazione. 12 Emendamento che si applica immediatamente a partire dalla pubblicazione il 23 maggio 2023, retroattivamente dal 1° gennaio 2023. 187 del Gruppo medesimo anche i contributi economici ricevuti dalle pubbliche amministrazioni fruibili da tutte le imprese e che r ientrano nella struttura generale del sistema di riferimento definito dallo Stato (quali, conto energia, titoli di efficienza energetica, etc.) salvo quelli appartenenti alle seguenti categorie: • le agevolazioni fiscali; • i contributi per la formazione ricevuti da fondi interprofessionali (ad esempio, Fondimpresa), in quanto fondi aventi forma associativa e natura giuridica di enti di diritto privato, che sono finanziati con i contributi versati dalle stesse imprese. R icavi 2023 di cui tariffa incentivante di cui garanzie di origine di cui RID di cui FER (milioni di Euro) Eolico Italia 8 - 6 - 2 Solare Italia 72 72 0,1 0,2 - Totale 80 72 6 0,2 2 Incassi 2023 di cui tariffa incentivante di cui garanzie di origine di cui RID di cui FER (milioni di Euro) Eolico Italia 4 - 2 - 2 Solare Italia 71 71 0,1 0,3 - Totale 75 71 2 0,3 2 Gli importi di riferimento indicati nelle tabelle di cui sopra sono riportati anche nei Bilanci delle società del Gruppo interessate. Ai sensi delle disposizioni dell’art. 3-quater della Legge n.12 dell’11 febbraio 2019, per le erogazioni eventualmente ricevute si rinvia alle indicazioni contenute nel Registro Nazionale degli Aiuti di Stato di cui all’articolo 52 della legge 24 dicembre 2012, n. 234. Si segnala infine che con riferimento all’esercizio 2023 le Società ERG S.p.A. ed ERG Power Generation S.p.A. hanno usufruito dello sgravio contributivo, riconosciuto dall’INPS, di cui all’art. 1 commi da 161 a 168 legge 30.12.2020 n.178 (“Decontribuzione Sud”) per un importo pari a 0,7 milioni di Euro. Dichiarazione consolidata non finanziaria 2023 ERG S.p.A. in conformità a quanto previsto dall’art.5, comma 3, lettera b del D.Lgs 254/2016, ha predisposto la dichiarazione consolidata di carattere non finanziario, che costituisce una relazione distinta. La dichiarazione consolidata non finanziaria 2023, redatta in conformità con i Global Reporting Initiative Sustainibility Standards (GRI Standards) definiti nel 2016 dal Global Reporting Initiative (GRI), sottoposta ad esame limitato da parte di KPMG S.p.A., è disponibile sul sito internet del Gruppo. Raccomandazioni in materia di informazioni da riportare nelle relazioni finanziarie e nei comunicati stampa delle società quota operanti nel settore delle energie rinnovabili Ai sensi della Raccomandazione CONSOB n. DIE/0061493 del 18 luglio 2013 in materia di informazioni da riportare nelle relazioni finanziarie e nei comunicati stampa delle società quotate operanti nel settore delle energie rinnovabili, vengono qui di seguito presentati i relativi prospetti tabellari. Riconciliazione con valore Immobili, Impianti e Macchinari della Situazione Patrimoniale-Finanziaria Valore netto contabile al 31.12.2023 (migliaia di Euro) Impianti in funzione 2.454.549 Impianti non ancora operativi 96.091 Altre Immobilizzazioni materiali 18.027 2.568.666 di cui Attività destinate ad essere cedute \- Totale Attività continue 2.568.666 188 Informazioni relative agli impianti di produzione di energia in funzione al 31 dicembre 2023 Valore netto Debito % Capacità Ubicazione contabile Società Impianto finoanziario di installata Geografica al 31.12.2023 associato possesso (MW) (migliaia di Euro) ERG Eolica S. Vincenzo S.r.l. ERG Eolica Faeto S.r.l. ERG Eolica Ginestra S.r.l. Green Vicari S.r.l. Parco Eolico No Italia 100% 541 279.878 ERG Eolica Fossa del Lupo S.r.l. ERG Eolica Adriatica ERG Eolica Campania Gruppo Donatello Parco Eolico No Italia 100% 172 221.541 ERG Wind Investments ERG Wind Sardegna ERG Wind Sicilia 6 ERG Wind 4 ERG Wind 6 ERG Wind Sicilia 2 Italia 100% ERG Wind Sicilia 3 ERG Wind Sicilia 4 Parco Eolico No 692 352.645 ERG Wind Sicilia 5 ERG Wind 2000 Erg Wind Energy ERG Wind MEG 1 LLP ERG Wind MEG 2 LLP Germania 100% ERG Wind MEG 3 LLP ERG Wind MEG 4 LLP Eolico Italia+Germania 100% 1.405 854.064 Parc Eolien du Carreau S.a.s. Parc Eolien de la Bruyère S.a.s. Parc Eolien les Mardeaux S.a.s. Parco Eolico No Francia 100% 64 8.216 Parc Eolien de Lihus S.a.s. Parc Eolien de Hetomesnil S.a.s. E. Du Vent SolaireERG Wind France 1 Ferme Eolienne de Teterchen S.a.s. Parc Eolien du Bois de l'Arche S.a.s. Parc Eolien du Bois de Bigot S.a.s. Parco Eolico No Francia 100% 64 19.737 Cepe Pays De Montbeliard S.n.c. Cepe de Saint Florentin S.n.c. Cepe de Murat S.n.c. Parc Eolien de St Riquier 3 SAS Parc Eolien de St Riquier 4 SAS Parc Eolien de la Chaude Vallee Sarl Parc Eolien de Morvilers Sarl SEPE Du Nouvion SAS Parc Eolien de Garcelles-Sacqueville SAS Parco Eolico No Francia 100% 125 82.753 Parc Eolien du Patis SAS Parc Eolien Hauts Moulins Parc Eolien Moulins des Camps (La Chapelle) Parc Eolien de St Riquier 1 SAS Parc Eolien de la Souterraine Parc Eolien de Oyre Saint Sauveur Parc Eolienne de la Voie Sacree S.a.s. Parco Eolico No Francia 100% 16 5.131 Parc Eolienne d'Epense S.a.s. WP France 6 S.a.s. Parco Eolico No Francia 100% 13 11.187 WP France 10 S.a.s. Parco Eolico No Francia 100% 7 6.997 Parc Eolien de la valleè de Torfou S.a.r.l. Parco Eolico No Francia 100% 26 22.618 Parc Eolien du Melier S.a.r.l Mont Félix Fond du Moulin Chemin Vert Parco Eolico No Francia 100% 52 24.677 Le Marquay Les Trentes Sole de Bellevue Ferme Eolienne Chery Sas Ferme Eolienne de Quesnoy-sur-Airaines 2 Sas Parco Eolico No Francia 100% 38 26.477 Ferme Eolienne de Saint Pierre de Maillè Sas Ventoux Parco Eolico No Francia 100% 41 36.155 Joran Parco Eolico No Francia 100% 58 69.922 Le Bouchats Parco Eolico No Francia 100% 18 22.637 Eolico Francia 100% 522 336.508 Globo Energy EOOD Mark 1 EOOD Parco Eolico No Bulgaria 100% 54 24.602 Mark 2 EOOD WP Bulgaria 4 EOOD 189 K&S Energy EOOD K&S Energy 1 EOOD K&S Energy 2 EOOD VG-1 EOOD VG-2 EOOD VG-3 EOOD VG-4 EOOD VG-5 EOOD VG-6 EOOD Wind Park Kavana East EOOD Wind Park Kavana West EOOD Eolico Bulgaria 100% 54 24.602 Corni Eolian SA Parco Eolico No Romania 100% 70 46.031 Eolico Romania 100% 70 46.031 EW Orneta 2 Z.O.O. Hydro Inwestycje SP.Z.O.O. Parco Eolico No Polonia 100% 82 70.228 Blachy Pruszynsky-Energy SP.Z.O.O. Lazski Parco Eolico No Polonia 100% 36 58.154 Piotkrow Parco Eolico No Polonia 100% 24 39.916 Eolico Polonia 100% 142 168.299 Furukraft Parco Eolico No Svezia 100% 62 71.025 Eolico Svezia 62 71.025 Voltwerk Energy Park 8 Gmbh Voltwerk Windpark Worbzig Gmbh Voltwerk Windpark Beesenstedt Gmbh Windpark Cottbuser Halde Gmbh 130 57.941 WP Achmer Vinte Gmbh Epuron Energy Park 117 (Frehne) Gmbh Parco Eolico No Germania 100% ERG Wind Dobberkau GmbH & Co. KG ERG Wind Weselberg GmbH & Co. KG UGE Barkow GmbH & Co.KG UGE Barkow Zwei GmbH & Co.KG 34 43.595 UGE Barkow Drei GmbH & Co.KG Windpark Linda GmbH & Co. KG Parco Eolico Sì Germania 100% 22 26.944 Ventoux Parco Eolico No Germania 100% 55 54.782 Eolico Germania (senza MEG) 100% 241 183.261 Evishagaran Parco Eolico No UK 100% 47 62.648 Craiggore Parco Eolico No UK 100% 25 38.671 Sandy Knowe Parco Eolico No UK 100% 50 132.079 Creag Riabach Parco Eolico No UK 100% 127 113.380 Eolico UK 100% 249 346.778 Eolico 100% 2.745 2.030.567 Gruppo ForVei Impianto fotovoltaico No Italia 100% 89 129.737 Isab Energy Solare (S.r.l.) Impianto fotovoltaico No Italia 100% 1 1.425 Andromeda PV S.r.l. Impianto fotovoltaico Sì Italia 100% 51 19.254 Gruppo Siena Impianto fotovoltaico No Italia 100% 34 22.041 Solare Italia 100% 175 172.458 Ventoux Impianto fotovoltaico No Francia 100% 57 38.643 Joran Impianto fotovoltaico No Francia 100% 22 16.653 Solare Francia 100% 79 55.295 Gruppo Valencia Impianto fotovoltaico No Spagna 100% 92 67.083 Fregenal de la Sierra Impianto fotovoltaico No Spagna 100% 25 18.798 Garnacha Impianto fotovoltaico No Spagna 100% 149 110.348 100% 266 196.229 Solare 100% 520 423.982 TOTALE 100% 3.266 2.454.550 Debito finanziario associato Valore contabile Erogazione / Società Impianto passività Forma tecnica Copertura Scadenza finanziaria Windpark Linda GmbH & Co. KG Parco Eolico 18.063 Project financing 2018 2038 Finanziamento a tasso fisso Eolico Germania (senza MEG) 18.063 Eolico 18.063 Andromeda PV S.r.l. Impianto fotovoltaico 80.108 Project Financing 2010 2028 Finanziamento a tasso fisso Solare Italia 80.108 Solare 80.108 TOTALE 98.171 Informazioni relative agli impianti di produzione di energia non ancora operativi al 31 dicembre 2023 190 Capacità Valore netto massima Stato contabile Denominazione Impianto / Ubicazione % di Società proprietaria Gruppo installata avanzamento al 31.12.2023 Gruppi di Impianti Geografica possesso prevista del progetto (migliaia di (MW) Euro) Roccapalumba Italia ERG Eolica Tirreno S.r.l. Renew 100% 47 Autorizzato e in fase di costruzione 53.879 Bourgogne I Francia Parc Eolien de Moulin Bois Epuron 100% 31 Autorizzato e in fase di costruzione 13.473 Limousine I Francia St Maurice La Clouere Epuron 100% 9 Autorizzato e in fase di costruzione 4.342 Picardie I Francia Parc Éolien du Pays à Part Epuron 100% 18 Autorizzato e in fase di costruzione 6.674 Reinsdorf Germania ERG Windpark Reinsdorf Impax 100% 6 Autorizzato e in fase di costruzione 1.672 Corlacky UK Corlacky n.d. 100% 47 Autorizzato e in fase di costruzione 16.052 Eolico 158 96.091 Impianti non ancora operativi 158 96.091 Per quanto riguarda gli impegni e garanzie rilasciate ai finanziatori degli impianti di cui alle tabelle sopra esposte, si rimanda a quanto dettagliato nella nota Nota 38 \- Informativa sui rischi finanziari. N OTA 51 \- CORRISPETTIVI DI REVISIONE In base all’art. 149-duodecies del Regolamento Emittenti, si riportano gli oneri di competenza 2021 relativi alle prestazioni effettuate dalla società di revisione KPMG S.p.A., revisore principale del Gruppo ERG, e dalle società appartenenti al network ad essa correlato. La predisposizione del prospetto è in linea con la “Procedura per il conferimento degli incarichi di revisione nelle società del Gruppo ERG e il monitoraggio sui servizi aggiuntivi”. I servizi di revisione comprendono la revisione completa dei bilanci annuali di esercizio e Consolidato e a revisione del reporting package della società ai fini della predisposizione del Bilancio consolidato della controllante e la revisione contabile limitata del Bilancio consolidato semestrale abbreviato. I servizi diversi dalla revisione legale si riferiscono principalmente a: • comfort letter in relazione all’aggiornamento e sottoscrizione dell’”Euro Medium Term Note Programme” per 55 migliaia di Euro; • verifica di conformità dei conti annuali separati ("Unbundling") per 16 migliaia di Euro; • verifica e attestazione dichiarazioni fiscali per 4 migliaia di Euro; • altri servizi per 135 migliaia di Euro sono relativi alle seguenti attività: • procedure di verifica concordate volontariamente richieste sui dati trimestrali delle società controllate per 100 migliaia di Euro; • revisione contabile della Dichiarazione Non Finanziaria (DNF) per 35 migliaia di Euro. Soggetto che ha erogato Compensi 2023 Tipologia del servizio Destinatario il servizio (Euro migliaia) Revisione legale dei conti Revisore della capogruppo società capogruppo 358 Revisore della capogruppo società controllate 793 Rete del revisore della capogruppo società controllate 477 Totale Servizi di Revisione 1.628 Servizi Diversi dalla Revisione Revisore della capogruppo società capogruppo 210 Revisore della capogruppo società controllate 63 Totale Servizi Diversi dalla Revisione 273 Totale 1.901 N OTA 52 \- FATTI DI RILIEVO INTERVENUTI DOPO LA CHIUSURA DELL’ESERCIZIO Data Area Geografica Settore Fatto di rilievo 17 gennaio 2024 Italia Corporate ERG si conferma tra le “Global 100” di Corporate Knights. ERG si è posizionata al 28°posto nel ranking 2024, in sensibile miglioramento rispetto alla 54°posizione del 2023. 24 gennaio 2024 Italia Corporate TIM ed ERG: al via il progetto “Missione Ambiente – Generazioni a scuola di Sostenibilità”, con l’obiettivo di contribuire alla diffusione della cultura della sostenibilità. 191 29 gennaio 2024 Francia Wind Solar Perfezionata l’acquisizione di un portafoglio eolico e solare da 73,2 MW in Francia. Il portafoglio di acquisizione è composto da due parchi fotovoltaici in operation (20,4 MW), da uno in avanzato stato di realizzazione (28,8 MW) e di un parco eolico in fase di commissioning (24 MW). 1° febbraio 2024 Italia Wind ERG e Google annunciano di aver finalizzato un accordo ventennale per la fornitura di 2 TWh di energia rinnovabile. 6 febbraio 2024 Italia Corporate ERG si conferma per il secondo anno nella “A list” di Carbon Disclosure Project. 19 febbraio 2024 Italia Corporate ERG conclude il programma di acquisto di azioni proprie. Sono state riacquistate, a partire dall’avvio del programma, n. 3.758.000 azioni ordinarie – numero massimo di azioni acquistabili – al prezzo medio ponderato di euro 26,0 per azione. Considerando le azioni già in portafoglio prima dell’avvio del programma, ERG detiene 4.540.080 azioni proprie pari al 3,0203% del relativo capitale sociale. 23 febbraio 2024 Italia Wind ERG cresce ancora in Italia con il completamento della costruzione e l’avvio dell’energizzazione del parco greenfield di Roccapalumba in Sicilia (47 MW). Non si segnalano fatti di rilievo che possano avere un impatto sulla situazione patrimoniale-finanziaria al 31 dicembre 2023. NOTA 53 \- DATA PUBBLICAZIONE DEL BILANCIO In data 12 marzo 2024 il Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A. ha autorizzato la pubblicazione del Bilancio unitamente alle relazioni degli Organi di controllo in base alle tempistiche previste dalla normativa vigente. Genova, 12 marzo 2024 per il Consiglio di Amministrazione Il Presidente Edoardo Garrone 192 ATTESTAZIONE DEL BILANCIO CONSOLIDATO AI SENSI DELL’ART. 81-TER DEL REGOLAMENTO CONSOB N. 11971 DEL 14 MAGGIO 1999 E SUCCESSIVE MODIFICHE E INTEGRAZIONI 1. I sottoscritti Paolo Luigi Merli, in qualità di Amministratore Delegato di ERG S.p.A., e Michele Pedemonte, in qualità di Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari di ERG S.p.A., attestano, tenuto conto di quanto previsto dall’art. 154-bis, commi 3 e 4, del Decreto Legislativo 24 febbraio 1998, n. 58: • l’adeguatezza in relazione alle caratteristiche del Gruppo ERG e • l’effettiva applicazione delle procedure amministrative e contabili per la formazione del Bilancio Consolidato nel corso del periodo compreso tra il 1° gennaio 2023 e il 31 dicembre 2023\. 2. Al riguardo si segnala che: • l’adeguatezza delle procedure amministrative e contabili per la formazione del Bilancio Consolidato del Gruppo ERG al 31 dicembre 2023 è stata verificata mediante la valutazione del sistema di controllo interno sull’Informativa Finanziaria. Tale valutazione è stata effettuata prendendo a riferimento i criteri stabiliti nel modello “Internal Control – Integrated Framework” emesso dal Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (COSO); • dalla valutazione del Sistema di Controllo Interno sull’Informativa Finanziaria non sono emersi aspetti di rilievo. 3. Si attesta, inoltre, che: • il Bilancio Consolidato del Gruppo ERG: o è redatto in conformità ai Principi Contabili Internazionali applicabili riconosciuti nella Comunità Europea ai sensi del Regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002; o corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili; o è idoneo a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale, economica e finanziaria dell’emittente e dell’insieme delle imprese incluse nel consolidamento; • la Relazione sulla Gestione comprende un’analisi attendibile dell’andamento e del risultato della gestione, nonché della situazione dell’emittente e dell’insieme delle imprese incluse nel consolidamento, unitamente a una descrizione dei principali rischi e incertezze cui sono esposte. Genova, 12 marzo 2024 L’Amministratore Delegato Il Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari Paolo Luigi Merli Michele Pedemonte 193 3\. BILANCIO SEPARATO AL 31 DICEMBRE 2023 ERG S.p.A. 194 Prospetto della Situazione Patrimoniale-Finanziaria (1) (1) Le note di commento alle singole voci sono parte integrante del presente Bilancio di cui con parti correlate di cui con parti correlate (Euro) Attività immateriali Nota 1 2.528.606 2.370.631 Immobili, impianti e macchinari Nota 2 8.096.611 8.496.258 Attività per diritti di utilizzo Nota 3 2.016.962 1.952.176 Partecipazioni Nota 4 2.633.735.644 2.603.551.103 Attività finanziarie non correnti valutate al Fair Value Nota 16 17.046.313 27.788.662 Attività per imposte differite Nota 5 8.407.380 8.757.936 Altre attività non correnti Nota 6 1.997.108 2.311.129 Attività non correnti 2.673.828.623 2.655.227.895 Crediti commerciali Nota 7 3.461.045 2.131.315 10.695.031 10.376.364 Altri crediti e attività correnti Nota 8 27.545.985 59.565 31.483.918 4.281.925 Attività per imposte correnti Nota 9 25.076.817 21.334.356 27.843.685 23.823.929 Attività finanziarie correnti valutate al Fair Value Nota 16 30.769.579 - 35.755.328 - Altre attività finanziarie correnti Nota 16 240.959.047 1.625.458 140.777.519 40.442.702 Disponibilità liquide e mezzi equivalenti Nota 16 415.897.305 282.096.999 Attività correnti 743.709.780 528.652.480 TOTALE ATTIVITA' 3.417.538.403 3.183.880.375 Capitale sociale Nota 10 15.032.000 15.032.000 Altre riserve Nota 10 842.146.521 919.547.461 Utili (Perdite) a nuovo Nota 10 41.910.428 179.830.359 Utile del periodo Nota 10 27.764.716 11.617.989 Patrimonio Netto 926.853.665 1.126.027.809 Fondi per benefici ai dipendenti Nota 11 1.593.185 1.592.567 Passività per imposte differite Nota 5 9.339.507 15.252.728 Fondo Business Dismessi Nota 12 76.574.988 76.243.686 Altri fondi non correnti Nota 13 753.879 888.647 Altre passività finanziarie non correnti Nota 16 1.924.052.285 1.593.006.640 Passività finanziarie non correnti per beni in leasing Nota 16 1.355.885 1.330.971 Passività non correnti 2.013.669.728 1.688.315.238 Altri fondi correnti Nota 13 499.292 1.218.634 Debiti commerciali Nota 15 12.526.837 24.400 8.814.836 510.184 Altre passività finanziarie correnti Nota 16 442.508.887 294.829.894 325.013.221 18.224.231 Passività finanziarie correnti per beni in leasing Nota 16 673.160 621.830 Altre passività correnti Nota 17 7.367.236 1.336.000 14.303.848 5.454.000 Passività per imposte correnti Nota 18 13.439.597 13.439.597 19.564.959 19.564.959 Passività correnti 477.015.010 369.537.327 TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA' 3.417.538.403 3.183.880.375 31/12/2023 31/12/2022 195 Prospetto di Conto Economico (1) (1) Le note di commento alle singole voci sono parte integrante del presente Bilancio Prospetto di Conto economico complessivo (1) (1) Le note di commento alle singole voci sono parte integrante del presente bilancio di cui con parti correlate di cui con parti correlate (Euro) Ricavi Nota 20 35.404.186 35.104.528 34.272.096 33.172.849 Altri proventi Nota 21 2.085.205 453.579 1.219.063 384.290 Costi per acquisti Nota 22 (172.521) (149.905) Costi per servizi ed altri costi Nota 23 (28.749.144) (6.331.200) (32.848.701) (8.709.280) Costi del lavoro Nota 24 (23.600.513) (2.573.177) (28.077.647) (4.248.000) MARGINE OPERATIVO LORDO (15.032.787) (25.585.094) Ammortamenti Attività Immateriali Nota 25 (1.801.383) (1.579.366) Ammortamenti Immobili, impianti e macchinari e Attività per diritti d'utilizzo Nota 25 (1.470.991) (1.826.601) RISULTATO OPERATIVO NETTO (18.305.161) (28.991.061) Proventi finanziari 30.827.455 495.231 28.197.885 21.110.595 Oneri finanziari (43.338.480) (4.625.429) (47.198.285) (3.344.165) PROVENTI (ONERI) FINANZIARI NETTI Nota 26 (12.511.025) (19.000.400) Proventi (oneri) da partecipazioni netti 53.017.703 52.482.054 PROVENTI (ONERI) DA PARTECIPAZIONI NETTI Nota 27 53.017.703 52.482.054 RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE 22.201.517 4.490.593 Imposte sul reddito Nota 28 5.563.199 7.127.396 RISULTATO NETTO DEL PERIODO 27.764.716 11.617.989 2023 2022 2023 2022 (Euro) RISULTATO NETTO DEL PERIODO 27.764.716 11.617.989 Variazioni che non saranno riclassificate a conto economico Variazione attuariale delle passività per benefici ai dipendenti Nota 11 (7.747) 84.217 Imposte sul reddito riferite alla variazione attuariale delle passività per benefici ai dipendenti Nota 11 1.859 (20.212) Totale (5.888) 64.005 Variazioni che saranno riclassificate a conto economico Copertura dei flussi finanziari - quota efficace della variazione di fair value Nota 10 (24.619.960) 69.498.043 Imposte sul reddito riferite alla copertura dei flussi finanziari - quota efficace della variazione di fair value Nota 10 5.908.790 (16.679.530) Totale (18.711.170) 52.818.513 Altre componenti del risultato complessivo al netto delle imposte (18.717.057) 52.882.518 Risultato netto complessivo del periodo 9.047.659 64.500.507 196 Prospetto dei Flussi Finanziari (1) (Euro) (1) Le note di commento alle singole voci sono parte integrante del presente bilancio 31/12/2023 di cui con parti correlate 31/12/2022 di cui con parti correlate FLUSSI FINANZIARI DERIV ANTI DALL'ATTIV ITA' OPERATIVA (A): Risultato netto del periodo 27.764.716 11.617.989 Rettifiche per: \- Imposte sul reddito (5.564.252) (7.127.396) \- Ammortamenti e svalutazioni delle immobilizzazioni Nota 25 3.272.374 3.405.967 \- accantonamento e (rilascio) fondi Note 12 13 1.123.291 2.796.311 \- Plusvalenze/minusvalenze da realizzo di attività non correnti (5.092) (52.428) \- Plusvalenza su esercizio opzione put in ISAB S.r.l. \- proventi per dividendi (50.000.000) (50.000.000) (50.079.906) (50.079.906) \- Interessi attivi (26.055.962) (494.953) (18.392.204) (5.564.514) \- Interessi passivi 39.392.926 4.625.429 31.167.068 431.576 \- variazione per piano di stock option e assegnazione azioni proprie a dipendenti 2.678.333 2.678.333 2.678.333 2.678.333 -contributo - - 4.119.000 4.119.000 \- variazione fair value di attività finanziarie valutate al FVTPL - - \- variazione fair value dei derivati di copertura (porzione non efficace) (9.024.886) - \- variazione dei fondi relativi al personale Nota 11 (5.270) 245.791 Altre variazioni non monetarie 2.774.922 1.517.145 (13.648.899) (18.104.329) Variazione delle altre attività e passività di esercizio: \- Variazione dei crediti commerciali Nota 7 7.233.986 8.245.049 (9.551.923) (9.890.285) \- Variazione dei debiti commerciali Nota 15 3.712.001 (485.784) 185.406 430.142 \- Variazione netta di altri crediti/debiti e di altre attività/passività Note 6,8,14,17 (2.684.658) 4.168.497 2.701.320 345.955 Dividendi incassati 50.000.000 50.000.000 50.079.906 50.079.906 Utilizzo fondi (1.497.808) (2.685.780) Imposte (pagate)/incasso da consolidamento fiscale 2.553.742 5.073.182 59.317.264 45.802.110 FLUSSI FINANZIARI DERIV ANTI DALL'ATTIV ITA' OPERATIVA (A) 45.668.364 27.697.781 FLUSSO DI CASSA DA ATTIVITA' DI INVESTIM ENTO (B): Acquisizioni di attività immateriali Nota 1 (1.967.858) (1.662.867) Acquisizioni di immobili, impianti e macchinari e attività per diritti di utilizzo Note 2,3 (1.175.532) (1.795.808) Acquisizioni partecipazioni Nota 4 (184.541) (184.541) Disinvestimenti di immobili, impianti e macchinari e attività per diritti di utilizzo Nota 2 58.285 260.254 Rettifica prezzo da cessione partecipazione 3.173.961 2.645.571 Versamento in conto capitale ERG Pow er Generation Nota 4 - - - Investimento in titoli Nota 16 (235.000.000) (100.000.000) Incasso titoli 100.000.000 299.999.424 Variazione finanziamenti a società controllate - - - - Rimborso finanziamenti da società controllate - - 707.441.031 707.441.031 Interessi incassati 27.450.003 5.617.243 27.515.038 1.287.472 Altre variazioni di attività finanziarie a breve termine - - FLUSSO DI CASSA DA ATTIVITA' DI INVESTIM ENTO (B): (107.645.682) 934.218.100 FLUSSO DI CASSA DA ATTIVITA' DI FINANZIAM ENTO (C): Nuovi finanziamenti Nota 16 330.000.000 17.792.653 Emissione Green Bond Nota 16 - - Rimborsi di finanziamenti Nota 16 (250.000.000) (1.209.999.424) Variazione di altre passività finanziarie correnti Nota 16 358.690.324 269.986.991 (49.850.515) Interessi passivi pagati (29.339.818) 4.193.854 (28.026.777) Fees su revolving (1.891.058) (1.729.197) Pagamento delle passività finanziarie per i beni in leasing Nota 16 (781.688) (1.000.141) Dividendi pagati (149.537.920) (94.000.000) (134.584.128) (84.600.000) Acquisto Azioni proprie Nota 10 (61.362.216) - FLUSSO DI CASSA DA ATTIVITA' DI FINANZIAM ENTO (C): 195.777.624 1.407.397.529\- FLUSSO DI CASSA NETTO DEL PERIODO (A+B+C) 133.800.306 445.481.648\- DISPONIBILITA' LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI AD INIZIO PERIODO Nota 16 282.096.999 727.578.646 FLUSSO DI CA SSA NETTO DEL PERIODO 133.800.306 445.481.648 \- DISPONIBILITA' LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI A FINE PERIODO Nota 16 415.897.305 282.096.999 RICLASSIFICA ATTIVITA'/PASSIVITA' DESTINATE AD ESSERE TRASFERIT E DISPONIBILITA' LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI A FINE PERIODO Nota 16 415.897.305 282.096.999 197 Prospetto delle variazioni del Patrimonio Netto (1) (1) Le note di commento alle singole voci sono parte integrante del presente bilancio (Euro) Capitale sociale Cash Flow Hedge Riserva piani a benefici definiti Azioni proprie in portafoglio Riserve Utile (perdita) del periodo Totale Patrimonio netto Saldo al 31.12.2021 15.032.000 (4.626.163) (285.094) (5.377.545) 1.163.444.419 21.126.479 1.189.314.097 Destinazione del risultato 2021 - 21.126.479 (21.126.479) - Pagamento basato su azioni con strumenti rappresentativi di capitale Nota 10 6.797.333 6.797.333 Distribuzione dividendi Nota 10 - (134.584.128) - (134.584.128) Altre variazioni - Risultato esercizio 2022 Nota 10 - - 11.617.989 11.617.989 Variazione del risultato complessivo Nota 10 - 52.818.513 64.005 - - 52.882.518 Risultato netto complessivo - 52.818.513 64.005 - 11.617.989 64.500.507 Saldo al 31.12.2022 15.032.000 48.192.350 (221.089) (5.377.545) 1.056.784.104 11.617.989 1.126.027.809 Riserva di altre componenti del risultato complessivo (Euro) Capitale sociale Cash Flow Hedge Riserva piani a benefici definiti Azioni proprie in portafoglio Riserve Utile (perdita) del periodo Totale Patrimonio netto Saldo al 31.12.2022 15.032.000 48.192.350 (221.089) (5.377.545) 1.056.784.104 11.617.989 1.126.027.809 Destinazione del risultato 2022 - 11.617.989 (11.617.989) - Pagamento basato su azioni con strumenti rappresentativi di capitale Nota 10 2.678.333 2.678.333 Acquisto azioni proprie Nota 10 (61.362.216) (61.362.216) Distribuzione dividendi Nota 10 - (149.537.920) - (149.537.920) Altre variazioni - Risultato esercizio 2023 Nota 10 - - 27.764.716 27.764.716 Variazione del risultato complessivo Nota 10 - (18.711.170) (5.888) - - (18.717.058) Risultato netto complessivo - (18.711.170) (5.888) - 27.764.716 9.047.659 Saldo al 31.12.2023 15.032.000 29.481.181 (226.977) (66.739.761) 921.542.506 27.764.716 926.853.665 Riserva di altre componenti del risultato complessivo 198 NOTE ILLUSTRATIVE AL BILANCIO SEPARATO Introduzione ERG S.p.A. è l’entità che redige il Bilancio ed ha sede legale Genova in via De Marini 1 (Torre WTC). ERG S.p.A., società quotata in Borsa dal 1997, opera, anche attraverso le proprie partecipate, come primario operatore indipendente nella produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, eolica e solare in Italia, Francia, Germania, Spagna, Regno Unito, Polonia, Romania, Bulgaria e Svezia. I n data 12 marzo 2024 il Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A. ha autorizzato la pubblicazione del bilancio unitamente alle relazioni degli Organi di Controllo in base alle tempistiche previste dalla normativa vigente. E RG S.p.A. garantisce l’indirizzo strategico del Gruppo, ha la responsabilità diretta dei processi di business development ed assicura la gestione di tutti i processi di supporto al business. L’Assemblea degli Azionisti convocata per l’approvazione del Bilancio Separato ha la facoltà di richiedere modifiche al bilancio stesso. Criteri di redazione Il presente Bilancio, espresso in Euro (moneta funzionale della capogruppo ERG S.p.A. e moneta di presentazione), è stato redatto: • in conformità ai Principi Contabili Internazionali emanati dall’International Accounting Standard Board (IASB) e omologati dall’Unione Europea (“IFRS-EU”) nonché in conformità ai provvedimenti emanati in attuazione dell’art.9 del Decreto Legislativo n.38 del 28 febbraio 2005; • nel la prospettiva della continuità aziendale, e pertanto nel presupposto che la Società sarà in grado di soddisfare le condizioni di rimborso obbligatorie delle linee di credito concesse dalle banche e delle emissioni obbligazionarie come indicato nella Nota 31 – Strumenti finanziari. I l Bilancio al 31 dicembre 2023 è sottoposto a revisione contabile da parte della società KPMG S.p.A. in base all’incarico di revisione legale per gli esercizi 2018 – 2026 conferito ai sensi del Decreto Legislativo 39/2010 dall’Assemblea degli azionisti del 23 aprile 2018. I valori esposti nelle note illustrative al bilancio separato, ove non diversamente specificato, sono espressi in migliaia di Euro. I principi contabili e i criteri di valutazione sono presentati all’interno di ciascuna nota alla quale si riferiscono. Le variazioni intervenute nell’applicazione dei principi contabili, laddove rilevanti, sono descritte nei successivi paragrafi. Contenuto e forma del Bilancio Separato Il presente Bilancio è costituito: • dagli schemi primari di Bilancio, con le seguenti caratteristiche: - il P rospetto della Situazione Patrimoniale-Finanziaria presenta le attività e passività in base alla loro scadenza, separando le poste correnti e le poste non correnti. Le attivit à c orrenti, sono quelle destinate a essere realizzate, cedute o consumate nel normale cicl o oper ativo della Società o nei 12 mesi successivi alla chiusura dell’esercizio; le passivit à c orrenti sono quelle per le quali è prevista l’estinzione nel normale ciclo operativo della Società o nei 12 mesi successivi alla chiusura dell’esercizio. Le attività classificate come possedute per la vendita e delle passività incluse in un gruppo in dismissione classificat o c ome posseduto per la vendita sono chiaramente distinte; - il P rospetto di Conto economico include un’analisi delle poste per natura, struttura ritenuta più rappresentativa rispetto alla presentazione per destinazione, con separata evidenza del risultato netto delle attività operative cessate. La forma scelta è, infatti, conforme alle modalità di reporting interno e di gestione; - I l Prospetto di Conto economico complessivo riporta le componenti di ricavo e di costo 199 (incluse le rettifiche da riclassificazione) che non sono rilevate nell'utile (perdita) d'esercizio in applicazione dei principi “IFRS-EU”; - il Prospetto dei Flussi Finanziari è strutturato sulla base del metodo indiretto, con indicazione del flusso di cassa da attività operativa, da attività di investimento e da attività di finanziamento; - il Prospetto delle variazioni del Patrimonio Netto con evidenza separata del risultato di esercizio e di ogni ricavo, provento, onere e spesa non transitati a conto economico, ma imputati direttamente a patrimonio netto consolidato sulla base dei principi “IFRS-EU”. • dalle Note illustrative. Uso di stime – Rischi e incertezze La redazione delle situazioni contabili in applicazione degli IFRS-EU richiede da parte degli amministratori di ERG S.p.A. l’effettuazione di stime e di assunzioni che hanno effetto sui valori delle attività e delle passività di bilancio e sull’informativa relativa ad attività e passività potenziali. L’elaborazione di tali stime ha implicato l’utilizzo di informazioni disponibili e l’adozione di valutazioni soggettive. Per loro natura le stime e le assunzioni utilizzate possono variare di esercizio in esercizio e, pertanto, non è da escludersi che negli esercizi successivi gli attuali valori di bilancio potranno differire a seguito del mutamento delle valutazioni soggettive utilizzate. Le principali stime per le quali è maggiormente richiesto l’impiego di valutazioni soggettive, oltre a quelle relative alle valutazioni al fair value, descritte nello specifico paragrafo, sono state utilizzate, tra l’altro, per: • l’impairment test della partecipazione in ERG Power Generation S.p.A. con particolare riferimento al processo di individuazione e monitoraggio dei trigger event ed alle principali ipotesi per la determinazione del valore recuperabile, ivi comprese, l’individuazione di variabili macroeconomiche quali inflazione e tassi di sconto, anche in considerazione all’attuale clima di incertezza geopolitica nonché dello scenario energetico; • la valutazione dei fondi e delle passività potenziali correlate a procedimenti civili, amministrativi e fiscali; in particolare, i processi valutativi sono basati su elementi complessi che per loro natura implicano il ricorso al giudizio degli Amministratori, anche tenendo conto degli elementi acquisiti da parte di consulenti esterni, e riguardano sia la determinazione del grado di probabilità di avveramento delle condizioni che possono comportare un esborso finanziario e quindi la classificazione tra le passività ovvero tra le passività potenziali, sia la quantificazione del relativo ammontare (Nota 12 – Fondo business dismessi, Nota 13 – Altri fondi). In particolare, con riferimento al Fondo per Business dismessi gli elementi di maggiore complessità sono riconducibili al processo e alla modalità di valutazione correlati ai rischi legati principalmente a eventi risalenti nel tempo e inerenti a tematiche di natura ambientale, legale e fiscale legate ai business “Oil” dismessi della Raffinazione Costiera e del Downstream integrato; • gli accantonamenti per rischi su crediti e svalutazione di attivo (Nota 7 – Crediti commerciali); • le imposte differite attive, la cui iscrizione è supportata dalle prospettive d’imponibilità del Gruppo risultanti dalla redditività attesa prevista dai piani industriali e dalla previsione di composizione e rinnovo dei consolidati fiscali (Nota 5 \- Fiscalità differita). Valutazioni del fair value Diversi principi contabili e alcuni obblighi di informativa richiedono alla Società la valutazione del fair value delle attività e delle passività finanziarie e non finanziarie. In relazione alla valutazione dei fair value, la Società ha in essere una propria struttura di valutatori, responsabile in generale di tutte le valutazioni di fair value significative, comprese quelle di Livello 3 (se presenti). I dati di input non osservabili e le rettifiche di valutazione sono oggetto regolare di rivalutazione. Quando per determinare il fair value si utilizzano informazioni di terzi, quali le quotazioni dei broker o i servizi di pricing, il team di valutatori valuta e documenta le evidenze ottenute dai soggetti terzi per supportare il fatto che tali valutazioni soddisfino le disposizioni degli IFRS-EU, compreso il livello della gerarchia del fair value in cui classificare la relativa valutazione. Gli aspetti significativi relativi alla valutazione sono comunicati al Comitato Controllo e Rischi del Gruppo. Nella valutazione del fair value di un’attività o una passività, la Società si avvale per quanto possibile di dati di mercato osservabili. I fair value sono distinti in vari livelli gerarchici in base ai dati di input utilizzati nelle 200 tecniche di valutazione, come illustrato di seguito. – Livello 1: prezzi quotati (non rettificati) su mercati attivi per attività o passività identiche. – Livello 2: dati di input diversi dai prezzi quotati di cui al Livello 1 che sono osservabili per l’attività o la passività, sia direttamente (prezzi), sia indirettamente (derivati dai prezzi). – Livello 3: dati di input relativi all’attività o alla passività che non sono basati su dati di mercato osservabili. Se i dati di input utilizzati per valutare il fair value di un’attività o di una passività rientrano nei diversi livelli della gerarchia del fair value, l’intera valutazione è inserita nello stesso livello di gerarchia dell’input di livello più basso che è significativo per l’intera valutazione. La Società rileva i trasferimenti tra i vari livelli della gerarchia del fair value data dall’evento o dal cambiamento delle circostanze che ha determinato il trasferimento nel quale il trasferimento ha avuto luogo. Ulteriori informazioni sulle ipotesi per determinare il fair value vengono fornite nelle seguenti note: – Nota 23 – Costi per servizi e altri costi e Nota 24 – Costi del lavoro; – Nota 31 – Strumenti finanziari. Le stime e le assunzioni sono riviste periodicamente e gli effetti di ogni variazione sono riflessi a conto economico nel periodo in cui la variazione è avvenuta. Impairment test su partecipazioni Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione Perdita di valore delle attività non finanziarie (impairment test) La Società verifica, almeno una volta l’anno, la recuperabilità del valore contabile delle attività non finanziarie, incluse le partecipazioni, al fine di determinare se vi sia qualche indicazione che tali attività possano aver subito una perdita di valore (esame dei triggering events). Se esiste tale indicazione, occorre stimare il valore recuperabile dell’attività per determinare l’eventuale perdita di valore. Il valore recuperabile di un’attività è il maggiore tra il valore corrente al netto dei costi di vendita ed il suo valore d’uso determinato come valore attuale dei flussi finanziari futuri stimati. Una perdita di valore è iscritta se il valore recuperabile è inferiore al valore contabile. Quando, successivamente, una perdita su attività, diverse dall’avviamento, viene meno o si riduce, il valore contabile dell’attività o dell’unità generatrice di flussi finanziari è incrementato sino alla nuova stima del valore recuperabile senza eccedere il valore che sarebbe stato determinato se non fosse stata rilevata alcuna perdita. ERG Power Generation S.p.A. Nel presente Bilancio il valore di iscrizione della partecipazione in ERG Power Generation S.p.A. è pari a 2.633 milioni di Euro (2.603 milioni di Euro al 31 dicembre 2022). Si rimanda alla Nota 4 – Partecipazioni per ulteriori dettagli. Si precisa che ai fini del Bilancio 2017 la Società aveva verificato il valore della partecipazione che evidenziava una differenza significativamente positiva del valore recuperabile rispetto al valore d’iscrizione. Ai fini del Bilancio dal 2018 al 2022 il Gruppo aveva proceduto a verificare la presenza di indicatori di perdita durevole di valore e non era emersa la necessità di procedere alla determinazione del valore recuperabile. Ai fini del Bilancio 2023 il Gruppo ha verificato la presenza di indicatori di perdita durevole di valore. In particolare, sono stati presi in esame: • l’evoluzione dell’enterprise value dei Gruppi di CGU appartenenti, in modo diretto ed indiretto, ad ERG Power Generation S.p.A. ; • la distribuzione di dividendi nell’esercizio 2023, pari a 50 milioni di Euro, da ERG Power Generation S.p.A. ad ERG S.p.A.; • la capitalizzazione di borsa di ERG S.p.A. al 31 dicembre 2023 pari a 4,3 miliardi di Euro (4,4 miliardi di Euro al 31 dicembre 2022). A tal fine si precisa che il fair market value di ERG Power Generation S.p.A. è desumibile da quello di ERG S.p.A. al netto dei costi della struttura corporate e delle disponibilità liquide nette di ERG S.p.A. La Direzione della Società ha ritenuto che le assunzioni adottate per l’identificazione e la verifica degli indicatori siano ragionevoli e sulla base delle assunzioni soprammenzionate non è emersa la necessità di procedere alla determinazione del valore recuperabile. 201 Analisi della Situazione Patrimoniale-Finanziaria Nota 1 - Attività immateriali Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione Le altre attività immateriali sono costituite principalmente da licenze software. Le attività immateriali sono iscritte al costo di acquisto, comprensivo di tutti gli oneri accessori ad esse imputabili. Le altre attività immateriali vengono ammortizzate in un periodo massimo di 5 anni. La voce “Altre attività immateriali” è costituita principalmente da software applicativi e dalla consulenza effettuata nella fase di implementazione degli stessi. L’incremento è dovuto principalmente agli investimenti del periodo relativi a nuovi software e miglioramenti su quelli esistenti. (migliaia di Euro) Altre attività immateriali Attività in corso Totale Costo storico 42.721 847 43.568 Ammortamenti e svalutazioni (41.176) - (41.176) Saldo al 31.12.2021 1.545 847 2.392 Movimenti del periodo: Acquisizioni 951 712 1.663 Capitalizzazioni/riclassifiche 730 (835) (105) Alienazioni e dismissioni - - - Ammortamenti (1.579) - (1.579) Altre variazioni - - - Costo storico 44.402 724 45.126 Ammortamenti e svalutazioni (42.755) - (42.755) Saldo al 31.12.2022 1.646 724 2.371 Movimenti del periodo: Acquisizioni 1.513 454 1.968 Capitalizzazioni/riclassifiche 633 (642) (8) Alienazioni e dismissioni - - - Ammortamenti (1.801) - (1.801) Altre variazioni - - - Costo storico 46.549 537 47.085 Ammortamenti e svalutazioni (44.557) - (44.557) Saldo al 31.12.2023 1.992 537 2.529 202 Nota 2 - Immobili, impianti e macchinari Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione Gli Immobili, impianti e macchinari sono iscritti al costo di acquisto, comprensivo degli oneri finanziari capitalizzati o di produzione al netto dell’ammortamento e delle perdite per riduzione di valore cumulati. Se un elemento di immobili, impianti e macchinari è composto da vari componenti aventi vite utili differenti, tali componenti sono contabilizzati separatamente (componenti significativi). L’utile o la perdita generati dalla cessione di un elemento di immobili, impianti e macchinari viene rilevato nell’utile/(perdita) dell’esercizio. I costi di ampliamento, ammodernamento e trasformazione ed i costi di manutenzione sono capitalizzati solo se vanno ad incrementare i benefici economici futuri del bene cui si riferiscono. L’imputazione a conto economico dell’onere capitalizzato avviene attraverso il processo di ammortamento. L’ammortamento è calcolato a quote costanti sulla vita utile stimata. Quando l’attività materiale è costituita da più componenti significative aventi vite utili differenti, l’ammortamento è effettuato per ciascuna componente. Il valore da ammortizzare è rappresentato dal valore di iscrizione ridotto del presumibile valore residuo, se significativo e ragionevolmente determinabile. I terreni non sono oggetto di ammortamento, anche se acquistati congiuntamente ad un fabbricato. I beni gratuitamente devolvibili sono ammortizzati nel periodo minore tra la vita stimata del cespite e la durata della concessione. Le aliquote di ammortamento applicate sono le seguenti: • Fabbricati industriali – 2,75%-5,5% • Fabbricati strumentali – 25% • Impianti generici – 10% • Mobili e arredi – 12% • Macchine elettroniche – 20% • Attrezzatura – 25% • Autovetture – 25% • Spese incrementative – 8-25% La voce “Terreni e fabbricati” include i terreni sul sito di Priolo Gargallo. La voce “Altre attività” è costituita principalmente da attrezzature, mobili e arredi ed opere d’arte. (migliaia di Euro) Terreni e fabbricati Impianti e macchinari Altre attività Attività in corso di costruzione Totale Costo storico 17.315 951 12.635 20 30.922 Ammortamenti e svalutazioni (11.093) (583) (9.971) - (21.647) Saldo al 31.12.2021 6.222 368 2.665 20 9.275 Movimenti dell'esercizio Acquisizioni - - 147 15 161 Capitalizzazioni - - 125 (20) 105 Riclassifiche - - - - - Alienazioni e dismissioni (costo) - (25) (1.058) - (1.083) Alienazioni e dismissioni (fondo) - 4 963 - 967 Altre variazioni - - - - - Ammortamenti (421) (62) (446) - (929) Costo storico 17.315 926 11.849 15 30.105 Ammortamenti e svalutazioni (11.513) (642) (9.454) - (21.609) Saldo al 31.12.2022 5.802 285 2.395 15 8.496 Movimenti dell'esercizio Acquisizioni - 13 229 76 318 Capitalizzazioni - - - - - Riclassifiche - - 23 (15) 9 Alienazioni e dismissioni (costo) - (60) (1.045) - (1.105) Alienazioni e dismissioni (fondo) - 55 1.045 - 1.099 Altre variazioni - - - Ammortamenti (296) (58) (367) - (720) Costo storico 17.315 879 11.056 76 29.326 Ammortamenti e svalutazioni (11.809) (644) (8.776) - (21.230) Saldo al 31.12.2023 5.506 235 2.280 76 8.097 203 Nota 3 – Attività per diritti di utilizzo I nformazioni rilevanti sui principi contabili adottati e c riteri di rilevazione e misurazione Leasing I leasing della Società, nella definizione dell’IFRS 16, sono relativi a immobili, attrezzature, e flotta veicoli. I beni in leasing sono rilevati nel Bilancio con l’iscrizione di un’attività che rappresenta il diritto di utilizzo del bene sottostante e una passività che riflette l’obbligazione per il pagamento dei canoni di locazione. Le passività finanziarie sono attualizzate utilizzando il tasso di interesse implicito del leasing. Laddove non è possibile determinare tale tasso con facilità, la Società utilizza il tasso di finanziamento marginale (determinato come la somma tra credit spread del Gruppo e la curva forward basata sui tassi swap area Euro). Principali assunzioni – valutazione leasing Il gruppo effettua valutazioni soggettive nel determinare se un contratto contiene un lease. La Società ha analizzato la totalità dei contratti di lease, andando a definire per ciascuno di essi il lease term, dato del periodo “non cancellabile”. I leasing della Società hanno una durata media di 4 anni , con l’inclusione per alcuni leasing di un’opzione di rinnovo esercitabile alla fine del periodo vincolante. In relazione alle opzioni di rinnovo, la Società ha proceduto ad effettuare una stima della durata dei relativi contratti di leasing tenuto conto della ragionevole certezza dell’esercizio dell’opzione. Nello specifico, per i terreni e per gli immobili, tale valutazione ha considerato i fatti e le circostanze specifiche di ciascuna attività. Per quanto riguarda le altre categorie di beni, principalmente auto aziendali e attrezzature, la Società ha generalmente ritenuto non probabile l’esercizio di eventuali clausole di estensione o terminazione anticipata in considerazione della prassi abitualmente seguita dal Gruppo. (migliaia di Euro) Terreni e fabbricati Altre attività Totale Costo storico 2.068 2.048 4.116 Ammortamenti e svalutazioni (1.743) (1.066) (2.808) Saldo al 31.12.2021 325 982 1.307 Movimenti dell'esercizio Acquisizioni attività per diritti di utilizzo 1.047 587 1.634 Capitalizzazioni - - - Riclassifiche - - - Alienazioni e dismissioni attività per diritti di utilizzo (costo) - (347) (347) Alienazioni e dismissioni attività per diritti di utilizzo (fondo) - 256 256 Altre variazioni - - - Ammortamenti attività per diritti di utilizzo (371) (527) (898) Costo storico 3.115 2.288 5.403 Ammortamenti e svalutazioni (2.114) (1.337) (3.451) Saldo al 31.12.2022 1.001 951 1.952 Movimenti dell'esercizio Acquisizioni attività per diritti di utilizzo 46 812 858 Capitalizzazioni - - - Riclassifiche - - - Alienazioni e dismissioni attività per diritti di utilizzo (costo) - (368) (368) Alienazioni e dismissioni attività per diritti di utilizzo (fondo) - 326 326 Altre variazioni - - - Ammortamenti attività per diritti di utilizzo (187) (564) (751) Costo storico 3.161 2.732 5.892 Ammortamenti e svalutazioni (2.301) (1.574) (3.875) Saldo al 31.12.2023 860 1.157 2.017 204 Nota 4 – Partecipazioni Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione Per società controllate si intendono tutte le società di cui ERG S.p.A. ha il controllo. Il controllo è ottenuto quando la società è esposta o ha diritto ai rendimenti variabili derivanti dal rapporto con la partecipata e ha la capacità, attraverso l’esercizio del proprio potere sulla partecipata, di influenzarne i rendimenti. Il potere è definito come la capacità attuale di dirigere le attività rilevanti della partecipata in virtù di diritti sostanziali esistenti. Le partecipazioni in società sono valutate inizialmente al costo di acquisto. Il costo è successivamente rettificato per eventuali perdite di valore; queste ultime sono successivamente ripristinate qualora vengano meno i presupposti che le hanno determinate; il ripristino di valore non può eccedere il costo originario. Maggiori informazioni sul test per perdite di valore sono fornite nel paragrafo Impairment test su partecipazioni. Nel caso in cui la perdita di pertinenza di ERG S.p.A. ecceda il valore contabile della partecipazione e la partecipante sia obbligata ad adempiere a obbligazioni legali o implicite dell’impresa partecipata o comunque a coprirne le perdite, l’eventuale eccedenza rispetto al valore contabile è rilevata in un apposito fondo del passivo nell’ambito dei fondi rischi e oneri. In caso di cessione, senza sostanza economica, di una partecipazione a una società sotto controllo comune, l’eventuale differenza tra il corrispettivo ricevuto e il valore di carico della partecipazione è rilevata nell’ambito del patrimonio netto. Al fine di rafforzare ulteriormente la struttura patrimoniale/finanziaria della società controllata ERG Power Generation S.p.A., la società ha deciso di rinunciare ad una parte del credito derivante dalla linea di credito in essere, pari a 30 milioni di Euro e convertire lo stesso in un versamento in conto capitale a favore di ERG Power Generation S.p.A.. Le “Altre variazioni” si riferiscono all’effetto, sulle società controllate, derivante dall’introduzione del Piano di incentivazione di lungo termine 2021-2023 in accordo con quanto disposto dall’ IFRS 2 – Operazioni con pagamento basato su azioni come meglio dettagliato al paragrafo “Azioni proprie”. Si presenta di seguito l’elenco delle partecipazioni con i dati previsti in osservanza di quanto disposto dall’art. 126 della Deliberazione CONSOB n. 11971 e successive modifiche. (migliaia di Euro) Imprese controllate Altre imprese Totale Saldo al 31.12.2021 2.085.901 465 2.086.367 Movimenti dell'esercizio: Acquisizioni / aumenti di capitale / rivalutazioni 517.000 - 517.000 Alienazioni e dismissioni - - - Altre variazioni 185 - 185 Saldo al 31.12.2022 2.603.086 465 2.603.551 Movimenti dell'esercizio: Acquisizioni / aumenti di capitale / rivalutazioni 30.000 - 30.000 Alienazioni e dismissioni - - - Altre variazioni 185 - 185 Saldo al 31.12.2023 2.633.270 465 2.633.736 Partecipazioni (1) dati riferiti agli ultimi bilanci approvati alla data del Consiglio di Amministrazione per le altre imprese e imprese collegate. (2) dati riferiti al bilancio al 31.12.2022 205 Si ricorda inoltre che a fronte del patrimonio netto negativo di ERG Petroleos S.A. in liquidazione risulta iscritto un fondo rischi su partecipazioni per circa 7,2 milioni di Euro, di cui 148 migliaia di Euro accantonati nel 2023. Nel corso dell’esercizio è stato utilizzato tale fondo a copertura del credito finanziario verso la controllata al fine di esporre il valore netto del credito recuperabile alla chiusura della liquidazione e pertanto il fondo al 31 dicembre 2023 risulta pari a zero. Per la valutazione della partecipazione in ERG Power Generation S.p.A. si rimanda al paragrafo Impairment test su partecipazioni. Nota 5 – Fiscalità Differita Attività per imposte differite Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione In relazione al principio di competenza, nel Bilancio separato sono accantonate le imposte differite, sia attive che passive sulle differenze temporanee sorte fra i risultati civilistici ed i relativi imponibili fiscali, e sulle perdite fiscali non utilizzate. Le attività per imposte differite sono stanziate, ove è probabile il loro futuro recupero. La recuperabilità delle differenze temporanee e delle perdite fiscali è contestualizzata all’interno delle varie scadenze degli accordi di consolidamento fiscale. Il limite quantitativo dell’80% non trova applicazione per le perdite fiscali generatesi nei primi tre esercizi dalla costituzione della società, a condizione che si riferiscano ad una nuova attività produttiva. Le imposte differite vengono calcolate sulla base delle aliquote fiscali attese nei periodi in cui le differenze temporanee tassabili saranno recuperate. La Società ritiene di avere ragionevole certezza sulla recuperabilità delle imposte differite attive iscritte al 31 dicembre 2023. Le attività per imposte differite attive esprimono l’IRES relativa a componenti reddituali che diventeranno deducibili nei prossimi esercizi. Il mantenimento della fiscalità differita attiva nel bilancio chiuso al 31 dicembre 2023 è supportato da ragionevoli elementi di certezza in ordine alla sua recuperabilità negli esercizi di atteso riversamento. Tale presupposto trova il suo principale fondamento nei redditi imponibili attesi di Gruppo, in virtù dell’adozione da parte di ERG dell’istituto del Consolidato fiscale. L'aliquota utilizzata per il calcolo delle imposte differite attive è pari all'aliquota nominale IRES del 24%. Le attività per imposte differite attive al 31 dicembre 2023, pari a 8,4 milioni di Euro (8,8 milioni al 31 dicembre 2022), sono stanziate principalmente sugli accantonamenti ai fondi per rischi ed oneri. La riduzione delle imposte differite attive rispetto ai saldi del precedente esercizio è attribuibile alla variazione delle altre differenze temporanee. Passività per imposte differite (migliaia di Euro) Differenze temporanee Effetto fiscale Differenze temporanee Effetto fiscale Fondi per rischi e oneri 32.462 7.791 31.446 7.547 Fondo svalutazione crediti 1.610 386 1.610 386 Altre differenze temporanee 958 230 3.435 824 Totale Attività per imposte differite 8.407 8.758 31/12/2023 31/12/2022 (migliaia di Euro) Differenze temporanee Effetto fiscale Differenze temporanee Effetto fiscale Derivati 38.791 9.310 63.411 15.219 Altre Imposte differite 87 21 95 23 Utili su cambi non realizzati 36 9 47 11 Totale passività per imposte differite 9.340 15.253 31/12/2023 31/12/2022 206 La voce “Passività per imposte differite passive” è iscritta sulla base delle differenze temporanee, soggette a tassazione differita, fra il valore delle attività e delle passività ai fini civilistici ed il valore delle stesse ai fini fiscali. L’aliquota utilizzata per il calcolo delle imposte differite è pari all’aliquota nominale IRES (24%). Le imposte differite passive al 31 dicembre 2023 sono pari a 9,3 milioni di Euro (15,3 milioni al 31 dicembre 2022). Il decremento rispetto all’esercizio precedente è determinato essenzialmente dal decremento del Fair Value dei derivati a copertura dei tassi di interesse (- 5,9 milioni di Euro). Le restanti imposte differite passive sono attribuibili alle differenze cambio non realizzate e interessi attivi di mora non incassati. Nota 6 - Altre attività non correnti Le altre attività non correnti ammontano a 1.997 migliaia di Euro e includono 1.423 migliaia di Euro riferiti a commissioni bancarie pagate anticipatamente nel 2022 sulla linea di credito revolving e 406 migliaia di Euro che si riferiscono principalmente a crediti per IVA e rimangono invariati rispetto al 31 dicembre 2022\. Nella voce sono inclusi anche i crediti verso altri a medio/lungo termine pari a 168 migliaia di Euro che includono principalmente depositi cauzionali su contratti di locazione passivi e rimangono sostanzialmente invariati rispetto al 31 dicembre 2022. Nota 7 - Crediti commerciali La rilevazione iniziale avviene al fair value, successivamente sono valutati applicando il criterio del costo ammortizzato. I crediti commerciali e gli altri crediti e le attività derivanti da contratti con i clienti sono sottoposti a verifica per riduzione di valore in conformità con le disposizioni dell'IFRS 9 sulle perdite attese su crediti. Le perdite attese su crediti (ECL) sono una stima delle perdite ponderata in base alle probabilità di default della controparte. Per i clienti, la Società valuta individualmente la tempistica e l'importo della svalutazione sulla base della reale prospettiva di recupero. Il riepilogo dei crediti è il seguente: La voce “Crediti verso clienti” include sostanzialmente crediti commerciali per un ammontare pari a 2.744 migliaia di Euro e fatture da emettere per 36 migliaia di Euro. La voce include in particolare crediti commerciali pregressi che derivano principalmente da rapporti con clienti del settore energetico, termoelettrico e petrolifero originariamente in capo alle società fuse in ERG S.p.A. in anni precedenti. Si segnalano i crediti afferenti alle attività pregresse del Refining (305 migliaia di Euro) e crediti relativi al business vendita energia elettrica retail ceduto nel 2012 (1.463 migliaia di Euro), coperti dal fondo svalutazione crediti. L’incremento del saldo è legato alla vendita dei certificati CIC effettuata nel corso del 2023. La voce “Crediti verso società del Gruppo” include interamente crediti verso società controllate. In dettaglio, i crediti verso società controllate includono principalmente i riaddebiti alle società controllate per circa 2.391 migliaia di Euro e il conguaglio del contratto di servizi verso ERG Power Generation S.p.A. per -260 migliaia di Euro. Si ricorda infine che la Società valuta l’esistenza di indicazioni oggettive di perdita di valore a livello di singola posizione significativa. Le suddette analisi vengono validate dal Comitato Crediti che si riunisce periodicamente per analizzare la situazione degli scaduti e delle relative criticità di incasso. Si ritiene che il fondo svalutazione crediti sia congruo a far fronte al rischio di potenziali inesigibilità sui crediti scaduti. (migliaia di Euro) 31/12/2023 31/12/2022 Crediti verso clienti 2.780 1.768 Crediti verso società del Gruppo 2.131 10.376 Fondo svalutazione crediti (1.450) (1.450) Totale 3.461 10.695 207 Di seguito la movimentazione del fondo svalutazione crediti: Non si evidenziano accantonamenti o utilizzi del fondo nel 2023. Nota 8 - Altri crediti e attività correnti I crediti tributari sono relativi principalmente ad altri crediti verso erario (13.094 migliaia di Euro), riferiti a crediti IRES e IRAP chiesti a rimborso e versamenti di imposte effettuati a titolo provvisorio in pendenza di giudizio, ad acconti su accise energia per elettrica e gas (1.289 migliaia di Euro). Gli altri crediti verso società del Gruppo nel 2022 comprendevano il credito della ERG S.p.A verso la controllante SQ Renewables S.p.A.riguardante il contributo speciale pari a circa 4 milioni di Euro erogato nel 2023. La voce “Crediti diversi” include circa 2 milioni di Euro relativi a “Certificati di Immissione in Consumo” (CIC), titoli all'immissione in consumo di biocarburanti. Tali certificati, detenuti per la rivendita, sono stati attribuiti ad ERG S.p.A. a seguito della transazione effettuata tra la società, EOS S.r.l. e il Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica ad ottobre 2022. Nota 9 - Attività per imposte correnti La voce “Attività per imposte correnti” include sostanzialmente i crediti IRES vantati nei confronti delle società controllate per effetto dell’adesione all’istituto del consolidato fiscale. Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 28 \- Imposte sul reddito. (migliaia di Euro) 31/12/2023 accantonamenti utilizzi altre variazioni 31/12/2022 Fondo svalutazione crediti 1.450 - - - 1.450 TOTALE 1.450 - - - 1.450 (migliaia di Euro) 31/12/2023 31/12/2022 Crediti verso terzi non scaduti e crediti intercompany 4.564 10.376 Crediti verso terzi scaduti : entro 30 gg. - - entro 60 gg. - - entro 90 gg. - - oltre 90 gg. 348 319 Totale 4.911 10.695 (migliaia di Euro) 31/12/2023 31/12/2022 Crediti tributari 15.550 14.515 Crediti diversi 11.936 12.687 Altri crediti verso società del Gruppo 60 4.282 Totale 27.546 31.484 (migliaia di Euro) 31/12/2023 31/12/2022 Attività per imposte correnti 25.077 27.844 Totale 25.077 27.844 208 Nota 10 - Patrimonio netto Capitale sociale Il capitale sociale al 31 dicembre 2023, interamente versato, è composto da n. 150.320.000 azioni del valore nominale di 0,10 Euro cadauna ed è pari a 15.032.000 Euro (invariato rispetto al 31 dicembre 2022). Alla data del 31 dicembre 2023 SQ Renewables S.p.A. è titolare di n. 94.000.000 azioni pari al 62,533%, così come al 31 dicembre 2022. Si riporta di seguito la struttura azionaria di ERG S.p.A.: n. azioni % Capitale 150.320.000 100% SQ Renewables S.p.A. 94.000.000 63% ERG S.p.A. (azioni proprie) 3.186.360 2% Altri inferiori al 3% 53.133.640 35% Totale 150.320.000 100% Azioni proprie Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione Le azioni proprie sono iscritte in riduzione del patrimonio netto. In caso di riacquisto di azioni rilevate nel patrimonio netto, il corrispettivo versato, compresi i costi direttamente attribuibili all’operazione sono rilevati a riduzione del patrimonio netto. Le azioni così riacquistate sono classificate come azioni proprie e rilevate nella riserva per azioni proprie. Il corrispettivo ricevuto dalla successiva vendita o riemissione di azioni proprie viene rilevato ad incremento del patrimonio netto. L’eventuale differenza positiva o negativa derivante dall’operazione viene rilevata nella riserva da sovrapprezzo azioni. In applicazione dello IAS 32 le azioni proprie sono iscritte in riduzione del patrimonio netto, mediante utilizzo della Riserva sovraprezzo azioni. Il costo originario, le svalutazioni per riduzione di valore, i proventi e le perdite derivanti dalle eventuali vendite successive sono rilevati come movimenti di patrimonio netto. L’Assemblea Ordinaria in data 26 aprile 2023 ha autorizzato il Consiglio di Amministrazione, ai sensi dell’art. 2357 del Codice Civile – previa revoca, per il periodo ancora mancante, della precedente autorizzazione deliberata dall’Assemblea degli Azionisti il 26 aprile 2022 – per un periodo di 18 mesi a decorrere dal 26 aprile 2023, ad acquistare azioni proprie entro un massimale rotativo (per ciò intendendosi il quantitativo massimo di azioni proprie di volta in volta detenute in portafoglio) di 15.032.000 azioni ordinarie ERG, del valore nominale pari ad Euro 0,10 ciascuna, ad un prezzo unitario, comprensivo degli oneri accessori di acquisto, non inferiore nel minimo del 30% e non superiore nel massimo del 10% rispetto al prezzo di riferimento che il titolo avrà registrato nella seduta di borsa del giorno precedente ogni singola operazione. Questo allo scopo di ottimizzare la struttura del capitale in un’ottica di massimizzazione della creazione del valore per gli azionisti, anche in relazione alla liquidità disponibile e comunque per ogni ulteriore finalità consentita dalle vigenti disposizioni legislative e regolamentari applicabili. L’acquisto dovrà essere effettuato mediante l’utilizzo di utili distribuibili e di riserve disponibili risultanti dall’ultimo Bilancio approvato, nel rispetto dell’art. 132 del Testo Unico della Finanza e con le modalità previste dall’art. 144-bis, comma 1, lettera b) del Regolamento Emittenti e cioè “sui mercati regolamentati o sui sistemi multilaterali di negoziazione secondo modalità operative stabilite nei regolamenti di organizzazione e gestione dei mercati stessi, che non consentano l’abbinamento diretto delle proposte di negoziazione in acquisto con predeterminate proposte di negoziazione in vendita”. L’Assemblea ha altresì autorizzato il Consiglio di Amministrazione, ai sensi dell’art. 2357-ter del Codice Civile – previa revoca, per il periodo ancora mancante, della precedente autorizzazione deliberata dall’Assemblea degli Azionisti il 26 aprile 2022 – per un periodo di 18 mesi a decorrere dal 26 aprile 2023, ad alienare, in una o più volte, e con qualunque modalità risulti opportuna in relazione alle finalità che con l’alienazione stessa si intenda in concreto perseguire, azioni proprie ad un prezzo unitario non inferiore nel minimo del 10% rispetto al prezzo di riferimento che il titolo avrà registrato nella seduta di borsa del giorno precedente ogni singola alienazione. Il Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A., in data 12 ottobre 2023, ha deliberato l’avvio al programma di acquisto di azioni proprie, in ottemperanza alla delibera assunta dall’Assemblea degli Azionisti il 26 aprile 2023. Il quantitativo massimo di Azioni che possono essere acquistate è di n. 3.758.000 (pari al 2,5% del capitale sociale), con un esborso massimo di Euro 100.000.000, senza pregiudizio per ogni altra limitazione eventualmente derivante da disposizioni legislative o regolamentari. 209 ERG S.p.A., nel periodo dal 16 ottobre 2023 al 29 dicembre 2023, ha acquistato sul mercato Euronext Milan n. 2.404.280 azioni ordinarie ad un prezzo medio ponderato di Euro 25,48, per un controvalore complessivo di Euro 61.362.216. Alla data del 29 dicembre 2023, considerando le azioni già in portafoglio, ERG S.p.A. detiene n. 3.186.360 azioni proprie, pari al 2,1197% del relativo capitale sociale. Le informative sull’acquisto di azioni proprie sono oggetto di aggiornamenti settimanali pubblicati sul sito internet della Società (www.erg.eu) nella sezione “Media/Comunicati Stampa”. Periodo Numero azioni acquistate Prezzo medio per azione (Euro) Numero azioni acquistate cumulato Programma 2023-2024 Ottobre 2023 480.000 23,14 480.000 Novembre 2023 947.636 24,85 1.427.636 Dicembre 2023 976.644 27,25 2.404.280 Totale 2.404.280 25,48 2.404.280 La tabella seguente mostra la variazione del numero di azioni proprie e delle azioni in circolazione: Numero di azioni Azioni proprie Azioni in circolazione SALDO AL 31/12/2022 782.080 149.537.920 Acquisto azioni ordinarie 2.404.280 (2.404.280) SALDO AL 31/12/2023 3.186.360 147.133.640 La variazione del numero di azioni proprie nel 2023 è stata interamente determinata dall’esecuzione del Programma di acquisto di azioni proprie. Le azioni proprie in portafoglio sono evidenziate all’interno del Patrimonio Netto nella voce “azioni proprie in portafoglio” con segno negativo per un importo al 31 dicembre 2023 pari a 66.739.761 (5.377.545 al 31 dicembre 2022) Per memoria si fornisce sotto la movimentazione ante 31 dicembre 2022: • acquisto di azioni proprie nell’anno 2006 per un valore pari a 11.210 migliaia di Euro; • acquisto di azioni proprie nell’anno 2008 per un valore pari a 14.779 migliaia di Euro; • acquisto di azioni proprie nell’anno 2012 per un valore pari a 25.672 migliaia di Euro; • cessione di azioni proprie nell’anno 2016 per un valore pari a 41.343 migliaia di Euro nell’ambito dell’operazione di permuta delle azioni di ERG Renew S.p.A. detenute dal socio di minoranza in azioni ordinarie di ERG S.p.A.; • assegnazione gratuita di 80 azioni proprie ERG a favore di ciascun dipendente delle società italiane del Gruppo ERG finalizzato il 14 gennaio 2019 per un valore pari a 365 migliaia di Euro; • assegnazione di 668 migliaia di azioni proprie ERG a favore dei beneficiari del Piano di incentivazione pluriennale (Sistema LTI 2018-2021) per un valore pari a 4.593 migliaia di Euro al prezzo medio di carico pari ad Euro 6,88 con data di regolamento del trasferimento il 6 maggio 2021. Riserve • La “Riserva sovrapprezzo azioni” è costituita dal sovrapprezzo pagato dai soci per la sottoscrizione delle azioni relative agli aumenti del capitale sociale effettuati in data 14 ottobre 1997, 2 luglio e 5 agosto 2002. Al fine di una migliore rappresentazione in bilancio dell’acquisto di azioni proprie è stato (migliaia di Euro) 31/12/2023 31/12/2022 Riserva sovrapprezzo azioni 74.543 74.543 Riserva legale 3.236 3.236 Riserva transizione IAS e utili a nuovo 41.910 179.830 Riserva cash flow hedge 29.481 48.192 Azioni proprie in portafoglio (66.740) (5.378) Altre riserve 801.626 798.954 TOTALE 884.057 1.099.378 210 effettuato il restatement della “Riserva sovrapprezzo azioni” al 31.12.2022, mantenendo in tale riserva l’effettivo sovrapprezzo e riclassificando l’importo delle azioni proprie pari a 5.377.545 Euro nella nuova riga “Azioni proprie in portafoglio”. • La “Riserva transizione IAS e utili a nuovo” è costituita dalle rettifiche apportate al Bilancio di ERG S.p.A. in sede di conversione (principalmente per lo storno di dividendi accertati per maturazione a fine periodo) e dagli utili riportati a nuovo. Si evidenzia che nel corso del 2018 sono stati iscritti gli effetti derivanti dalla transizione all’IFRS 9 per un importo complessivo pari a 3.317 migliaia di Euro, al netto dell’effetto fiscale; • La “Riserva cash flow hedge” al 31 dicembre 2023 è positiva per un importo pari a 29.481 migliaia di Euro e riflette l’effetto dei derivati di copertura dei finanziamenti in corso; • La voce “Altre riserve” include principalmente: • L’Avanzo generato dalla fusione per incorporazione 2015 di ISAB Energy in ERG S.p.A. pari a 261.132 migliaia di Euro; • La riserva di rivalutazione monetarie che include dal 2015 la ricostituzione della riserva di riallineamento monetario ex lege 266/05 dell’ex ISAB Energy S.r.l. per un ammontare pari a 28.709 migliaia di Euro. Tale riserva potrà essere oggetto di distribuzione ai Soci, nel qual caso concorrerà alla formazione del reddito imponibile della Società, o potrà essere utilizzata per la copertura di perdite, nel qual caso la Società non potrà procedere alla distribuzione di dividendi, senza prima averne ricostituito l'ammontare. La Società non ha iscritto imposte differite passive su tali riserve in quanto non ne prevede utilizzi che possano generare tassazione; • L’avanzo generato dalla fusione per incorporazione 2010 di ERG Raffinerie Mediterranee S.p.A. ed ERG Power & Gas S.p.A. in ERG S.p.A., pari a 446 milioni di Euro, era stato allocato in parte nella riserva “Avanzo da fusione 2010” (251 milioni) ed in parte a ricostituzione delle riserve specifiche di patrimonio netto (195 milioni) in sospensione d’imposta. Di seguito si elencano le principali variazioni di periodo delle “Altre riserve”: • incremento della riserva relativa al Piano di incentivazione di lungo termine 2021-2023 in accordo con quanto disposto dall’IFRS 2 – Operazioni con pagamento basato su azioni come meglio dettagliato nella nota 23 \- Costi per servizi ed altri costi per un importo complessivo pari a 2.678 migliaia di Euro; • variazione della riserva di valutazione del Trattamento di fine rapporto per un importo pari a 6 migliaia di Euro. La seguente tabella elenca le voci di patrimonio e indica per ognuna la possibile destinazione nonché gli eventuali vincoli di natura fiscale. Legenda A – per aumento capitale sociale B – per copertura perdite C – per distribuzione soci Si segnala che a seguito delle deduzioni extracontabili già effettuate ai sensi del previgente art. 109, 4° comma, lettera b) del TUIR, di cui è fatta salva l’applicazione in via transitoria (comprese quelle operate dalle società incorporate) in caso di distribuzione di utili dell’esercizio e/o riserve, l’ammontare delle riserve di patrimonio netto e degli utili dell’esercizio portati a nuovo non deve scendere al di sotto dell’importo (migliaia di Euro) IMPORTO POSSIBILITA' DI UTILIZZO QUOTA DISPONIBILE E DISTRIBUIBILE QUOTA IN SOSPENSIONE D'IMPOSTA Capitale sociale 15.032 - - 15.032 Riserva sovrapprezzo azioni 74.543 A B C 74.543 Riserva legale 3.236 B - Riserva transizione IAS e utili a nuovo 41.910 A B C 41.910 Riserva cash flow hedge 29.481 - - Azioni proprie in portafoglio (66.740) - - Altre riserve 801.626 A B C 801.626 254.851 Utile (perdita) d'esercizio 27.765 27.765 TOTALE 926.854 945.845 269.883 quota non distribuibile annullo azioni proprie (66.740) TOTALE 926.854 879.105 269.883 211 complessivo residuo dei componenti negativi dedotti extracontabilmente che, al netto del fondo imposte differite, è stimabile in 10,4 milioni. Qualora si verifichi tale evenienza, l’importo delle riserve e/o utili dell’esercizio distribuiti che intacca il livello minimo concorrerà a formare il reddito imponibile della società. Dividendi I dividendi pagati da ERG S.p.A. nel 2023 (149,5 milioni di Euro) e nel 2022 (134,6 milioni di Euro) deliberati in occasione dell’approvazione dei Bilanci degli anni precedenti corrispondono rispettivamente a 1 Euro e 0,90 Euro per azione. Proposta del Consiglio di Amministrazione del 12 marzo 2024 Signori azionisti, in relazione ai risultati conseguiti, Vi invitiamo ad assumere la seguente deliberazione: • approvare il Bilancio d’esercizio della Vostra società al 31 dicembre 2023 che si chiude con un utile di 27.764.716,42 Euro; • deliberare il pagamento agli Azionisti di un dividendo di 1,0 Euro per azione. Il dividendo sarà pagato a ciascuna delle azioni aventi diritto agli utili in circolazione alla data di stacco cedola, con esclusione quindi, ai sensi dell’art. 2357-ter del Codice Civile, delle azioni proprie, mediante utilizzo dell’utile dell’esercizio e della quota residua della riserva costituita dagli utili a nuovo e, per la restante parte, mediante utilizzo delle «Altre riserve» di utili; • deliberare la messa in pagamento del dividendo a partire dal 22 maggio 2024, previo stacco cedola a partire dal 20 maggio 2024 e record date il 21 maggio 2024. Informazioni integrative sul capitale Gli obiettivi identificati dalla Società nella gestione del capitale sono la salvaguardia della continuità aziendale, la creazione di valore per gli stakeholder e il supporto allo sviluppo della Società. In particolare, la Società persegue il mantenimento di un adeguato livello di capitalizzazione che permetta di realizzare un soddisfacente ritorno economico per gli azionisti e di garantire l’accesso a fonti esterne di finanziamento, anche attraverso il conseguimento di un rating adeguato. In tale contesto, la Società gestisce la propria struttura di capitale ed effettua aggiustamenti alla stessa, qualora i cambiamenti delle condizioni economiche lo richiedano. Non vi sono state modifiche sostanziali agli obiettivi, alle politiche o ai processi nel corso del 2023\. Nota 11 - Benefici ai dipendenti Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione I benefici ai dipendenti accolgono la stima della passività relativa al trattamento di fine rapporto da corrispondere ai dipendenti all’atto della cessazione del rapporto di lavoro. Benefici a breve termine per i dipendenti I benefici a breve termine per i dipendenti sono rilevati come costo nel momento in cui viene fornita la prestazione che dà luogo a tali benefici. Il Gruppo rileva una passività per l’importo che si prevede dovrà essere pagato quando ha un’obbligazione att uale, legale o implicita ad effettuare tali pagamenti come conseguenza di eventi passati ed è possibile effettuare una stima attendibile dell’obbligazione. Benefici successivi alla fine del rapporto di lavoro Vengono erogati attraverso: • piani a contribuzione definita: i contributi, versati a istituzioni indipendenti che si occupano della gestione amministrativa e finanziaria degli stessi, sono rilevati come costo nell’utile/(perdita) lungo il periodo in cui i dipendenti prestano la loro attività lavorativa; • piani a benefici definiti: la somma delle obbligazioni future nell'ambito di tali piani è basata su ipotesi attuariali utilizzando il metodo della proiezione unitaria del credito. Il calcolo è eseguito da un attuario indipendente. Tale calcolo si basa su ipotesi relative alla mortalità, alla rotazione del personale e agli aumenti salariali futuri stimati, nonché alle condizioni economiche specifiche. I tassi di sconto sono determinati, alla data di valutazione, con riferimento al rendimento delle obbligazioni societarie investment grade nella relativa area geografica (o dei titoli di Stato in paesi in cui non esiste un mercato rappresentativo per tali obbligazioni societarie). Qui di seguito una schematizzazione delle casistiche inerenti la classificazione del TFR ai fini dello IAS 19 sulla base delle principali tipologie di TFR alla luce dell’introduzione della Legge 27 dicembre 2006, n. 296 Tipologie di Trattamento di fine rapporto Personale impiegato nel 2006* Classificazi one IAS 19 Trattamento di fine rapporto maturato fino al 31 dicembre 2006** >50 dipendenti Piano a benefici definiti <50 dipendenti Piano a benefici definiti Trattamento di fine rapporto maturato dal 1 gennaio 2007** >50 dipendenti Piano a contribuzion e definita <50 dipendenti Piano a benefici definiti * per le società di nuova costituzione, il numero preso a riferimento è relativo al primo esercizio di attività. ** Fatte salve opzioni di destinare il TFR a forme di pensione integrativa. Benefici dovuti ai dipendenti per la cessazione del rapporto di lavoro I benefici dovuti ai dipendenti per la cessazione del rapporto di lavoro sono rilevati come costo quando il Gruppo si è impegnato senza possibilità di recesso nell’offerta di detti benefici o, se anteriore, quando il Gruppo rileva i costi di ristrutturazione. I benefici interamente esigibili oltre dodici mesi dalla data di chiusura dell’esercizio sono attualizzati. Si rimanda alla nota 24 per ulteriori informazioni in merito ai benefici ad i dipendenti. 212 (migliaia di Euro) 31/12/2023 31/12/2022 Saldo d'inizio periodo 1.593 1.411 Incrementi 55 269 Rivalutazione attuariale 8 (84) Altre variazioni (62) (3) Saldo di fine periodo 1.593 1.593 La posta accoglie la stima della passività, determinata sulla base di tecniche attuariali, relativa al trattamento di fine rapporto da corrispondere ai dipendenti all’atto della cessazione del rapporto di lavoro. Si precisa che la movimentazione esposta in tabella non include la quota di TFR maturato e trasferito al fondo di Tesoreria INPS. Di seguito sono le principali ipotesi usate nel determinare il valore attuariale della passività relativa al trattamento di fine rapporto. Si precisa che il tasso di attualizzazione è stato determinato sulla base di un panel di titoli corporate con scadenza 10 anni o più con rating AA. 2023 2022 Tasso di sconto 3,2% 3,8% Tasso di inflazione 2,5% 3,0% Tasso medio di rotazione 3,0% 3,0% Tasso medio incremento retribuzioni 1,5% 1,5% Età anagrafica media 46 47 La seguente tabella evidenzia l’impatto sulla passività a seguito di una variazione del +/-0,5% del tasso di attualizzazione. Non vi sono dei particolari rischi a cui il piano espone l’entità, né qualsiasi altra concentrazione di rischio significativo. Non sono previsti contributi rilevanti al Piano in quanto quasi esclusivamente relativi alla rivalutazione del valore residuo del trattamento di fine rapporto accantonato fino al 31 dicembre 2006 (i piani a benefici definiti sono quasi esclusivamente relativi al trattamento di fine rapporto previsto dall’articolo 2120 del codice civile italiano). Nota 12 – Fondo Business Dismessi Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione Gli importi iscritti nel Fondo Business Dismessi a fronte di obbligazioni esistenti o a rischi correlati alla precedente attività industriale alla data del Bilancio sono valorizzati sulla base della miglior stima dell’esborso finanziario che si renderà necessario per adempiere l’obbligazione. Le variazioni di stima sono riflesse nel conto economico del periodo in cui la variazione è avvenuta. (migliaia di Euro) 31/12/2023 Incrementi Decrementi Riclassifiche 31/12/2022 Fondo business dismessi 76.575 975 (644) \- 76.244 TOTALE 76.575 975 (644) \- 76.244 2023 2022 migliaia di Euro Variazione tasso attualizzazione +0,5%: minore passività (19) (17) Variazione tasso attualizzazione -0,5%: maggiore passività 21 18 213 Il “Fondo Business dismessi” accoglie gli stanziamenti di natura tributaria, ambientale o legale derivanti principalmente dalle operazioni del Gruppo ante 2018, anno nel quale il Gruppo ha concluso il proprio percorso di trasformazione industriale, avviato negli esercizi precedenti, che ha determinato l’uscita definitiva dai business OIL. Tale percorso si è sostanziato in due passaggi fondamentali: • la cessione dell’ultima quota detenuta in ISAB S.r.l., in data 30 dicembre 2013, che ha segnato l’uscita dal business della Raffinazione costiera; • la cessione della propria quota in TotalErg S.p.A., in data 10 gennaio 2018, che ha determinato l’uscita dal business del Downstream integrato. Nonostante il Gruppo ERG non risulti quindi più un operatore attivo nel settore petrolifero, rimangono ancora in essere alcune passività legate alla precedente attività industriale e non ancora definite compiutamente. Di seguito si riepilogano le principali tematiche sottostanti gli stanziamenti principali: • con riferimento alla controversia a suo tempo instaurata da ERG Raffinerie Mediterranee (ora ERG S.p.A.) con le Autorità Tributarie in merito all’applicazione delle tasse portuali agli imbarchi e sbarchi presso il pontile di Santa Panagia, si ricorda che in data 6 aprile 2011 la Commissione Tributaria Provinciale di Siracusa si è pronunciata nel merito accogliendo parzialmente il ricorso della Società e dichiarando non dovute le tasse portuali fino a tutto il 2006, dichiarandole invece dovute a partire dal 2007\. La sentenza di primo grado è stata impugnata nei termini dall’Agenzia delle Dogane e da ERG con appello incidentale relativamente al periodo successivo al 2006. La sentenza di secondo grado, emessa dalla Commissione Tributaria Regionale e depositata in data 27 maggio 2013, ha definito l’appello riformando la sentenza di primo grado in senso negativo per ERG. A seguito di un’approfondita valutazione delle motivazioni della sentenza di secondo grado, la Società ha deciso di ricorrere per Cassazione, ritenendo le proprie ragioni solidamente fondate (in particolare riguardo alla nozione di porto ai sensi della Legge 84/94 e alla presunta valenza novativa o retroattiva dell’art. 1 comma 986 della Legge Finanziaria per il 2007). La Commissione Tributaria Regionale di Siracusa in data 4 novembre 2013 ha accolto la richiesta di sospensiva dell’efficacia della sentenza di secondo grado a fronte del rilascio di una fideiussione assicurativa a prima richiesta in favore dell’Agenzia delle Dogane. Con ordinanza depositata in data 30 settembre 2019 la Corte di Cassazione ha accolto il ricorso della società ed ha, di conseguenza, riformato – cassandolo con rinvio – l’impugnato provvedimento della Commissione Tributaria Regionale (CTR). Il giudizio è stato pertanto riassunto nei termini di legge dinnanzi alla CTR affinché quest’ultima, in diversa composizione rispetto alla precedente fase dibattimentale, tratti nuovamente il merito della questione. Si è ancora in attesa della fissazione dell’udienza. A partire dal 2007, i tributi di riferimento sono stati rilevati a Conto Economico per competenza; • con riferimento al rischio ambientale, per quanto riguarda il Sito Sud la probabilità di esposizione a passività potenziali è giudicata remota in quanto il rischio in commento è già circoscritto dalla transazione sottoscritta con il Ministero dell’Ambiente nell’agosto 2011 e registrata dalla Corte dei Conti in data 20 dicembre 2011 e quantificato dal Settlement Agreement sottoscritto in data 30 dicembre 2013 tra ERG S.p.A. e Lukoil. Per quanto riguarda il Sito Nord, in dipendenza del duplice meccanismo di garanzie derivante sia dal contratto perfezionato con ENI (precedente proprietario del sito), che da quello perfezionato con Lukoil (nuovo proprietario) ne deriva quanto segue: (i) per i potenziali danni ambientali antecedenti il 1 ottobre 2002, risponde ENI illimitatamente; (ii) con riferimento ai potenziali danni relativi al periodo successivo al 1 ottobre 2002, ERG risponderà – senza limitazioni temporali \- soltanto per i potenziali danni legati a eventi noti al momento di stipula del contratto con Lukoil ed espressamente identificati nello stesso (c.d. “Known Environmental Matters”), restando inteso che, fino a un importo di 33,4 milioni di Euro, gli oneri connessi al risarcimento di tali danni saranno ripartiti tra ERG e Lukoil (51% e 49%), mentre oltre tale importo ERG si farà carico integralmente degli eventuali oneri ulteriori. In data 9 settembre 2017 il Ministero dell’Ambiente ha diffidato alcune delle aziende del sito di Priolo, tra cui ERG Power S.r.l. ed ERG Power Generation S.p.A., a provvedere alla bonifica della Rada di Augusta. La richiesta risulta illegittima e, pertanto, è stata impugnata dinnanzi al Giudice amministrativo (si è ancora in attesa della fissazione dell’udienza di discussione). In data 30 ottobre 2020 e, successivamente, in data 11 giugno 2021 ed in data 30 maggio 2022 sono stati notificati da ERG Power S.r.l. ed ERG Power Generation S.p.A. tre ulteriori ricorsi per motivi aggiunti per l’annullamento, rispettivamente: (i) della nota prot. 0064419 del 14 agosto 2020 con cui 214 il Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare ha indetto una conferenza di servizi istruttoria per valutare la Relazione predisposta nel gennaio 2020 da Ispra e IAS-CNR, avente ad oggetto il “Sito di interesse nazionale di Priolo Rada di Augusta”, (ii) del decreto del Ministero della Transizione Ecologica, Direzione Generale per il Risanamento Ambientale prot. N. 50 del 15 aprile 2021, con cui il Ministero ha approvato la relazione Ispra e IAS -CNR ritenendola documento idoneo sulla cui base redigere un piano di intervento di bonifica nella Rada di Augusta; e (iii) della nota prot. N. 42114 del 1° aprile 2022 con cui il Ministero della Transizione Ecologica – Direzione Generale Uso Sostenibile del Suolo e delle Risorse Idriche, ha trasmesso il piano di intervento per la definizione dei valori di intervento dei sedimenti nella Rada di Augusta (SIN Priolo), redatto dall’ISPRA. Tali atti sono stati impugnati perché la nuova iniziativa del Ministero è stata intrapresa sulla scorta dei medesimi (erronei) presupposti che erano posti a fondamento della diffida del 2017, già oggetto di impugnazione da parte di ERG Power S.r.l. ed ERG Power Generation S.p.A.; Con sentenza pubblicata in data 27 dicembre 2023 il Giudice amministrativo ha respinto i suddetti ricorsi sancendo che gli atti impugnati hanno natura endo-procedimentale e, in quanto tali, non sono idonei a produrre \- in via immediata e diretta – effetti sulla sfera giuridica delle parti ricorrenti e non risultano quindi autonomamente impugnabili. Le società potranno, quindi, legittimamente impugnare gli atti conclusivi del procedimento che dovessero imporre loro obblighi di bonifica della Rada di Augusta. E’ in corso di valutazione da parte della società ricorrenti l’eventuale impugnazione della suddetta sentenza. ERG S.p.A. non è parte del procedimento, ma le tematiche ambientali relative alla Rada di Augusta rilevano nell’ambito delle garanzie ambientali presenti nei vari contratti con ENI e Lukoil; • con riferimento alla cessione di TotalErg ed in particolare alle garanzie concesse all’acquirente su passività potenziali pregresse (retained matters ed altre passività potenziali pregresse), si è proceduto alla miglior stima dell’onere sulla base delle informazioni disponibili al management e tenuto conto dell’ampiezza del numero degli elementi sottostanti e di tutti i possibili risultati delle relative tematiche. Gli incrementi del periodo si riferiscono principalmente ad adeguamenti di natura monetaria del rischio sottostante. Nota 13 – Altri fondi Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione Gli importi iscritti tra gli Altri fondi a fronte di obbligazioni esistenti alla data del Bilancio sono valorizzati sulla base della miglior stima dell’esborso finanziario che si renderà necessario per adempiere l’obbligazione. Le variazioni di stima sono riflesse nel conto economico del periodo in cui la variazione è avvenuta. Le altre categorie di fondi riflettono la valorizzazione di passività probabili correlate ad alcune vertenze in corso per cui è stato possibile effettuare una stima attendibile della corrispondente obbligazione attesa. Per tali fondi non si è proceduto all’attualizzazione in virtù dell’incertezza sulle tempistiche di utilizzo. Altri fondi non correnti (migliaia di Euro) 31/12/2023 Incrementi Decrementi Riclassifiche 31/12/2022 Altri fondi non correnti 754 \- (135) \- 889 TOTALE 754 \- (135) \- 889 Il valore degli altri fondi per rischi ed oneri non correnti è pari a 754 migliaia di Euro (889 migliaia di Euro al 31 dicembre 2022). La voce si riferisce principalmente per 681 migliaia di Euro al Fondo riorganizzazione e per 73 migliaia di Euro al fondo imposte pregresse. Gli utilizzi del periodo si riferiscono al Fondo riorganizzazione. Altri fondi correnti (migliaia di Euro) 31/12/2023 Incrementi Decrementi Riclassifiche 31/12/2022 Fondo rischi legali 44 \- \- \- 44 Altri fondi correnti 455 \- (719) \- 1.175 TOTALE 499 \- (719) \- 1.219 215 Il valore al 31 dicembre 2023 dei fondi rischi ed oneri correnti è ritenuto capiente per fronteggiare eventuali rischi ed oneri futuri. Gli “Altri fondi” si riferiscono principalmente a: • Impegni per liberalità. In particolare, includono: • Fondo per liberalità a seguito dell’emergenza in Ucraina: sono stati utilizzati 208 migliaia di Euro a sostegno interventi a favore della popolazione ucraina. • fondo garanzie in applicazione dell’IFRS 9 relativo agli impegni assunti nei confronti delle società controllate del Gruppo. Si segnala che nel corso del 2023 è stato utilizzato il residuo pari a 500 migliaia di Euro del fondo relativo agli oneri a sostegno della Valpolcevera. Si segnala infine il “fondo per coperture perdite società partecipate” riferito alla partecipazione in ERG Petroleos S.A. ed è stato incrementato a fine anno 2023 per 148 migliaia di Euro a copertura delle perdite per patrimonio netto negativo della stessa società. Il fondo è stato quindi riclassificato a copertura del credito finanziario verso la controllata al fine di esporre il valore netto del credito recuperabile alla chiusura della liquidazione. Nota 14 – Passività potenziale e contenziosi ERG è parte in procedimenti civili, amministrativi e fiscali e in azioni legali inerenti il normale svolgimento delle proprie attività. Nelle note al Bilancio vengono illustrate le passività potenziali significative rappresentate da: • obbligazioni possibili (ma non probabili), derivanti da eventi passati, la cui esistenza sarà confermata solo al verificarsi o meno di uno o più eventi futuri non totalmente sotto il controllo dell’impresa; • obbligazioni attuali derivanti da eventi passati il cui ammontare non può essere stimato attendibilmente o il cui adempimento potrebbe non essere oneroso. Ai fini del presente Bilancio non si segnalano obbligazioni rientranti nella sopra descritta definizione. Nota 15 - Debiti commerciali Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione Trattasi di debiti derivanti da rapporti di natura commerciale che hanno scadenza entro l’esercizio successivo. Si riferiscono principalmente a debiti per prestazioni di servizi e per investimenti. La rilevazione iniziale avviene al fair value, successivamente sono valutati applicando il criterio del costo ammortizzato. La Società procede con l’eliminazione contabile quando l’obbligazione è stata adempiuta, cancellata o scaduta, per maggiori dettagli si veda quanto commentato con riferimento alle attività e passività finanziarie nella Nota 16 \- Posizione Finanziaria Netta. I debiti verso fornitori derivano da rapporti di natura commerciale verso fornitori nazionali ed esteri pagabili entro l’esercizio successivo. I debiti commerciali includono debiti relativi a forniture OIL di anni precedenti oltre che altri debiti per prestazioni di servizi terzi e consulenze. I debiti verso società del Gruppo includono principalmente debiti per prestazioni di servizi e consulenze. (migliaia di Euro) 31/12/2023 31/12/2022 Debiti verso fornitori 12.502 8.305 Debiti verso società del Gruppo 24 510 Totale 12.527 8.815 216 Nota 16 – Posizione finanziaria netta Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione Ai fini della definizione della posizione finanziaria netta a partire dal Bilancio al 31 dicembre 2021 si fa riferimento a quanto indicato sull’argomento nel Richiamo di attenzione CONSOB n. 5/21 del 29 aprile 2021\. I dati comparativi al 31 dicembre 2020 sono stati riesposti per fornire una migliore rappresentazione in coerenza con quanto previsto dal sopracitato richiamo CONSOB. Nel dettaglio la Posizione finanziaria netta è così composta: A. Disponibilità liquide B. Mezzi equivalenti a disponibilità liquide C. Altre attività finanziarie correnti D. Liquidità (A) + (B) + (C) E. Debito finanziario corrente F. Parte corrente del debito finanziario non corrente G. Indebitamento finanziario corrente (E) + (F) H. Indebitamento finanziario corrente netto (G) – (D) I. Debito finanziario non corrente J. Strumenti di debito K. Debiti commerciali e altri debiti correnti L. Indebitamento finanziario non correnti (I) + (J) + (K) M. Indebitamenti finanziario netto (H) + (L) Attività finanziarie e Passività finanziarie Tutte le attività e passività finanziarie sono rilevate inizialmente alla data di negoziazione, cioè quando il Gruppo diventa una parte contrattuale dello strumento finanziario. Gli strumenti finanziari sono valutati inizialmente al fair value più o meno, nel caso di attività o passività finanziarie non valutate al FVTPL, i costi dell'operazione direttamente attribuibili all'acquisizione o all'emissione dello strumento finanziario. Successivamente, la loro valutazione e classificazione si basa sull’analisi dei flussi di cassa contrattuali e sul modello di business adottato dal Gruppo per la gestione di tali strumenti. Possono quindi essere valutati e classificati al: • Costo Ammortizzato. Comprendono principalmente strumenti quali crediti di natura finanziaria e altri prestiti concessi dal Gruppo. Il costo ammortizzato viene diminuito delle perdite per riduzione di valore. Gli interessi, determinati secondo il criterio dell’interesse effettivo, gli utili e le perdite su cambi e le perdite per riduzione di valore sono rilevati nell’utile/(perdita) dell’esercizio così come gli eventuali utili o perdite da eliminazione contabile. • Fair value rilevato nell’utile/perdita dell’esercizio (FVTPL) Questi strumenti sono rilevati al fair value anche successivamente alla prima rilevazione e le variazioni di fair value sono rilevate nell’utile/(perdita) dell’esercizio. Comprendono le partecipazioni e gli strumenti derivati non classificati dal Gruppo come di copertura. • Fair value rilevato nel Prospetto di conto economico complessivo (FVOCI). Questi strumenti son rilevati al fair value anche successivamente alla prima rilevazione. Includono principalmente titoli di debito, titoli di capitale e strumenti derivati classificati dal Gruppo come di copertura. Gli interessi attivi calcolati in conformità al metodo dell’interesse effettivo, gli utili e le perdite su cambi e le perdite per riduzione di valore sono rilevati nell’utile/(perdita) dell’esercizio; gli altri utili e perdite netti sono invece rilevati nel Prospetto di conto economico complessivo. Quando l’attività finanziaria è eliminata, gli utili/(perdite) precedentemente rilevati nelle Prospetto di conto economico complessivo vengono riclassificati a conto economico. Le attività e passività finanziarie valutate al costo ammortizzato utilizzando il criterio dell’interesse effettivo o al FVTPL. Eventuali variazioni di passività finanziarie valutate al FVTPL, compresi gli interessi passivi, sono rilevate nell’utile/(perdita) dell’esercizio. Nel caso di passività finanziarie valutate successivamente al costo ammortizzato gli interessi passivi e gli utili/(perdite) su cambi sono rilevati nell'utile/(perdita) dell’esercizio, così come gli eventuali utili o perdite derivanti dall'eliminazione contabile. Le attività e passività finanziarie valute al costo ammortizzato includono finanziamenti, debiti commerciali e altre passività finanziarie; quelle valutate al FVTPL comprendono strumenti finanziari derivati. Quando una passività finanziaria è eliminata, la differenza tra il valore contabile della passività finanziaria estinta e il corrispettivo versato (comprese le attività non rappresentate da disponibilità liquide trasferite o le passività assunte) è rilevata nell'utile/(perdita) dell’esercizio. Si rimanda alla Nota 31 – Strumenti finanziari per ulteriori dettagli. La posizione finanziaria netta, in linea con a quanto indicato sull’argomento nel Richiamo di attenzione CONSOB n. 5/21 del 29 aprile 2021 e nei recenti orientamenti ESMA, risulta pari a 1.712 milioni di Euro, in aumento di 215 milioni di Euro rispetto al 31 dicembre 2022. Financial Strategy e Sustainable Finance La strategia di finanziamento del Gruppo ERG è sempre più orientata a strumenti green e sostenibili, in coerenza con il proprio modello di sviluppo. Negli ultimi tre anni ERG S.p.A. ha attuato una strategia di progressiva evoluzione della struttura finanziaria da Project Financing a Corporate Financing, attraverso importanti operazioni di liability management e la contestuale emissione di tre prestiti obbligazionari rispettivamente ad aprile 2019, settembre 2020 e settembre POSIZIONE FINANZIARIA NETTA CONSOB (migliaia di Euro) 31/12/2023 31/12/2022 ∆ A. Disponibilità liquide 240.897 267.097 (26.200) B. Mezzi equivalenti a disponibilità liquide 175.000 15.000 160.000 C. Altre attività finanziarie correnti 240.959 140.778 100.182 D. Liquidità (A+B+C) 656.856 422.875 233.982 - E. Debito finanziario corrente (135.690) (49.589) (86.101) E. Debito finanziario corrente - Strumenti valutati al Fair Value - - F. Parte corrente del debito finanziario non corrente - mutui, finanziamen (306.819) (275.425) (31.394) F. Parte corrente del debito finanziario non corrente - passività finanziarie correnti per beni in leasing (673) (622) (51) G. Indebitamento finanziario corrente (E+F) (443.182) (325.635) (117.547) - H. Indebitamento finanziario corrente netto (G-D) 213.674 97.239 116.435 I. Debito finanziario non corrente (329.073) - (329.073) I. Debito finanziario non corrente - Passività finanziarie non correnti per beni in leasing (1.356) (1.331) (25) J. Obbligazioni emesse (1.594.979) (1.593.007) (1.972) K. Debiti commerciali e altri debiti (strumenti valutati al Fair Value) - - - K. Debiti commerciali e altri debiti - - - L. Indebitamento finanziario non corrente (I+J+K) (1.925.408) (1.594.338) (331.071) M. Indebitamento finanziario netto (H+L) (1.711.734) (1.497.098) (214.636) 217 2021\. Questa strategia ha permesso di ribilanciare la struttura finanziaria di Gruppo a favore del financing su base corporate e di trasformare la struttura del debito da fonti di finanziamento tradizionale verso fonti di finanziamento sostenibili. A conferma del forte impegno di ERG S.p.A.verso lo sviluppo sostenibile, le tre emissioni green per un totale di 1.600 milioni di Euro sono state strutturate come Green Bonds sulla base del ERG Green Bond Framework, certificato dall’advisor indipendente Vigeo Eiris (parte di Moody’s ESG Solutions), come conforme ai Green Bond Principles 2021 ed in linea con le best market practices. Al 31 Dicembre 2023 le fonti di Sustainable Finance, pari a 1.930 milioni di Euro su un totale di fonti finanziarie pari a 1.930 milioni di Euro di valore nominale (1.600 milioni di Euro al 31 dicembre 2022 su un totale di fonti finanziarie pari a 1.850 milioni di Euro di valore nominale) comprendono: • Green Bonds, per complessivi 1.600 milioni di Euro (pari a Euro 1.600 milioni di Euro al 31 dicembre 2022), destinati al finanziamento e rifinanziamento della costruzione e/o acquisizione di progetti eolici e solari • Finanziamenti “Sustainability-Linked” senior unsecured a medio lungo termine, per complessivi Euro 330 milioni di Euro (Euro 150 milioni di Euro, in valore nominale, al 31 dicembre 2022) che prevedono un meccanismo premiante legato al raggiungimento di un obiettivo in termini di capacità rinnovabile installata e in termini di partecipazione femminile a posizioni manageriali nel Gruppo. Al 31 dicembre 2023 tali obiettivi sono stati raggiunti. Disponibilità liquide e mezzi equivalenti Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione La cassa e le disponibilità liquide equivalenti sono iscritte al valore nominale. In base a quanto previsto dallo IAS 7 rientrano nella definizione di cash equivalents il denaro in cassa e i depositi bancari/postali rimborsabili a vista, gli investimenti a breve termine convertibili in un ammontare di liquidità. Sono inoltre inclusi gli investimenti a breve il cui valore di rimborso sia predeterminato alla data di acquisto/iscrizione iniziale La voce pari a 415.897 migliaia di Euro al 31 dicembre 2023 (282.097 migliaia di Euro al 31 dicembre 2022) è costituita dalle disponibilità liquide generate dalle attività della Società, depositate a breve presso le banche delle quali il Gruppo è cliente. Tale voce, nello schema della Posizione Finanziaria Netta in linea con le disposizioni CONSOB, confluisce nella voce “A Disponibilità liquide” e “B mezzi equivalenti a disponibilità liquide”. Per un’analisi dell’incremento delle disponibilità liquide si rimanda al Prospetto dei Flussi Finanziari. Attività finanziarie correnti e non correnti valutate al Fair Value Attività finanziarie correnti valutate al Fair Value La voce pari a 30.770 migliaia di Euro al 31 dicembre 2023 (35.755 migliaia di Euro al 31 dicembre 2022) include i crediti per derivati con fair value positivo del Prehedge a copertura del rischio di tasso d’interesse. Tale voce non è inclusa nello schema della Posizione Finanziaria Netta in linea con le disposizioni CONSOB. Attività finanziarie non correnti valutate al Fair Value La voce pari a 17.046 milioni di Euro al 31 dicembre 2023 (27.789 migliaia di Euro al 31 dicembre 2022) include i crediti per derivati con fair value positivo del Prehedge a copertura del rischio di tasso d’interesse . Di seguito si fornisce il dettaglio complessivo delle attività finanziarie correnti e non correnti valutate al Fair Value al 31 dicembre 2023. 218 Tale voce non è inclusa nello schema della Posizione Finanziaria Netta in linea con le disposizioni CONSOB. Altre attività finanziarie correnti Altre attività finanziarie correnti La voce pari a 240.959 migliaia di Euro al 31 dicembre 2023 (140.778 migliaia di Euro al 31 dicembre 2022) è costituita principalmente dalla quota corrente relativa all’impiego di liquidità (235 milioni di Euro). Il significativo incremento nel corso del 2023 è principalmente dovuto per circa 3.951 migliaia di euro a ratei su interessi attivi bancari e a 135.000 migliaia di Euro per maggiori investimenti di liquidità a breve termine. Nella voce sono inclusi anche i ratei attivi finanziari relativi alla quota di competenza degli interessi attivi sulla liquidità. Tale voce, nello schema della Posizione Finanziaria Netta in linea con le disposizioni CONSOB, confluisce nella voce “C Altre attività finanziarie correnti” Altre passività finanziarie correnti e non correnti Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione I debiti finanziari sono inizialmente iscritti al fair value e successivamente misurati al costo ammortizzato utilizzando il metodo del tasso di interesse effettivo. I costi direttamente collegati all’ottenimento o all’emissione del debito sono dedotti dal valore contabile della passività. Tali costi vengono quindi ammortizzati lungo la durata del debito, utilizzando il metodo del tasso di interesse effettivo. Il debito per prestiti obbligazionari è esposto al netto dei costi di commissioni e altri oneri accessori per l’accensione degli stessi. Alcune passività finanziarie valutate al costo ammortizzato, principalmente debiti finanziari, sono oggetto di copertura. Ciò si riferisce principalmente a prestiti i cui flussi di cassa futuri sono esposti al rischio di tasso. Per la valutazione di tali strumenti di copertura si rimanda alla Nota 31 Strumenti finanziari. Altre passività finanziarie correnti La voce è pari a 442.509 migliaia di Euro al 31 dicembre 2023 (325.013 migliaia di Euro al 31 dicembre 2022). La voce include principalmente: • le posizioni a breve termine riferite a conti correnti di linee di finanziamento per un importo pari a 134.000 migliaia di Euro; • la quota corrente dei debiti per obbligazioni emesse che include i ratei interesse sui prestiti obbligazionari in essere e la quota a breve del relativo costo ammortizzato per un importo pari a 6.970 migliaia di Euro; • debiti verso la società controllata ERG Power Generation S.p.A. per il rapporto di cash pooling per 286.898 migliaia di Euro. • debiti verso la Società ERG Eolienne France S.a.S.per il rapporto di cash pooling per 3.306 migliaia di Euro Tale voce, nello schema della Posizione Finanziaria Netta in linea con le disposizioni CONSOB, confluisce nella voce “E Debito finanziario corrente” per le linee di finanziamento a breve termine (135.690 migliaia di Euro) e nella voce “F Parte corrente del debito finanziario non corrente – mutui e finanziamenti) per l’importo Banca emittente Contratto Scadenza Credito per Fair value (migliaia di Euro) 31/12/2023 Unicredit IRS 23/03/2028 3.217 Unicredit IRS 30/04/2028 4.726 Unicredit IRS 30/09/2029 6.871 UBI IRS 30/09/2029 6.760 Barclays IRS 15/02/2028 607 Barclays IRS 15/02/2028 8.390 Commerzbank IRS 30/09/2029 6.381 Credit Agricole IRS 15/02/2028 1.659 Credit Agricole IRS 23/03/2028 6.604 Credit Agricole IRS 30/04/2028 911 Credit Agricole IRS 29/03/2029 1.690 Totale 47.816 219 residuo pari a 306.819 migliaia di Euro. Altre passività finanziarie non correnti La voce è pari a 1.924.052 migliaia di Euro al 31 dicembre 2023 (1.593.007 migliaia di Euro al 31 dicembre 2022). Tale voce, nello schema della Posizione Finanziaria Netta in linea con le disposizioni CONSOB, confluisce nella voce “J. Obbligazioni emesse” per la parte relativa alle obbligazioni (1.594.979 migliaia di Euro) e nella voce “I. Debito finanziario non corrente” per la parte relativa ai corporate loan (329.073 migliaia di Euro). Prestiti obbligazionari Le obbligazioni emesse pari 1.600 milioni di Euro al 31 dicembre 2023 (1.600 milioni di Euro al 31 dicembre 2022), includono: Euro Il debito per prestiti obbligazionari è esposto al netto dei costi di commissioni e altri oneri accessori per l’accensione degli stessi per un valore di 6,9 milioni di Euro. Tali costi sono stati rilevati negli oneri finanziari del 2023 secondo il metodo del costo ammortizzato per un ammontare pari a 2 milioni di Euro. Il valore contabile della passività finanziaria include circa 8,9 milioni di Euro di interessi maturati nel periodo. Mutui e finanziamenti Il valore contabile della voce è pari a 333 milioni di Euro e si riferisce a tre Sustainable bilateral linked loan sottoscritti nel primo semestre 2023, come dettagliati nella tabella seguente. Si segnala che nel periodo sono stati rimborsati, alla loro naturale scadenza, i due Corporate loan bilaterali precedentemente in essere per un importo complessivo di 250 milioni di Euro. (Euro) I debiti sopra rappresentati sono rilevati al netto degli oneri accessori rilevati contabilmente con il metodo del costo ammortizzato (1,2 milioni di Euro) In aggiunta alle suddette fonti finanziarie drawn, la società ERG S.p.A. ha in essere, da ottobre 2022, una ESG-linked Revolving Credit Facility, di durata triennale e con possibilità di estensione per un ulteriore anno. Il margine applicato alla facility è soggetto a un meccanismo di aggiustamento sulla base del raggiungimento di un obiettivo in termini di capacità rinnovabile installata e in termini di partecipazione femminile a posizioni manageriali nel Gruppo. Al 31 dicembre 2023, questi target sono stati raggiunti. Tale facility, il cui ammontare è pari a 600 milioni di Euro, risulta interamente disponibile al 31 dicembre 2023. Rendimento lordo a scadenza Green Bond XS1981060624 1,875% 11-apr-19 11-apr-25 99,67% 1,93% Fitch: BBB- 500.000.000 505.768.541 Green Bond XS2229434852 0,500% 11-set-20 11-set-27 99,21% 0,62% Fitch: BBB- 500.000.000 497.267.125 Green Bond XS2229434852 0,500% 23-dic-20 11-set-27 101,10% 0,33% Fitch: BBB- 100.000.000 100.491.042 Geen Bond XS2386650274 0,875% 15-set-21 15-set-31 99,75 0,90% Fitch: BBB- 500.000.000 498.422.568 1.600.000.000 1.601.949.276 Rating Valore nominale Valore contabile Tipo di Finanziamento ISIN Cedola Data emissione Data scadenza Prezzo emissione Erogazione Tipo Finanziamento Scadenza Tasso Valore contabile Valore nominale 2023 Sustainability bilateral linked loans 31/03/2028 IRS : Euribor 6M + Spread 131.735.229 130.000.000 2023 Sustainability bilateral linked loans 28/02/2028 IRS : Euribor 6M + Spread 100.984.759 100.000.000 2023 Sustainability bilateral linked loans 02/05/2028 IRS : Euribor 6M + Spread 100.508.976 100.000.000 333.228.964 330.000.000 220 Passività finanziarie correnti e non correnti per beni in leasing Passività finanziare sorte a seguito dell’applicazione del principio IFRS 16 pari a 2.029 migliaia di Euro di cui 1.356 migliaia di Euro a medio lungo termine e 673 migliaia di Euro a breve termine. Le passività si riferiscono al valore attuale dei pagamenti dovuti e non versati alla data di decorrenza dei leasing incrementate degli interessi impliciti maturati su tali passività e diminuite dei pagamenti effettuati nel periodo. Tali voci, nello schema della Posizione Finanziaria Netta in linea con le disposizioni CONSOB, confluisce nella voce “F. Parte corrente del debito finanziario non corrente – passività finanziarie correnti per beni in leasing” e nella voce “I. Debito finanziario non corrente – Passività finanziarie non correnti per beni in leasing”. Nota 17 – Altre passività correnti I “Debiti tributari” sono relativi principalmente alle ritenute IRPEF verso i dipendenti per circa 745 migliaia di Euro. I “Debiti verso il personale” sono relativi alle competenze del periodo non ancora liquidate ed includono ferie, riposi compensativi non goduti, premio di produttività e premialità legati al Piano di Compensation per il Management.I “Debiti verso istituti di previdenza ed assistenza” sono relativi ai contributi di competenza su salari e stipendi del mese di dicembre 2023\. Lo scostamento rispetto al 2022 è dovuto principalmente all’assenza del contributo speciale San Quirico. Nota 18 - Passività per imposte correnti Le “Passività per imposte correnti” includono gli altri debiti a breve per IRES verso le imprese controllate (13.440 migliaia di Euro) che hanno apportato valori deducibili nell’ambito del “Consolidato Fiscale”. Nota 19 - Garanzie, impegni e rischi Si segnala che ERG S.p.A. ha rilasciato Parent Company Guarantee per Società del Gruppo a favore di terzi relative principalmente a contratti di compravendita di energia, all’IVA di Gruppo ed a garanzia dei rimborsi IVA richiesti da alcune controllate per circa 417 milioni di Euro. Le Fidejussioni prestate da istituti bancari/assicurativi per conto di società del gruppo sono pari a circa 352 milioni di Euro. Le Fidejussioni prestate a favore di terzi sono relative a B2G Sicily S.r.l. (precedentemente Erg Power S.r.l.) ceduta dal Gruppo ERG nel corso del 2023, per la quale sono ancora in essere principalmente fidejussioni per l’IVA di Gruppo. Gli impegni verso terzi costituiscono principalmente impegni per la direzione dei sistemi informativi in particolare afferenti a software, hardware e assistenza. (migliaia di Euro) 31/12/2023 31/12/2022 Debiti verso il personale 3.422 6.701 Debiti verso istituti di previdenza e assistenza 1.966 2.839 Altre passività correnti 1.158 3.437 Debiti tributari 821 1.328 TOTALE 7.367 14.304 (migliaia di Euro) 31/12/2023 31/12/2022 Passività per imposte correnti 13.440 19.565 TOTALE 13.440 19.565 (migliaia di Euro) 31/12/2023 31/12/2022 Fidejussioni prestate da ERG per società del gruppo a favore di terzi 416.539 308.028 Fidejussioni prestate da istituti bancari/assicurativi per società del gruppo a favore di terzi 352.128 408.408 Fidejussioni prestate da ERG a favore di terzi 37.460 2 Nostri impegni verso terzi 10.539 11.275 TOTALE 816.666 727.713 221 Analisi del Conto Economico Nota 20 - Ricavi Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione La Società rileva la vendita di un bene o la prestazione di un servizio in base al valore che rifletta esattamente la parte del prezzo attribuibile ad ogni componente di ricavo, facendo riferimento al corrispettivo pagato dal cliente che si aspetta di ricevere quel bene prodotto o quel servizio reso. L’aspetto più innovativo dell’IFRS 15 riguarda il fatto che una società deve rilevare la vendita di un bene o la prestazione di un servizio in base ad un valore che rifletta esattamente la parte di un prezzo attribuibile ad ogni componente di ricavo, facendo riferimento al corrispettivo pagato dal cliente che si aspetta di ricevere quel bene prodotto o quel servizio reso. L’approccio metodologico che dovrebbe comportare questo tipo di rilevazione contabile si suddivide in cinque passaggi fondamentali: 1) Identificare il contratto con il cliente: in generale un contratto esiste quando gli accordi presi con un cliente sono tali da generare delle obbligazioni che devono essere adempiute obbligatoriamente dalle parti in causa; 2) Identificare la obbligazione contrattuale a cui far riferimento: un’entità deve rilevare i ricavi singolarmente per ciascun bene o servizio come un’obbligazione separata se questi beni o servizi sono distinti tra loro. I criteri per definire se un bene o servizio possa considerarsi distinto sono i) il cliente può beneficiare del bene o servizio sia singolarmente sia in combinazione con altre risorse e i beni sono disponibili e ii) il bene o servizio è separabile da altre obbligazioni o promesse che non sono dipendenti o collegate ad altri elementi contrattuali; 3) Stimare il prezzo della transazione: inteso come l’ammontare che l’entità si aspetta di ricevere a seguito della vendita dei beni o dei servizi resi alla clientela; 4) Allocare il prezzo della transazione alla o alle obbligazioni contrattuali: è necessario allocare il prezzo ad ogni singola componente di bene o servizi. Questa allocazione si deve basare sul prezzo che l’entità applicherebbe ad ogni singolo bene e servizio qualora venisse venduto separatamente; 5) Riconoscere il ricavo solo nel momento in cui l’obbligazione contrattuale viene adempiuta. Margine operativo lordo e Risultato operativo netto Il Margine operativo lordo ed il Risultato operativo netto sono determinati dalle attività operative della Società che generano ricavi continuativi e dagli altri proventi e costi correlati alle attività operative. Dal Margine operativo lordo sono esclusi gli oneri finanziari netti, la quota dell’utile di partecipazioni contabilizzate con il metodo del patrimonio netto, le imposte sul reddito e gli ammortamenti e le svalutazioni delle attività immateriali, immobili, impianti e macchinari e attività per diritti di utilizzo). Il Risultato operativo netto è pari al valore del Margine operativo lordo al netto degli ammortamenti e delle svalutazioni attività immateriali e immobili, impianti e macchinari e attività per diritti di utilizzo). I ricavi delle prestazioni pari a 35,4 milioni di Euro (34,3 milioni di Euro al 31 dicembre 2022) si riferiscono principalmente ad addebiti per prestazioni di servizi a controllate. La struttura dei contratti di servizio è basata sull’allocazione di parte dei costi sostenuti dalla Società e sull’applicazione di un unico driver ponderato per l’allocazione della totalità dei costi individuati. Il margine della società è garantito dall’applicazione di un mark-up ritenuto idoneo a garantire un’adeguata redditività. Nota 21 - Altri proventi Gli “Altri ricavi verso società del Gruppo” riguardano essenzialmente altri recuperi ed addebiti verso società del Gruppo, legati a consulenze varie e progetti speciali. La voce “Altri ricavi” include l’effetto positivo pari a circa 1 milione di Euro delle vendite dei certificati CIC effettuata nel 2023. Nota 22 - Costi per acquisti ALTRI RICAV I (migliaia di Euro) 2023 2022 Altri ricavi 1.484 726 Altri ricavi verso società del Gruppo 454 324 Recuperi di spese 147 168 TOTALE 2.085 1.219 (migliaia di Euro) 2023 2022 Costi per acquisti 173 150 TOTALE 173 150 222 Nota 23 - Costi per servizi ed altri costi I costi per servizi sono così composti: La voce include principalmente costi per consulenze, compensi ad Amministratori e Sindaci. La voce "Altri servizi” include le prestazioni da altre società del Gruppo, servizi EDP da terzi, servizi per il personale, altre prestazioni. La voce “Compensi Amministratori e Sindaci” comprende anche la quota del costo di competenza del Piano di incentivazione di lungo termine 2021 – 2023\. Si segnala che, in accordo con quanto disposto dall’IFRS 2 - Operazioni con pagamento basato su azioni, a seguito dell’attuazione del suddetto Piano di incentivazione con riferimento agli Amministratori, si è provveduto al rilevamento, nei costi per servizi, della quota del costo di competenza. Per ulteriori dettagli si rimanda alla Nota 24 – Costo del lavoro. Nota 24 - Costi del lavoro Si segnala che, in accordo con quanto disposto dall’IFRS 2 – Operazioni con pagamento basato su azioni, a seguito dell’attuazione del Piano di incentivazione di lungo termine 2021 – 2023, con riferimento al personale dipendente, si è provveduto al rilevamento nella voce “Costi del lavoro” del costo di competenza del 2023 di tali strumenti. I costi del 2022 includono oneri per 4,2 milioni di Euro relativi ad una premialità straordinaria riconosciuta ad alcuni dipendenti del Gruppo. Operazioni con pagamento basato su azioni Si segnala che, in accordo con quanto disposto dall’IFRS 2 – Operazioni con pagamento basato su azioni, a seguito dell’attuazione del Piano di incentivazione di lungo termine 2021-2023con riferimento al personale dipendente, si è provveduto al rilevamento nella voce “Costi del lavoro” del costo di competenza 2023 sulla base del fair value definito all’inception di tali strumenti (in quanto Piano “equity-settled” in accordo del principio IFRS 2). Si precisa che in data 26 aprile 2021 l’Assemblea degli azionisti di ERG S.p.A. ha approvato il piano di incentivazione di lungo termine 2021-2023, secondo le condizioni previste nel relativo Documento Informativo. Il Piano prevede l’attribuzione di un numero predefinito di Azioni di ERG S.p.A., a titolo gratuito (di seguito “Performance shares”), al termine di un periodo triennale di vesting, subordinata al raggiungimento di una condizione minima predeterminata di performance economica (condizione non di mercato). Il parametro di performance approvato dal Consiglio di Amministrazione ha come riferimento l’EBITDA di Gruppo cumulato 2021-2023 di Piano Industriale. Il Regolamento (migliaia di Euro) 2023 2022 Costi per servizi 21.648 24.499 Affitti passivi, canoni e noleggi 3.197 2.855 Altri costi di gestione 1.847 1.636 Imposte e tasse 1.082 1.346 Accantonamenti per rischi ed oneri 975 2.513 TOTALE 28.749 32.849 (migliaia di Euro) 2023 2022 Compensi Amministratori e Sindaci 6.151 8.505 Servizi informatici 4.622 4.264 Consulenze 2.973 3.973 Altri servizi 2.649 2.208 Servizi per il personale 2.457 2.322 Utenze e somministrazioni 1.481 1.867 Assicurazioni 980 940 Pubblicità e promozioni 335 420 TOTALE 21.648 24.499 (migliaia di Euro) 2023 2022 Salari e stipendi 17.788 20.569 Oneri sociali 4.059 5.468 Trattamento di fine rapporto 1.108 1.377 Altri costi 646 664 TOTALE 23.601 28.078 223 prevede che tale condizione operativa possa essere modificata alla luce di variazioni di perimetro o altri eventi rilevanti. Al termine del periodo di vesting, il 25% delle Azioni attribuite sarà soggetto ad un ulteriore periodo di lock up pari a otto mesi, che si concluderà nel 2025, nel corso del quale tali azioni sono soggette ad un vincolo di non trasferibilità. Le azioni assegnate rappresentano i diritti condizionati oggetto del Piano, gratuiti e non trasferibili inter vivos, ciascuno dei quali attributivo del diritto ai Beneficiari all’attribuzione a titolo gratuito di n ° 1 (una) azione nei termini e alle condizioni previste dal Regolamento. Il Piano, inoltre, prevede che nell’ipotesi in cui oltre al conseguimento dell’obiettivo di performance economica, venga anche raggiunta una predeterminata performance di mercato (condizione di mercato) del Titolo ERG sull’MTA (ovvero la Quotazione outstanding), il numero delle Azioni attribuibili aumenti fino ad un massimo predeterminato: le azioni attribuite saranno pari alle azioni assegnate qualora il prezzo delle azioni di ERG sia pari o inferiore alla“Quotazione Target”; pari al 200% delle azioni attribuite qualora il prezzo sia superiore alla “Quotazione Cap”. Qualora il prezzo sia compreso tra la Quotazione Target e quella Cap saranno attribuite per interpolazione lineare. Il numero delle azioni attribuibili, determinate secondo le regole sopra descritte, potrà essere incrementato o decrementato di un ±10% a seconda del livello di raggiungimento dell’Obiettivo di Sostenibilità. Tale obiettivo è costituito da specifici indicatori, determinati negli scenari floor, target e cap approvati dal Consiglio di Amministrazione nella seduta del 13 maggio 2021. In applicazione della clausola di adeguamento della strategia di incentivazione, previsto dal regolamento del sistema LTI 2021- 2023, a seguito della modifica della politica dei dividendi previsti per il periodo 2021-2023, prevista a € 2,25ps e consuntivata nel triennio a € 2,65 ps, il Consiglio di Amministrazione nella seduta del 12 marzo 2024 ha deliberato la variazione del valore (i) della “Quotazione Target” a € 22,08 (ii) della “Quotazione Cap” a € 27,08 (iii) del numero delle azioni assegnate pari a 327.100 La stima del Fair Value, la quale prescinde dalle condizioni di attivazione non di mercato (raggiungimento dell’EBITDA Target e dal parametro di Sostenibilità) come definito dal principio contabile IFRS 2, è stata condotta mediante l’applicazione del metodo Monte Carlo, individuando quindi un range di valori e prendendone in considerazione il valore medio. L’esercizio valutativo è stato condotto formulando le seguenti ipotesi: • Volatilità (20%): mediana della volatilità storica a 180 giorni del panel di comparabili del titolo ERG; • Dividend Yield: stimato sulla base dei dividendi previsti da piano per ciascun esercizio nel triennio 2021-2023, pari a 0,75 Euro per azione, e rapportato al prezzo del sottostante; • Time to maturity: coerentemente con le previsioni del regolamento dello strumento finanziario, è stato ipotizzato che lo strumento derivato abbia durata di tre anni. In applicazione di quanto sopra è stato individuato un range di valori del fair value del piano di incentivazione tra Euro 7,7 milioni e Euro 8,4 milioni con valore medio pari a 8,0 milioni rilevato per competenza negli esercizi oggetto del vesting period. Tale importo si riferisce per il 56% ad Amministratori e per la restante parte a dipendenti del Gruppo. Il costo per il trattamento di fine rapporto è relativo principalmente alla porzione di beneficio relativo ai Piani di contribuzione definita. Il costo include anche i contributi versati a piani a contribuzione definita a favore dei dirigenti con responsabilità strategiche, per il dettaglio dei quali si rimanda alla sezione delle Parti Correlate. Gli altri costi includono le indennità supplementari di fine rapporto. Si evidenzia di seguito la composizione dell’organico di ERG S.p.A. (unità medie del periodo). 2023 2022 Dirigenti 24 24 Quadri 105 99 Impiegati 87 81 TOTALE 215 203 Al 31 dicembre 2023 l’organico complessivo dei dipendenti della società risulta pari a 223 unità. 224 Nota 25 \- Ammortamenti Attività Immateriali, Immobili, Impianti e macchinari e Attività per diritti d’utilizzo Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione Le altre attività immateriali vengono ammortizzate in un periodo massimo di 5 anni. Gli Immobili, impianti e macchinari sono ammortizzati in quote costanti lungo la vita utile stimata. Si evidenzia che l’effetto derivante dall’applicazione del principio IFRS 16 sugli ammortamenti del periodo su beni in leasing è pari a circa 0,8 milioni di Euro. Nota 26 \- Proventi (oneri) finanziari netti L’ammontare degli interessi attivi bancari riguarda l’impiego della liquidità disponibile in conti deposito e conti correnti e, in misura minore, alla remunerazione dell’indebitamento a breve termine. L’incremento è imputabile sostanzialmente a un innalzamento dei tassi di interesse sulla liquidità rispetto al 31 dicembre 2022 Con riferimento agli interessi passivi bancari e su emissioni obbligazionarie i maggiori interessi passivi bancari rispetto al 2022 sono riconducibili principalmente all’apertura di nuovi corporate loan nel 2023 per un ammontare pari a 330 milioni di Euro La voce operazioni liability management non risulta valorizzata al 31 dicembre 2023, siccome non sono state effettuate operazioni straordinarie di chiusura finanziamenti nel corso dell’anno. Con riferimento alle commissioni RCF si riferiscono al costo per il mantenimento della linea nel corso del 2023. Gli altri interessi attivi includono principalmente gli interessi verso le società controllate.L’incremento degli altri interessi passivi è riferito alla posizione debitoria relativa al rapporto di cash pooling verso la controllata Erg Power Generation S.p.A.. La variazione del fair value include gli effetti degli strumenti derivati di copertura dal rischio di fluttuazione dei tassi in corso. La voce Costo ammortizzato su finanziamenti ed emissioni obbligazionarie include l’adeguamento al tasso di interesse effettivo dei finanziamenti e delle emissioni obbligazionarie. La voce Proventi (Oneri) IFRS 9 si riferisce all’effetto dell’applicazione del principio contabile IFRS 9 relativo alla rinegoziazione dei finanziamenti in essere ed include principalmente i proventi finanziari e i relativi reversal sulle operazioni di ristrutturazione. Nella voce è incluso anche l’adeguamento delle “expected losses” sulla liquidità e sulle garanzie. (migliaia di Euro) 2023 2022 Ammortamenti attività immateriali 1.801 1.579 Ammortamenti attività immobili impianti e macchinari 720 929 Ammortamenti attività per diritti di utilizzo 751 898 TOTALE 3.272 3.406 (migliaia di Euro) Proventi finanziari Oneri finanziari Netto Proventi finanziari Oneri finanziari Netto Interessi attivi (passivi) bancari su conto corrente 18.045 - 18.045 1.943 (0) 1.943 Proventi (oneri ) finanziari derivati su tassi - differenziale 7.516 (1.450) 6.066 10.806 (11.892) (1.086) Interessi passivi su finanziamenti/emissioni obbligazionarie verso terzi - (31.423) (31.423) 78 (18.874) (18.796) RCF \- commissioni - (1.891) (1.891) - (339) (339) Operazioni Liability management - - - - (2.897) (2.897) Gestione liquidità/Costo del debito 25.561 (34.764) (9.203) 12.828 (34.003) (21.175) Altri interessi attivi (passivi) 495 (4.629) (4.134) 5.565 (440) 5.125 Variazione fair value 4.615 (615) 4.000 8.247 (8.118) 130 Costo ammortizzato su finanziamenti ed emissioni obbligazionarie 91 (2.437) (2.346) 91 (2.535) (2.444) Proventi(Oneri) IFRS 9 60 (861) (801) 1.469 (2.060) (591) Proventi (Oneri) finanziari relativi alle passività per beni in leasing 0 (29) (29) 1 (8) (6) Differenze cambio 5 (2) 3 (3) (36) (39) Altri Proventi/(Oneri) 5.266 (8.574) (3.308) 15.370 (13.196) 2.175 Totale 30.827 (43.338) (12.511) 28.198 (47.198) (19.000) 2023 2022 225 Nota 27 \- Proventi (oneri) da partecipazioni netti La voce “Dividendi e altri proventi da controllate” si riferisce ai dividendi distribuiti dalla società ERG Power Generation S.p.A. La voce “Rettifiche prezzo su partecipazioni” accoglie l’effetto positivo derivante dall’incasso di una rettifica di prezzo relativa alla cessione di una partecipazione avvenuta in precedenti esercizi per un importo pari a 3.174 migliaia di Euro. La voce “Svalutazioni e minusvalenze da partecipazioni” accoglie principalmente l’adeguamento del fondo oneri su partecipazione per 148 migliaia di Euro relativo alla società ERG Petroleos S.A., a fronte del patrimonio netto negativo, come meglio commentato nel capitolo delle Partecipazioni. Nota 28 – Imposte sul reddito Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione L’onere fiscale dell’esercizio comprende le imposte correnti e differite rilevate nell’utile/(perdita) dell’esercizio, fatta eccezione per le voci rilevate direttamente nel patrimonio netto o nel Prospetto di conto economico complessivo. La Società ha determinato che gli interessi e le penali relativi alle imposte sul reddito, compresi i trattamenti contabili da applicare alle imposte sui redditi di natura incerta, sono contabilizzati in conformità allo IAS 37 Fondi, Passività potenziali e attività potenziali in quanto non soddisfano la definizione di imposte sul reddito. Imposte correnti Le imposte correnti sono accantonate in base ad una previsione dell'onere di pertinenza dell’esercizio, tenendo anche conto degli effetti relativi all’adesione al Consolidato fiscale della maggior parte delle società del Gruppo. Il 22 dicembre 2022 è stato pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale dell'Unione Europea il testo della Direttiva 2022/2523/Ue, che prevede il recepimento nella legislazione comunitaria della disciplina sulla tassazione minima globale ("Global Minimum Tax”) prevista dal Pillar 2 elaborato dall'OCSE nell'ambito dell'Action 1 del progetto BEPS ("Base Erosion and Profit Shifting”). Tale Direttiva è stata recepita nell’ordinamento italiano dal Decreto Legislativo 27 dicembre 2023, n 209, entrato in vigore il 29 dicembre 2023. L'obiettivo è quello di limitare la concorrenza fiscale dannosa tra gli Stati, fissando al 15% il livello minimo di tassazione effettiva a livello aggregato per singolo Stato a partire dal 2024.Il Gruppo ERG rientra nell’ambito applicativo della norma, si segnala che l’aliquota fiscale media effettiva della società ERG S.p.A. non sarebbe cambiata se la legislazione relativa alla tassazione minima globale fosse già stata in vigore con riferimento all’esercizio 2023. Le imposte sul reddito, positive per 5.563 migliaia di Euro, esprimono l’effetto netto tra la remunerazione della perdita fiscale e degli interessi passivi indeducibili trasferiti al consolidato fiscale per l’anno d’imposta 2023 (5.745 migliaia di Euro) e la variazione della fiscalità anticipata e differita stanziata ai fini IRES. La variazione della fiscalità anticipata è determinata in massima parte dagli utilizzi del periodo ed è relativa alla sola IRES. Non risulta stanziata fiscalità anticipata IRAP non essendo previsto il realizzo di basi imponibili IRAP positive nei prossimi esercizi. Si riepilogano di seguito i rapporti patrimoniali derivanti dal consolidato fiscale: (migliaia di Euro) 2023 2022 Dividendi e altri proventi da controllate 50.000 50.000 Dividendi e altri proventi da altre imprese - 80 Rettifiche prezzo su partecipazioni 3.174 2.646 Svalutazioni e minusvalenze da partecipazioni (156) (243) TOTALE 53.018 52.482 (migliaia di Euro) 2023 2022 Beneficio da consolidato fiscale ed imposte anticipate (5.745) (7.307) Imposte esercizio precedente (168) 108 Variazione imposte anticipate 349 72 TOTALE (5.563) (7.127) (migliaia di Euro) 31/12/2023 31/12/2022 Crediti verso società del Gruppo (a debiti verso Erario) 21.334 23.824 Debiti verso società del Gruppo (a crediti verso Erario) (13.440) (19.565) Posizione a credito (debito) di ERG SPA (11.637) (8.279) TOTALE (3.743) (4.020) 226 Riconciliazione tra onere fiscale da Bilancio e onere fiscale teorico Si riporta di seguito la riconciliazione dell’onere fiscale da Bilancio ed onere fiscale teorico La differenza tra il valore delle variazioni fiscali permanenti registrate nel 2023 (40.774 migliaia di Euro) e quelle del 2022 (27.339 migliaia di Euro) è dovuta principalmente alla diminuzione dell’ammontare degli interessi passivi indeducibili ripresi a tassazione. (migliaia di Euro) IMPONIBILE IMPOSTA IRES risultato ante imposte 22.202 onere fiscale teorico (24%) 5.328 variazioni fiscali permanenti (40.774) imponibile fiscale (18.572) IRES aliquota (24%) (4.457) stralcio imposte anticipate IRES/altre variazioni 4 imposte esercizi precedenti IRES (167) provento trasferimento concolidato fiscale interessi passivi (943) IRAP differenza tra costi e ricavi della produzione (18.305) costi e ricavi non rilevanti ai fini IRAP 23.601 base imponibile teorica ai fini IRAP 5.296 onere fiscale teorico (aliquota 5,57%) 295 variazioni fiscali permanenti (24.896) Imponibile IRAP teorico (19.600) IRAP teorica a bilancio (1.092) IRAP negativa 1.092 stralcio imposte anticipate Totale imposte a bilancio (5.563) 227 Nota 29 \- Poste non ricorrenti Come richiesto dalla delibera Consob 15519 del 27 luglio 2006 sono stati indicati qui di seguito quei proventi ed oneri significativi derivanti da operazioni non ricorrenti o da fatti che non si ripetono frequentemente nel consueto svolgimento dell’attività. Sempre in applicazione della suddetta delibera Consob, nella Nota 30 – Parti correlate sono stati indicati separatamente gli importi relativi alle posizioni e transazioni con parti correlate. Nel 2023 1) i costi per servizi ed altri costi si riferiscono a costi correlati al fondo business dismessi, ad oneri relativi a progetti non andati a buon fine e a costi relativi a M&A; 2) i proventi (oneri) finanziari netti includono gli impatti dell’IFRS 9 derivante da rifinanziamenti passati; 3) i proventi (oneri) da partecipazione netti si riferiscono all’incremento del fondo svalutazione relativo alla società Petroleos, in liquidazione e ad integrazione di prezzo sulla cessione della partecipazione in Total Erg; 4) le imposte sul reddito si riferiscono all’effetto fiscale delle poste sopra commentate. Nel 2022 1) gli altri ricavi sono riferiti a indennizzi assicurativi relativi a tematiche correlate ai business dismessi; 2) i costi per servizi ed altri costi si riferiscono a costi correlati al fondo business dismessi, ad oneri relativi a progetti non andati a buon fine e al contributo speciale relativo all’Amministratore Delegato (di cui al commento formulato al paragrafo Parti correlate); 3) i costi del lavoro sono riferiti a una premialità straordinaria riconosciuta ad alcuni dipendenti del Gruppo per il particolare contributo profuso nel 2022 al fine della realizzazione del Piano Industriale del Gruppo, inclusiva della quota del contributo speciale riferita al management del Gruppo di cui al paragrafo Parti Correlate; 4) i proventi (oneri) finanziari netti includono gli oneri finanziari derivanti dalle operazioni di prepayment su finanziamenti e di liability management effettuate nel periodo; 5) i proventi (oneri) da partecipazione netti si riferiscono all’incremento del fondo svalutazione relativo alla società Petroleos, in liquidazione e ad integrazione di prezzo sulla cessione della partecipazione in Erg Oil Sicilia; 6) le imposte sul reddito si riferiscono all’effetto fiscale delle poste sopra commentate. (migliaia di Euro) di cui parti correlate di cui parti correlate Ricavi della gestione caratteristica - - Altri ricavi - 1) (256) Ricavi totali special items - (256) Costi per acquisti - - Variazioni delle rimanenze - - Costi per servizi ed altri costi 1) 4.359 - 2) 9.381 2.250 Costi del lavoro - - 3) 4.241 1.641 Margine operativo lordo special items 4.359 13.366 Ammortamenti e svalutazioni immobilizzazioni Risultato operativo special items 4.359 13.366 Proventi (oneri) finanziari netti 2) 861 4) 5.277 Proventi (oneri) da partecipazioni netti 3) 3.212 156 5) (2.403) Risultato della gestione ordinaria 8.432 16.241 Imposte sul reddito 4) (1.048) 6) (3.468) Risultato netto special items attività continue 7.384 12.772 - - Risultato netto special items 7.384 12.772 Risultato di azionisti terzi - - Risultato netto special items competenza del Gruppo 7.384 12.772 2023 2022 Risultato netto special items attività operative cessate 228 Nota 30 \- Parti correlate Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione Per parti correlate si intendono principalmente quelle che condividono con ERG S.p.A. il medesimo soggetto controllante, le società che direttamente o indirettamente, attraverso uno o più intermediari, controllano, sono controllate, oppure sono soggette a controllo congiunto da parte di ERG S.p.A. e quelle nelle quali la medesima detiene una partecipazione di collegamento. Nella definizione di parti correlate rientrano, inoltre, i dirigenti con responsabilità strategiche e i loro stretti familiari, di ERG S.p.A. e di società da questa controllate. I dirigenti con responsabilità strategiche sono coloro che hanno il potere e la responsabilità, diretta o indiretta, della pianificazione, della direzione, del controllo delle attività della Società e comprendono i relativi Amministratori. Come richiesto dalla delibera Consob 15519 del 27 luglio 2006 sono stati indicati qui di seguito gli importi relativi alle posizioni e transazioni con parti correlate. Le operazioni compiute da ERG S.p.A. con parti correlate riguardano principalmente: • la prestazione di servizi, la raccolta e l’impiego di mezzi finanziari. • i contributi a soggetti non aventi natura societaria, riferibili a ERG, che perseguono iniziative di carattere umanitario, culturale e scientifico. In particolare, la Fondazione Edoardo Garrone, nata come naturale evoluzione dell’impegno delle Famiglie Garrone e Mondini in campo sociale e culturale, dedicata alla memoria di Edoardo Garrone che, nel 1938, avviò l’attività industriale del Gruppo ERG. La maggior parte di tali operazioni sono esenti dall’applicazione della normativa interna ERG Procedura per le operazioni con parti correlate, emanata in attuazione della regolamentazione Consob, poiché si tratta di operazioni ordinarie concluse a condizioni di mercato o standard, ovvero poiché al di sotto della soglia di esiguità prevista dalla procedura stessa. Tutte le operazioni sono state compiute nell’interesse della Società e, ad eccezione delle operazioni con gli enti che perseguono iniziative di carattere umanitario, culturale e scientifico, fanno parte della ordinaria gestione. L’importo corrisposto alla Fondazione Edoardo Garrone quale contributo per l’anno 2023 è stato pari a 100 migliaia di Euro. Si evidenzia infine che nel corso del 2023 hanno aderito al Consolidato fiscale di ERG S.p.A. le società: Breva Wind, Conza Energia, Lucus Power, San Mauro, SPV Parco Eolico Aria del Vento, Taca Wind e Wincap, Ginestra, Photosun, PVProject, Robinia, Sesma, Six For Power e SVS 1, Fattoria Solare Futurasun e ERG Sviluppo Italia. Si rende altresì noto che nel corso del 2023 Breva Wind ha incorporato le società Conza Energia, Lucus Power, San Mauro, SPV Parco Eolico Aria del Vento, Taca Wind e Wincap e Ginestra ha incorporato le società Photosun, PVProject, Robinia, Sesma, Six For Power e SVS 1. Le società ERG Eolica Adriatica, ERG Eolica Ginestra e Andromeda PV hanno tacitamente rinnovato l’accordo di consolidamento. Nel corso del 2023 si è interrotta anticipatamente l'opzione per la tassazione di gruppo con la società ERG Power a seguito della perdita del requisito del controllo avvenuta nel corso dell’esercizio. Per quanto riguarda i termini degli accordi contrattuali che potrebbero prevedere che la controllante o le sue controllate forniscano sostegno finanziario a un’entità strutturata consolidata si rimanda alla Nota 19 \- Garanzie, impegni e rischi. Incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulla situazione patrimoniale I rapporti più significativi con le joint venture, le imprese collegate e controllate riguardano: • crediti finanziari verso ERG Petroleos S.A. nell’ambito del relativo contratto di finanziamento. L’incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulle voci di stato patrimoniale e indicata nella seguente tabella riepilogativa (importi in migliaia di Euro): 229 Incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sul risultato economico L’incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economico e indicata nella seguente tabella di sintesi (importi in migliaia di Euro): Anno 2023 - Situazione Patrimoniale Finanziaria - Attivo Crediti commerciali Altri crediti e attività correnti Attività per imposte correnti Attività finanziarie correnti/Attività finanziarie correnti valutate al Fair Value ERG Power Generation S.p.A. 911 14 ERG Eolica San Vincenzo S.r.l. 1.991 ERG Eolica Faeto S.r.l. 256 ERG Eolica Ginestra S.r.l. 297 Parc Eolien de la Bruyére S.a.s. 0 Parc Eolien les Mardeaux S.a.s. 0 Parc Eolien de Lihus S.a.s. 0 Green Vicari S.r.l. 726 ERG Eolica Fossa del Lupo S.r.l. 3.766 ERG Eolica Adriatica S.r.l. 3.813 ERG Eolica Campania S.p.A. 4.817 ERG Germany GMBH 21 ERG France Sarl 41 25 Brockahboy (UK) 0 Corni Eolian 30 ERG Petroleos 1.611 Epuron Sas 2 ERG UK Holding (GBP) 15 34 ERG Poland Holding 10 ERG Spain HoldCo 5 Ginestra Srl 1.092 Breva 5.667 ERG Sviluppo Italia 3 Totale 2.131 60 21.334 1.625 % di incidenza sulla voce totale 61,58% 0,22% 85,08% 0,60% Anno 2023 - Situazione Patrimoniale Finanziaria - Passivo Debiti commerciali Passività finanziarie correnti Passività per imposte correnti Altre passività correnti ERG Power Generation S.p.A. 24 291.511 - - ERG France Sarl 3.319 - - Ginestra srl 28 ERG Sviluppo Italia S.r.l. 29 Fattoria Solare Futurasun Srl 6 ERG Wind Bulgaria S.p.a. 28 ERG POWER GENERATION SPA 11.408 ERG EOLICA TIRRENO SRL 8 ISAB ENERGY SOLARE SRL 37 ANDROMEDA PV S.r.l. 1.896 Amministratori e sindaci 654 Dirigenti strategici 682 Totale 24 294.830 13.440 1.336 % di incidenza sulla voce totale 0,19% 66,63% 100,00% 18,13% 230 Di seguito si riporta il dettaglio dei compensi delle figure con responsabilità strategiche (importi in migliaia di Euro): Anno 2023 - Conto Economico - Proventi Ricavi della gestione caratteristica Altri ricavi e proventi Proventi finanziari ERG Power Generation S.p.A. 35.061 52 441 ERG Power S.r.l. 34 2 ERG Petroleos S.A.U en liquidacion 54 ERG Germany GMBH 18 ERG France Sarl 177 ISAB Energy Solare 36 Andromeda S.r.l. 8 ERG UK Holding (GBP) 170 ERG Sviluppo Italia 3 Totale 35.105 454 495 % di incidenza sulla voce totale 99,15% 21,75% 1,61% Anno 2023 - Conto Economico - Oneri Costi per acquisti Costi per servizi ed altri costi Costo del lavoro Oneri finanziari ERG Power Generation S.p.A. 80 4.613 ERG Eolienne France 12 Fondazione Edoardo Garrone 100 Amministratori e sindaci 6.151 Dirigenti strategici 2.573 Totale - 6.331 2.573 4.625 % di incidenza sulla voce totale 0,00% 22,02% 10,90% 10,67% Amministratori 2023 2022 Benefici a breve termine 4.486 4.590 Benefici successivi al rapporto di lavoro - - Altri benefici a lungo termine - - Benefici dovuti ai dipendenti per la cessazione del rapporto di lavoro - - Pagamento basato su azioni 1.495 1.495 Totale 5.981 6.086 Dirigenti strategici 2023 2022 Benefici a breve termine 1.931 1.965 Benefici successivi al rapporto di lavoro 135 140 Altri benefici a lungo termine - - Benefici dovuti ai dipendenti per la cessazione del rapporto di lavoro - - Pagamento basato su azioni 643 643 Totale 2.708 2.748 231 Nota 31 - Strumenti Finanziari Informazioni rilevanti sui principi contabili adottati e criteri di rilevazione e misurazione Strumenti finanziari derivati Gli strumenti finanziari derivati, ivi inclusi quelli impliciti (cd. embedded derivative) oggetto di separazione dal contratto principale, sono attività e passività rilevate al fair value. Le operazioni a termine e gli strumenti derivati in essere sono così classificati: 1) strumenti derivati definibili di copertura ai sensi dell’IFRS 9: in tale fattispecie sono incluse (i) le operazioni poste in essere a copertura dell’oscillazione di flussi finanziari (Cash Flow Hedge \- CFH) su tassi di interesse, tassi di cambio e commodity e (ii) le operazioni a copertura del fair value dell’elemento coperto (Fair Value Hedge \- FVH) su commodity (prezzo e cambio); 2) operazioni a termine e strumenti derivati non definibili di copertura ai sensi dell’IFRS 9, rispondenti ai requisiti di compliance con le politiche aziendali di gestione del rischio su tassi di cambio e su commodity energetiche. Il Gruppo effettua il basis adjustment, riclassificando il risultato efficace della copertura a rettifica del valore di prima iscrizione dell’oggetto coperto, in caso di coperture di cash flow hedge di elementi non finanziari. Per tutte le coperture di flussi finanziari, comprese quelle delle operazioni che comportano la rilevazione di un'attività o una passività non finanziaria, gli importi accumulati nella riserva di copertura dei flussi finanziari sono stati riclassificati nell'utile/(perdita) dell’esercizio nello stesso esercizio o negli stessi esercizi in cui i flussi finanziari futuri attesi coperti hanno un effetto sull'utile/(perdita). Gerarchia del Fair Value secondo l’IFRS 13 Nella valutazione del fair value di un’attività o una passività, il Gruppo si avvale per quanto possibile di dati di mercato osservabili. I fair value sono distinti in vari livelli gerarchici in base ai dati di input utilizzati nelle tecniche di valutazione, come illustrato di seguito. • Livello 1: prezzi quotati (non rettificati) su mercati attivi per attività o passività identiche. • Livello 2: dati di input diversi dai prezzi quotati di cui al Livello 1 che sono osservabili per l’attività o la passività, sia direttamente (prezzi), sia indirettamente (derivati dai prezzi). • Livello 3: dati di input relativi all’attività o alla passività che non sono basati su dati di mercato osservabili. La Società rileva i trasferimenti tra i vari livelli della gerarchia del fair value data dell’evento o del cambiamento delle circostanze che ha determinato il trasferimento nel quale il trasferimento ha avuto luogo. Le stime e le assunzioni sono riviste periodicamente e gli effetti di ogni variazione sono riflessi a conto economico nel periodo in cui la variazione è avvenuta. Nella seguente tabella sono esposti, per ogni attività e passività finanziaria, il valore contabile ed il fair value. Sono escluse le informazioni sul fair value delle attività e delle passività finanziarie non valutate al fair value, quando il valore contabile rappresenta una ragionevole approssimazione del fair value. 31/12/2023 (migliaia di Euro) Partecipazioni - 465 - - - 465 465 Strumenti derivati 47.816 - - - - 47.816 47.816 Crediti finanziari correnti - - - 240.959 - 240.959 240.959 Crediti commerciali - - - 3.461 - 3.461 3.461 Titoli finanziari nelle attività finanziarie correnti - - - - - - - Altri crediti - - - 29.543 - 29.543 29.543 Disponibilità liquide - - - 415.897 - 415.897 415.897 Totale attività 47.816 465 - 689.860 - 738.142 Mutui e finanziamenti - - - - 333.229 333.229 385.130 Prestito obbligazionario - - - - 1.601.949 1.601.949 1.666.722 Debiti tesoreria centralizzata - - - - 294.830 294.830 294.830 Debiti verso banche a breve - - - - 136.551 136.551 136.551 Passività finanziarie per beni in leasing - - - - 2.029 2.029 2.029 Debiti commerciali - - - - 12.527 12.527 12.527 Altri debiti - - - - 7.369 7.369 7.369 Totale passività - - - - 2.388.484 2.388.484 Fair value - Strumenti di copertura Strumenti FVTPL Strumenti FVOCI Attività finanziarie valutate al costo ammortizzato Passività finanziarie Totale Valore Contabile Fair value 232 La tabella seguente mostra un’analisi degli strumenti finanziari derivati valutati al fair value, raggruppati in Livelli da 1 a 3 basati sul grado di osservabilità del fair value: \- livello 1, il fair value è determinato da prezzi quotati in mercati attivi; \- livello 2, il fair value è determinato tramite tecniche di valutazione che si basano su variabili che sono direttamente (o indirettamente) osservabili sul mercato; \- livello 3, il fair value è determinato tramite tecniche di valutazione che si basano su significative variabili non osservabili sul mercato. Nota 32 - Informativa sui rischi I principali rischi identificati e attivamente gestiti da ERG S.p.A. sono i seguenti: • il rischio di credito, col quale si evidenzia la possibilità di insolvenza (default) di una controparte o l’eventuale deterioramento del merito creditizio assegnato; • il rischio di liquidità, che esprime il rischio che le risorse finanziarie disponibili risultino insufficienti a mantenere i propri impegni di pagamento. ERG S.p.A. attribuisce grande importanza alla identificazione e misurazione dei rischi e ai connessi sistemi di controllo, in modo da poter garantire una gestione efficiente dei rischi assunti. Coerentemente con tale obiettivo, è stato adottato un sistema di Risk Management avanzato che garantisce, nel rispetto delle politiche esistenti in materia, l’individuazione, la misurazione e il controllo a livello centrale per l’intero Gruppo del grado di esposizione ai singoli rischi. La funzione Group Risk Management & Corporate Finance assicura la coerenza con i limiti assegnati e fornisce adeguato supporto con le proprie analisi, sia alle singole società controllate sia al Risk Committee e all’Alta Direzione della Capogruppo, per le decisioni di tipo strategico. 31/12/2022 (migliaia di Euro) Partecipazioni - 465 - - - 465 465 Strumenti derivati 63.544 - - - - 63.544 63.544 Crediti finanziari correnti e non correnti - - - 140.778 - 140.778 140.778 Crediti commerciali - - - 10.695 - 10.695 10.695 Titoli finanziari nelle attività finanziarie correnti - - - - - - - Altri crediti - - - 33.795 - 33.795 33.795 Disponibilità liquide - - - 282.097 - 282.097 282.097 Totale attività 63.544 465 - 467.365 - 531.374 Mutui e finanziamenti - - - - 249.438 249.438 253.211 Prestito obbligazionario - - - - 1.600.013 1.600.013 1.683.705 Debiti verso banche a breve - - - - 68.568 68.568 68.568 Passività finanziarie per beni in leasing - - - - 1.953 1.953 1.953 Strumenti derivati - - - - 0 - - Debiti commerciali - - - - 8.815 8.815 8.815 Altri debiti - - - - 14.304 14.304 14.304 Totale passività - - - - 1.943.091 1.943.091 Fair value - Strumenti di copertura Strumenti FVTPL Strumenti FVOCI Attività finanziarie valutate al costo ammortizzato Passività finanziarie Totale Valore Contabile Fair value (migliaia di Euro) Livello 1 Livello 2 Livello 3 Attività finanziarie - Strumenti FVTPL - - - - Strumenti FVOCI - - - - Fair value - strumenti di copertura - 47.816 - - Attività finanziarie valutate al fair value - - - Totale - 47.816 - Passività finanziarie - Fair value - strumenti FVTPL - - Fair value - strumenti di copertura - - - - Altre passività finanziarie 1.666.722 385.130 - Totale 1.666.722 385.130 - 233 Rischio di credito L’esposizione al rischio di credito, insito nella probabilità che una determinata controparte non riesca a far fronte alle proprie obbligazioni contrattuali, viene gestita attraverso opportune analisi e valutazioni attribuendo ad ogni controparte un rating interno (Internal Rating Based, indice sintetico di valutazione del merito creditizio). La classe di rating fornisce una stima della probabilità di insolvenza (default) di una determinata controparte da cui dipende il grado di affidamento assegnato, che viene puntualmente monitorato e che non deve mai essere superato. La scelta delle controparti relativamente sia al business industriale sia alle negoziazioni finanziarie sottostà alle decisioni del Credit Committee le cui scelte sono supportate dalle analisi del merito creditizio. Anche il rischio di concentrazione, sia per cliente sia per settore viene monitorato in continuo senza però aver mai presentato situazioni di allerta. La tabella sottostante fornisce informazioni circa l’esposizione di ERG S.p.A. al rischio di credito a fine esercizio mediante la classificazione nei crediti non scaduti (vedi Nota 7 – Crediti commerciali) in funzione del merito creditizio corrispondente ai rating interni assegnati. La posizione di rischio al 31 dicembre 2023 risulta altamente contenuta in quanto rappresentata da posizioni principalmente intercompany. Rischio di liquidità Il rischio di liquidità si identifica con il rischio che le risorse finanziarie possano non essere sufficienti a coprire tutti gli obblighi in scadenza. Ad oggi ERG S.p.A. garantisce con la generazione di flussi e con la disponibilità di linee di credito, rese da controparti diverse, l’adeguata copertura dei propri fabbisogni finanziari. Le seguenti tabelle riassumono il profilo temporale delle passività finanziarie di ERG S.p.A. comprensive degli interessi al 31 dicembre 2023 ed al 31 dicembre 2022 sulla base dei pagamenti contrattuali non attualizzati ed il relativo valore contabile. (migliaia di Euro) 2023 Valutazione AAA - Valutazione AA+ /AA- - Valutazione A\+ /A- - Valutazione BBB+ / BBB- 986 Valutazione BB+ / BB- - Valutazione B+ / B- - Valutazione CCC- - Crediti verso imprese del Gruppo e altri non assegnati 3.606 Totale 4.592 31/12/2023 (migliaia di Euro) Valore Contabile Maturity Debito Su richiesta inferiore a 3 mesi da 3 a 12 mesi da 1 a 5 anni superiore a 5 anni Obbligazioni emesse 1.601.949 1.666.722 - - 17.029 1.136.385 513.307 Mutui e finanziamenti 333.229 385.130 - 5.913 11.030 368.187 - Debiti verso banche a breve 136.551 136.551 - 50.690 85.861 - - Altri debiti finanziari 2 2 - - 2 - - Debiti commerciali 12.527 12.527 3.747 8.780 - - - Totale passività finanziarie non derivate 2.084.258 2.200.931 3.747 65.383 113.921 1.504.573 513.307 Maturity dei debiti 234 Rischio di Liquidità e Perdite Attese sulla Liquidità ERG S.p.A. attua una strategia di mitigazione del rischio volta a prevenire l’insorgere di situazioni di crisi di liquidità che prevede il perseguimento di una struttura finanziaria equilibrata per durata e composizione, il monitoraggio continuo degli equilibri finanziari e la sistematica generazione di cassa da parte delle proprie attività di business, garantendo un’adeguata distribuzione delle linee di credito, dei depositi di liquidità e della relativa attività finanziaria fra i principali istituti bancari italiani ed internazionali. Al fine di garantire una efficiente gestione della liquidità, nella Società è accentrata l’attività di Tesoreria. La Società provvede al fabbisogno di liquidità del Gruppo primariamente con i flussi di cassa generati dalla gestione ordinaria e con le linee di credito, ove necessario, assicurando un’opportuna gestione della liquidità. Per perseguire i propri obiettivi di mitigazione del rischio, lo stock di attivi finanziari della Società è impiegato in strumenti finanziari a breve termine e alta liquidabilità, privilegiando un profilo di rischio molto contenuto. In nessun caso è permesso il ricorso alla vendita allo scoperto. Anche nell’attuale contesto di riferimento il rischio di liquidità rimane limitato. Rischio di tasso di interesse Identifica la variazione dell’andamento futuro dei tassi di interesse che potrebbero determinare maggiori costi per ERG S.p.A.. Il contenimento del rischio di tasso di interesse viene perseguito mediante l’utilizzo di contratti derivati come Interest Rate Swap e Interest Rate Option (plain vanilla). La seguente tabella rappresenta l’impatto sull’utile (a causa di variazioni del fair value delle attività e delle passività finanziarie) e sul patrimonio netto di ERG S.p.A. (dovuto a variazioni del valore equo degli strumenti derivati in cash flow hedge) del cambiamento del tasso di interesse del +/-1%, mantenendo fisse tutte le altre variabili. Strumenti derivati utilizzati Le principali tipologie di strumenti derivati adottate nella gestione dei rischi finanziari, con il solo fine di copertura, sono le seguenti: Opzioni: contratto con il quale una delle parti, pagando un corrispettivo (premio) all’altra, acquista il diritto di comprare (call option) o di vendere (put option), a una data futura, un certo quantitativo di strumenti finanziari (sottostante) a un prezzo stabilito (prezzo di esercizio); Forward o contratti a termine: prevedono l’acquisto o la vendita tra due parti di un determinato bene (sottostante) a una data futura e a un prezzo prefissato al momento della stipula del contratto; rientrano in questa categoria anche i contratti futures, che a differenza dei contratti forward, sono standardizzati, negoziati in lotti e per scadenze predeterminate all’interno di mercati regolamentati; 31/12/2022 (migliaia di Euro) Valore Contabile Maturity Debito Su richiesta inferiore a 3 mesi da 3 a 12 mesi da 1 a 5 anni superiore a 5 anni Obbligazioni emesse 1.600.013 1.683.705 - - 16.983 1.148.967 517.755 Mutui e finanziamenti 249.438 253.211 - 101.798 151.413 - - Debiti verso banche a breve 68.568 68.568 - 68.568 - - - Altri debiti finanziari - \- - - - - - Debiti commerciali 8.815 8.815 4.194 4.621 - - - Totale passività finanziarie non derivate 1.926.835 2.014.299 4.194 174.988 168.396 1.148.967 517.755 Maturity dei debiti Impatto a Conto economico (milioni di Euro) 2023 Shock-up (variazione tasso di interesse +1%) 1 Shock-down (variazione tasso di interesse -1%) 0 Impatto a patrimonio netto (milioni di Euro) 2023 Shock-up (variazione tasso di interesse +1%) 19 Shock-down (variazione tasso di interesse -1%) (20) 235 Swap: contratto che determina tra due parti lo scambio di flussi di pagamenti a date certe. I pagamenti possono essere espressi nella stessa valuta o in valute differenti e il loro ammontare è determinato in relazione a un sottostante. Il sottostante può essere di vario tipo e influenza notevolmente le caratteristiche del contratto che può assumere, nella prassi, svariate forme. Gli strumenti derivati perfezionati da ERG S.p.A. e volti a fronteggiare l’esposizione ai rischi finanziari in essere al 31 dicembre 2023 sono: Derivati su tasso di interesse • strumenti di tipo Interest Rate Option che consentono di fissare dei limiti superiori (cap) e inferiori (floor) alle oscillazioni del tasso di interesse relativamente a finanziamenti indicizzati a un tasso variabile; • strumenti di tipo Interest Rate Swap per ricondurre al profilo di rischio ritenuto più opportuno i prestiti bancari a tasso fisso e variabile. Gli IRS prevedono che le controparti, con riferimento a un valore nozionale definito e a scadenze temporali prefissate, scambino tra loro flussi di interesse calcolati in relazione a tassi fissi o a parametri di tasso variabile in precedenza concordati. Hedge accounting La Società utilizza gli strumenti finanziari derivati per coprire la propria esposizione ai rischi di tasso d’interesse e rischio prezzo. I derivati incorporati sono separati dal contratto primario e contabilizzati separatamente quando il contratto primario non costituisce un'attività finanziaria e quando vengono soddisfatti determinati criteri. All'inizio della relazione di copertura designata, la Società documenta gli obiettivi nella gestione del rischio e la strategia nell'effettuare la copertura, nonché il rapporto economico tra l'elemento coperto e lo strumento di copertura e se si prevede che le variazioni delle disponibilità liquide dell'elemento coperto e dello strumento di copertura si compenseranno tra loro. Quando uno strumento finanziario derivato è designato come strumento di copertura dell’esposizione alla variabilità dei flussi finanziari, la parte efficace delle variazioni del fair value dello strumento finanziario derivato viene rilevata nel Prospetto di conto economico complessivo e presentata nella riserva di copertura dei flussi finanziari. La parte efficace delle variazioni di fair value dello strumento finanziario derivato che viene rilevata nel Prospetto di conto economico complessivo è limitata alla variazione cumulata del fair value dello strumento coperto (al valore attuale) dall'inizio della copertura. La parte inefficace delle variazioni di fair value dello strumento finanziario derivato viene rilevata immediatamente nell’utile/(perdita) dell’esercizio. In una relazione di copertura, La Società designa come strumento di copertura solo la variazione del fair value dell'elemento a pronti del contratto a termine come strumento di copertura in una relazione di copertura dei flussi finanziari. Se la copertura cessa di soddisfare i criteri di ammissibilità o lo strumento di copertura è venduto, giunge a scadenza o è esercitato, la contabilizzazione delle operazioni di copertura cessa prospetticamente. Quando cessa la contabilizzazione delle operazioni di copertura per le coperture di flussi finanziari, l'importo accumulato nella riserva di copertura dei flussi finanziari rimane nel patrimonio netto fino a quando, nel caso di copertura di un'operazione che comporta la rilevazione di un'attività o una passività non finanziaria, è incluso nel costo dell'attività o della passività non finanziaria al momento della rilevazione iniziale o, nel caso delle altre coperture di flussi finanziari, è riclassificato nell'utile/(perdita) dell’esercizio nello stesso esercizio o negli stessi esercizi in cui i flussi finanziari futuri attesi coperti hanno un effetto sull'utile/(perdita) dell'esercizio. Se non si prevedono più futuri flussi finanziari coperti, l'importo deve essere riclassificato immediatamente dalla riserva per la copertura di flussi finanziari e dalla riserva per i costi della copertura nell'utile/(perdita) dell'esercizio. Una relazione di copertura risulta efficace se e solo se rispetta i seguenti requisiti: • esistenza di una relazione economica tra lo strumento di copertura e l’elemento coperto; • il rischio di credito non è dominante rispetto alle variazioni di valore; e • il rapporto di copertura (c.d. “hedge ratio”) è il medesimo utilizzato per finalità di risk management ovvero la quantità coperta dell’elemento oggetto di copertura e la quantità dello strumento di copertura utilizzata per coprire l’elemento coperto. La Società procede a effettuare il basis adjustment, riclassificando il risultato efficace della copertura a rettifica del valore di prima iscrizione dell’oggetto coperto, in caso di coperture di cash flow hedge di elementi non finanziari. Tuttavia, per tutte le coperture di flussi finanziari, comprese quelle delle operazioni che comportano la rilevazione di un'attività o una passività non finanziaria, gli importi accumulati nella riserva di copertura dei flussi finanziari sono stati riclassificati nell'utile/(perdita) dell’esercizio nello stesso esercizio o negli stessi esercizi in cui i flussi finanziari futuri attesi coperti hanno un effetto sull'utile/(perdita) 236 Riepilogo degli strumenti derivati utilizzati Gli strumenti derivati perfezionati da ERG, volti a fronteggiare l’esposizione al rischio su tasso di interesse al 31 dicembre 2023 sono i seguenti: Strumenti in Cash Flow Hedge Interest Rate Swap e Interest Rate Cap e Collar. Operazioni a copertura del rischio economico “tasso d’interesse” rischio legato alle variazioni dei tassi di interesse sui finanziamenti. Al 31 dicembre 2023 si rileva un fair value complessivo positivo pari a 47.816 migliaia di Euro. La variazione è rilevata nella riserva di Cash Flow Hedge. Nota 33 – Fatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura dell’esercizio Data Area Geografica Settore Fatto di rilievo Comunicato Stampa del 17 gennaio 2024 Italia Corporate ERG si conferma tra le “Global 100” di Corporate Knights. ERG si è posizionata al 28°posto nel ranking 2024, in sensibile miglioramento rispetto alla 54°posizione del 2023. Comunicato Stampa del 24 gennaio 2024 Italia Corporate TIM ed ERG: al via il progetto “Missione Ambiente – Generazioni a scuola di Sostenibilità”, con l’obiettivo di contribuire alla diffusione della cultura della sostenibilità. Comunicato Stampa del 29 gennaio 2024 Italia Wind Solar Perfezionata l’acquisizione di un portafoglio eolico e solare da 73,2 MW in Francia. Il portafoglio di acquisizione è composto da due parchi fotovoltaici in operation (20,4 MW), da uno in avanzato stato di realizzazione (28,8 MW) e di un parco eolico in fase di commissioning (24 MW). Comunicato Stampa del 1° febbraio 2024 Italia Wind ERG e Google annunciano di aver finalizzato un accordo ventennale per la fornitura di 2 TWh di energia rinnovabile. Comunicato Stampa del 6 febbraio 2024 Italia Corporate ERG si conferma per il secondo anno nella “A list” di Carbon Disclosure Project. Comunicato Stampa del 19 febbraio 2024 Italia Corporate ERG conclude il programma di acquisto di azioni proprie. Sono state riacquistate, a partire dall’avvio del programma, n. 3.758.000 azioni ordinarie – numero massimo di azioni acquistabili – al prezzo medio ponderato di euro 26,0 per azione. Considerando le azioni già in portafoglio prima dell’avvio del programma, ERG detiene 4.540.080 azioni proprie pari al 3,0203% del relativo capitale sociale. Comunicato Stampa del 23 febbraio 2024 Italia Wind ERG cresce ancora in Italia con il completamento della costruzione e l’avvio dell’energizzazione del parco greenfield di Roccapalumba in Sicilia (47 MW). Nota 34 - Corrispettivi di revisione In base all’art. 149-duodecies del Regolamento Emittenti, si riportano gli oneri di competenza 2023 relativi alle prestazioni effettuate dalla società di revisione KPMG S.p.A., revisore del Gruppo ERG, e dalle società appartenenti al network ad essa correlato. Tipologia Rischio coperto Fair Value al 31/12/2023 (migliaia di Euro) Strumenti in Cash Flow Hedge A Interest Rate Swap e Interest Rate Cap Rischio economico tasso di interesse 669.800 milioni di Euro 47.816 Totale strumenti in Cash Flow Hedge 47.816 Nozionale di riferimento (migliaia di Euro) 2023 2022 Servizi di revisione 358 331 Servizi diversi dalla revisione 210 179 TOTALE 568 510 237 I servizi diversi dalla revisione si riferiscono a: • servizi di attestazione per 55 migliaia di Euro relativi al Green Bond Report sulle emissioni effettuate sull’ Euro Medium Term Note Programme, all’Unbundling per 16 migliaia di Euro e alle dichiarazioni fiscali per 4 migliaia di Euro; • altri servizi per 135 migliaia di Euro sono relativi alle seguenti attività: o Procedure di verifica concordate volontariamente richieste sui dati trimestrali delle società controllate per 100 migliaia di Euro; o Revisione contabile della Dichiarazione Non Finanziaria (DNF) per 35 migliaia di Euro. Nota 35 \- Altre informazioni • L’art. 1, commi 125-129, della Legge 4 agosto 2017 n. 124 ha introdotto l’obbligo in capo alle imprese che ricevono contributi economici da parte delle pubbliche amministrazioni di pubblicare gli importi ricevuti nella nota integrativa del Bilancio di esercizio e nell’eventuale Bilancio consolidato. A fronte delle difficoltà interpretative riscontrate nell’applicazione di tali disposizioni (Assonime – circolare n. 5 del 22 febbraio 2019) il legislatore è intervenuto modificando a più riprese il dettato normativo. In particolare, l’ultima riformulazione delle previsioni normative della Legge 124/17 è stata operata dal D.L. 30 aprile 2019, n. 34, recante misure urgenti di crescita economica e per la risoluzione di specifiche situazioni di crisi, convertito con la Legge 28 giugno 2019, n. 58, che ha fornito risposte a importanti questioni al fine di semplificare e razionalizzare la disciplina in oggetto. Di conseguenza, la Società ha deciso di indicare nei propri bilanci anche gli eventuali contributi economici ricevuti dalle pubbliche amministrazioni fruibili da tutte le imprese e che rientrano nella struttura generale del sistema di riferimento definito dallo Stato (quali, conto energia, titoli di efficienza energetica, etc.) salvo quelli appartenenti alle seguenti categorie: • le agevolazioni fiscali; • i contributi per la formazione ricevuti da fondi interprofessionali (ad esempio, Fondimpresa), in quanto fondi aventi forma associativa e natura giuridica di enti di diritto privato, che sono finanziati con i contributi versati dalle stesse imprese. Si segnala che con riferimento all’esercizio 2023 la Società ERG S.p.A. ha usufruito dello sgravio contributivo, riconosciuto dall’INPS, di cui all’art. 1 commi da 161 a 168 legge 30.12.2020 n.178 (“Decontribuzione Sud”) per un ammontare pari a 47.523 Euro, non si segnalano ulteriori contributi per l’anno 2023 relativi a ERG S.p.A.. Ai sensi delle disposizioni dell’art. 3-quater del D.L. 135/2018, per le erogazioni ricevute si rinvia alle indicazioni contenute nel Registro Nazionale degli Aiuti di Stato di cui all’articolo 52 della legge 24 dicembre 2012, n. 234. • Durante l’esercizio non sono avvenute operazioni atipiche e/o inusuali. Per operazioni atipiche e/o inusuali si intendono quelle operazioni che per significatività/rilevanza, natura delle controparti, oggetto della transazione, modalità di determinazione del prezzo di trasferimento e tempistica dell’accadimento (prossimità alla chiusura dell’esercizio) possono dare luogo a dubbi in ordine: alla correttezza/completezza dell’informazione in bilancio, al conflitto d’interesse, alla salvaguardia del patrimonio aziendale, alla tutela degli azionisti di minoranza. • Non sono state date anticipazioni e non vi sono crediti verso amministratori e sindaci di ERG S.p.A. per lo svolgimento di tali funzioni. Nota 36 - Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni IFRS applicati dal 1° gennaio 2023 Dal 1° gennaio 2023 sono divenuti applicabili, i seguenti principi, interpretazioni e modifiche ai principi esistenti in relazione ai quali non si segnalano effetti significativi sul Bilancio Separato: • Modifiche allo IAS 1 – Presentazione delle passività come correnti o non correnti e successivo differimento prima data di applicazione (date pubblicazione IASB gennaio 2020, luglio 2020); • Modifiche allo IAS 1 e all’IFRS Practice Statement 2 – Informativa sui principi contabili (data pubblicazione IASB febbraio 2021); 238 • Modifica allo IAS 8 – Definizione di stima contabile (data pubblicazione IASB febbraio 2021); • Modifiche allo IAS 12 – Imposte differite collegate ad attività e passività derivanti da una singola transazione (data pubblicazione IASB maggio 2021); • IFRS 17 – Contratti assicurativi, compresi gli emendamenti emanati nel mese di giugno 2020 (data pubblicazione IASB maggio 2018). L’IFRS 17 è un nuovo principio contabile per la rilevazione, valutazione, presentazione ed informativa dei contratti assicurativi emessi da un'entità e/o ai contratti di riassicurazione detenuti da un'entità. Sulla base delle analisi contabili effettuate dal management del Gruppo, i contratti emessi da ERG non rappresentano transazioni che possano rientrare nella definizione di contratto assicurativo. • Modifiche all’IFRS 17 e all’IFRS 9 – Informazioni comparative nell’ambito dell’applicazione iniziale dell’IFRS 17 e dell’IFRS 9 (data pubblicazione IASB dicembre 2021); • Riforma fiscale internazionale – Regole del modello Pillar 2 (Modifiche allo IAS 12) Si rimanda alla Nota 28 \- Imposte sul reddito per dettagli. Nota 37 - Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni IFRS e IFRIC, pubblicati ma non ancora adottati in via anticipata dal Gruppo al 31 dicembre 2023 Di seguito sono indicati i nuovi principi o modifiche ai principi, applicabili per gli esercizi che hanno inizio dopo il 1° gennaio 2023 e la cui applicazione anticipata è consentita. Tuttavia, il Gruppo ha deciso di non adottarli anticipatamente per la preparazione del presente Bilancio Separato. Entrata in vigore Descrizione Data di emissione Omologato 1° gennaio 2024 Amendments to IFRS 16 ‘Leasing’ Passività per leasing in un'operazione di vendita e retrolocazione 22 settembre 2022 20 novembre 2023 Amendments to IAS 1 ‘Presentation of financial statements’ sulla classificazione delle attività e delle passività non correnti con covenants 23 gennaio 2020 15 luglio 2020 31 ottobre 2022 19 dicembre 2023 Modifiche allo IAS 7 ‘Statement of Cash Flows’ e all’IFRS 7 ‘Financial Instruments: Disclosures’ sugli accordi di “supplier finance” 25 maggio 2023 No 1° gennaio 2025 Modifiche allo IAS 21 ‘The Effects of Changes in Foreign Exchange Rates’ sull’assenza di scambiabilità 15 agosto 2023 No La valutazione degli eventuali impatti dei sopraccitati Principi è in corso. Nota 38 – Direzione e coordinamento A seguito del closing dell’operazione volta alla creazione della partnership di lungo periodo tra San Quirico S.p.A. e il fondo di investimento IFM Net Zero Infrastructure Fund SCSp, avvenuto in data 15 settembre 2022, ERG S.p.A. è controllata da SQ Renewables S.p.A. (interamente partecipata da San Quirico S.p.A. e da NZF Bidco Luxembourg 2 S.à r.l., con una quota rispettivamente pari al 65% e al 35%). SQ Renewables S.p.A. esercita nei confronti di ERG S.p.A. una limitata attività di direzione e coordinamento conformemente a quanto previsto nel relativo Regolamento, approvato il 15 settembre 2022 dal Consiglio di Amministrazione, previo parere del Comitato Controllo Rischi e Sostenibilità (di seguito anche il “Regolamento di Limitata Direzione e Coordinamento”). La delibera di approvazione del Regolamento di Limitata Direzione e Coordinamento da parte del Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A. è stata assunta nell’ambito della predetta attività di direzione e coordinamento svolta da SQ Renewables S.p.A. Ai sensi di quanto previsto dall’art. 16 del Regolamento mercati adottato dalla Consob con delibera n. 20249 del 28 dicembre 2017 e s.m.i. si precisa quanto segue: • la società ha adempiuto agli obblighi di pubblicità previsti dall’articolo 2497-bis del codice civile; • dispone di un’autonoma capacità negoziale nei rapporti con la clientela e i fornitori; • non ha in essere con SQ Renewables S.p.A. alcun rapporto di tesoreria accentrata: • i comitati raccomandati dal Codice di Corporate Governance (ovvero il Comitato Controllo Rischi e Sostenibilità e il Comitato Nomine e Compensi) sono integralmente composti da amministratori indipendenti sia con riferimento a quanto previsto dall’art. 148, comma terzo, del Testo Unico della Finanza che con riferimento a quanto contenuto nel Codice di Corporate Governance. 239 Con riferimento agli adempimenti pubblicitari ai sensi del comma 4 del 2497 bis del codice civile si riepilogano i dati essenziali dell’ultimo bilancio di SQ Renewables S.p.A. la quale esercita su ERG S.p.A. attività di direzione e coordinamento. Nota 39 - Data pubblicazione del Bilancio In data 12 marzo 2024 il Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A. ha autorizzato la pubblicazione del bilancio unitamente alle relazioni degli Organi di Controllo in base alle tempistiche previste dalla normativa vigente. Genova, 12 marzo 2024 per il Consiglio di Amministrazione Il Presidente Edoardo Garrone (migliaia di Euro) 2022 Valore della produzione 0 Costi per materie prime, sussidiarie, consumo e merci (0) Costi per servizi (70) Costi per godimento beni di terzi (1) Ammortamenti e svalutazioni (1) Oneri diversi di gestione (6) Costi della produzione (77) Differenza tra valore e costi di produzione (77) Proventi e oneri finanziari (1) Risultato prima delle imposte (78) Imposte 18 Utile(perdita) dell'esercizio (60) (migliaia di Euro) 2022 Immobilizzazioni immateriali 3 Immobilizzazioni finanziarie 1.347.713 Totale attivo immobilizzato 1.347.716 Crediti 4.137 Disponibilità liquide 5 Totale attivo circolante 4.142 Totale Attivo 1.351.858 Patrimonio Netto 1.347.480 Debiti 4.377 Totale Passivo 1.351.858 240 ATTESTAZIONE DEL BILANCIO DI ESERCIZIO AI SENSI DELL’ART. 81-TER DEL REGOLAMENTO CONSOB N. 11971 DEL 14 MAGGIO 1999 E SUCCESSIVE MODIFICHE E INTEGRAZIONI 1 I sottoscritti Paolo Luigi Merli, in qualità di Amministratore Delegato di ERG S.p.A., e Michele Pedemonte, in qualità di Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari di ERG S.p.A., attestano, tenuto conto di quanto previsto dall’art. 154-bis, commi 3 e 4, del Decreto Legislativo 24 febbraio 1998, n. 58: • l’adeguatezza in relazione alle caratteristiche dell’impresa e • l’effettiva applicazione delle procedure amministrative e contabili per la formazione del Bilancio di Esercizio nel corso del periodo compreso tra il 1° gennaio 2023 e il 31 dicembre 2023. 2 Al riguardo si segnala che: • l’adeguatezza delle procedure amministrative e contabili per la formazione del Bilancio di Esercizio di ERG S.p.A. al 31 dicembre 2023 è stata verificata mediante la valutazione del sistema di controllo interno sull’Informativa Finanziaria. Tale valutazione è stata effettuata prendendo a riferimento i criteri stabiliti nel modello “Internal Control – Integrated Framework” emesso dal Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (COSO); • dalla valutazione del Sistema di Controllo Interno sull’Informativa Finanziaria non sono emersi aspetti di rilievo. 3 Si attesta, inoltre, che: • il Bilancio di Esercizio di ERG S.p.A.: \- è redatto in conformità ai Principi Contabili Internazionali applicabili riconosciuti nella Comunità Europea ai sensi del Regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002; \- corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili; \- è idoneo a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale, economica e finanziaria dell’emittente e dell’insieme delle imprese incluse nel consolidamento; • la Relazione sulla Gestione comprende un’analisi attendibile dell’andamento e del risultato della gestione, nonché della situazione dell’emittente e dell’insieme delle imprese incluse nel consolidamento, unitamente a una descrizione dei principali rischi e incertezze cui sono esposte. Genova, 12 marzo 2024 l’Amministratore Il Dirigente Preposto Delegato alla redazione dei documenti contabili societari Paolo Luigi Merli Michele Pedemonte 8156004604684CA44A902023-01-012023-12-318156004604684CA44A902022-01-012022-12-318156004604684CA44A902023-12-318156004604684CA44A902022-12-318156004604684CA44A902021-12-318156004604684CA44A902021-12-31ifrs-full:IssuedCapitalMember8156004604684CA44A902022-01-012022-12-31ifrs-full:IssuedCapitalMember8156004604684CA44A902021-12-31ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember8156004604684CA44A902022-01-012022-12-31ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember8156004604684CA44A902021-12-31ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember8156004604684CA44A902022-01-012022-12-31ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember8156004604684CA44A902021-12-31ifrs-full:TreasurySharesMember8156004604684CA44A902022-01-012022-12-31ifrs-full:TreasurySharesMember8156004604684CA44A902021-12-31ERG:MiscellaneousOtherReservesAndRetainedEarningsExcludingProfitLossForReportingPeriodMember8156004604684CA44A902022-01-012022-12-31ERG:MiscellaneousOtherReservesAndRetainedEarningsExcludingProfitLossForReportingPeriodMember8156004604684CA44A902021-12-31ifrs-full:RetainedEarningsProfitLossForReportingPeriodMember8156004604684CA44A902022-01-012022-12-31ifrs-full:RetainedEarningsProfitLossForReportingPeriodMember8156004604684CA44A902021-12-31ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember8156004604684CA44A902022-01-012022-12-31ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember8156004604684CA44A902021-12-31ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember8156004604684CA44A902022-01-012022-12-31ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember8156004604684CA44A902022-12-31ifrs-full:IssuedCapitalMember8156004604684CA44A902023-01-012023-12-31ifrs-full:IssuedCapitalMember8156004604684CA44A902023-12-31ifrs-full:IssuedCapitalMember8156004604684CA44A902022-12-31ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember8156004604684CA44A902023-01-012023-12-31ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember8156004604684CA44A902023-12-31ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember8156004604684CA44A902022-12-31ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember8156004604684CA44A902023-01-012023-12-31ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember8156004604684CA44A902023-12-31ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember8156004604684CA44A902022-12-31ifrs-full:TreasurySharesMember8156004604684CA44A902023-01-012023-12-31ifrs-full:TreasurySharesMember8156004604684CA44A902023-12-31ifrs-full:TreasurySharesMember8156004604684CA44A902022-12-31ERG:MiscellaneousOtherReservesAndRetainedEarningsExcludingProfitLossForReportingPeriodMember8156004604684CA44A902023-01-012023-12-31ERG:MiscellaneousOtherReservesAndRetainedEarningsExcludingProfitLossForReportingPeriodMember8156004604684CA44A902023-12-31ERG:MiscellaneousOtherReservesAndRetainedEarningsExcludingProfitLossForReportingPeriodMember8156004604684CA44A902022-12-31ifrs-full:RetainedEarningsProfitLossForReportingPeriodMember8156004604684CA44A902023-01-012023-12-31ifrs-full:RetainedEarningsProfitLossForReportingPeriodMember8156004604684CA44A902023-12-31ifrs-full:RetainedEarningsProfitLossForReportingPeriodMember8156004604684CA44A902022-12-31ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember8156004604684CA44A902023-01-012023-12-31ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember8156004604684CA44A902023-12-31ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember8156004604684CA44A902022-12-31ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember8156004604684CA44A902023-01-012023-12-31ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember8156004604684CA44A902023-12-31ifrs-full:NoncontrollingInterestsMemberiso4217:EURiso4217:EURxbrli:shares