RISERVATO Relazioni e Bilanci AL 31 DICEMBRE 2022 Il Gruppo ERG 2 INDICE HIGHLIGHTS ................................................................................................................................................................ 5 IL GRUPPO .................................................................................................................................................................. 7 ORGANI SOCIETARI ............................................................................................................................................................... 7 PROFILO DEL GRUPPO ........................................................................................................................................................... 8 AREE GEOGRAFICHE DI ATTIVITÀ AL 31 DICEMBRE 2022 .............................................................................................................. 9 AREA DI CONSOLIDAMENTO INTEGRALE AL 31 DICEMBRE 2022 .................................................................................................. 10 MODELLO ORGANIZZATIVO .................................................................................................................................................. 11 STRATEGIA ........................................................................................................................................................................ 12 VARIAZIONE PERIMETRO DI BUSINESS NELL’ESERCIZIO ................................................................................................................ 18 ERG IN BORSA .................................................................................................................................................................. 19 ANDAMENTO DEL TITOLO ERG E STRUTTURA AZIONARIA AL 30 DICEMBRE 2022 ........................................................................... 20 FATTI DI RILIEVO AVVENUTI NEL CORSO DELL’ESERCIZIO .............................................................................................................. 21 RISULTATI DEL PERIODO E SCENARIO ....................................................................................................................... 26 COMMENTO AI RISULTATI DELL’ESERCIZIO ............................................................................................................................... 27 MERCATO DI RIFERIMENTO .................................................................................................................................................. 29 QUADRO NORMATIVO - INCENTIVI ........................................................................................................................................ 30 AGGIORNAMENTI NORMATIVI ED ISTITUZIONALI DI RILIEVO NELL’ESERCIZIO .................................................................................. 32 RISULTATI PER PAESE .......................................................................................................................................................... 40 ITALIA ............................................................................................................................................................................ 41 ESTERO .......................................................................................................................................................................... 43 Francia ...................................................................................................................................................................................... 43 Germania – Eolico .................................................................................................................................................................... 46 UK e Svezia – Eolico ................................................................................................................................................................. 46 Spagna- Solare .......................................................................................................................................................................... 47 East Europe – Eolico ................................................................................................................................................................. 48 RISCHI E INCERTEZZE ................................................................................................................................................. 50 SALUTE SICUREZZA E AMBIENTE ............................................................................................................................... 59 GOVERNANCE ........................................................................................................................................................... 60 CAPITALE UMANO .................................................................................................................................................... 61 INDUSTRIAL RELATIONS 2022 ................................................................................................................................... 64 PROSPETTI CONTABILI E ALTRE INFORMAZIONI ........................................................................................................ 66 PROSPETTI CONTABILI ......................................................................................................................................................... 66 INDICATORI ALTERNATIVI DI PERFORMANCE ............................................................................................................... 74 RISULTATI ECONOMICI, PATRIMONIALI E FINANZIARI ERG S.P.A. ................................................................................................. 79 PROSPETTO DI RACCORDO AI SENSI DELLA COMUNICAZIONE CONSOB N. DEM/6064293 DEL 28 LUGLIO 2006 .................................. 82 NOTE GESTIONALI SULLE PRINCIPALI SOCIETÀ CONTROLLATE NON CONSOLIDATE, COLLEGATE E JOINT VENTURE ..................................... 82 ATTIVITÀ DI DIREZIONE E COORDINAMENTO DA PARTE DI ERG S.P.A ............................................................................................ 83 AZIONI PROPRIE ................................................................................................................................................................ 84 SEDI SECONDARIE ............................................................................................................................................................... 84 RAPPORTI CON PARTI CORRELATE .......................................................................................................................................... 84 FATTI DI RILIEVO AVVENUTI DOPO LA CHIUSURA DELL’ESERCIZIO................................................................................................... 85 EVOLUZIONE PREVEDIBILE DELLA GESTIONE ............................................................................................................. 86 EXECUTIVE SUMMARY INFORMAZIONI NON FINANZIARIE ....................................................................................... 88 BILANCIO CONSOLIDATO……………………………………………………………………………………………………………………………………………126 BILANCIO SEPARATO………………………………………………………………………………………………………………………………………………….218 Il Gruppo ERG 3 1\. RELAZIONE SULLA GESTIONE AL 31 DICEMBRE 2022 Il Gruppo ERG 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 A partire dal 2022, a seguito dell’importante processo di Asset Rotation avviato nel 2021 con la cessione del business idroelettrico e che sarà completato con la probabile cessione del business termoelettrico, i risultati operativi sono esposti e commentati con riferimento alle diverse aree geografiche in cui ERG 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 nel Wind & Solar attraverso una politica di diversificazione geografica e tecnologica. Si precisa che i risultati, esposti per area geografica dal presente Documento, 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 infine che, al fine di facilitare la comprensione dell’andamento gestionale dei business, i risultati economici sono anche 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. Finalizzazione della cessione del Business Idroelettrico In data 3 gennaio 2022 ERG ha perfezionato il closing con Enel Produzione S.p.A. per la cessione dell’intero capitale di ERG Hydro S.r.l. in linea con quanto comunicato in data 2 agosto 2021, a seguito dell’approvazione dell’Autorità Antitrust italiana ed il positivo completamento della procedura golden power presso la Presidenza del Consiglio dei Ministri. Il corrispettivo è stato pari a circa €1,265 miliardi, inclusivo della valorizzazione del mark to market di alcuni derivati di copertura inclusi nel perimetro e relativi a parte dell’energia prodotta in futuro dagli impianti di ERG Hydro S.r.l.. Accordo per la cessione del Business Termoelettrico Nella prima metà dell’anno 2021 il Gruppo ERG ha portato avanti un processo di valutazione relativo all’opportunità di una potenziale Asset rotation degli impianti termoelettrici a sostegno di un’ulteriore accelerazione nella crescita ed evoluzione del proprio modello di business. Successivamente alla chiusura del primo semestre 2021, all’inizio del mese di luglio 2021 sono pervenute le offerte da parte degli operatori interessati. Il Gruppo, presa visione delle indicazioni di mercato, ha proseguito il processo di valutazione dell’opportunità della potenziale cessione dell’impianto termoelettrico che, alla data del 31 dicembre 2021 (Reporting Date del Bilancio 2021) risultava ancora in corso di definizione. A tale Reporting Date l’impianto termoelettrico non risultava peraltro ancora disponibile per l’immediata vendita nelle sue condizioni correnti. Nel corso del 2022, il management del Gruppo, ad esito degli approfondimenti eseguiti, ha avviato le trattative per la cessione dell’impianto termoelettrico, firmando in data 9 febbraio un accordo con Enel Produzione S.p.A. per la cessione dell’intero capitale di ERG Power S.r.l. In data 23 settembre 2022, l’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato (AGCM) non ha autorizzato la suddetta operazione. In particolare, l’AGCM ha ritenuto, a seguito dell’attività istruttoria da essa condotta nel corso degli ultimi mesi, che l’operazione avrebbe dato luogo alla costituzione e al rafforzamento di una posizione dominante in capo al compratore tale da eliminare o ridurre in modo sostanziale e durevole la concorrenza sui mercati rilevanti. La mancata approvazione dell’operazione da parte dell’AGCM ha determinato la conseguente inefficacia degli accordi sottoscritti da ERG Power Generation S.p.A. ed Enel Produzione S.p.A. in relazione alla cessione della partecipazione di ERG Power S.r.l. a causa del non verificarsi di una delle condizioni sospensive al closing. ERG ha, quindi, posto in essere, alla fine del 2022, le attività necessarie ad avviare un nuovo processo competitivo finalizzato all’individuazione di un nuovo acquirente, valutando il percorso alternativo più efficiente per perseguire l’obiettivo strategico del Piano Industriale 2022-2026 di focalizzazione sul core business della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili attraverso la cessione di ERG Power S.r.l. In considerazione di quanto sopra, nel presente Documento si è proceduto pertanto alla classificazione del risultato delle Attività destinate ad essere cedute alla riga “Risultato netto attività destinate ad essere cedute” e alla classificazione negli schemi del Capitale Investito delle Attività destinate ad essere cedute, in quanto risultano rispettate le condizioni previste dal paragrafo 12 dell’IFRS 5. Valori economici adjusted 2021 A seguito di quanto sopraindicato, il confronto dei risultati dell’esercizio 2022 con quelli del corrispondente periodo del 2021 risente in modo significativo dell’importante processo di trasformazione del portafoglio del Gruppo. Pertanto, al fine di facilitare la comprensione dell’andamento dei due periodi ed in considerazione del nuovo modello pure “Wind & Solar”, si è proceduto a riesporre i dati comparativi adjusted 2021 indicando nella riga “Risultato netto delle attività destinate ad essere cedute” il contributo del business idroelettrico e termoelettrico, in applicazione dell’IFRS 5\. Per ulteriori dettagli sulle modifiche effettuate si rimanda alla sezione “Alternative Performance Measures”. 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 potranno 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. Il Gruppo ERG 5 HIGHLIGHTS Il Gruppo ERG 6 Il Gruppo ERG 7 IL GRUPPO 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 Paolo Prandi 6 SINDACI EFFETTIVI Giulia De Martino Fabrizio Cavalli DIRIGENTE PREPOSTO (L. 262/05) Michele Pedemonte 7 SOCIETA’ 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 A seguito delle dimissioni rassegnate dal Consigliere Marco Costaguta dalla carica di Consigliere di Amministrazione di ERG S.p.A. e membro del Comitato Strategico, il Consiglio di Amministrazione, in data 15 settembre 2022, ha provveduto a nominare, su proposta del Comitato Nomine e Compensi, ai sensi dell’art. 2386 del Codice Civile e dell’art. 15 dello Statuto Sociale, il Dott. Renato Pizzolla quale nuovo Consigliere non esecutivo della Società e componente del Comitato Strategico. Il Consigliere Renato Pizzolla resterà in carica fino alla prossima Assemblea degli Azionisti di ERG S.p.A. 5 Collegio Sindacale nominato in data 26 aprile 2022 6 Nominato in data 3 ottobre 2022 ai sensi di quanto previsto dall’art. 22 dello Statuto, nella carica di Sindaco Effettivo e Presidente del Collegio Sindacale di ERG S.p.A., fino alla prossima Assemblea degli Azionisti di ERG S.p.A. 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 Il Gruppo ERG 8 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, il Gruppo è inoltre attivo nella produzione di energia da fonte solare, essendo tra i primi cinque in Italia. 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, relativamente alla cessione del business termoelettrico, l’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato (AGCM) non ha autorizzato la cessione ritenendo che l’operazione avrebbe dato luogo alla costituzione e al rafforzamento di una posizione dominante in capo al compratore tale da eliminare o ridurre in modo sostanziale e durevole la concorrenza sui mercati rilevanti. A tal proposito, ERG sta già ponendo in essere le attività necessarie ad avviare un nuovo processo competitivo finalizzato all’individuazione di un nuovo acquirente, valutando il percorso alternativo più efficiente per perseguire l’obiettivo strategico del Piano Industriale 2022-2026 di focalizzazione sul core business della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili attraverso la cessione di ERG Power S.r.l.. 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), diventerà un operatore 100% Rinnovabile. ERG è quindi protagonista del processo di decarbonizzazione in atto a livello globale, impegnata 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. ERG Power Generation S.p.A., con un parco di generazione di 2.944 MW 9 di capacità installata rinnovabile (2.599 MW eolico, 345 MW solare), opera direttamente ed attraverso le proprie controllate, nelle seguenti Aree Geografiche: Italia Nel paese ERG ha una capacità installata complessiva di 1.440 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 1.265 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 1.504 MW. Nell’eolico ERG è uno dei primi operatori in Europa con una presenza significativa e crescente (1.334 MW operativi), in particolare in Francia (522 MW), Germania (327 MW), UK (157 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 170 MW di potenza installata, di cui 79 MW in Francia e 92 MW in Spagna. 9 Il totale MW non include il Business termoelettrico, destinato alla vendita Il Gruppo ERG 9 Aree geografiche di attività al 31 dicembre 2022 Il Gruppo ERG 10 Area di Consolidamento integrale al 31 dicembre 2022 Il Gruppo ERG 11 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 e Thermo 10 , 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. A partire da febbraio 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 sia geografica che tecnologica, in particolare nel business solare. Pertanto, nell’ambito dell’unità Organizzativa Business Development and M&A, sono state costituite due macroaree a livello Europeo – Central West Europe & Nordics e Central East Europe – nelle quali confluiscono le strutture organizzative di Business Development e di M&A di Country, che mantengono la responsabilità di individuare, dirigere e perfezionare, le iniziative di sviluppo organico ed M&A a livello locale. Nella stessa ottica, a partire da luglio 2022, sono state costituite in Francia e Germania due nuove aree di Administration, Finance, Control & Procurement che hanno la responsabilità dei relativi processi a livello locale mantenendo una relazione funzionale con le Unità Organizzative centrali. 10 Business Termoelettrico destinato alla vendita Il Gruppo ERG 12 Strategia I risultati raggiunti nel 2022 Nel 2022, ERG ha compiuto importanti passi avanti nel suo percorso strategico di decarbonizzazione e di crescita del portafoglio RES. Crescita e securizzazione del portafoglio RES: Nel corso del 2022 la capacità installata del Gruppo nell’Eolico e Solare è cresciuta di 526 MW, di cui: - - Sviluppo Organico: parchi eolici costruiti e entrati progressivamente in esercizio nel periodo per un totale di 228 MW e così ripartiti: o 86 MW in UK; o 62 MW in Svezia; o 60 MW in Polonia; o 20 MW in Francia; - M&A per un totale di 298 MW così ripartiti: o 126 MW di solare in Italia (34 MW) e in Spagna (92 MW) o 172 MW di nuova potenza eolica in Italia; Nel 2022 si è inoltre registrato un significativo progresso nei progetti di repowering e green field 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 ed in Italia attraverso l’accordo con Luxottica, della durata di 12 anni, per circa 0,9 TWh di energia verde che verrà prodotta dal parco eolico di Partinico-Monreale, il primo di ERG a completare le operazioni di repowering. Il Gruppo ERG 13 BP 2022-2026 – Risultati ad oggi \- Obiettivi del BP 2022-2026 Risultati ad oggi Crescita Portafoglio RES • +2,2 GW attraverso RPW, Greenfield e M&A • +526 MW nel 2022 • +100 MW aggiudicati in asta in Italia Securizzazione dei ricavi • 85-90% regolato • PPA con Engie in Scozia per 0.5 TWh • PPA con EssilorLuxottica per complessivi 0,9 TWh Diversificazione geografica • Incremento diversificazione geografica • Incrementata presenza in UK (+86 MW), Svezia (+62 MW) e Polonia (+60 MW). Solare come pillar strategico • +625 MW di solare • +125 MW 11 nel solare Investimento in innovazione • +50 MW in storage • in corso avanzamento su alcuni progetti di storage in Italia Asset Rotation per Fonti Convenzionali • Opportunità di asset rotation • Perfezionato il closing per la cessione del portafoglio Hydro ad Enel Riconoscimento impegno ESG • Piano ESG • Top Tier nei principali rating ESG Il consolidamento del modello pure “Wind & Solar” ERG continua il percorso verso la trasformazione del proprio modello di business in operatore puro “Wind & Solar”, in linea con quanto presentato nel Piano Industriale 2022-2026. Grazie alla predisposizione al cambiamento, e al know-how acquisito nel corso dei suoi 85 anni di storia, il Gruppo è riuscito a raggiungere una posizione di leadership nelle rinnovabili anticipando gli scenari energetici di lungo termine, consolidando la propria presenza in 9 paesi a livello internazionale. Oggi il Gruppo vuole confermarsi leader della transizione energetica contribuendo al raggiungimento dei target di lotta al cambiamento climatico fissati a livello globale. Dopo aver perfezionato la cessione degli asset idroelettrici ad Enel Produzione, ERG sta lavorando alla cessione dell’impianto CCGT di Priolo Gargallo. In seguito a queste importanti operazioni, il Gruppo mira a diventare un operatore 100% rinnovabile: ad oggi, ERG può contare su 3000 MW di capacità rinnovabile installata, ed una pipeline cresciuta da 3500 MW a 3800 MW. In base alle linee strategiche previste dal Piano Strategico 2022-2026, continua la crescita del portafoglio rinnovabile attraverso la diversificazione geografica e tecnologica. Ad oggi, ERG conta più di 1500 MW (+320 MW rispetto al 2021) di capacità installata all’estero, con un forte sviluppo registrato nel Regno Unito (dove da dicembre 2021 a dicembre 2022 ERG ha installato 156 MW eolici), il consolidamento Polonia, e 11 34 MW Siena – Italia; 92 MW Valencia – Spagna Il Gruppo ERG 14 l’ingresso in nuovi paesi, come la Spagna e la Svezia. In Italia ERG conta 1440 MW di capacità rinnovabile installata (+206 MW rispetto al 2021). Nel corso del 2022 il Gruppo ha incrementato la propria potenza eolica installata di 400 MW, e quella fotovoltaica di 126 MW. Il focus verso la tecnologia solare si è tradotto, in Italia, nel perfezionamento dell’acquisizione di 18 impianti fotovoltaici per un totale di 34 MW. Anche all’estero, in Spagna, il Gruppo ha aumentato la propria presenza nel mercato dell’energia solare con il perfezionamento dell’acquisizione di un parco da 92 MW e l’accordo per l’acquisizione di un parco fotovoltaico da 25 MWp in fase di commissioning. Aggiornamento Piano Industriale 2022 – 2026 Nel corso del 2022, il sistema energetico ha subito una crisi senza precedenti per dimensioni e gravità. Il progressivo allentamento delle misure di contenimento del COVID 19, gli effetti della guerra in Ucraina, l'aumento dell'inflazione a livello globale e la stretta sulle forniture di gas dalla Russia hanno influenzato i prezzi dell'energia ed hanno generato un contesto estremamente volatile. La transizione energetica verso le energie rinnovabili diventa quindi fondamentale, in primis per contrastare il cambiamento climatico, i cui effetti stanno diventando sempre più drammatici, ma anche per stabilizzare i prezzi per i consumatori e aumentare la sicurezza dell'approvvigionamento energetico. Tuttavia, le misure governative straordinarie e poco lungimiranti, come il price-cap e le extra-tassazioni sui profitti delle fonti rinnovabili, hanno generato una percezione di rischio regolatorio e una complessità gestionale senza precedenti nel settore energetico, minando la capacità degli operatori di investire nella transizione energetica. A fronte di questo mutato contesto, il Consiglio di Amministrazione di ERG ha approvato un aggiornamento dei target di piano al 2026 confermando le linee guida strategiche definite per il periodo 2022-2026, rafforzando la strategia di crescita nel Wind & Solar attraverso una politica di diversificazione geografica e tecnologica e la progressiva securizzazione dei ricavi. ERG ribadisce l’impegno nella crescita del proprio portafoglio rinnovabile attraverso tre canali: 1) Greenfield e co-Sviluppo: ERG intende proseguire la propria strategia di crescita attraverso lo sviluppo organico di pipeline proprietarie e accordi di co-sviluppo in Italia e nei principali paesi Europei di riferimento. 2) Repowering dei propri impianti in Italia e all’estero: in considerazione dell’evoluzione tecnologica del settore eolico e solare, ERG si pone l’obiettivo di effettuare il repowering degli asset attualmente dotati di tecnologie obsolete, con nuove di ultima generazione, atte ad 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 (cosiddetti PPAs). 3) M&A: ERG intende 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. ERG conferma l’obiettivo al 2026 di raggiungere una potenza installata di 4,6 GW e l’ambizione di raggiungere 5 GW nel 2027, con un incremento di 2,2 GW nel periodo 2022-2026, di cui 526 MW già raggiunti nel 2022 e 1674 MW da installare nel periodo 2023-26, attraverso: - progetti entrati in esercizio nel primo trimestre dell’anno o attualmente in costruzione in UK e Repowering in Italia: +0,4 GW; - ulteriori progetti di repowering nell’eolico in Italia e all’estero: +0,1 GW (su base differenziale); - progetti greenfield nell’eolico e nel solare: +0,4 GW; - operazioni di M&A per circa +0,8 GW. L’ EBITDA atteso nel 2026 sarà superiore a 650 milioni, per l’85-90% di natura quasi-regolata, grazie a contratti di vendita dell’energia di lungo periodo a prezzi prefissati (PPAs, Power Purchase Agreements) e a sistemi CFD governativi. Gli investimenti stanziati per il periodo 2022-26 passano da circa 2,9 miliardi di euro a 3,5 miliardi di euro, di cui 0,9 miliardi di euro già effettuati nel corso del 2022\. L’incremento a parità di MW totali è imputabile alle acquisizioni effettuate nel 2022 di asset di elevata qualità con un maggior costo per MW e con una migliore generazione di cassa attesa, oltre che a maggiori costi di costruzione per MW alla luce del mutato contesto di mercato (cosiddetta greeninflation). Il Gruppo ERG 15 L’ indebitamento a fine 2026 sarà pari a 2,3 miliardi di euro, contro i 1,43 miliardi di fine 2022\. ERG può contare su una struttura finanziaria solida in grado di supportarne la crescita in modo sostenibile, sempre con l’obiettivo di mantenere il rating Investment Grade BBB- (Fitch). In considerazione della solidità finanziaria del Gruppo, anche a seguito delle risorse provenienti dalle dismissioni, nonché le positive prospettive di crescita, il Piano Industriale prevede l’incremento del dividendo da 0,90 ad 1 euro per azione nel periodo di piano. Una nuova organizzazione, mirata alla diversificazione internazionale e tecnologica, ed una attività di re- skilling contribuiranno alla riuscita del nuovo Piano. Obiettivi Piano Strategico 2022-2026 Nuovi obiettivi al 2026 Crescita Portafoglio RES • +2,2 GW nel 22-26 (+526 MW nel 2022) • 4,6 GW di capacità installata nel 2026 (5 GW in 2027) Securizzazione dei ricavi • Obiettivo confermato: 85-90% securizzati su EBIDTA totale Diversificazione geografica • 9 paesi nel 2022: Spagna e Svezia avviati Solare come pillar strategico • ~ 860 MW di capacità solare (su +2200 MW) • ~ 25% di solare sulla capacità totale @2026 Investimento in innovazione • Battery Storage: valutazione opportunità su eolico offshore flottante Asset Rotation per Fonti Convenzionali • Rilancio della cessione del CCGT Integrazione dei temi ESG • Obiettivi migliorati Politica dei dividendi • 1 € per azione (+10% vs precedente) Il Gruppo ERG 16 Il piano ESG La strategia ESG di ERG si fonda su quattro “pillars”, strettamente integrati nel nostro modello di business: 1\. Planet: lotta al climate change; 2\. Engagement: impegno a favore dei territori; 3\. People: attenzione alla crescita e al benessere delle persone; 4\. Governance: principi ed organi di gestione ispirati alle best practice. Il Piano Industriale 2022 – 2026 integra al suo interno il Piano ESG, allineato ai Sustainable Development Goals delle Nazioni Unite, che conferma la mission del Gruppo “keep growing in RES acting as #SDGsContributor”. Il piano ESG 2022–2026 prevede 18 obiettivi, ben definiti e misurabili attraverso KPI monitorati costantemente, nell’ottica di garantire un reale contributo alla creazione di valore nel tempo a tutti i nostri stakeholders e al raggiungimento di 14 dei 17 Sustainable Development Goals stabiliti dalle Nazioni Unite, inseriti nel sistema di incentivazione a breve e a lungo termine del management. Nel Pillar Planet confermiamo l’obiettivo di diventare Net Zero al 2040 e ribadiamo il nostro impegno verso l’economia circolare con l’obiettivo di recupero dei materiali dalle attività di dismantling di tutti i nostri impianti, sia eolici che solari. Per i pannelli fotovoltaici in buono stato, tale obiettivo ambientale è anche affiancato da progetti di riutilizzo in ambito sociale. Nel Pillar Engagement continueremo ad impegnarci nel supportare i nostri territori, con un contributo almeno pari ad l’1% del fatturato da destinarsi alle comunità locali dove siamo presenti con i nostri impianti. Nel corso del 2023 avvieremo la nostra ERG Academy con programmi di education per le Next Generation sui temi della sostenibilità e delle energie rinnovabili e l’obiettivo è raggiungere almeno 20 mila studenti al 2026; l’Academy includerà anche tutti i programmi di sviluppo e di formazione per le nostre persone. Nel Pillar People prevediamo programmi di crescita delle nostre persone con obiettivi al 2026 sia in termini di definizione di piani di sviluppo individuale (almeno per l’80% delle ERG People) che in termini di attività di formazione interna (per il 100% delle nostre persone). Un pilastro della nostra strategia ESG è la Diversity&Inclusion dove abbiamo già solide basi nell’ambito della D&I grazie alla Policy D&I e programmi di formazione specifica, ma vogliamo spingerci oltre per una ERG più internazionale e inclusiva: confermiamo gli obiettivi al 2026 e nel 2027 intendiamo incrementare almeno al 25% sia la percentuale di key leader di genere femminile, oltre a mantenere almeno il tra il 25% ed il 30% la percentuale di donne nel Gruppo. Intendiamo anche ottenere la certificazione sulla Gender Equality (PNRR) nel corso del 2023 e la certificazione Diversity & Inclusion entro il 2025\. Il Gruppo ERG 17 Nel Pillar Governance manteniamo l’impegno per una governance best in class, prevendo target ESG nei sistemi di remunerazione MBO / LTI. Per una maggior trasparenza in ambito Tax, nel 2023 abbiamo in programma di estendere il Tax Control Framework anche in Germania. Nel sustainable procurement abbiamo obiettivi sulla misurazione della carbon footprint sui programmi di Diversity & Inclusion nella catena di fornitura. In ambito cyber security abbiamo in programma di ottenere la certificazione Information Security Management System entro il 2024\. Inoltre, la crescita è accompagnata da una strategia finanziaria green: l’obiettivo è avere almeno il 90% dei nostri finanziamenti al 2026 classificati come “Green Funding”. Nel 2022 abbiamo compiuto importanti passi avanti nel percorso delineato dal piano ESG e i risultati raggiunti sono in linea con gli obiettivi definiti nel Piano ESG e inclusi anche nel sistema di incentivazione di breve termo. Di seguito, in sintesi i risultati raggiunti: Il Gruppo ERG 18 Variazione perimetro di business nell’esercizio Idroelettrico In data 3 gennaio 2022, ERG ha perfezionato l’accordo con Enel Produzione S.p.A. per la cessione dell’intero capitale di ERG Hydro S.r.l. L’operazione si è conclusa in linea con quanto comunicato in data 2 agosto 2021. Solare – Valentia In data 31 gennaio 2022 ERG ha acquisito da GEI Subasta 1 SA il 100% del capitale di due società di progetto di diritto spagnolo proprietarie di due impianti solari in esercizio situati nel sud della Spagna nelle regioni di Castilla de la Mancha e Andalusia e di potenza rispettivamente, pari a 50,0 e 41,6 MW Gli impianti sono entrati in esercizio ad inizio 2020, hanno partecipato alle aste regolamentate dal Regio Decreto 359 del 2017 ed hanno una produzione totale annua stimata di 188 GWh, pari a oltre 2050 ore/anno equivalenti, fra le più alte in Europa, corrispondenti a 110 kt di emissione di CO2 evitata ogni anno. Il corrispettivo dell’operazione è pari a 96 milioni di euro (asset value). Si precisa che le neoacquisite società spagnole sono state consolidate integralmente a partire dal 1° gennaio 2022. Solare – Progetto Siena In data 7 luglio 2022 ERG ha perfezionato l’acquisizione da ABN AMRO Sustainable Impact Fund PE B.V. del 100% del capitale di MP Solar B.V., proprietaria, tramite sette società italiane, di diciotto impianti fotovoltaici in esercizio. Gli impianti, con una potenza installata totale pari a 33,8 MW ed una produzione complessiva annua di 46 GWh, sono entrati in esercizio tra la fine del 2010 e il 2011 e beneficiano del regime tariffario di cui al cosiddetto Conto Energia (II, III e IV). Il corrispettivo dell’operazione in termini di enterprise value al 31 dicembre 2021 è stato pari a circa 128 milioni di euro e l’EBITDA 2021 è stato pari a circa 17 milioni di euro. Si precisa che le neoacquisite società fotovoltaiche sono state consolidate integralmente a partire dal 1° luglio 2022. Eolico – Progetto Donatello in data 9 settembre 2022 ERG, ha acquistato da EDP Renewables Italia Holding S.r.l. l’intero capitale sociale di sette società, proprietarie di altrettanti parchi eolici situati in Italia. Gli impianti, con una capacità installata totale pari a 172 MW ed una produzione complessiva annua di circa 400 GWh, beneficiano di un regime tariffario “CfD” (contratto per differenza) con il GSE della durata di 20 anni a partire dalla loro entrata in esercizio, avvenuta tra il 2018 e la fine del 2021. Il corrispettivo dell’operazione in termini di enterprise value al 31 dicembre 2021 è stato pari a circa 420 milioni di euro e l’EBITDA per il primo semestre 2022 pari a circa 36 milioni di euro. Si precisa che le neoacquisite società eoliche sono state consolidate integralmente a partire dal 1° agosto 2022\. Inoltre, nel corso del 2022, sono entrati in esercizio due parchi eolici nel Regno Unito per una capacità complessiva pari a 86 MW, due parchi eolici in Francia per una capacità complessiva pari a 27 MW, due parchi eolici in Polonia per complessivi 60 MW ed un parco eolico in Svezia per 62 MW, tutti sviluppati e costruiti internamente dal Gruppo. Il Gruppo ERG 19 ERG in Borsa Al 30 dicembre 2022 il prezzo di riferimento del titolo ERG presenta una quotazione di 28,95 Euro, in lieve crescita (+1,8%) rispetto a quella della fine dell’anno 2021. Gli altri indici di borsa presentano variazioni negative: FTSE All Share (-14,1%), FTSE Mid Cap (-21,0%) e dell’Euro Stoxx Utilities Index (-11,3%); unica eccezione lo S&P Global Energy Index (+0,6%). Nel periodo in esame la quotazione del titolo ERG si è attestata tra un minimo di 22,98 Euro (22 febbraio 2022) ed un massimo di 36,04 Euro (26 agosto 2022). Si segnala che il 29 Novembre 2022 ERG è entrata nell’indice FTSE MIB, l’indice di riferimento principale di Euronext Milan, mercato regolamentato organizzato e gestito da Borsa Italiana S.p.A., composto dai 40 maggiori titoli per liquidità e volume di scambi che rappresenta circa l'80% della capitalizzazione di mercato nazionale. Si riportano di seguito alcuni dati relativi ai prezzi ed ai volumi del titolo ERG al 30 dicembre 2022: (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 La capitalizzazione di borsa a fine 2022 ammonta a circa 4.353 milioni di Euro (4.275 milioni alla fine del 2021). Il numero medio di azioni in circolazione nel periodo è stato di 149.537.920. Prezzo dell'azione Euro Prezzo di riferimento al 30.12.22 28,95 Prezzo massimo (26.08.22) (1) 36,04 Prezzo minimo (22.02.22) (1) 22,98 Prezzo medio 30,13 Volumi scambiati N° azioni Volume massimo (28.11.22) 1.754.478 Volume minimo (03.08.22) 56.579 Volume medio 224.071 Il Gruppo ERG 20 Andamento del titolo ERG e Struttura azionaria al 30 dicembre 2022 Si riporta di seguito la struttura azionaria di ERG S.p.A. ad esito 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\. A decorrere da tale data, ERG S.p.A. è soggetta alla limitata direzione e coordinamento da parte di SQ Renewables S.p.A., conformemente a quanto previsto nel relativo Regolamento, a disposizione del pubblico sul sito internet della Società (www.erg.eu) nella sezione “Corporate Governance/Documenti di Governance”. 63% 1% 37% SQ Renewables S.p.A. ERG S.pA. (azioni proprie) Altri inferiori al 3% Il Gruppo ERG 21 Fatti di rilievo avvenuti nel corso dell’esercizio Italia Data Settore Fatto di rilievo Comunicato Stampa del 03/01/2022 Idroelettrico ERG ha perfezionato il closing con Enel Produzione S.p.A. per la cessione dell’intero capitale di ERG Hydro S.r.l.. Comunicato Stampa del 26/01/2022 Corporate/ESG ERG è stata inserita nel Gender Equality Index (GEI) di Bloomberg Comunicato Stampa del 31/01/2022 Eolico ERG è risultata aggiudicataria di una tariffa per 20 anni su 97,2 MW di nuova capacità eolica nell’ambito della settima asta indetta dal Gestore dei Servizi Elettrici. Comunicato Stampa del 09/02/2022 Termoelettrico ERG ha firmato un accordo con Enel Produzione S.p.A per la cessione dell’intero capitale di ERG Power S.r.l. a cui fa capo la centrale cogenerativa Combined Cycle Gas Turbine (CCGT) Comunicato Stampa del 10/02/2022 Corporate/ESG ERG entra nel “Suppliers Engagement Leaderboard” di CDP (Carbon Disclosure Project) Comunicato Stampa del 23/02/2022 Storage ERG entra nel mercato dello storage con due progetti per complessivi 22 MW di capacità installata nell’area Centro-Sud e Sicilia. Comunicato Stampa del 15/03/2022 Corporate Il Consiglio di Amministrazione di ERG approva il Piano Industriale e ESG 2022-2026. Comunicato Stampa del 26/04/2022 Corporate L’Assemblea degli azionisti di ERG S.p.A. ha approvato il Bilancio di Esercizio 2021, ha deliberato il pagamento di Euro 0.90 per azione, e ha nominato il nuovo Collegio Sindacale. Comunicato Stampa del 13/05/2022 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 01/06/2022 Solare ERG, ha siglato l’accordo per l’acquisizione del 100% del capitale di MP Solar B.V., proprietaria di diciotto impianti fotovoltaici in esercizio con una potenza installata totale pari a 33,8 MW. Comunicato Stampa del 15/06/2022 Corporate/ESG ERG rafforza il suo impegno in ambito ESG. Firma dei Women’s Empowerment Principles e ingresso nello United Nations Global Compact. MSCI conferma il rating “AA”. Il Gruppo inoltre entra nella Top 10 del “Integrated Governance Index 2022”. Comunicato Stampa del 16/06/2022 Corporate San Quirico e IFM Investors annunciano la costituzione di una partnership strategica a lungo termine riguardante ERG S.p.A. Il family office della famiglia Garrone-Mondini e IFM NZIF hanno firmato un accordo storico, in base al quale IFM NZIF e le rispettive società collegate acquisiranno un interesse iniziale del 35% in una nuova holding da costituire che, a sua volta, deterrà circa il 62,5% di ERG. Comunicato Stampa del 07/07/2022 Solare Perfezionata l’acquisizione da ABN AMRO Sustainable Impact Fund PE B.V. del 100% del capitale di MP Solar B.V., proprietaria, tramite sette società italiane, di diciotto impianti fotovoltaici in esercizio con una potenza installata totale pari a 33,8 MW. Il Gruppo ERG 22 Comunicato Stampa del 29/07/2022 e 09/09/2022 Eolico ERG ha acquistato da EDP Renewables Italia Holding S.r.l. l’intero capitale sociale di sette società proprietarie di altrettanti parchi eolici situati in Italia con una capacità installata pari a 172 MW. Comunicato Stampa del 09/09/2022 Corporate L’Ing. Marco Costaguta – Consigliere non esecutivo nonché membro del Comitato Strategico – ha rassegnato le proprie dimissioni dalla carica di Consigliere di Amministrazione di ERG S.p.A. Comunicato Stampa del 15/09/2022 Corporate Il Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A. ha provveduto a nominare, su proposta del Comitato Nomine e Compensi, ai sensi dell’art. 2386 del Codice Civile e dell’art. 15 dello Statuto Sociale, il Dott. Renato Pizzolla quale nuovo Consigliere non esecutivo della Società e componente del Comitato Strategico. Comunicato Stampa del 15/09/2022 Corporate Closing dell’operazione tra San Quirico e IFM Investors per la costituzione di una partnership strategica a lungo termine riguardante ERG S.p.A. (vedasi CS del 16 giugno 2022). Comunicato Stampa del 23/09/2022 Termoelettrico Con riferimento all’operazione di cessione ad Enel Produzione S.p.A. della partecipazione detenuta da ERG Power Generation S.p.A. in ERG Power S.r.l., proprietaria della centrale cogenerativa (CCGT) sita in Priolo Gargallo, subordinata all’approvazione dell’operazione da parte delle competenti Autorità Antitrust (vedasi CS del 9 febbraio 2022), si rende noto che l’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato (AGCM), con provvedimento del 23 settembre 2022, non ha autorizzato la suddetta operazione. Comunicato Stampa del 30/09/2022 Corporate/ESG Moody’s ESG Solutions (precedentemente Vigeo Eiris), una delle principali agenzie internazionali di rating ESG, ha confermato ad ERG il Rating Advanced, il più elevato nella sua scala di valutazione, con il punteggio di 65/100, premiando la continua crescita della performance ESG del Gruppo negli ultimi 3 anni. ERG entra così nel top 2% della classifica mondiale di Moody’s ESG Solutions che annovera 4906 aziende, aggiudicandosi il 100° posto e registrando una crescita di due punti nella scala di valutazione. Comunicato Stampa del 03/10/2022 Corporate Il Consiglio di Amministrazione ha tristemente preso atto della prematura scomparsa di Elena Spagnol, Sindaco Effettivo e Presidente del Collegio Sindacale di ERG S.p.A. Il Consiglio di Amministrazione, il Collegio Sindacale e le persone del Gruppo ERG, nel ricordare Elena Spagnol per la passione, la competenza e l’impegno professionale e umano straordinario profuso verso la Società, hanno espresso il loro cordoglio e si sono raccolte intorno alla famiglia nel dolore per la grave perdita. Ai sensi di quanto previsto dall’art. 22 dello Statuto, il Sindaco Supplente Paolo Prandi subentra nella carica di Sindaco Effettivo e Presidente del Collegio Sindacale di ERG S.p.A., fino alla prossima Assemblea degli Azionisti di ERG S.p.A. Comunicato Stampa del 27/10/2022 Corporate Sottoscrizione con un pool di banche italiane ed internazionali di una linea di credito revolving “Sustainability – Linked” per un importo pari a 600 milioni di euro con una durata triennale e opzione di estensione per ulteriori due anni. La linea di finanziamento, in linea con i Sustainability-Linked Loan Principles, prevede un adeguamento dei margini al raggiungimento di specifici obiettivi ESG, inclusi nel piano industriale 2022-2026 del Gruppo. In particolare, gli obiettivi ESG si riferiscono alla crescita del portafoglio rinnovabile e alla Diversity & Inclusion. L’operazione, la prima di questo tipo per ERG, rafforza la struttura finanziaria del Gruppo, incrementandone la flessibilità, il profilo di liquidità e, nello stesso tempo, contribuisce allo sviluppo sostenibile del Gruppo. Comunicato Stampa del 03/11/2022 Corporate ERG conferma il proprio impegno sostenibile e rafforza il sistema di governance volto a evolvere la sua cultura inclusiva con l’introduzione della “Policy per il contrasto agli episodi di Violenza, Molestie e Bullismo nei luoghi di lavoro”. Il Gruppo ERG 23 Comunicato Stampa del 26/11/2022 Corporate Assegnato a ERG l’Oscar di Bilancio 2022 per la categoria “Medie e piccole imprese quotate”. Il premio viene attribuito alle aziende che attraverso il proprio bilancio non solo rendicontano il proprio operato, ma dimostrano di voler condividere risultati e obiettivi con gli stakeholder attraverso una comunicazione puntuale e trasparente. Comunicato Stampa del 29/11/2022 Corporate ERG entra nell’indice FTSE MIB, l’indice di riferimento principale di Euronext Milan, mercato regolamentato organizzato e gestito da Borsa Italiana S.p.A., composto dai 40 maggiori titoli per liquidità e volume di scambi che rappresenta circa l'80% della capitalizzazione di mercato nazionale. Comunicato Stampa del 13/12/2022 Corporate/ESG ERG entra nella “A List” (precedentemente A-), di CDP (Carbon Disclosure Project), l’organizzazione globale no-profit che, attraverso il monitoraggio delle performance nella gestione del climate change, guida imprese e governi verso la riduzione delle emissioni dei gas serra. Estero Data Area Geografica Settore Fatto di rilievo Comunicato Stampa del 31/01/2022 Spagna Solare ERG, ha acquisito da GEI Subasta 1 SA il 100% del capitale di due società di progetto di diritto spagnolo proprietarie di due impianti solari in esercizio di potenza rispettivamente, pari a 50,0 e 41,6 MW. Comunicato Stampa del 24/03/2022 UK Eolico ERG, tramite le proprie controllate nel Regno Unito, ha raggiunto un accordo con ENGIE UK Markets Ltd, per la sottoscrizione di due Power Purchase Agreements (PPA) di durata decennale. Comunicato Stampa del 09/06/2022 Francia Eolico ERG annuncia la messa in esercizio del parco eolico di Les Bouchats in Francia, situato nella regione Grand-Est per un totale di 19,8 MW. Comunicato Stampa del 7 luglio 2022 Polonia Eolico Messa in esercizio del parco eolico di Piotrkòw, situato nella parte settentrionale della Polonia, per un totale di 24,5 MW. Comunicato Stampa del 13/10/2022 UK Eolico ERG annuncia l’avvio dei primi 50 MW del parco eolico di Sandy Knowe, a Dumfries & Galloway, nel sud della Scozia. Comunicato Stampa del 14/10/2022 UK Eolico ERG ha perfezionato l’acquisizione del 100% delle quote della società Corlacky Energy Ltd., interamente controllata da RES, che detiene i permessi per la costruzione e l’esercizio del parco eolico di Corlacky in Irlanda del Nord. Il progetto sarà costituito da 11 turbine per una capacità installata totale attesa fino a 47 MW. Comunicato Stampa del 24/10/2022 Polonia Eolico ERG ha annunciato l’avvio del parco eolico di Laszki in Polonia (36 MW). Il parco, sviluppato e costruito internamente, è composto da 18 turbine Vestas V100 da 2,0 MW per una capacità installata di 36 MW e una produzione complessiva a regime di circa 90 GWh annui, evitando l’emissione di 76 kt di CO2 ogni anno. Comunicato Stampa del 25/11/2022 Svezia Eolico ERG ha completato la costruzione e avviato l’energizzazione del parco eolico di Furuby (62MW), nel sud della Svezia. Il parco si compone di 10 turbine Siemens Gamesa di ultima generazione da 6,2 MW la cui produzione annua stimata è di circa 210 GWh, pari a quasi 3.400 ore equivalenti e a circa 140 kt di emissione di CO2 evitata ogni anno. Il Gruppo ERG 24 Comunicato Stampa del 16/12/2022 UK Eolico Completamento dell’estensione del parco eolico di Sandy Knowe (36 MW). Comunicato Stampa del 23/12/2022 Spagna Solare ERG 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 autónoma de Extremadura, con una capacità installata di 25 MWp. L’impianto, costruito da Aresol durante il 2022 è in fase di test e commissioning e si prevede la sua entrata in esercizio nei primi mesi del 2023. Interventi normativi in materia di contenimento dell’aumento dei prezzi energia (clawback measure and windfall tax) Nel corso del 2022 sono state introdotte misure urgenti in materia di contenimento degli effetti degli aumenti dei prezzi nel settore elettrico. In particolare, in Italia si fa riferimento all’art. 37 del D.L. n.21 del 21 marzo 2022 12 il cui impatto è stato stimato pari a 41 milioni (di cui circa 4 milioni relativi al business termoelettrico) e il contributo straordinario per il 2023, introdotto dalla Legge di Bilancio 2023 (Legge 197 del 29 dicembre 2022), il cui impatto è stato stimato pari a 19 milioni, rilevati entrambi alla riga Imposte ed isolati come special item. Con riferimento all’art.15-bis del DL 4/2022 (Sostegni Ter) 13 si precisa che, nell’esercizio 2022, l’applicazione della normativa ha comportato oneri per circa 7 milioni per le società solari. Tali oneri sono stati contabilizzati nel Margine Operativo Lordo e rilevati come special item. Per quanto riguarda l’estero, si segnala l’applicazione della normativa “Windfall Tax” in Romania e delle normative sul price cap 14 in Europa che hanno comportato maggiori oneri nel 2022 per 28 milioni (15 milioni in Romania 15 , 7 milioni in Francia, 2 milioni in Germania, 2 milioni in Bulgaria e 1 milione in Polonia), contabilizzati nel Margine Operativo Lordo e rilevati come special item. Complessivamente gli effetti delle sopracitate misure hanno avuto per il Gruppo un impatto pari a circa 91 milioni lordo tax (83 milioni net tax). La tabella sottostante riepiloga i diversi impatti delle misure sopracitate, al lordo dell’effetto fiscale: Eventi bellici in Ucraina 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, sicurezza e di business continuity. Per quanto riguarda il rischio credito non esistono posizioni aperte direttamente con controparti di diritto russe e ucraine; si segnala tuttavia che il principale cliente del Gruppo nel Sito di Priolo Gargallo è una società italiana controllata indirettamente da un gruppo russo. A tal proposito negli ultimi mesi è stata riportata dai media la notizia che Litasco ha definito la cessione degli impianti di Priolo al fondo di private equity e asset management cipriota G.O.I. Energy. 12 convertito in legge con Legge n. 51 del 20 maggio 2022 13 convertito in legge con Legge n. 25 del 28 maggio 2022 14 Nel mese di ottobre 2022 è stato pubblicato il Regolamento (UE) 2022/1854 del 6 ottobre 2022 che ha previsto l’istituzione di un tetto ai ricavi di mercato provenienti dall’energia elettrica prodotta con tecnologie definite “inframarginali” (inclusi eolico e solare) e un contributo solidaristico a carico dei settori petrolifero, del gas naturale e del carbone. Inoltre, è stato istituito un limite ai “ricavi di mercato” da generazione di energia elettrica da fonti “inframarginali” e in termini di euro per MWh di energia prodotta, non superiore a 180 euro/MWh. Tale limite si intende applicato in tutta l'Unione Europea e comporta la restituzione dei ricavi eccedenti. L’applicazione del limite è prevista dal 1° dicembre 2022 al 30 giugno 2023, con la possibilità di prolungamento o modifica a seguito di valutazione da parte della Commissione Europea. 15 Nel mese di novembre 2022, il Governo rumeno con l’Emergency Act n.53 ha introdotto ulteriori misure per contrastare i prezzi elevati dell’energia, stabilendo 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, tramite la sottoscrizione di contratti PPA. Di conseguenza non si rilevano impatti della Windfall Tax nel quarto trimestre. (milioni di Euro) Paese Extraprofitti (D.L 21 marzo 2022) Contributo di Solidarietà temporaneo (Legge n.197 29 dicembre 2022) Sostegni - Ter (art.15 bis D.L 4/2022) Windfall taxes/Price Cap Europa Totale Italia* 37 19 7 - 63 Francia - - - 7 7 Germania - - - 2 2 Romania - - - 15 15 Polonia - - - 1 1 Bulgaria - - - 2 2 Totale 37 19 7 28 91 * l'importo non comprende circa 4 milioni di Euro relativi al business termoelettrico. Il Gruppo ERG 25 Sulla base delle informazioni pubblicamente disponibili l'operazione sarebbe soggetta al verificarsi di alcune condizioni sospensive relative, tra l'altro, all'ottenimento delle autorizzazioni da parte di tutte le autorità competenti, incluso il Governo italiano che, peraltro con decreto, ha definito l’impianto di interesse strategico nazionale al fine di garantire la continuità aziendale degli stabilimenti di Priolo (compresi gli impianti di depurazione). Il closing dell'operazione sarebbe previsto entro la fine di marzo 2023 e nell’ambito di questa transazione, G.O.I. Energy avrebbe concordato accordi esclusivi di fornitura e di offtake a lungo termine con Trafigura, (uno dei maggiori commercianti indipendenti di petrolio e prodotti petroliferi al mondo). Tali accordi dovrebbero garantire una fornitura sicura di petrolio alla raffineria e pertanto scongiurare le sanzioni che l’Unione Europea ha stabilito con riferimento al blocco delle importazioni di petrolio via mare dalla Russia che avrebbero potuto comportare un blocco degli impianti nella raffineria di Priolo qualora ISAB non avesse sostituto il grezzo di provenienza russa con importazioni provenienti da diverse aree geografiche (tra le conseguenze del blocco vi sarebbe stato il potenziale impatto sui contratti di vendita al sito da parte di ERG Power Generation S.p.A e ERG Power S.r.l.). 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 per quanto, in caso di escalation, non sono da escludere possibili rischi di attacchi cyber che indirettamente potrebbero avere impatti sugli impianti del Gruppo. In relazione alla business continuity in merito all’ approvvigionamento di gas, ERG attualmente si approvvigiona su mercato spot e la criticità è principalmente legata all’operatività che è diventata più onerosa sia in termini di prezzi di approvvigionamento disponibili sul mercato che di effort organizzativo. Le tensioni geopolitiche stanno avendo forti impatti sui mercati, sia finanziari che delle commodities, con un forte aumento dei tassi e dei prezzi del gas e dell’energia elettrica, a fronte dei quali non si possono ad oggi escludere ulteriori interventi a livello regolatorio sul settore dell’energia. Si rileva infine un generale aumento dei prezzi di materie prime e prodotti finiti, aggravato dalle tensioni geopolitiche, i cui effetti potranno impattare gli investimenti in progetti in costruzione nel breve/medio termine. I profili di incertezza conseguenti al quadro macroeconomico attuale, con particolare riferimento alla dinamica dei tassi e ad eventuali ulteriori interventi regolatori nel settore dell’energia, potranno impattare sulla determinazione dei valori di recuperabilità degli attivi iscritti nelle immobilizzazioni materiali e immateriali. Risultati del periodo 26 RISULTATI DEL PERIODO E SCENARIO (1) Gli indicatori economici adjusted non includono gli special items e le relative imposte teoriche correlate. (2) Gli indicatori economici reported sono calcolati sulla base degli schemi di bilancio ed includono gli special items e le relative imposte teoriche correlate. (3) I valori 2021 adjusted sono riesposti in applicazione del principio contabile IFRS5, riclassificando i contributi dei business termoelettrico ed idroelettrico alla voce “Risultato netto attività destinate ad essere cedute”. (4) L’indebitamento finanziario netto attività continue e il Capitale Investito Netto attività continue non includono il contributo del business termoelettrico nel 2022 destinato alla cessione; i valori 2021 reported non includono il contributo del business idroelettrico, ceduto nel gennaio 2022\. I valori adjusted sono inoltre rappresentati al netto degli effetti derivanti dall’applicazione dell’IFRS 16. (5) Al lordo delle disponibilità liquide ed escluso il fair value dei derivati a copertura dei tassi. (6) In immobilizzazioni materiali ed immateriali. Comprendono inoltre gli investimenti tramite operazioni di Merger & Acquisition pari a 638 milioni nel 2022 e 390 milioni nel 2021. (7) ll numero dei dipendenti del 2022 non include le 144 persone dedicate a garantire il funzionamento della centrale cogenerativa CCGT. Analogamente il numero dei dipendenti del 2021 non comprende le 113 persone incluse nel perimetro idroelettrico ceduto ad ENEL Produzione S.p.A. e le 142 persone dedicate al business termoelettrico. (8) I ricavi netti unitari riportati 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 Adjusted (1) 2022 2021 (3) 2022 2021 (3) Ricavi 714 601 749 601 Margine operativo lordo 499 397 537 399 Risultato operativo netto 221 168 308 198 Risultato netto attività continue 89 86 216 127 Risultato netto 383 174 236 203 di cui Risultato netto di Gruppo 379 173 232 202 Principali dati finanziari Adjusted (1) Capitale investito netto attività continue (4) 3.510 3.066 3.357 3.608 Patrimonio netto 2.055 1.569 2.059 1.556 Indebitamento finanziario netto attività continue (4) 1.592 2.250 1.434 2.051 di cui Project Financing non recourse (5) 212 237 212 237 Leva finanziaria 44% 59% 41% 57% Ebitda Margin % 70% 66% 72% 66% Dati operativi Totale capacità installata a fine periodo MW 2.944 2.418 Totale produzioni di energia elettrica GWh 4.956 4.157 Capacità installata Italia a fine periodo MW 1.440 1.234 Produzione di energia elettrica in Italia GWh 2.312 2.295 Capacità installata Francia a fine periodo MW 600 581 Produzione di energia elettrica in Francia GWh 1.076 889 Capacità installata Germania a fine periodo MW 327 327 Produzione di energia elettrica in Germania GWh 556 428 Capacità installata UK e Svezia a fine periodo MW 219 70 Produzione di energia elettrica in UK GWh 226 - Capacità installata Spagna a fine periodo MW 92 - Produzione di energia elettrica in Spagna GWh 171 - Capacità installata in East Europe MW 266 206 Produzione di energia elettrica in East Europe GWh 615 546 Investimenti (6) milioni di Euro 946 617 Dipendenti a fine periodo (7) Unità 573 553 Ricavi netti unitari (8) Italia - Eolico Euro/MWh 134 149 Italia - Solare Euro/MWh 346 335 Francia \- Eolico Euro/MWh 98 88 Francia \- Solare Euro/MWh 96 90 Germania - Eolico Euro/MWh 172 112 UK e Svezia - Eolico Euro/MWh 150 - Spagna \- Solare Euro/MWh 126 - East Europa \- Eolico Euro/MWh 169 119 Anno Reported (2) Anno Adjusted (1) Risultati del periodo 27 Commento ai risultati dell’esercizio Come illustrato precedentemente nel paragrafo "Fatti di rilievo avvenuti nel corso dell’esercizio” si premette che i risultati adjusted non includono gli effetti delle misure (clawback) transitorie introdotte nel corso del periodo in diverse country che comportano restituzioni con un impatto negativo stimabile – in attesa di chiarimenti applicativi – in circa 35 milioni di Euro sul margine operativo lordo ed in circa 83 milioni di Euro sull’utile netto del perimetro attività continue. Nel 2022 i ricavi adjusted sono pari a 749 milioni e registrano un incremento di 148 milioni rispetto al 2021 adjusted 16 (601 milioni), il cui contributo è riconducibile principalmente alle recenti acquisizioni in Italia 17 e al pieno contributo della capacità installata nel corso del precedente anno, oltreché alle acquisizioni effettuate all’estero e all’entrata in esercizio dei parchi sviluppati internamente ed operativi progressivamente nel corso dell’esercizio. Le produzioni sono risultate pari a 5,0 TWh, in crescita del 19% (0,8 TWh) rispetto al 2021, per effetto dei volumi derivanti dalla maggiore capacità. I maggiori prezzi di mercato hanno influito 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 di copertura. L’effetto dei maggiori prezzi ha influito all’estero, soprattutto in Germania ed Est Europa, in funzione dei loro specifici meccanismi di incentivazione. In Italia i ricavi unitari sono in lieve riduzione rispetto al 2021, in quanto larga parte della produzione è ceduta a prezzi prefissati attraverso contratti stipulati in esercizi precedenti, mentre si registra un significativo decremento del valore unitario dell’incentivo GRIN. Il margine operativo lordo adjusted 18 , al netto degli special items, si attesta a 537 milioni, in aumento di 138 milioni rispetto ai 399 milioni registrati nel 2021 adjusted. In sintesi: ITALIA Eolico (-25 milioni): margine operativo lordo pari a 218 milioni, in riduzione rispetto al 2021 adjusted (243 milioni) a seguito dei minori volumi registrati per effetto della minore ventosità (2.062 GWh nel 2022 di cui 145 GWh derivanti dai nuovi asset rispetto ai 2.078 GWh del 2021) ed ai minori prezzi catturati in parte compensati dal contributo dei neoacquisiti asset eolici, consolidati integralmente dal 1°agosto (34 milioni). Al netto dell’effetto perimetro, i prezzi di vendita catturati risultano inferiori all’anno precedente in quanto l’effetto scenario prezzi è stato compensato dal minor valore dell’incentivo (43 rispetto ai 109€/MWh del 2021) oltreché dai derivati di copertura. Solare (+12 milioni): margine operativo lordo pari a 77 milioni, in aumento rispetto al 2021 adjusted (65 milioni) principalmente per effetto della maggiore capacità installata (34 MW) a seguito dell’acquisizione di 18 impianti fotovoltaici, consolidati dal 1°luglio e per effetto dei maggiori volumi registrati (250 GWh nel 2022 di cui 23 GWh derivanti dal consolidamento dei nuovi asset rispetto a 216 GWh del 2021). L’effetto scenario prezzi, al netto dei derivati di copertura, è risultato sostanzialmente neutro. ESTERO Eolico (+129 milioni): margine operativo lordo pari a 244 milioni, in aumento rispetto al 2021 adjusted (115 milioni) per il pieno contributo derivante dagli incrementi di perimetro del 2021 in UK, Francia e Germania, oltreché per effetto dei migliori prezzi catturati ed alla maggiore ventosità riscontrata in East Europe e Germania. Inoltre, i risultati beneficiano del progressivo contributo dei 229 MW di nuova capacità installata nel 2022\. Solare (+22 milioni): margine operativo lordo pari a 23 milioni grazie al contributo sull’intero anno dei parchi consolidati in Francia (79 MW) nel secondo semestre 2021 e dei nuovi parchi acquisiti in Spagna (92 MW) a gennaio 2022. Complessivamente l’effetto perimetro legato ai nuovi MW operativi è pari a 118 milioni grazie al pieno contributo dei nuovi impianti entrati in esercizio o acquistati nel 2021, oltre che alle acquisizioni ed energizzazioni effettuate nel corso del 2022. Si segnala 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. 16 Si precisa che a seguito dell’importante processo di Asset Rotation intrapreso dal Gruppo i dati comparativi del 2021 non includono il contributo del business idroelettrico, ceduto nel gennaio 2022, e del business termoelettrico, destinato alla vendita. 17 Si precisa che gli impianti solari acquisiti da ABN Amro Sustainable Impact PE B.V. (per complessivi 34 MW) sono consolidati integralmente a partire dal 1°luglio 2022, mentre gli impianti eolici acquisiti da EDP Renewables Italia Holding S.r.l. (per complessivi 172 MW) sono consolidati integralmente a partire dal 1°agosto 2022. 18 il margine operativo lordo adjusted è rappresentato al netto degli effetti positivi derivanti dall’applicazione dell’IFRS 16, pari a circa 12 milioni, agli altri effetti negativi degli special items per circa 50 milioni. Si precisa inoltre che il margine operativo lordo adjusted non include il contributo del business termoelettrico (57 milioni), destinato alla vendita e riclassificato alla voce “Risultato netto attività destinate ad essere cedute”. Risultati del periodo 28 Il risultato operativo netto adjusted è pari a 308 milioni (198 nel 2021 adjusted) dopo ammortamenti per 229 milioni, in aumento rispetto al 2021 (201 milioni) principalmente a seguito del pieno contributo dei nuovi parchi entrati in operatività in Regno Unito, Francia e Polonia sviluppati internamente, oltreché del significativo contributo degli asset eolici e fotovoltaici acquisiti nel corso del 2022 in Italia e all’estero, solo in parte compensati da minori ammortamenti per il raggiunto termine della vita utile di alcune componenti di parchi eolici in Italia. Il risultato netto delle attività continue adjusted è pari a 216 milioni in sensibile aumento rispetto al 2021 adjusted (127 milioni) in considerazione dei già commentati risultati operativi ed i minori oneri finanziari, in riduzione a seguito del pieno contributo delle operazioni di liability management effettuate nel corso del 2021, solo in parte compensato da un effetto perimetro a seguito delle acquisizioni avvenute nel 2022\. Si precisa, inoltre, che la voce non include l’impatto (-23 milioni, al netto delle relative imposte) delle normative relative all’applicazione del price cap in Europa (clawback), degli effetti dell’applicazione dell’art.15-bis del D.L. 4/2022 (Sostegni-Ter) (oneri per 5 milioni, al netto delle relative imposte), l’impatto derivante dall’art.37 del D.L. 21/2022 in Italia pari a circa 37 milioni 19 ed il Contributo Straordinario in Italia per 19 milioni; tali poste, di carattere straordinario e temporaneo, per complessivi 83 milioni, sono state isolate come special items. Il risultato netto di Gruppo adjusted, inclusivo anche del contributo di ERG Power S.r.l. 20 , proprietaria dell’impianto CCGT rilevato nelle attività discontinue in base alle regole dell’IFRS 5, è stato pari a 232 milioni, in sensibile aumento rispetto al risultato del 2021 (202 milioni), in considerazione dei già commentati migliori risultati operativi ed i minori oneri finanziari. Il risultato netto di Gruppo è pari a 379 milioni in aumento rispetto ai 173 milioni del 2021 adjusted. Il risultato comprende principalmente la plusvalenza netta rilevata a seguito della cessione del nucleo idroelettrico di Terni avvenuta in data 3 gennaio 2022 (pari a circa 324 milioni), nonché le svalutazioni degli asset eolici oggetto di Repowering (pari a circa 14 milioni) e fotovoltaici, oggetto di Revamping (16 milioni), la svalutazione del CCGT in corso di cessione (66 milioni), i costi legati alle operazioni di liability management effettuate nel corso del 2022 (pari a circa 2 milioni), oltreché i già citati effetti legati alle misure impositive urgenti in materia di contenimento dei prezzi dell’energia (clawback), (pari a 65 milioni in Italia 21 e 23 milioni all’Estero) ed il contributo di ERG Power S.r.l., proprietaria dell’impianto CCGT, riclassificato alla riga “attività destinate ad essere cedute”. Nel 2022, gli investimenti sono stati pari a 946 milioni (617 del 2021 adjusted) e si riferiscono principalmente all’acquisizione di parchi solari (115 milioni) ed eolici (396 milioni) in Italia e di parchi solari in Spagna (100 milioni) avvenuta nel mese di gennaio 2022, all’acquisizione di una società che detiene i permessi per la costruzione e l’esercizio di un parco eolico in Irlanda del Nord (27 milioni) ed alle attività di sviluppo organico (282 milioni di Euro rispetto ai 215 milioni nel 2021 adjusted), in particolare correlate al completamento dei parchi eolici in UK per circa 179 MW (di cui 50 MW entrati in funzione a fine ottobre e 36 MW a metà dicembre), Polonia per 61 MW (di cui 24,5MW entrati in funzione nel mese di giugno e 36 MW nel mese di ottobre), Francia 20 MW (entrati in funzione nel mese di giugno) e Svezia per 62 MW (entrato in funzione a fine novembre), all’avvio delle attività di costruzione in Italia per 47 MW Greenfield e di Repowering sui parchi italiani per circa 193 MW di nuova capacità eolica. Sul solare Italia proseguono le attività di revamping degli impianti (15 milioni), volte a garantire una maggiore efficienza degli stessi. Inoltre, proseguono gli investimenti nell’area ICT e nei progetti minori di mantenimento. L’indebitamento finanziario netto per “attività continue” adjusted risulta pari a 1.434 milioni, in diminuzione (-617 milioni) rispetto al 31 dicembre 2021 (2.051 milioni). La variazione riflette principalmente l’incasso avvenuto a seguito della cessione del nucleo idroelettrico di Terni (1.265 milioni) e dal positivo flusso di cassa del periodo (523 milioni 22 ), in parte compensato dalle acquisizioni in Italia, Spagna e UK (638 milioni), dagli investimenti del periodo (307 milioni), dai dividendi distribuiti agli azionisti (139 milioni), dal pagamento delle imposte (92 milioni) 23 ,oltreché dalla variazione di area di consolidamento con l’uscita del business idroelettrico e termoelettrico, quest’ultimo rendicontato tra le attività discontinue. Si segnala che ERG Power S.r.l., proprietaria dell’impianto CCGT, presenta una posizione debitoria al 31 dicembre 2022 pari a 98 milioni di euro. Si precisa, inoltre, che l’indebitamento di fine periodo riflette il fair value negativo dei future commodities di circa 153 milioni (344 milioni al 31 dicembre 2021). 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 2022 a 157 milioni. 19 Tale impatto è stato calcolato sulla base di un’aliquota pari al 25% per il periodo intercorrente tra il 1°ottobre 2021 e il 30 aprile 2022\. L’importo indicato considera il perimetro relativo le attività continue, non comprensivo pertanto di ulteriori 4 milioni di euro relativi al business termoelettrico, rilevato nelle attività discontinue, essendo destinato alla vendita. 20 Si precisa che i risultati adjusted delle discontinued operations includono il pieno contributo degli ammortamenti del business termoelettrico. Si segnala che il margine operativo lordo del CCGT nel 2022 è stato pari a 56 milioni (29 milioni nel 2021) 21 L’importo indicato è comprensivo di 4 milioni di euro relativi al business termoelettrico. 22 Include il margine operativo lordo adjusted, la variazione del capitale circolante e i proventi (oneri) finanziari netti. 23 L’importo include il pagamento dell’acconto ai sensi dell’art.37 del D.L. n.21/2022 pari a circa 39 milioni, oltreché i versamenti delle imposte dirette. Risultati del periodo 29 Mercato di riferimento Scenario prezzi Scenario prezzi base load (Euro/MWh) FY 2022 2021 Italia PUN (1) 304 125 Tariffa incentivante (ex Certificati verdi) \- Italia 43 109 TTF 121 46 CO2 80 53 Estero Francia 276 109 Germania 235 97 Polonia 207 129 di cui Energia Elettrica 167 87 di cui Certificati d'Origine 40 42 Bulgaria 253 109 Romania 295 141 di cui Energia Elettrica 265 111 di cui Certificato Verde 29 29 Irlanda del Nord 226 136 Gran Bretagna 241 138 Spagna 168 112 Svezia SE4 152 81 (1) Prezzo Unico Nazionale: prezzo di riferimento elettricità Italia Risultati del periodo 30 Quadro Normativo - Incentivi 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 agli 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 Incentivi 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. Il valore dell’incentivo è determinato sulla base di un Contratto per Differenza (CfD) ad 1 via per circa 20 anni; Risultati del periodo 31 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 spe sa media massima sul consumatore finale. 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. Risultati del periodo 32 Aggiornamenti Normativi ed Istituzionali di Rilievo nell’Esercizio UNIONE EUROPEA Commissione Europea - Nuove Linee Guida sugli aiuti di Stato in materia di energia e ambiente. Lo scorso dicembre 2021 la Commissione europea ha approvato nuove linee guida sugli aiuti di Stato all’energia e all’ambiente (CEEAG). Le nuove linee guida si applicheranno a tutte le decisioni di sostegno economico prese dagli Stati Membri a partire da gennaio 2022; è però necessario adeguare gli strumenti di sostegno adottati ai nuovi orientamenti - ove materialmente applicabile - entro il 31 dicembre 2023. Provvedimenti correlati alla crisi energetica e all’aumento dei prezzi di elettricità e gas Pacchetto REPowerEU. A seguito dell’invasione dell’Ucraina da parte della Russia e della conseguente brusca contrazione delle importazioni di gas naturale russo in Europa, nello scorso maggio 2022 la Commissione Europea ha pubblicato la comunicazione “REPowerEU” per rendere l'Europa più resiliente in materia energetica ed indipendente dai combustibili fossili russi ben prima del 2030. Tra le principali misure e azioni proposte per le energie rinnovabili sono inclusi la proposta di innalzamento del target europeo al 2030 dal 40% al 45%, un obiettivo di installato fotovoltaico di 320 GW al 2025 e quasi 600 GW al 2030\. Soprattutto, sono previste Linee guida europee per abbreviare e semplificare le procedure autorizzative sia per gli impianti ad energie rinnovabili che per le infrastrutture di rete, all’interno di “go-to areas” a basso rischio ambientale con tempi autorizzativi dimezzati. Alla comunicazione REPowerEU della Commissione è seguita l’adozione di diversi regolamenti del Consiglio dell’Unione Europea di carattere temporaneo afferenti diversi ambiti del settore energetico. I principali provvedimenti, in ordine cronologico, sono riassunti qui di seguito. Ad agosto 2022 è stato pubblicato il Regolamento (UE) 2022/1369 per coordinare la riduzione della domanda di gas negli Stati membri per la stagione invernale 2022-2023. È previsto un obiettivo volontario di riduzione della domanda di gas del 15%, che si tramuta in obbligatorio in ciascuno Stato membro in caso di dichiarazione di stato di allerta dell'Unione in caso di carenza di gas, ovvero di domanda di gas eccezionalmente elevata. Ad ottobre 2022 è stato pubblicato il Regolamento (UE) 2022/1854 del 6 ottobre 2022 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. Per «ricavi di mercato» si intendono i proventi derivanti dalla vendita e dalla fornitura di energia elettrica, indipendentemente dalla forma contrattuale, includendo quindi i PPA o altri prodotti di copertura finanziaria. Gli Stati membri possono mantenere o introdurre, sotto condizioni specifiche, ulteriori limitazioni dei ricavi mirati a fronteggiare la crisi energetica, ovvero fissare limiti più elevati (i) per le tecnologie con LCOE più elevato o (ii) in caso di rischio di aumento di CO2 e/o diminuzione delle energie rinnovabili. Possono pure scegliere di non applicare il limite per i ricavi da servizi / ridispacciamento e assoggettare alla restituzione il 90% dei ricavi eccedenti. Le tempistiche di calcolo di tali eccedenze sono decise da ciascun Stato membro in base ai tempi di regolamento dello scambio di energia (ad esempio ogni ora) o successivamente. 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. La Commissione è stata incaricata di fornire gli orientamenti agli Stati membri per l’attuazione di tale misura. L’applicazione del limite è prevista dal 1° dicembre 2022 al 30 giugno 2023, con la possibilità di prolungamento e/o modifica dopo opportuna valutazione da parte della Commissione europea (si rimanda alla tabella di sintesi per le specifiche applicazioni nei Paesi in cui ERG opera). A dicembre 2022 è stato pubblicato il Regolamento (UE) 2022/2577 con cui si istituisce un quadro per accelerare la diffusione delle energie rinnovabili. La misura resta in vigore per 18 mesi dal 30 dicembre 2022; se ritenuto opportuno, la Commissione propone di prorogarne la validità. Le misure del Regolamento sono applicabili ai nuovi progetti, tuttavia è facoltà degli Stati membri applicare il Regolamento anche alle procedure di autorizzazione in corso qualora non già concluse alla stessa data. Nel rispetto di alcune condizioni, gli Stati membri possono esentare i progetti da fonti rinnovabili e i relativi progetti di stoccaggio/rete dalle valutazioni di impatto ambientale (VIA) e della protezione delle specie naturali, quando il progetto sia situato in un'area dedicata opportunamente definita dagli Stati membri («area idonea») e che l'area sia stata sottoposta a una valutazione ambientale strategica (VAS). 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. Per fotovoltaico "roof-top" o similare su strutture esistenti non appositamente, la procedura autorizzativa completa non supera i 3 mesi. Tali impianti sono esentati dallo screening VIA o dalla VIA stessa, a determinate condizioni. Nello stesso mese è stato emesso il Regolamento n. 2022/2578 che istituisce un limite dinamico al prezzo del gas naturale. Il meccanismo è applicabile a partire dal 15 febbraio 2023 fino al 1° febbraio 2024. In sintesi, è previsto un price cap dinamico applicabile alla negoziazione di derivati TTF, attivato e disattivato automaticamente al verificarsi di determinate condizioni. Le disposizioni del Regolamento non si applicano a negoziazioni e contratti sui derivati TTF conclusi prima del 1 febbraio 2023; Risultati del periodo 33 Nono pacchetto di sanzioni contro la Russia. Lo scorso dicembre 2022 sono stati pubblicati i Regolamenti (UE) del Consiglio n. 2022/2474, n. 2022/2475 e quello di esecuzione n. 2022/2476, costituenti il cosiddetto “Nono pacchetto di sanzioni”. Sono previste in particolare misure volte a intensificare i controlli e le restrizioni all’esportazione di beni, chiarendo le modalità di liquidazione, il disinvestimento o il ritiro delle attività dalla Russia. Viene pure ampliato il divieto di nuovi investimenti nel settore energetico russo e varato un divieto nel settore minerario, ad eccezione di attività che interessano alcune materie prime essenziali. Vengono modificate le deroghe a discrezione delle autorità competenti nazionali già previste, afferenti fra l’altro l’approvvigionamento e il trasporto di gas naturale. Di seguito uno schema di sintesi con le specifiche misure adottate dagli Stati Membri in ottemperanza del Regolamento (UE) 2022/1854 del 6 ottobre 2022, in base all’attuale comprensione dei testi ad oggi approvati. PAESE Rif. Legge Prezzo limite applicabile ad impianti eolici onshore e FV (price cap) Ricavi (oltre il price cap) da restituire (%) Modalità di calcolo Periodo di applicabilità ITALIA Legge n. 197 del 29 dicembre 2022 (legge di bilancio 2023), 180 €/MWh (mensili) 100% mensile 01/12/22 - 30/06/23 FRANCIA Legge n.1726 del 30 dicembre 2022 (finanze per il 2023) 100 €/MWh 90% da definirsi con decreto 01/12/22 - 31/12/23 GERMANIA Legge del 20 dicembre 2022 sul freno del prezzo dell'elettricità (Strompreisbremsegesetz – StromPBG) Impianti incentivati: tariffa + 30 €/MWh + 6% del prezzo catturato specifico per la tecnologia in Germania Impianti merchant: 130 €/MWh \+ 6% del prezzo catturato specifico per la tecnologia in Germania Impianti che hanno terminato il periodo di incentivazione: 100 €/MWh \+ 6% del prezzo catturato specifico per la tecnologia in Germania 90% mensile 01/12/22 - 30/06/23 POLONIA Legge del 27 ottobre 2022 sulle misure di emergenza per limitare i prezzi dell'energia elettrica, successivamente emendato dalla Legge del 15 dicembre 2022 Ordinanza del Consiglio dei Ministri del 8 novembre 2022 sui metodi di calcolo del prezzo limite, successivamente emendata dall’Ordinanza del Consiglio dei Ministri del 15 dicembre 2022 Impianti con incentivo CfD assegnato tramite in asta: prezzo aggiudicato (specifico per impianto) Impianti merchant: prezzo di riferimento nel sistema d'asta in vigore alla data di calcolo + 50 PLN/MWh 100% giornaliero 01/12/22 - 31/12/23 BULGARIA Legge del del 30 dicembre 2022 sull'attuazione delle disposizioni della legge sul bilancio statale per il 2022 Ordinanza del Consiglio dei Ministri del 11 gennaio 2023 Impianti con incentivo FiP: tariffa FIP (specifico per impianto) Impianti merchant: 350 BGN/MWh su base oraria (ca. 180 €/MWh) 90% per impianti con incentivo FiP 100% per impianti merchant orario 01/12/22 - 31/12/23 Risultati del periodo 34 ITALIA 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, viene confermata la possibilità di sostegno alla produzione elettrica da fonti rinnovabili che, per impianti di capacità superiore a 1 MW, viene realizzato attraverso aste al ribasso, finalizzate all’aggiudicazione di contratti per differenza a due vie e pianificate per almeno un quinquennio. In forte ritardo rispetto alle previsioni di legge, a tutt’oggi tale disposizione non è stata ancora attuata. Per i contingenti non aggiudicati attraverso i bandi previsti dal DM 4/7/2019 (DM FER 1), è prevista l’effettuazione di altre sessioni d’asta oltre il 2021, fino ad esaurimento della capacità disponibile. Vengono introdotte le “Aree idonee” all’installazione di impianti ad energia rinnovabile, intese come aree ad «elevato potenziale» rinnovabile, individuate dalle Regioni tramite Legge regionale sulla base di criteri attuativi definiti dal Governo. Anche in questo caso, in forte ritardo rispetto alle previsioni di legge, le disposizioni correlate non sono state ancora attuate né dalle istituzioni centrali, né dalle Regioni. Sono considerate idonee le aree sede di progetti di repowering qualificati come “non sostanziali” secondo il DL Semplificazioni 2021. in tali aree viene attuata la semplificazione autorizzativa dei progetti di energie rinnovabili, prevedendo pure l’espressione obbligatoria ma non vincolante di Sovraintendenze e Ministero della Cultura per la valutazione di impatto ambientale. Capacity Market Aste 2024 – disposizioni attuative Lo scorso 21 febbraio 2022 si è tenuta l’asta del Mercato della Capacità per l’anno di consegna decorrente a partire dal 1° gennaio 2024\. ERG si è aggiudicata 14 MW della capacità ad asta (Capacità Disponibile in Probabilità) relativa a due progetti di sistemi di accumulo elettrochimico per complessivi 22 MW nell’Area Centro-Sud e Sicilia, rispettivamente da 10 MW (6 MW in CDP) e 12 MW (8 MW in CDP), attualmente in fase autorizzativa con unprezzo di aggiudicazione dell’asta pari a 33,467 k€/MWCDP/anno, per una durata di 15 anni a partire dal 2024. Inoltre, in continuità con gli anni precedenti, il Gruppo è risultato assegnatario di un contratto annuale per l’impianto CCGT di Priolo per una capacità pari a 290 MW di CDP a un prezzo di aggiudicazione pari a 33 k€/MWCDP/anno. Capacity Market 2019 – Periodo di consegna 2023 Lo scorso 1° gennaio 2023 è stato avviato il periodo di consegna per l’anno 2023 concernente l’asta del Capacity Market tenutasi il 6 novembre 2019. In tale occasione, il Gruppo ERG è risultato assegnatario di 340 MW di capacità riferita all’impianto CCGT di Priolo con prezzo di aggiudicazione di 33 k€/MWCDP/anno, in analogia rispetto all’anno 2022. Capacity Market 2019 – Periodo di consegna 2022 Lo scorso 1° gennaio 2022 è stato avviato il periodo di consegna concernente l’asta del Capacity Market tenutasi il 6 novembre 2019. In tale occasione, il Gruppo ERG è risultato assegnatario di 340 MW di capacità riferita all’impianto CCGT di Priolo con prezzo di aggiudicazione di 33 k€/MWCDP/anno. Nel mese di marzo 2022, ARERA ha approvato la delibera con cui modifica la metodologia di calcolo dello strike price, necessaria per via dell’eccezionale volatilità delle quotazioni del gas naturale e delle quote di CO2. Disposizioni per l’erogazione del servizio di trasmissione, distribuzione e dispacciamento per l’energia elettrica prelevata funzionale a consentire la successiva immissione in rete. L’ARERA ha definito le condizioni di erogazione del servizio di trasmissione, distribuzione e dispacciamento dell’energia prelevata e immessa in rete dai sistemi di accumulo e dai servizi ausiliari, a prescindere dalla configurazione impiantistica. La nuova regolazione sarà completata a partire dal 1° gennaio 2024. L’applicazione è su base volontaria, l’operatore a decorrere dal 1° ottobre 2022 può aderire alla nuova regolazione. Approvazione della disciplina sugli sbilanciamenti. L’ARERA, con delibera 523/2021, ha approvato la disciplina degli sbilanciamenti in attuazione del quadro regolatorio europeo. La riforma entra in vigore dal 1° aprile 2022\. Tra le decisioni di maggior rilievo, le aree di prezzo di sbilanciamento che restano per ora coincidenti con la zona di mercato, rimandando più avanti la determinazione di zone “dinamiche”. Viene stabilito un corrispettivo di non arbitraggio macro- zonale per le unità abilitate (UAB), per neutralizzare gli eventuali comportamenti opportunistici, come pure un corrispettivo per il mancato rispetto degli ordini di dispacciamento. Introduzione di una nuova sessione di mercato preliminare a MGP Con la delibera 517/2021 ARERA ha approvato la proposta di Terna di inserire una nuova sessione di mercato, preliminare al Mercato del Giorno Prima, avente ad oggetto lo scambio di riserva terziaria di sostituzione. Tutti gli Utenti del Dispacciamento abilitati a partecipare al MSD devono presentare – ogni giorno dell’anno – offerte per questa sessione di mercato. In caso di partecipazione al Capacity Market, le quantità offerte concorrono a coprire l’obbligo di offerta sul mercato. Scambio dati tra TSO-DSO-Utenti significativi della rete. Con la delibera 540/2021/R/eel ARERA ha stabilito la regolazione di riferimento per lo scambio dati tra Terna- DSO-Significant Grid Users finalizzata a garantire una maggiore osservabilità della generazione su rete MT, tipicamente fotovoltaica. La disciplina di riferimento prevede un contributo forfettario per l’adeguamento degli impianti esistenti avente valore decrescente in funzione delle tempistiche di adeguamento. Massimizzazione della produzione elettrica con combustibili diversi dal gas naturale Al fine di fronteggiare l’eccezionale instabilità del sistema nazionale del gas naturale derivante dalla guerra in Ucraina e di consentire il riempimento degli stoccaggi di gas per l’anno termico 2022-2023, con il Decreto-Legge 25 febbraio 2022 n.14 e l’Atto di Indirizzo del Ministero della Transizione Ecologica del 1° settembre 2022, sono state previste una serie di misure atte a contenere il consumo di gas naturale nel Paese. Sulla base di tali disposizioni, a decorrere dal 19 settembre 2022 è in vigore un programma di massimizzazione della produzione elettrica con combustibili diversi dal gas naturale (carbone, olio combustibile, bioliquidi sostenibili), nell’ambito del quale ARERA e TERNA hanno definito rispettivamente criteri e modalità applicative. Risultati del periodo 35 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. Lo scorso 27 gennaio è stato pubblicato il Decreto-legge n. 4/2022 “sostegni-ter”, convertito in legge con Legge 25/2022 a marzo, che introduce tra l’altro misure per il contenimento degli effetti degli aumenti dei prezzi nel settore elettrico. Uno specifico articolo, poi sostituito da un’analoga disposizione contenuta nel successivo Decreto n. 13/2022 “Anti-frodi”, prevede che a partire dal 1° febbraio 2022 e fino al 31 dicembre 2022, sull’energia elettrica prodotta da alcuni impianti a fonti rinnovabili, sia 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. Con il Decreto-legge n. 176/2022 “aiuti-quater”, pubblicato a dicembre 2022 e convertito in legge a gennaio 2023, sono stati stanziati ulteriori fondi contro il caro-energia. In continuità con i precedenti provvedimenti, le misure riguardano in particolare agevolazioni fiscali per le imprese energivore e gasivore e fondi per il rilancio della produzione nazionale di gas.Per accelerare lo sviluppo delle energie rinnovabili, sono previste disposizioni concernenti la Commissione tecnica PNRR-PNIEC, con la previsione dell’aumento dei membri della Commissione dagli attuali 40 a 70. ARERA Delibera 266/2022 Lo scorso giugno ARERA ha pubblicato la delibera che definisce le modalità operative per l’adempimento al meccanismo di compensazione previsto dal Decreto “Sostegni-ter”. In sintesi, entro il 10 agosto 2022, i produttori interessati alla misura erano tenute a fornire al GSE le informazioni richieste; entro ottobre 2022 è avvenuta la prima regolazione delle partite economiche da parte del GSE relative al periodo febbraio-agosto. Entro la fine del 2022, in presenza di contratti di fornitura, i produttori trasmettono il prezzo medio di cessione dell’energia elettrica. La regolazione a conguaglio delle partite economiche viene effettuata entro maggio 2023 sulla base dei dati a consuntivo. A seguito di una serie di azioni legali intraprese da molteplici operatori di settore contro la Delibera ARERA 266/2022 (oltre 1000), alcune cause “pilota” sono state discusse a novembre 2022 e poi decise dal TAR Lombardia all’inizio di dicembre 2022\. Più precisamente, il TAR Lombardia ha annullato la Delibera ARERA 266/2022 rendendo tuttavia noto -inizialmente- il solo dispositivo (ovvero la decisione, senza le motivazioni) della propria decisione. L’ARERA ha quindi impugnato il dispositivo e richiesto la sospensione dell’esecutività dello stesso; tale richiesta di sospensione è stata accolta con ordinanza dal Consiglio di Stato e, per l’effetto, la Delibera è divenuta nuovamente efficace. In data 9 febbraio 2023 sono state pubblicate le motivazioni della decisione del TAR e il 2 marzo l’Autorità ha conseguentemente deliberato di integrare il suo appello avverso le citate sentenze del TAR Lombardia. . Decreto “Energia” contenente ulteriori misure di contenimento dei costi dell’energia elettrica e del gas naturale e per lo sviluppo delle energie rinnovabili e relativa legge di conversione. Lo scorso 1° marzo è stato pubblicato il Decreto-Legge n.17/2022, anch’esso dedicato al contenimento dei costi dell’energia elettrica e del gas naturale. Il Decreto è stato poi convertito in legge con Legge n. 34/2022. Alcune delle misure previste sono volte a favorire l’accelerazione dello sviluppo delle energie rinnovabili, intervenendo sulla semplificazione, anche procedurale, dell’installazione di tali impianti. Viene ampliata la definizione delle “aree idonee” in attesa dell’emanazione delle leggi regionali che dovranno individuarle, mentre sono incrementate le soglie per considerare il repowering degli impianti eolici come «modifica non sostanziale». Decreto-legge «Ucraina-bis» o «Taglia prezzi» e relativa legge di conversione - Decreto-legge «Aiuti» e relative leggi di conversione. Lo scorso 20 maggio è stata pubblicata sulla Gazzetta Ufficiale la legge di conversione del Decreto-legge n. 21 2022 (detto “Ucraina-bis” o “Taglia Prezzi”), in merito alle “Misure urgenti per contrastare gli effetti economici e umanitari della crisi ucraina”. La legge 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, inizialmente del 10%, 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 tassazione aggiuntiva 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, così come non concorrono al computo le operazioni attive non soggette a IVA per carenza di presupposto territoriale, se e nella misura in cui gli acquisti ad essere afferenti siano territorialmente non rilevanti ai fini dell’IVA. La legge contiene pure alcune disposizioni a favore dello Risultati del periodo 36 sviluppo delle energie rinnovabili. Tra gli interventi sottoposti a dichiarazione di inizio lavori asseverata (DILA), per gli impianti eolici è inclusa la sostituzione del rotore qualora l’aumento della dimensione delle pale sia contenuto entro il 20%. Per gli impianti fotovoltaici a terra, invece sono soggetti a DILA gli interventi che, pur prevedendo la sostituzione di moduli e altri componenti anche con modifica del layout dell'impianto, comportino una variazione dell'altezza massima dal suolo non superiore al 50%. Viene inoltre elevata a 20 MW la soglia oltre cui effettuare il procedimento di valutazione di impatto ambientale (VIA) e quello di screening VIA per alcune tipologie di progetti fotovoltaici. 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; La Direzione Generale del Ministero della Cultura deve stabilire criteri uniformi e oggettivi di valutazione dei progetti rinnovabili. Durante le riunioni della Commissione Tecnica PNRR PNIEC il Ministero della Cultura partecipa ai lavori ma senza diritto di voto. ARERA ha pubblicato sul proprio sito la Delibera 21 giugno 2022, 266/2022/R/eel contenente le disposizioni di dettaglio in ottemperanza all’articolo 15-bis del decreto- legge 27 gennaio 2022, n. 4. Legge annuale per il mercato e la concorrenza. Lo scorso agosto 2022 è stata pubblicata sulla Gazzetta Ufficiale la legge annuale per il mercato e la concorrenza con cui è stata conferita delega al Governo per la semplificazione in materia di fonti energetiche rinnovabili. Il Governo è quindi delegato ad adottare entro 12 mesi dalla data di entrata in vigore della legge, opportuni decreti legislativi in materia di autorizzazione di fonti energetiche rinnovabili, al fine di un riordino del quadro giuridico. 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, fra l’altro, 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. Decreto-legge “milleproroghe”. A fine dicembre 2022 è stato pubblicato il Decreto-Legge n. 198/2022. In particolare, si prevede l’adozione entro il 1° gennaio 2024 dei decreti per la ricognizione dei siti contaminati classificati di interesse nazionale ai fini della bonifica. Per la sospensione delle modifiche unilaterali dei contratti di fornitura di elettricità e gas, si estende al 30 giugno 2023 il divieto di modifica unilaterale, con alcune eccezioni. GME: Bacheca PPA A decorrere dal 26 aprile 2022 è stata avviata la Bacheca sui PPA predisposta dal GME in ottemperanza alle disposizioni di cui al Decreto legislativo n. 199/2021 (art.28). La piattaforma è stata predisposta con lo scopo di promuovere l'incontro tra le parti potenzialmente interessate alla stipula dei contratti di compravendita di energia elettrica da fonti rinnovabili a lungo termine, nonché di consentire l’assolvimento dell’obbligo di registrazione dei predetti contratti conclusi dagli operatori. GERMANIA EEG 2021 La EEG, entrata in vigore nel 2021, delinea il percorso di crescita delle diverse tecnologie rinnovabili fino al 2028 e stabilisce la neutralità climatica entro il 2050\. Dal 2021, il prezzo base per le aste fotovoltaiche per gli impianti non integrati è pari a 59 €/MWh. Dal 2022, è pari alla media delle offerte più alte delle ultime tre aste maggiorata dell’8%. Per l’eolico onshore la base d’asta è aumentata dal 2022 del 2% all’anno, mentre il limite di capacità per gli impianti a terra che partecipano alle aste fotovoltaiche sale da 10 a 20 MW. Per l’anno 2022 il contingente eolico onshore è stato incrementato da 2,9 GW a 4 GW; il contingente fotovoltaico passa da 1,9 GW a quasi 6 GW, di cui 3.600 MW impianti a terra e 2.300 MW impianti roof-top. È inoltre previsto un meccanismo di aggiustamento del contingente per garantire competitività nelle aste. Risultati del periodo 37 Riforma EEG 2023 A fine luglio 2022 è stata pubblicata la riforma EEG approvata dal Governo federale tedesco, nota come “EEG2023”, entrata in vigore a partire dalla data di approvazione, e con alcune modifiche applicabili a partire dal 1° gennaio 2023. 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. Il 15 dicembre 2022 un nuovo emendamento ha 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). 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 sarà applicato alle fonti rinnovabili dal 1° dicembre 2022 al 30 giugno 2023, prorogabile fino al 30 aprile 2024, previa approvazione del Bundestag / Bundesrat. 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. UK GB: provvedimenti per la mitigazione dell’incremento del prezzo dell’energia elettrica e del gas. Il 6 ottobre 2022 Ofgem, l’Autorità inglese per l’energia, ha approvato l’introduzione di un cap pari a 40£/MWh sui costi di bilanciamento del sistema (BSUoS), applicato sino al 31 marzo 2023\. Gli eventuali costi eccedenti saranno addebitati nel periodo maggio/dicembre 2023\. Nel caso in cui si raggiunga il massimo di 250 M£ prima della fine del periodo di applicazione della misura, quest’ultima cesserà di essere applicata in anticipo. GB: decisione sul pagamento degli oneri di bilanciamento (BSuoS) Il 25 aprile 2022, l’Autorità inglese per l’Energia \- Ofgem, ha deciso che a decorrere dal 1° aprile 2023 la tariffa relativa al bilanciamento della rete sarà sostenuta al 100% dalla domanda e pertanto tale onere (BSUoS) non si applicherà più ai produttori. Isola d’Irlanda: decisione sulle limitazioni di rete Con la decisione SEM 22-009, il Regolatore dell’Isola d’Irlanda, SEM Committee, ha stabilito che le limitazioni di rete (curtailments) saranno oggetto di remunerazione a decorrere dal 2024/2025 solo per gli impianti che abbiano una connessione confermata dal TSO (firm connection). In caso di connessione provvisoria (non-firm connection) Al momento non è prevista alcuna remunerazione. Limitazione ai ricavi da vendita di energia elettrica (Electricity generator levy) A fine dicembre 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. In base alla Electricity Generation Levy supplementary note pubblicata a dicembre 2022, la misura è applicata dal 1°gennaio 2023 ad aprile 2028 e 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. E’ però esclusa l’energia elettrica venduta attraverso contratti alle differenze aggiudicati ad asta (CfD) ed i meccanismi di incentivazione quali ROC, 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, 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. FRANCIA Legge Clima e Resilienza Lo scorso 24 agosto 2022 è stata pubblicata la Legge “Clima e Resilienza”. Tra le principali disposizioni riguardanti anche i settori eolico onshore e solare fotovoltaico si registra la regionalizzazione degli obiettivi sulle energie rinnovabili, da definire con apposito decreto. Con altro apposito decreto viene istituita una commissione regionale per l'energia, responsabile dell'elaborazione delle proposte di regionalizzazione e del monitoraggio. Per il settore fotovoltaico, viene esteso l'obbligo per alcuni edifici di integrare sistemi di produzione di energia rinnovabile o di piantumazione su una superficie di almeno il 30% della copertura. Ammissione alle aste di impianti rinnovabili su terreni agricoli Lo scorso maggio 2022 la CRE ha pubblicato le nuove specifiche per l’asta RES, applicabili dal 3° periodo d’asta (ott 2022). È ora prevista la possibilità, sotto alcune condizioni, di partecipazione alle aste di impianti rinnovabili installati su aree agricole incolte da oltre 5 anni o adibite ad allevamento / pastorizia. Per ciascun periodo d’asta, il contingente dedicato a tale fattispecie è limitato a 250 MW, da non intendersi come volume riservato. Durante l’esercizio dell’impianto deve essere redatto un rapporto di monitoraggio agricolo da realizzare ogni 5 anni da parte di un'organizzazione scientifica o tecnica indipendente rispetto all’operatore. Risultati del periodo 38 Sviluppo storage Lo scorso maggio 2022 è stato pubblicato nella Gazzetta Ufficiale francese il Decreto n. 2022-788 in materia di sviluppo delle capacità di accumulo di energia elettrica tramite aste a lungo termine. Questo nuovo sistema, il cui obiettivo è quello di accelerare lo sviluppo degli impianti di accumulo nel Paese al fine di coprire le esigenze di flessibilità dovrà essere implementato dal TSO francese (RTE). Legge di Bilancio 2023 – applicazione di un tetto ai ricavi da energia elettrica. A fine dicembre 2022 è stata pubblicata sulla Legge di bilancio 2023; come nel caso italiano, la Legge include la misura sul «revenue cap» per le tecnologie infra-marginali disciplinata dal Regolamento (UE) 2022/1854\. In particolare, 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. La misura si applica retroattivamente dal 1° luglio 2022 al 31 dicembre 2023, con tre diversi periodi di pagamento delle partite economiche. 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. Sono invece inclusi i ricavi derivanti da contratti infragruppo / intercompany. Fondo di garanzia per Power Purchase Agreement (PPA) con energia rinnovabile. A novembre 2022 è stata annunciata l'attuazione di un fondo di garanzia per stimolare i produttori di elettricità da fonti rinnovabili a concludere PPA a lungo termine. Il fondo di garanzia, a partire dal 2023, garantirà i ricavi dei produttori di energia elettrica in caso di default della controparte. In caso di contratto in mora, l’operatore venderà l’elettricità sul mercato libero e, qualora i prezzi di mercato risultassero superiori al prezzo contrattuale, il produttore di energia rimborserà la differenza al fondo. In caso contrario sarà il fondo a compensare il fornitore di energia. POLONIA Legge per il contenimento dei prezzi dell’elettricità. Lo scorso novembre 2023 il Governo polacco ha adottato la Legge n. 2697 per il contenimento dei prezzi dell’elettricità. La legge definisce il prezzo massimo di vendita dell'energia elettrica ai "clienti idonei" (sia domestici che piccole-medie imprese o associazioni), disciplina le procedure per indennizzare i fornitori di energia per l'applicazione del prezzo massimo a tali clienti e introduce un «cap» temporaneo ai ricavi dei produttori di energia elettrica. Il «revenue cap» sarà 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. Saranno restituiti tutti i ricavi da vendita energia elettrica, che avvengono mediante piattaforme centralizzate o contratti bilaterali, nei mercati dell’energia e del bilanciamento, se superiori ai valori di cap stabiliti per ciascuna specifica tecnologia. La regolazione delle partite economiche avverrà su base giornaliera, la restituzione dei ricavi sarà fatta tramite pagamenti ad uno specifico fondo istituito dal Governo (Price Difference Payment Fund). In base a successivii regolamentii emessi dal Consiglio dei ministri, il cap per impianti che accedono al meccanismo delle aste è fissato pari al rispettivo prezzo aggiudicato nell’asta (indicizzato all’inflazione, come previsto). Per impianti che non accedono al meccanismo delle aste il cap è pari al prezzo di riferimento nel sistema d'asta in vigore alla data di calcolo. 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 (ndr. 357/2022) relative a misure contro l’escalation dei prezzi del gas e dell'elettricità. Nella versione finale, è 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. Lo scorso luglio è stata inoltre pubblicata la legge di approvazione dell'Ordinanza d'urgenza del Governo con cui si è 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 l’Emergency ordinance n. 153 emessa a novembre 2022 e in fase di conversione in legge, il Governo Rumeno 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. Sono esentati dal campo di applicazione della norma gli impianti rinnovabili, a cogenerazione, gli impianti di potenza inferiore a 10 MW indipendentemente dalla tecnologia, nonché gli impianti entrati in produzione dal 1° aprile 2022. Recepimento della direttiva europea 2019/944 per il mercato interno dell’energia elettrica Con l’ordinanza di emergenza n.143/2021 (GEO 143) il governo ha approvato a fine 2021 una serie di emendamenti alla Legge n. 123/2012 dell’elettricità e gas naturale, che entreranno in vigore dal 1° gennaio 2022. In particolare, (i) viene introdotta la possibilità di stipulare contratti di fornitura a lungo termine (PPA) al di fuori del mercato centralizzato OPCOM, (ii) è prevista la parziale abolizione dell’obbligo, in capo ai produttori privati di energia elettrica di vendita di energia su OPCOM e (iii) viene introdotta la possibilità per altri mercati, piattaforme di mercato e broker di offrire i loro servizi sul mercato rumeno. BULGARIA Introduzione di modifiche inerenti il mercato del bilanciamento Con decisione № Ц-44 del 30 dicembre 2021 l’Autorità bulgara per l’energia (EWRC) ha fissato alcuni limiti per la conclusione di operazioni sul mercato dell'energia di bilanciamento in vigore dal 1° gennaio 2022\. Ha inoltre introdotto un emendamento al Regolamento per lo Scambio di Energia Elettrica, volto ad eliminare la possibilità, per i gruppi di bilanciamento, di effettuare il computo degli sbilanciamenti sulla base dell’intero portafoglio. Risultati del periodo 39 Emendamento alla Legge di Bilancio 2023 - Attuazione del Regolamento (UE) 2022/1854 sul tetto ai ricavi da energia elettrica Lo scorso 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. 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. SPAGNA Decreto su Meccanismi di contenimento del costo dell’elettricità Lo scorso maggio 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. Il provvedimento è entrato in vigore il 15 giugno, dopo l’approvazione da parte della Commissione europea e sarà applicato fino al 31 maggio 2023. Gli impianti coinvolti nel provvedimento sono i cicli combinati gas, i termoelettrici a carbone, gli impianti di cogenerazione e quelli per la produzione di energia da rifiuti. La misura prevede la definizione di un prezzo nozionale 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. 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 31/12/2023 e un aggiornamento del sistema di incentivazione per gli impianti rinnovabili, con la possibilità di uscire dal meccanismo per vendere energia attraverso contratti bilaterali. 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. 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. Risultati del periodo 40 Risultati per Paese 1\. I valori 2021 sono riesposti in applicazione del principio contabile IFRS 5 riclassificando i contributi dei business termoelettrico ed idroelettrico alla voce “Risultato netto attività destinate ad essere cedute”. 2\. Includono investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali ed investimenti tramite operazioni di Merger & Acquisition. (milioni di Euro) Ricavi adjusted 2022 2021 (1) ∆ Italia 372 390 (19) Estero 376 200 176 Francia 105 78 27 Germania 96 48 49 UK e Svezia 34 0 34 Spagna 22 0 22 Est Europa 119 74 45 Corporate 34 49 (15) Ricavi infrasettori (33) (38) 5 Totale ricavi adjusted 749 601 148 Margine operativo lordo adjusted Italia 295 308 (13) Estero 267 116 151 Francia 63 45 17 Germania 72 28 44 UK e Svezia 24 (2) 26 Spagna 18 0 18 Est Europa 90 45 45 Corporate (25) (25) 0 Margine operativo lordo adjusted 537 399 138 Ammortamenti e svalutazioni adjusted Italia (127) (124) (4) Estero (98) (74) (24) Francia (46) (37) (9) Germania (28) (22) (6) UK e Svezia (4) (0) (4) Spagna (4) 0 (4) Est Europa (15) (15) (1) Corporate (3) (4) 0 Ammortamenti e svalutazioni adjusted (229) (201) (27) Risultato operativo netto adjusted Italia 167 184 (17) Estero 170 43 127 Francia 16 8 8 Germania 45 6 38 UK e Svezia 19 (2) 22 Spagna 14 0 14 Est Europa 75 31 44 Corporate (28) (29) 1 Risultato operativo netto adjusted 308 198 111 Investimenti (2) Italia 653 18 635 Estero 290 596 (306) Francia 11 220 (209) Germania 1 151 (149) UK 123 123 0 Spagna 100 0 100 Svezia 36 57 (21) Est Europa 20 47 (27) Corporate 3 3 (0) Totale investimenti 946 617 329 Anno Risultati del periodo 41 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 attesi da ciascun parco eolico o solare sono influenzati dalle caratteristiche anemologiche o dall’irraggiamento 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, dalla regolamentazione dei mercati organizzati dell’energia e dalle politiche interne di copertura del portafoglio. ERG opera nel settore della produzione di energia elettrica in Italia, con una potenza installata di 1.265 MW nell’eolico e 175 MW nel solare, in incremento rispetto all’anno precedente rispettivamente di 172 MW e 34 MW a seguito delle acquisizioni effettuate nel corso del terzo trimestre 2022\. (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 2022 la produzione di energia elettrica in Italia risulta pari a 2.312 GWh, di cui 2.062 GWh da fonte eolica e 250 GWh da impianti fotovoltaici, in aumento rispetto al medesimo periodo del 2021 (2.295 GWh di cui 2.078 da fonte eolica e 216 GWh da fonte solare), per effetto del perimetro derivante dagli asset acquisiti nel terzo trimestre e del miglior irraggiamento (+5%), parzialmente compensato da una minore ventosità (-8%) sugli altri asset. (1) rapporto del margine operativo lordo adjusted sui ricavi della gestione caratteristica. I ricavi registrati nel 2022 risultano in diminuzione grazie al contributo delle società solari ed eoliche acquisite nel terzo trimestre 2022, nonché dalle maggiori produzioni fotovoltaiche in Italia, mentre i maggiori prezzi di mercato sono più che compensati dalle coperture effettuate in linea con le risk policy di gruppo e dal minor valore unitario dell’incentivo GRIN (da 109,4 a 42,9 €/MWh). Risultati Operativi 2022 2021 ∆ Potenza installata (MW) (1) 1.440 1.234 206 Eolico 1.265 1.093 172 Solare 175 141 34 Produzioni (GWh) 2.312 2.295 17 Eolico 2.062 2.078 (16) Solare 250 216 33 Load Factor % (2) Eolico 20% 22% -1% Solare 18% 17% 1% Ricavi netti unitari (Euro/MWh) 157 381 (224) Eolico 134 149 (15) Solare 346 335 11 Risultati economici 2022 2021 ∆ (milioni di euro) Ricavi adjusted 372 390 (19) Eolico 284 317 (33) Solare 87 73 14 Margine operativo lordo adjusted 295 308 (13) Eolico 218 243 (25) Solare 77 65 12 Ammortamenti e svalutazioni (127) (124) (4) Eolico (82) (83) 1 Solare (45) (41) (4) Risultato operativo netto adjusted 167 184 (17) Eolico 136 160 (25) Solare 32 24 8 Investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali 653 18 635 Eolico 522 16 506 Solare 131 1 129 Ebitda Margin % (1) 79% 79% 0% Eolico 77% 77% 0% Solare 88% 88% 0% Risultati del periodo 42 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) e delle coperture nonché altre componenti minori, per ERG è stato pari a 134 Euro/MWh in riduzione rispetto al 2021 (149 Euro/MWh nel 2021), per effetto del già citato minor valore dell’incentivo GRIN e delle coperture effettuate. Si specifica che una parte significativa dei volumi del 2021 si è registrato nel quarto trimestre, e quindi caratterizzato da prezzi di mercato molto elevati oltre al già citato maggior prezzo dell’incentivo GRIN. I ricavi netti unitari relativi agli impianti fotovoltaici sono pari a 346 €/MWh (335 €/MWh del 2021) in aumento per effetto dei neoacquisiti parchi solari non oggetto di coperture. Il margine operativo lordo adjusted in Italia nel 2022 è pari a 295 milioni, in riduzione rispetto al 2021 (308 milioni), per le stesse motivazioni relative ai ricavi. Gli ammortamenti del periodo risultano in aumento rispetto al 2021 adjusted a seguito del contributo dei neoacquisiti parchi eolici e fotovoltaici nel corso del 2022 solo parzialmente compensato da minori ammortamenti per il raggiunto termine della vita utile di alcune componenti dei parchi eolici. Investimenti Gli investimenti nel 2022 (653 milioni) si riferiscono principalmente alle acquisizioni di parchi eolici e solari avvenute nel terzo trimestre 2022, all’avvio delle attività di costruzione dell’impianto di Roccapalumba (47 MW) e alle attività di Repowering (193 MW) sugli impianti di Camporeale, Partinico-Monreale, Mineo-Militello e Vizzini oltre alle consuete manutenzioni finalizzate a incrementare ulteriormente l’efficienza degli impianti. Sul solare proseguono le 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 nell’anno”. Eolico ARERA – Valore medio annuo EE per calcolo incentivi A gennaio 2022 ARERA ha pubblicato la delibera n. 26/2022 per la determinazione del prezzo medio di cessione dell’energia elettrica per il 2021, pari a 125,06 €/MWh, ai fini del calcolo dell’incentivo sostitutivo dei Certificati verdi. L’incentivo per il 2022 si riduce pertanto a 42,85 €/MWh, rispetto ai 109,36 €/MWh dell’anno precedente. Con la successiva delibera 27/2023 è stato poi aggiornato a 298,05 €/MWh il prezzo di cessione dell’energia per il calcolo dell’incentivo per l’anno successivo, Tale prezzo porta a zero per il 2023il valore della tariffa incentivante FIP (ex certificati verdi). Aste eolico onshore – fotovoltaico (Gruppo A): pubblicazione delle graduatorie dell’ottava sessione d’asta A maggio 2022 il GSE ha pubblicato la graduatoria dell’ottavo bando delle aste FER ai sensi del DM 4 luglio 2019, indette per allocare la potenza non assegnata nelle aste precedenti e fino ad esaurimento del contingente, come previsto dal DLgs n. 199/2021. La capacità partecipante è stata nettamente inferiore rispetto al contingente disponibile, con prevalenza di impianti fotovoltaici (87% della capacità aggiudicata). A fronte di un contingente disponibile per le aste del Gruppo A (eolico più fotovoltaico) di 2.338 MW, la capacità aggiudicata si è fermata a 307 MW \- suddivisa in 32 progetti fotovoltaici e 3 eolici – con un residuo non utilizzato dell’87%. Visto l’ampio contingente residuo non aggiudicato, l’apertura della nona gara è avvenuta il 31 maggio 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 fissato a 66,5 €/MWh. L’esito è stato pubblicato dal GSE alla fine di settembre 2022. Anche la nona asta è risultata pesantemente sotto- partecipata, con l’aggiudicazione di circa 413 GW su oltre 1.904 GW disponibili, Poco meno di due terzi del totale dei progetti assegnatari è di tipo fotovoltaico, mentre la restante quota è stata aggiudicata dall’eolico onshore. 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 Lo scorso 10 marzo 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 a seguito del ricorso depositato nel mese di dicembre 2022. Risultati del periodo 43 Il Consiglio dei ministri tenutosi alla fine dello scorso luglio 2022 ha approvato, altresì, la valutazione di impatto ambientale di diversi impianti eolici \- per una potenza complessiva di circa 452 MW \- che non avevano ottenuto il Decreto VIA di concerto tra il Ministero della Transizione Ecologica (MiTE) e il Ministero della Cultura (MIC). Tra i progetti approvati è incluso il progetto di repowering nella titolarità di ERG di Motta Volturara in provincia di Foggia. Solare Linee guida per Agrivoltaico A giugno 2022 il Ministero della Transizione Ecologica (MiTE) ha pubblicato le "Linee Guida in materia di Impianti Agrivoltaici". Attraverso il documento, il Ministero chiarisce quali siano le caratteristiche e i requisiti che un impianto fotovoltaico dovrebbe possedere per essere definito agrivoltaico e in quali circostanze sia possibile accedere agli incentivi previsti dal Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR). Per quest’ultima fattispecie, il MiTE ha avviato una consultazione pubblica sulla misura per la concessione dei benefici previsti dallo specifico capitolo per lo “Sviluppo Agrovoltaico" previsto dal PNRR, finalizzato ad incentivare con contributi a fondo perduto fino al 40% la realizzazione di impianti agrovoltaici. 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, con una capacità a fine periodo di 1.504 MW operativi, in particolare in Francia (522 MW), Germania (327 MW), Polonia (142 MW), UK (157 MW), Romania (70 MW), Bulgaria (54 MW) e Svezia (62 MW). Inoltre, ERG opera in Francia e Spagna nel settore della produzione di energia elettrica da fonte solare con 170 MW di potenza installata, di cui 79 MW in Francia con 9 impianti acquisiti tra giugno e ottobre 2021, e 92 MW in Spagna con 2 impianti acquisiti nel mese di gennaio. Rispetto al 2021, la capacità installata risulta incrementata di 320 MW. Francia (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 2022 la produzione di energia elettrica in Francia risulta pari a 1.076 GWh, di cui 982 GWh da fonte eolica e 94 GWh da impianti fotovoltaici, in aumento rispetto al 2021 (889 GWh) per effetto perimetro (+221 GWh) derivante dall’acquisizione degli impianti eolici e solari consolidati tra giungo e ottobre 2021 e dall’entrata in esercizio di due parchi sviluppati internamente. Tale effetto perimetro risulta in parte compensato dalla minore ventosità riscontrata nel periodo. Risultati Operativi 2022 2021 ∆ Potenza installata (MW) (1) 600 581 20 Eolico 522 502 20 Solare 79 79 0 Produzioni (GWh) 1.076 889 187 Eolico 982 865 117 Solare 94 24 70 Load Factor % (2) Eolico 22% 22% 0 Solare 14% 11% n.a. Ricavi netti unitari (Euro/MWh) 98 78 20 Eolico 98 88 10 Solare 96 90 n.a. Risultati del periodo 44 (1) rapporto del margine operativo lordo adjusted sui ricavi della gestione caratteristica. I ricavi registrati nel 2022 risultano in aumento per effetto della variazione di perimetro di cui sopra, in parte compensati dalle minori produzioni riscontrate. I ricavi netti unitari dell’eolico Francia pari a 98 €/MWh risultano aumento rispetto al 2021 (88 €/MWh) grazie agli impianti a mercato a seguito dell’uscita dal periodo di incentivazione, mentre i ricavi netti unitari relativi agli impianti fotovoltaici sono complessivamente pari a 96 €/MWh, in aumento rispetto al 2021 per effetto del diverso mix di produzioni con tariffe differenti. Il margine operativo lordo adjusted in Francia 2022 è pari a 63 milioni, in incremento rispetto al 2021 (45 milioni), per le stesse motivazioni legate ai ricavi. Gli ammortamenti del periodo risultano in aumento rispetto al 2021 adjusted per il contributo dei parchi eolici e solari acquisiti nel corso del secondo semestre 2021\. Investimenti Gli investimenti del 2022 (11 milioni) si riferiscono principalmente alle attività di sviluppo e costruzione di un nuovo parco eolico entrato in esercizio nel mese di giugno (20 MW). Aggiornamenti normativi e regolatori di rilievo nel periodo Si veda anche il capitolo “Aggiornamenti normativi ed istituzionali di rilievo nell’anno”. 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. Modifica schema tariffario 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, 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). Alla fine di dicembre 2022 un ulteriore decreto stabilisce i livelli dei prezzi applicabili quale soglia alla restituzione: nei casi in cui prezzo di mercato è maggiore della tariffa (premio negativo) la restituzione del contributo tariffario avverrà fino al prezzo soglia, ove maggiore della tariffa. Per gli anni 2022-2042 i prezzi soglia sono crescenti dai 44,78€/MWh dell’anno 2022 ai 66.55€/MWh del 2042. Eolico Modifica della disciplina delle aste eoliche onshore relative al periodo 2021-2026 Dopo l’approvazione della Commissione Europea a fine luglio, nell’agosto 2021 la Commissione di Regolazione dell’Energia ha pubblicato la nuova disciplina delle aste eoliche onshore per il periodo Risultati economici 2022 2021 ∆ (milioni di euro) Ricavi adjusted 105 78 27 Eolico 96 76 20 Solare 9 2 7 Margine operativo lordo adjusted 63 45 17 Eolico 58 44 14 Solare 5 1 4 Ammortamenti e svalutazioni (46) (37) (9) Eolico (42) (36) (6) Solare (4) (1) (3) Risultato operativo netto adjusted 16 8 8 Eolico 16 8 8 Solare 1 (0) 1 Investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali 11 220 (209) Eolico 11 145 (135) Solare 0 74 (74) Ebitda Margin % (1) 59% 58% 2% Eolico 60% 58% 2% Solare 55% 0% 55% Risultati del periodo 45 2021-2026. Sono previste 10 sessioni d’asta a partire da novembre 2021 fino al 2026 per oltre 9 GW complessivi, per l’assegnazione di un contratto CfD a due vie di durata ventennale, con prezzo di base (cap) invariato a 70 €/MWh. Il criterio di formazione delle graduatorie non è più basato unicamente sullo sconto offerto ma anche sulla partecipazione o meno locale al progetto (Financement collectif o Gouvernance partagé). Sono ammessi alle aste progetti di rinnovamento di impianti eolici ove vengano rispettate alcune condizioni sull’avvio dei lavori e sui componenti utilizzati. È stata anche introdotta una clausola sull’impronta carbonica lungo il ciclo di vita della turbina. La prima sessione d’asta secondo le nuove procedure è stata a novembre 2021 con un contingente di 700 MW (che poteva essere incrementato fino a 925 MW in caso di adesioni eccedenti tali contingente). Anche in queste procedure è previsto un meccanismo di modulazione del contingente per favorire la competitività dei prezzi aggiudicati nel caso in cui le adesioni non saturino il totale disponibile. Le regole per le aste svolte a partire da dicembre 2022 sono state poi modificate da un Cahier des Charges successivo, pubblicato a novembre 2022 (si veda relativo paragrafo). Pubblicazione esito nona asta eolico onshore 2021 A febbraio 2022 il Ministero della Transizione Ecologica ha pubblicato l’esito della nona asta per l’eolico onshore. A fronte di un contingente di 700 MW, sono stati aggiudicati progetti per una capacità complessiva di 510 MW. Tra questi è compreso il progetto ERG “Moulin du Bois” per un prezzo aggiudicato di 65 €/MWh. Eolico – nuove disposizioni per FIP 2017 A fine aprile 2022 sono stati 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 riservato ai nuovi impianti eolici con un numero massimo di n. 6 turbine di capacità nominale non superiore a 3 MW ciascuna, a condizione 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. Decreto su aree terrestri e marine a “maggior protezione” Ad aprile 2022 è stato pubblicato il decreto 2022/527 che determina le condizioni per il riconoscimento di aree a «maggiore protezione» (ZPF) per le zone terrestri e marine in cui lo sviluppo dei progetti eolici e solari fotovoltaici potrebbe essere impedito. Il riconoscimento di ZPF è automatico per un certo numero di aree terrestri e marittime, quali parchi e riserve nazionali, zone di protezione, riserve biologiche.Negli altri casi, la qualifica di ZPF è definita caso per caso sulla base di criteri oggettivi, attraverso una procedura coordinata a livello regionale e con decisione dei ministri competenti. L'elenco delle aree riconosciute ZPF sarà aggiornato periodicamente per monitorare il raggiungimento degli obiettivi della Strategia nazionale per le aree protette. Cahiers des charges per eolico onshore A novembre 2022 la CRE ha pubblicato il nuovo Cahier des Charges per l'eolico onshore applicabile 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. Solare Modifica della disciplina delle aste FV relative al periodo 2021-2026 Dopo l’approvazione della Commissione Europea a fine luglio 2021, il 6 agosto dello stesso anno la Commissione di Regolazione dell’Energia ha pubblicato la nuova disciplina delle aste FV per il periodo 2021-2026. Sono previste 10 sessioni d’asta a partire da novembre 2021 fino al 2026 di oltre 9 GW complessivi, per l’assegnazione di un contratto CfD a due vie di durata ventennale, con prezzo di base (cap) a 90 €/MWh per tutte le tipologie di impianto FV a terra. La prima sessione d’asta secondo le nuove procedure è stata fissata a dicembre 2021 con un contingente di 700 MW, che può essere incrementato fino a 925 MW in caso di progetti partecipanti eccedenti tali contingenti. Anche in queste procedure è previsto un meccanismo di modulazione del contingente per favorire la competitività dei prezzi aggiudicati nel caso in cui le adesioni non saturino il totale disponibile. A fine marzo 2022 la CRE ha introdotto ulteriori modifiche alla procedura di asta fotovoltaica, riguardanti la definizione delle date per la seconda e terza sessione d’asta 2022, l’Introduzione di ulteriore capacità riservata a progetti inferiori a 5 MW e soprattutto la riduzione del cap price a partire dalla terza sessione (ottobre 2022) da 90 €/MWh a 85 €/MWh. Cahiers des charges per solare 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. Risultati del periodo 46 Germania – Eolico (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 2022 la produzione di energia elettrica in Germania risulta pari a 556 GWh, in aumento rispetto al 2021 (428 GWh) per effetto delle migliori condizioni anemologiche riscontrate nel periodo e del perimetro dei primi nove mesi derivante dall’acquisizione degli impianti eolici consolidati a ottobre 2021 (+80 GWh), oltre che per maggiori prezzi catturati a seguito dei prezzi di mercato superiori alle tariffe incentivate. (1) rapporto del margine operativo lordo adjusted sui ricavi della gestione caratteristica. I ricavi registrati nel 2022 risultano in aumento rispetto al 2021, per le già citate migliori condizioni anemologiche, l’aumento dei prezzi di cessione dell’energia e il perimetro derivante dai parchi acquisiti nel 2021\. I ricavi netti unitari dell’eolico Germania pari a 172 €/MWh risultano fortemente in rialzo rispetto al 2021 (112 €/MWh), in quanto il meccanismo incentivante ha beneficiato dell’incremento dello scenario prezzi di mercato superiore alla soglia minima contrattuale . Il margine operativo lordo adjusted in Germania del 2022 è pari a 72 milioni, in sensibile incremento rispetto al 2021 (28 milioni), per le stesse motivazioni legate ai ricavi. Gli ammortamenti del periodo risultano in aumento rispetto al 2022 a seguito del contributo dei parchi eolici acquisiti nel corso del secondo semestre 2021. Investimenti Gli investimenti nel 2022 si riferiscono ad attività di manutenzione volte a mantenere l’elevata efficienza degli impianti. UK e Svezia – Eolico 24 (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 2022 la produzione di energia elettrica in UK e Svezia risulta pari a 226 GWh e si riferisce principalmente agli impianti eolici sviluppati internamente ed entrati in esercizio a fine 2021 in Nord Irlanda (70 MW), oltre ai primi contributi derivanti dagli impianti entrati in esercizio tra fine ottobre e dicembre in Scozia (86 MW) e Svezia (62 MW). 24 Come già indicato nelle Premesse, il management del Gruppo misura i risultati del Gruppo per le diverse aree geografiche in cui opera. Ai fini del presente Bilancio, in considerazione dei risultati non significativi del parco eolico avviato in Svezia a fine 2022, i risultati della country Svezia sono accorpati in UK. Risultati Operativi 2022 2021 ∆ Potenza installata (MW) (1) 327 327 - Produzioni (GWh) 556 428 129 Load Factor % (2) 19% 17% 2% Ricavi netti unitari (Euro/MWh) 172 112 60 Risultati economici 2022 2021 ∆ (milioni di euro) Ricavi adjusted 96 48 49 Margine operativo lordo adjusted 72 28 44 Ammortamenti e svalutazioni (28) (22) (6) Risultato operativo netto adjusted 45 6 38 Investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali 1 151 (149) Ebitda Margin % (1) 75% 59% 16% Risultati Operativi 2022 2021 ∆ Potenza installata (MW) (1) 219 70 149 Produzioni (GWh) 226 - 226 Load Factor % (2) 33% n.a n.a Ricavi netti unitari (Euro/MWh) 150 n.a n.a Risultati del periodo 47 (1) rapporto del margine operativo lordo adjusted sui ricavi della gestione caratteristica. I ricavi registrati nel 2022 risultano pari a 34 milioni con ricavi netti unitari che si attestano a 150 €/MWh nel 2022, principalmente riconducibili alle vendite in Nord Irlanda effettuate tramite un contratto PPA. Inoltre a partire da fine anno, i ricavi iniziano ad includere le prime vendite in Scozia e Svezia. Il margine operativo lordo adjusted in UK e Svezia nel 2022 si attesta a 24 milioni, per le stesse motivazioni legate ai ricavi. Investimenti Gli investimenti 2022 si riferiscono alle attività di costruzione dei parchi eolici in Scozia per circa 179 MW previsti in entrata in esercizio tra fine 2022 e inizio 2023 e in Svezia per 62 MW entrati in esercizio a fine 2022. Aggiornamenti normativi e regolatori di rilievo nel periodo Si veda anche il capitolo “Aggiornamenti normativi ed istituzionali di rilievo nell’anno”. Spagna- Solare (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 2022 la produzione di energia elettrica in Spagna risulta pari a 171 GWh e si riferisce agli impianti solari acquisiti a gennaio 2022 (92 MW). (1) rapporto del margine operativo lordo adjusted sui ricavi della gestione caratteristica. I ricavi registrati 2022 risultano pari a 22 milioni, con ricavi netti unitari che si attestano a 126 €/MWh in quanto la produzione risulta essere esposta, di fatto, ai prezzi di mercato. Il margine operativo lordo adjusted in Spagna del 2022 si attesta a 18 milioni, per le stesse motivazioni legate ai ricavi. Investimenti Gli investimenti nel 2022 si riferiscono all’acquisizione dei due parchi solari avvenuta a gennaio. Risultati economici 2022 2021 ∆ (milioni di euro) Ricavi adjusted 34 - 34 Margine operativo lordo adjusted 24 (2) 26 Ammortamenti e svalutazioni (4) (0) (4) Risultato operativo netto adjusted 19 (2) 22 Investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali 159 179 (21) Ebitda Margin % (1) 70% n.a n.a Risultati Operativi 2022 2021 ∆ Potenza installata (MW) (1) 92 - 92 Produzioni (GWh) 171 - 171 Load Factor % (2) 21% - 21% Ricavi netti unitari (Euro/MWh) 126 - 126 Risultati economici 2022 2021 ∆ (milioni di euro) Ricavi adjusted 22 - 22 Margine operativo lordo adjusted 18 - 18 Ammortamenti e svalutazioni (4) - (4) Risultato operativo netto adjusted 14 - 14 Investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali 100 - 100 Ebitda Margin % (1) 84% - 84% Risultati del periodo 48 Aggiornamenti normativi e regolatori di rilievo nel periodo Si veda anche il capitolo “Aggiornamenti normativi ed istituzionali di rilievo nell’anno Incremento prezzi a base d’asta 2023 Lo scorso dicembre l'Autorità per l’energia ha aggiornato il prezzo a base d’asta per il 2023 prevedendo un aumento fino al 25% per l'eolico onshore e il fotovoltaico, per tenere conto dell’aumento del costo complessivo degli investimenti. Su tale base, il prezzo-base per l’eolico onshore delle aste 2023 passa da 58,8 €/MWh a 73,5 €/MWh. I prezzi assegnati devono essere poi adeguati secondo la formula (Referenzertrag) che consente di aumentare le tariffe fino al 42% (aumentato rispetto al precedente 35%) per i siti a bassa ventosità. Il 25 gennaio 2023 anche il prezzo a base d’asta per il 2023 per gli impianti fotovoltaici >1MW è stato adeguato a 73,7 €/MWh recependo un incremento del 25% rispetto al prezzo base asta 2022 (59€/MWh). East Europe – Eolico (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 2022 la produzione di energia elettrica in East Europe risulta pari a 615 GWh, in aumento rispetto al 2021 (546 GWh) per effetto delle migliori condizioni anemologiche riscontrate nei primi mesi dell’anno oltre che per l’entrata in esercizio di due parchi eolici sviluppati internamente in Polonia (24,5 MW a giugno e 36 MW a fine ottobre). (1) rapporto del margine operativo lordo adjusted sui ricavi della gestione caratteristica. I ricavi registrati nel 2022 risultano in aumento rispetto all’analogo periodo 2021, per le già citate migliori condizioni anemologiche e per l’aumento dei prezzi di cessione dell’energia. I ricavi netti unitari medi in East Europe, che includono il certificato che si somma al prezzo dell’energia, risultano pari a 169 €/MWh in forte rialzo rispetto al 2021 (119 €/MWh), a seguito dell’incremento di scenario in particolare nei primi nove mesi dell’anno. Si ricorda infatti che a partire dal primo ottobre, le misure (windfall tax) introdotte dal Governo rumeno per contrastare gli elevati prezzi dell’energia prevedono l’obbligo per i nostri impianti a vendere a 450 lei/MWh (circa 90 €/MWh). Il margine operativo lordo adjusted in East Europe nel 2022 è pari a 90 milioni, in forte incremento rispetto al 2021 (45 milioni), per le stesse motivazioni legate ai ricavi. Investimenti Gli investimenti del 2022 si riferiscono alle attività di costruzione di due parchi eolici in Polonia per circa 61 MW, di cui 24,5 entrati in esercizio nel mese di luglio ed i restanti nel mese di ottobre. Risultati Operativi 2022 2021 ∆ Potenza installata (MW) (1) 266 206 61 Produzioni (GWh) 615 546 69 Load Factor % (2) 31% 30% 1% Ricavi netti unitari (Euro/MWh) 169 119 50 Risultati economici 2022 2021 ∆ (milioni di euro) Ricavi adjusted 119 74 45 Margine operativo lordo adjusted 90 45 45 Ammortamenti e svalutazioni (15) (15) (1) Risultato operativo netto adjusted 75 31 44 Investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali 20 47 (27) Ebitda Margin % (1) 76% 62% 15% Risultati del periodo 49 Aggiornamenti normativi e regolatori di rilievo nel periodo Si veda anche il capitolo “Aggiornamenti normativi ed istituzionali di rilievo nell’anno”. 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, attualmente in consultazione, 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 Definizione della quota d’obbligo per l’acquisto dei CV per il 2022 Con l’ordinanza 131/2021 l’Autorità per l’energia ANRE ha definito la quota d’obbligo 2022, pari a 0,5014313 CV/MWh. Approvazione della nuova modalità di settlement degli sbilanciamenti Attraverso la Risoluzione n. 63/2020 l’ANRE ha approvato il programma per l’implementazione del passaggio del periodo rilevante per la valorizzazione degli sbilanciamenti da 1 ora a 15 minuti. L’implementazione della misura è decorsa dal 1°febbraio 2021. 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 periodo regolatorio 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. Definizione valore incentivi periodo regolatorio 1° luglio 2021 – 30 giugno 2022 Il 30 giugno 2021, per il periodo regolatorio 1° luglio 2021 – 30 giugno 2022, l’Autorità nazionale bulgara aveva disposto un innalzamento dei valori dei prezzi di mercato FMP di oltre il 35% che si è tradotto in una riduzione del valore dell’incentivo per gli impianti eolici onshore del Gruppo ERG di quasi il 30%. Alla luce dell’incremento dei prezzi dell’energia (che si discostavano di oltre la soglia del 15% rispetto alla stima di giugno), l’Autorità bulgara ha deciso di rideterminare la stima del prezzo di mercato FMP con la decisione №Ц-2 del 1° gennaio 2022, azzerando così il valore dell’incentivo per i restanti 6 mesi dell’anno (periodo gennaio – giugno 2022). Risultati del periodo 50 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, sicurezza e di business continuity. Per quanto riguarda il rischio credito non esistono posizioni aperte direttamente con controparti di diritto russe e ucraine; si segnala tuttavia che il principale cliente del Gruppo nel Sito di Priolo Gargallo è una società italiana controllata indirettamente da un gruppo russo. A tal proposito negli ultimi mesi è stata riportata dai media la notizia che Litasco ha definito la cessione degli impianti di Priolo al fondo di private equity e asset management cipriota G.O.I. Energy. Sulla base delle informazioni pubblicamente disponibili l'operazione sarebbe soggetta al verificarsi di alcune condizioni sospensive relative, tra l'altro, all'ottenimento delle autorizzazioni da parte di tutte le autorità competenti, incluso il Governo italiano che peraltro con decreto ha definito l’impianto di interesse strategico nazionale al fine di garantire la continuità aziendale degli stabilimenti di Priolo (compresi gli impianti di depurazione). Il closing dell'operazione sarebbe previsto entro la fine di marzo 2023 e nell’ambito di questa transazione, G.O.I. Energy avrebbe concordato accordi esclusivi di fornitura e di offtake a lungo termine con Trafigura (uno dei maggiori commercianti indipendenti di petrolio e prodotti petroliferi al mondo). Tali accordi dovrebbero garantire una fornitura sicura di petrolio alla raffineria e pertanto scongiurare le sanzioni che l’Unione Europea ha stabilito con riferimento al blocco delle importazioni di petrolio via mare dalla Russia che avrebbero potuto comportare un blocco degli impianti nella raffineria di Priolo qualora ISAB non avesse sostituto il grezzo di provenienza russa con importazioni provenienti da divere aree geografiche (tra le conseguenze del blocco vi sarebbe stato il potenziale impatto sui contratti di vendita al sito da parte di ERG Power Generation S.p.A e ERG Power S.r.l). 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, per quanto, in caso di escalation, non sono da escludere possibili rischi di attacchi cyber che indirettamente potrebbero avere impatti sugli impianti del Gruppo. In relazione alla business continuity in merito all’ approvvigionamento di gas, ERG attualmente si approvvigiona su mercato spot e la criticità è principalmente legata all’operatività che è diventata più onerosa sia in termini di prezzi di approvvigionamento disponibili sul mercato che di effort organizzativo. Le tensioni geopolitiche stanno avendo forti impatti sui mercati, sia finanziari che delle commodities, con un forte aumento dei tassi e dei prezzi del gas e dell’energia elettrica, a fronte dei quali non si possono ad oggi escludere ulteriori interventi a livello regolatorio sul settore dell’energia. Si rileva infine un generale aumento dei prezzi di materie prime e prodotti finiti, aggravato dalle tensioni geopolitiche, i cui effetti potranno impattare gli investimenti in progetti in costruzione nel breve/medio termine. I profili di incertezza conseguenti al quadro macroeconomico attuale, con particolare riferimento alla dinamica dei tassi e ad eventuali ulteriori interventi regolatori nel settore dell’energia, potranno impattare sulla determinazione dei valori di recuperabilità degli attivi iscritti nelle immobilizzazioni materiali e immateriali. 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. Risultati del periodo 51 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. Si segnala che, a seguito della dismissione del business Hydro, il Gruppo non sarà più soggetto alla volatilità della disponibilità della risorsa idrica che, nel passato, si è dimostrata più volatile di quella della risorsa eolica e solare. 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 comunitario 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. Risultati del periodo 52 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. 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). Si segnala che, a seguito della cessione del business Hydro, il Gruppo non è peraltro più soggetto alla volatilità della disponibilità di risorse idriche che, in passato, si è rivelata più volatile di quella eolica e solare. 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\. Risultati del periodo 53 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 anch’esse un rialzo; (iii) 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 come conseguenza di spinte inflattive e/o tensioni sui mercati finanziari e delle commodities.. 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 Risultati del periodo 54 prezzi sul mercato finanziario ed è monitorato costantemente; 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; 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) 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 (cd. 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 Risultati del periodo 55 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. • 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. Risultati del periodo 56 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. 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 Risultati del periodo 57 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. 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’approvvisionamento 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; 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; Risultati del periodo 58 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 definito 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). Risultati del periodo 59 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 incidenti”, attuando tutta una serie di misure preventive con l’obiettivo di contenere al minimo il numero di incidenti. Gli sforzi profusi nel corso del 2022 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. In particolare, si sono avuti due infortuni per il personale interno del gruppo in Italia nel Wind&Solar, e sei infortuni a dipendenti di ditte terze nell’ambito delle attività affidate in appalto nei diversi siti del gruppo, di cui uno in Francia, due in UK, due in Germania ed uno in Polonia. Da notare che uno dei due eventi occorsi in Italia è stato di una particolare gravità potenziale, essendosi trattato di una elettrocuzione durante le attività manutenzione straordinaria in una delle nostre sottostazioni. Si evidenzia che nel 2022 non si sono verificati incidenti mortali in linea con gli anni precedenti. er quanto riguarda l’emergenza COVID, abbiamo assistito ad un allentamento delle misure di prevenzione in generale nel contesto esterno al nostro gruppo, sia in Italia che nelle altre country di interesse del gruppo; tuttavia occorre tenere presente che in Italia sono ancora vigenti norme che suggeriscono ai datori di lavoro di mantenere i protocolli di prevenzione, pertanto tuttora nel gruppo ERG vengono ancora mantenute alcune misure di prevenzione. Come gli altri anni, il gruppo ERG ha offerto la possibilità del vaccino antinfluenzale per tutto il proprio personale, circostanza che assume sempre rilevante importanza data la concomitanza di sintomi tra l’annuale influenza stagionale e la malattia Covid 19. Anche nel corso del 2022 è proseguito il progetto pluriennale denominato “Leadership in Safety” su tutto il perimetro del gruppo, mirato a favorire l’adozione di modelli di leadership comportamentale in relazione alle tematiche di Safety da parte dei responsabili operativi e dei loro collaboratori/trici, partendo dal vertice fino ai preposti locali che gestiscono direttamente le attività operative dei lavoratori. Nel 2022 il focus è stato il personale operativo interno, sia in Italia che all’estero (Francia e Germania); nel corso dei workshop sono stati riproposti i modelli di leadership Health&Safety, ribadendo il concetto di fondo del progetto, ovvero l’importanza dei comportamenti individuali come strumento di prevenzione dell’accadimento degli incidenti. 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. Risultati del periodo 60 Sistemi di Gestione e Certificazioni Come ormai prassi consolidata, il gruppo ERG ha adottato come strumenti di miglioramento continuo, sistemi gestione per la sicurezza, l’ambiente e la qualità, coerenti a standard internazionali. In particolare: ERG SpA già nel 2019 ha ottenuto il passaggio della propria certificazione del sistema di gestione della sicurezza, dalla norma OHSAS 18001, allo standard ISO 45001; nel corso del 2022 la certificazione è stata confermata dopo un audit di sorveglianza; ERG Power Generation S.p.A., comprese tutte le società controllate, ha ottenuto in Italia nel luglio 2020 il passaggio allo standard ISO 45001 per la gestione degli aspetti salute e sicurezza. Nel 2022 è stato effettuato un audit di rinnovo triennale del proprio sistema integrato sicurezza, ambiente e qualità con esito positivo; ERG France S.a.r.l. ha ottenuto a febbraio 2022 la certificazione del sistema di gestione integrato sicurezza, ambiente, qualità; ERG Germany Gmbh ha sostenuto nel 2022, con successo, un audit di sorveglianza del proprio sistema sicurezza ed ambiente; ERG UK Holding Ltd ha ottenuto a marzo 2022 la certificazione del sistema di gestione integrato sicurezza ed ambiente. Altro importante obiettivo raggiunto dalla società del gruppo ERG Power S.r.l. nel corso del 2022, è stato la conferma dell’adesione al regolamento EMAS, ai sensi del Regolamento CE 1221/2009 e 2017/1505/UE. L'EMAS (Eco-Management and Audit Scheme), insieme all'adozione di un Sistema di Gestione Ambientale coerente con lo standard internazionale ISO 14001, consente di consolidare una gestione efficace ed efficiente degli aspetti ambientali, basata su un rapporto di fiducia e trasparenza con le istituzioni e con il pubblico e sulla partecipazione attiva dei dipendenti e dei Terzi che operano nei siti operativi. 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 “Nuovo 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 25 . Il Consiglio di Amministrazione, nominato dall’Assemblea degli Azionisti del 26 aprile 2021, è composto da 12 membri – dei quali 6 indipendenti 26 (uno di espressione degli azionisti di minoranza) \- nel rispetto del criterio di equilibrio tra generi 27 ; il mandato allo stesso conferito scadrà alla data dell’Assemblea convocata per l’approvazione del Bilancio al 31 dicembre 2023\. In data 15 settembre 2022, il Consiglio di Amministrazione, in relazione alle dimissioni rassegnate il 9 settembre 2022 da Marco Costaguta dalla carica di Consigliere di Amministrazione di ERG S.p.A. e membro del Comitato Strategico, ha provveduto a nominare, su proposta del Comitato Nomine e Compensi, ai sensi dell’art. 2386 del Codice Civile e dell’art. 15 dello Statuto Sociale, Renato Pizzolla quale nuovo Consigliere non esecutivo della Società e componente del Comitato Strategico. Il Comitato Nomine e Compensi, è composto, in conformità a quanto previsto dal Nuovo 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 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. 25 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 2022 disponibili sul sito internet della Società (www.erg.eu). 26 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 Nuovo Codice. Il Consiglio di Amministrazione, nell’adunanza del 13 ottobre 2022 ha confermato la propria valutazione positiva in merito all’indipendenza dei predetti Consiglieri anche alla luce 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 ai sensi di quanto previsto dall’art. 2, raccomandazione 7, secondo paragrafo, del Nuovo Codice. 27 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. Risultati del periodo 61 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 Nuovo 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 28 . Il Comitato Controllo Rischi e Sostenibilità è composto, in conformità a quanto previsto dal Nuovo Codice, da tre amministratori indipendenti, tutti appartenenti al genere meno rappresentato nel Consiglio di Amministrazione, 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 29 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 Nuovo 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. CAPITALE UMANO In linea con gli obiettivi del nostro Business Plan, anche nel 2022 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 ed 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 2022 ERG conteggia 573 unità 30 (+20 rispetto al 31 dicembre 2021), così suddivise: \- ERG S.p.A. 204 persone in linea con le 205 del 2021; \- ERG Power Generation S.p.A. e le sue controllate 369 persone con un incremento di 21 unità rispetto al 2021 e con un importante continuo lavoro di reskilling, inserimento di giovani talenti e remix qualitativo. 28 Per informazioni di dettaglio si rimanda alla Relazione sulla politica in materia di Remunerazione e sui compensi corrisposti 29 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 Nuovo Codice. 30 In coerenza con il principio contabile IFRS 5, i valori della forza lavoro al 31 dicembre 2022 sono pro formati non considerando il contributo del business termoelettrico (144 FTE) in quanto attività destinata ad essere ceduta. Analogamente i valori relativi al 31 dicembre 2021 non considerano i contributi dei business idroelettrico (113 FTE) ceduto nel mese di gennaio 2022 e termoelettrico (142 FTE). Risultati del periodo 62 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 41,9 anni, in linea rispetto al dato 2021, ed il livello della scolarità registra un’incidenza di diplomati e laureati sul totale della popolazione pari a circa il 96,5% in aumento di 0,5% rispetto al dato 2021. SVILUPPO DEL CAPITALE UMANO La leadership diffusa è il modello di sviluppo manageriale di ERG. Questo significa che la squadra di management è fortemente coinvolta nella valorizzazione del Capitale Umano quale leva di competitività aziendale. Per questo motivo anche nel corso del 2022 lo Human Capital Committee ha mantenuto il proprio fondamentale ruolo nel definire e monitorare i principali programmi e attività di sviluppo risorse umane, supportando l’Executive Vice President e il Chief Executive Officer nelle principali decisioni relative alla gestione del personale. Il Committee ha confermato il proprio ruolo d’indirizzo e controllo in merito alla diffusione ed al rafforzamento della cultura manageriale ed all’implementazione di strategie e strumenti per la loro attuazione; nel 2022 ha particolarmente focalizzato la sua attenzione sul consolidamento dei percorsi di crescita manageriale verso la nomina Manager e Senior Manager con particolare attenzione al personale delle Country estere, sui programmi volti a diffondere una cultura maggiormente inclusiva e capace di valorizzare le diversità oltre al monitoraggio dell’internal reputation di ERG e dell’engagement delle persone. Risultati del periodo 63 Inoltre, in linea con la propria missione, anche nel 2022 il Committee ha dato un impulso fondamentale per lo sviluppo dei processi di: succession planning; career planning; feedback manageriale; piani di reskilling ed upskilling in coerenza con le evoluzioni organizzative a supporto della crescita del business, sia in Italia che all’estero. L’obiettivo è quello di mantenere un sistema integrato di gestione del Capitale Umano in grado di assicurare il continuo adattamento del patrimonio di competenze e conoscenze alle mutevoli condizioni di business, in modo che il patrimonio di risorse a disposizione sia costantemente adeguato alle sfide dettate da una competizione sempre crescente e da uno scenario complesso e mutevole. Nel 2022 ERG ha visto riprendere progressivamente le attività di formazione in presenza, in particolare in ambito manageriale e di sicurezza. L’investimento nelle attività formative è cresciuto rispetto al 2021 (oltre 28.000 ore che hanno coinvolto 97,6% delle persone in forza al 31 dicembre, un incremento dell’1,5% rispetto al 2021). Per quanto concerne la formazione manageriale, sono state realizzate oltre 7.500 ore di formazione. Alle iniziative sullo sviluppo della leadership e della cultura inclusiva, sono stati integrate sessioni dedicate alla learning agility e per supportare le persone nell’evoluzione dell’interpretazione del ruolo richiesta dal nuovo piano strategico. Importante l’investimento sulla sicurezza e sull’aggiornamento delle competenze tecnico -specialistiche, in particolare i percorsi dedicati ai tecnici di manutenzione della Tecnologia Wind. Complessivamente sono state realizzate circa 15.000 ore di formazione con l’obiettivo di mantenere sempre al massimo la capacità operativa dei team di O&M, assicurando al Gruppo un rilevante vantaggio competitivo nella gestione internalizzata dei processi di manutenzione e il consolidamento della cultura della sicurezza. 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. 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. ERG ha già da tempo avviato un processo di integrazione della sostenibilità nell'attività di impresa e nella definizione delle strategie di medio/lungo termine. Nei nostri modelli di incentivazione gli obiettivi di sostenibilità sono parte integrante degli obiettivi: tutti i beneficiari dei sistemi sono remunerati in base al raggiungimento degli obiettivi di Gruppo ed individuali di sostenibilità, definiti in linea con il Piano ESG, che si compongono di quattro sotto-obiettivi collegati ai pilastri di sostenibilità del Piano: Planet, Engagement, People, Governance. Gli obiettivi di sostenibilità di Gruppo nel sistema di breve termine valgono il 20% del totale della remunerazione variabile relativa per il CEO e il 10% per gli altri partecipanti. Risultati del periodo 64 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. 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. Il numero di azioni assegnate è pari a 322.200, le azioni attribuibili a fine piano al CAP, inteso come contemporaneo raggiungimento della Quotazione OutStanding e raggiungimento del CAP dell’obiettivo di sostenibilità, è pari a 708.840. Per maggiori dettagli si rimanda alla Relazione sulla Politica in materia di Remunerazione e sui compensi corrisposti. INDUSTRIAL RELATIONS 2022 Nel corso del 2022 le relazioni con le Organizzazioni Sindacali animate ed improntate da uno spirito di collaborazione, condivisione e trasparenza e forte senso di maturità hanno favorito il raggiungimento di importanti accordi, sia a livello nazionale che locale, contribuendo a far fronte al difficile e complesso momento che sta vivendo il nostro Paese. In particolare, le Parti hanno rinnovato nel mese di luglio il Contratto Collettivo Nazionale di Lavoro del settore elettrico per il triennio 2022-2024 che riguarda circa 60 mila persone e 130 aziende. Un rinnovo contrattuale avvenuto a soli 7 mesi dalla scadenza del contratto precedente, nel segno della responsabilità e con l’obiettivo di supportare il periodo di transizione energetica introducendo importanti ed innovativi elementi normativi (tra i quali pari opportunità, conciliazione vita privata – lavoro, sistema classificatorio, apprendistato e formazione) e disciplinando gli aspetti economici al fine di far fronte al crescente tasso inflazionistico. A livello aziendale, nel mese di ottobre le parti hanno anche rinnovato la parte economica del Premio di Risultato Aziendale e nel corso delle trattative si sono accordate per riconoscere a tutti i dipendenti, in aggiunta alle iniziative previste dallo Stato, un “Bonus Carburante” per un valore di 200 Euro oltre ad un Bonus straordinario di 300 Euro per far fronte all’aumento rilevante del costo della vita. Tale rinnovo ha inoltre confermato il convincimento delle Parti sull’importanza del ruolo e della funzione del salario variabile al fine di assicurare il coinvolgimento dei dipendenti in tutti i processi aziendali e migliorare la produttività. Il confronto tra Azienda e Organizzazioni Sindacali è stato anche accentrato sull’impegno comune di valorizzare “il lavoro agile” nel post pandemia come fondamentale e concreto segno di attenzione verso la comunità in cui l’Azienda opera, sia in termini di sostenibilità ambientale che di responsabilità sociale. Le Parti hanno altresì riconosciuto che il Lavoro Agile, oltre ad essere uno strumento normativo di flessibilità del lavoro, contribuisce a rafforzare la cultura dell’autonomia, dell’innovazione e della fiducia reciproca, valori che caratterizzano il modello manageriale di ERG (ERG Leadership Model). Risultati del periodo 65 Tale comunione di intenti ha permesso alle Parti di definire un Accordo per l’adozione di un sistema di lavoro agile basato sulla fiducia, la tecnologia e l’innovazione e strettamente collegato al processo di trasformazione verso un modello di business sempre più sostenibile. L’Accordo è entrato in vigore nel mese di maggio ed ha validità fino al 31 dicembre 2023\. Con il processo di business transformation attuato negli ultimi anni, ERG ha razionalizzato il proprio portafoglio di business sempre più orientato alla crescita ed allo sviluppo della produzione dall’energia elettrica da fonti rinnovabili eoliche e solari. A sostegno di tale processo di transformation le Parti hanno definito un “Protocollo d’Intesa” sull’evoluzione in termini di sviluppo delle competenze tecniche e delle professionalità delle risorse facenti parte del perimetro Wind & Solar in linea con il nuovo assetto societario del Gruppo e funzionali al raggiungimento degli obiettivi fissati dal Piano Industriale. Le parti attraverso il Protocollo hanno voluto, altresì, favorire azioni focalizzate su uno sviluppo di un’organizzazione del lavoro focalizzata sulla valorizzazione delle professionalità dei dipendenti in ottica di patrimonio professionale ed al contempo efficace ed efficiente nella gestione dei carichi di lavoro. Inoltre, nel mese di dicembre è stato firmato un Accordo con le RSU relativo al personale del sito di Priolo in particolare in materia di Orario di Lavoro (per turnisti e giornalieri, gestione delle attività manutentive durante le fermate ed indennità per agevolare la mobilità sul territorio). Prospetti contabili ed altre informazioni 66 PROSPETTI CONTABILI E ALTRE INFORMAZIONI Prospetti contabili 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 impatti relativi all’applicazione del principio IFRS 9, relativamente alle operazioni di liability management, e degli special items, nonché con la riclassifica del principio IFRS 16. I dati 2022 e 2021 sono stati esposti secondo quanto previsto dall’IFRS 5 con riferimento al processo di cessione del business termoelettrico e della finalizzazione della cessione del business idroelettrico, avvenuta in data 3 gennaio 2022, riclassificando pertanto alla riga “Risultato netto attività destinate ad essere cedute” per il 2022 il risultato del business Termo, e per il 2021 anche il risultato del business Hydro. Si ricorda infine che il presente documento riflette gli impatti economici del consolidamento: \- delle società spagnole acquisite nel corso dell’esercizio a partire dal 1° gennaio 2022; \- degli impianti solari acquisiti da ABN Amro Sustainable Impact PE B.V. (per complessivi 34 MW) a partire dal 1°luglio 2022; \- degli impianti eolici acquisiti da EDP Renewables Italia Holding S.r.l. (per complessivi 172 MW) a partire dal 1°agosto 2022. 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 in funzione e degli impianti solari. (milioni di Euro) Conto Economico 2022 2021 ∆ 2022 2021 ∆ Ricavi 1 714 601 112 749 601 148 Altri proventi 2 13 8 5 12 8 5 Ricavi Totali 727 609 117 761 609 152 Costi per acquisti e variazioni delle rimanenze 3 (15) (6) (9) (15) (6) (9) Costi per servizi e altri costi operativi 4 (157) (159) 2 (160) (157) (3) Costi del lavoro (55) (48) (7) (49) (48) (2) Margine Operativo Lordo 499 397 103 537 399 138 Ammortamenti e svalutazioni immobilizzazioni 5 (279) (228) (50) (229) (201) (27) Risultato operativo netto 221 168 52 308 198 111 Proventi (oneri) finanziari netti 6 (37) (51) 14 (25) (29) 4 Proventi (oneri) da partecipazioni netti 2 1 2 0 0 0 Risultato prima delle imposte 187 118 69 284 169 115 Imposte sul reddito 7 (98) (32) (66) (67) (42) (25) Risultato netto attività continue 89 86 3 216 127 90 Risultato netto attività cedute 8 294 88 206 20 77 (57) Risultato netto di periodo 383 174 209 236 203 33 Risultato di azionisti terzi (4) (2) (3) (4) (2) (3) Risultato netto di Gruppo 379 173 206 232 202 30 Reported Adjusted Prospetti contabili ed altre informazioni 67 I ricavi reported 2022 sono pari a 714 milioni, in significativo aumento rispetto ai 601 milioni del 2021 adjusted principalmente per effetto dei nuovi parchi acquisiti in Spagna e del contributo dei parchi eolici e solari acquisiti nel corso del secondo semestre 2021 in Francia e Germania, oltreché del contributo dei nuovi parchi entrati in operatività nel Regno Unito ed in Francia a fine 2021, delle maggiori produzioni a seguito delle migliori condizioni anemologiche registrate nel periodo, in parte compensati dal decremento del valore unitario dell’incentivo in Italia (da 109,4 a 42,9 €/MWh). Si segnala che i ricavi adjusted non includono gli effetti correlati agli Interventi normativi in materia di contenimento dell’aumento dei prezzi energia (clawback measure and windfall tax), già descritte negli aggiornamenti normativi ed istituzionali, pari a circa 35 milioni. 2 – Altri proventi Gli altri proventi comprendono principalmente i rimborsi assicurativi, gli indennizzi e i recuperi di spese e i contributi in conto esercizio. 3 - Costi per acquisti e variazioni delle rimanenze I costi per acquisti comprendono 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 nel 2022 non includono gli oneri accessori legati ad operazioni straordinarie pari a circa 9 milioni; Gli oneri per canoni di locazione (costi di leasing ai fini IFRS 16) per 12 milioni sono classificati nella presente voce del conto economico riclassificato e considerati nei valori adjusted. 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 ed agli impianti solari. L’incremento del periodo è legato al contributo degli assets eolici e fotovoltaici acquisiti in Italia e all’estero nel corso del 2022, oltreché del pieno contributo dei nuovi parchi entrati in operatività in Regno Unito, Francia e Polonia sviluppati internamente, solo in parte compensati dal raggiunto termine della vita utile di alcune componenti dei parchi eolici. Si precisa che i valori adjusted del 2022 non includono: la svalutazione del valore netto residuo delle immobilizzazioni materiali ed immateriali di parchi eolici del portafoglio Italia, a seguito dell’autorizzazione di un progetto di Repowering ottenute nell’esercizio pari a 20 milioni; la svalutazione del valore netto residuo delle immobilizzazioni materiali ed immateriali di parchi fotovoltaici del portafoglio Italia, a seguito dell’autorizzazione di un progetto di Revamping ottenute nell’esercizio pari a 23 milioni; gli ammortamenti legati all’applicazione del principio contabile IFRS 16, come già commentato alla voce 4. 6 - Proventi (oneri) finanziari netti Gli oneri finanziari netti adjusted 2022 sono stati pari a 25 milioni, in diminuzione rispetto al 2021 adjusted (29 milioni), grazie al pieno contributo delle operazioni di liability management effettuate nel corso del 2021. Il costo medio del debito a medio-lungo termine nel 2022 si è attestato all’1,5% rispetto al 1,7% del 2021 adjusted a seguito dei medesimi effetti sopra descritti. Il rendimento della liquidità è minore di quello del 2021 a causa del peggioramento dei tassi di interesse nel periodo di riferimento. 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 (-3 milioni) relativi al rimborso di tre Corporate Loans avvenuto nel mese di gennaio 2022; oneri finanziari (-3 milioni), legati 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 (-5 milioni), come già commentato alla voce 4. Prospetti contabili ed altre informazioni 68 7 - Imposte sul reddito Le imposte sul reddito reported sono pari a 98 milioni, in sensibile aumento rispetto ai 32 milioni del 2021 adjusted principalmente per effetto di un imponibile superiore per i risultati del periodo, per l’impatto derivante dall’art 37 del D.L. 21 marzo 2022 pari a circa 37 milioni (escludendo l’impatto sul business termoelettrico di 4 milioni, rilevato alla voce “Risultato netto attività destinate ad essere cedute”) e per il contributo straordinario 2023 pari a 19 milioni. Le imposte sul reddito adjusted sono pari a 67 milioni, in aumento rispetto ai 42 milioni del 2021 adjusted principalmente per effetto di un imponibile superiore per i già commentati risultati del periodo. Si precisa che la voce non include i sopracitati impatti derivante dall’art 37 del D.L. 21 marzo 2022 e del Contributo straordinario 2023\. Tali imposte sono state isolate come special item. Il tax rate adjusted del 2022, ottenuto dal rapporto tra le imposte e l’utile ante imposte, è risultato pari al 24% (25% nel 2021 adjusted). 8 - Risultato netto attività destinate ad essere cedute Il risultato netto delle attività destinate ad essere cedute reported comprende nel 2022 il risultato del business termoelettrico riconducibile alla società ERG Power S.r.l. 31 e la plusvalenza netta rilevata a seguito della cessione del nucleo idroelettrico di Terni avvenuta in data 3 gennaio 2022 (pari a circa 324 milioni). Tale importo è stato isolato come special item. Per l’esercizio 2021 la voce comprende anche il risultato della società ERG Hydro S.r.l. (ora Enel Hydro Appennino Centrale S.r.l.) secondo quanto previsto dall’applicazione del principio IFRS 5. Il risultato netto delle attività destinate ad essere cedute adjusted comprende per il 2022 il risultato della società ERG Power S.r.l., pari a 20 milioni; tale importo, rispetto ai dati reported, include gli ammortamenti del periodo e non include l’impatto derivante dall’art 37 del D.L. 21 marzo 2022 pari a circa 4 milioni. 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 2022 non includono gli impatti derivanti dall’applicazione del principio IFRS 16 pari a circa 157 milioni di maggiore indebitamento finanziario netto con contropartita sul Capitale investito netto pari a circa 153 milioni. Si ricorda che, in applicazione dell’IFRS 5 il contributo patrimoniale del business termoelettrico è riclassificato alla voce “Capitale investito netto attività destinate ad essere cedute”. 31 Il risultato del business termoelettrico compreso nelle “Attività destinate ad essere cedute” reported è pari a -30 milioni nel 2022, inclusivo della svalutazione dell’impianto CCGT. Come richiesto dall’IFRS 5 non sono stati contabilizzati gli ammortamenti di ERG Power S.r.l. a partire dalla data di classificazione come attività destinate ad essere cedute (1° febbraio 2022), per un importo pari a 20 milioni (netto imposte), inclusi invece nel risultato del risultato del business termoelettrico adjusted. Stato Patrimoniale riclassificato 31/12/2022 31/12/2021 31/12/2022 31/12/2021 (milioni di Euro) Capitale immobilizzato 1 3.695 3.089 3.540 3.624 Capitale circolante operativo netto 2 97 97 97 177 Fondi per benefici ai dipendenti (4) (4) (4) (5) Altre attività 3 379 434 381 434 Altre passività 4 (657) (549) (657) (623) Capitale investito netto attività continue 3.510 3.066 3.357 3.608 Capitale investito netto attività destinate ad essere cedute 235 683 235 - Capitale investito netto 3.745 3.749 3.592 3.608 Patrimonio netto di Gruppo 2.045 1.559 2.050 1.547 Patrimonio netto di terzi 5 9 10 9 10 Indebitamento finanziario netto Attività Continue 6 1.592 2.250 1.434 2.051 Indebitamento finanziario netto Discontinued Operations 6 98 (69) 98 - Mezzi propri e debiti finanziari 3.745 3.749 3.592 3.608 Reported Adjusted Prospetti contabili ed altre informazioni 69 1\. Capitale immobilizzato La voce “Investimenti” si riferisce principalmente alle attività di sviluppo organico correlate al completamento dei parchi eolici in Regno Unito, Polonia e Svezia per 62 MW, all’avvio delle attività di costruzione in Italia per 47 MW Greenfield e di Repowering sui parchi italiani per circa 193 MW di nuova capacità eolica. La voce “Variazione area di consolidamento” include gli impatti dell’acquisizione dei parchi eolici e fotovoltaici in Italia, consolidati integralmente nel terzo trimestre 2022, l’acquisizione di impianti fotovoltaici in Spagna, consolidati integralmente a partire dal primo trimestre 2022 ed al deconsolidamento della Società ERG Hydro (ora “Enel Appennino Centrale”), ceduta in data 3 gennaio 2022. La voce “Riclassifica IFRS 5” indica gli impatti della riclassifica del capitale immobilizzato del business termoelettrico alla riga Capitale investito netto destinato ad essere ceduto. La riga “Disinvestimenti e altre variazioni” include 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 incentivi, i crediti per vendita di energia elettrica, e i debiti commerciali principalmente riguardanti l’acquisto di energia elettrica, la manutenzione degli impianti eolici ed altri debiti commerciali su investimenti per lo sviluppo dei parchi eolici e solari. 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 autorizzazioni, 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 157 milioni (129 milioni al 31 dicembre 2021). (milioni di Euro) Immateriali Materiali Finanziarie Totale Capitale immobilizzato al 31/12/2021 995 2.048 45 3.089 Investimenti 4 303 6 314 Variazioni area di consolidamento 443 275 1 719 Disinvestimenti e altre variazioni 5 (13) 1 (7) Ammortamenti e Svalutazioni (67) (173) 0 (241) Riclassifica IFRS 5 (0) (194) (12) (206) Variazione IFRS 16 0 28 0 28 Capitale immobilizzato al 31/12/2022 1.380 2.274 40 3.695 Rettifica impatto IFRS 16 0 (155) 0 (155) Capitale immobilizzato adjusted al 31/12/2022 1.380 2.120 40 3.540 Prospetti contabili ed altre informazioni 70 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 ri-bilanciare 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 2022 le fonti di Sustainable Finance, pari a 1.829 milioni di Euro su un totale di fonti finanziarie pari a 2.081 milioni di valore nominale (2.038 milioni di Euro al 31 dicembre 2021 su un totale di fonti finanziarie pari a 2.352 milioni di valore nominale) comprendono: Green Bonds, per complessivi Euro 1.600 milioni (ammontare invariato rispetto al 31 dicembre 2021), destinati al finanziamento e rifinanziamento della costruzione e/o acquisizione di progetti eolici e solari recentemente entrati a far parte del portafoglio del Gruppo; Finanziamenti “Environmental, Social e Governance Linked” senior unsecured a medio lungo termine (“ESG Loans”), per complessivi Euro 150 milioni (pari a Euro 350 milioni al 31 dicembre 2021), che prevedono un meccanismo premiante legato al raggiungimento di un obiettivo in termini di risparmio di emissioni CO2; ESG Linked Project Green Financing, per complessivi Euro 79 milioni, pari ad Euro 88 al 31 dicembre 2021, sottoscritto per tre parchi eolici in Italia di complessivi 154MW di capacità e strutturato nel rispetto dei “Sustainability Linked Loan Principles” emessi dalla Loan Market Association. Tale finanziamento prevede la periodica rilevazione di parametri di sostenibilità, e meccanismi premianti legati al raggiungimento di obiettivi in termini di disponibilità degli impianti e produzione di energia green. La composizione delle fonti di finanziamento mostra una progressiva convergenza verso l’obiettivo di “sustainable funding” pari ad almeno il 90% delle fonti di finanziamento del Gruppo così come delineato nel nuovo piano ESG 2022-2026. Riepilogo indebitamento del Gruppo 31/12/2022 31/12/2021 31/12/2022 31/12/2021 (milioni di Euro) Indebitamento finanziario a medio-lungo termine 1.902 2.196 1.751 2.073 Indebitamento finanziario (disponibilità liquide) a breve termine (311) 53 (317) (22) Totale indebitamento attività continue 1.592 2.250 1.434 2.051 Totale indebitamento Discontinued Operations 98 (69) 98 0 Totale 1.690 2.181 1.533 2.051 Adjusted Reported Traditional Sources 315 M€ 13% Sustainable Sources 2.038 M€ 87% 31.12.2021 Traditional Sources 252 M€ 12% Sustainable Sources 1.829 M€ 88% 31.12.2022 Prospetti contabili ed altre informazioni 71 In aggiunta alle suddette fonti finanziarie funded nel mese di ottobre 2022 la società ERG S.p.A. ha stipulato una ESG-linked Revolving Credit Facility, di durata triennale e con possibilità di estensione fino a ulteriori 2 anni, il cui margine è soggetto a un meccanismo di aggiustamento sulla base del raggiungimento di determinati target ESG (di cui uno environmental e uno relativo alla diversity nella composizione della forza lavoro). Tale facility, il cui ammontare è pari a Euro 600 milioni, risulta interamente disponibile al 31 dicembre 2022. Si riporta nella tabella seguente l’indebitamento finanziario a medio-lungo termine del Gruppo ERG: I “Debiti finanziari a medio-lungo termine”, pari a 1.595 milioni di Euro, si riferiscono principalmente a: passività derivante dal collocamento di tre prestiti obbligazionari rispettivamente di importo pari a 500 milioni (della durata di 6 anni a tasso fisso) e 600 milioni (della durata di 7 anni a tasso fisso) e 500 milioni (della durata di 10 anni a tasso fisso), 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); passività correlate a componenti differite dei corrispettivi di acquisto di assets ed autorizzazioni (2 milioni). I debiti per “Project Financing” pari a 212 milioni di Euro al 31 dicembre 2022 sono relativi a: finanziamenti per 94 milioni di Euro relativi alla società Andromeda PV S.r.l; finanziamenti per 117 milioni di Euro erogati per la costruzione di parchi eolici, rilevati complessivamente al netto degli oneri accessori rilevati contabilmente con il metodo del costo ammortizzato (3 milioni) e dell’effetto della rinegoziazione dei finanziamenti (3 milioni) a seguito dell’applicazione dell’IFRS 9\. Si segnala che nel primo trimestre 2023 sono stati rimborsati i project financing in Polonia per 24 milioni. Indebitamento finanziario a medio-lungo termine 31/12/2022 31/12/2021 (milioni di Euro) Finanziamenti bancari a medio-lungo termine - 249 Debiti finanziari a medio-lungo termine 1.595 1.614 Totale 1.595 1.863 Project Financing e Leasing Finanziari 212 237 Quota corrente Project Financing (55) (27) Project Financing a medio-lungo termine 156 210 Debito finanziario IFRS 16 (a medio-lungo termine) 151 123 Totale indebitamento finanziario MLT Attività Continue 1.902 2.196 Rettifica impatto IFRS 16 (151) (123) Totale indebitamento finanziario adjusted 1.751 2.073 Prospetti contabili ed altre informazioni 72 L’indebitamento finanziario netto a breve è così costituito: (1) 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; - un corporate loan bilaterale con UBI Banca S.p.A. (ora Gruppo Intesasanpaolo) (100 milioni) sottoscritto nel primo semestre 2016, il cui rimborso è previsto nel primo semestre 2023; - un Environmental, Social e Governance senior loan (“ESG Loans”) con Mediobanca S.p.A. (150 milioni) sottoscritto nel primo semestre 2016 e rifinanziato nel quarto trimestre 2021 (prima corporate loan bilaterale). 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) e dell’effetto della rinegoziazione dei finanziamenti (2 milioni) a seguito dell’applicazione dell’IFRS 9. Gli altri debiti finanziari a breve termine comprendono i debiti per leasing finanziari per 16 milioni delle neo acquisite società fotovoltaiche in Italia., i ratei per interessi passivi su Bond e Corporate Loan (10 milioni) e passività correlate a componenti differite dei corrispettivi di acquisto di assets ed autorizzazioni (12 milioni). Le attività finanziarie a breve termine includono impieghi a breve di liquidità per circa 100 milioni, depositi a garanzia dell’operatività su strumenti derivati “futures” circa 11 milioni, le attività derivanti dalla valutazione al fair value degli strumenti derivati a copertura dei tassi di interesse per 69 milioni ed i crediti finanziari su strumenti derivati fisici non di copertura per 34 milioni. Indebitamento finanziario (disponibilità liquide) a breve termine 31/12/2022 31/12/2021 (milioni di Euro) Finanziamenti bancari a breve termine 296 1.305 Altri debiti finanziari a breve termine 38 67 Passività finanziarie a breve termine 334 1.372 Disponibilità liquide (424) (811) Titoli e altri crediti finanziari a breve termine (216) (491) Attività finanziarie a breve termine (639) (1.302) Project Financing a breve termine e Leasing Finanziari 55 27 Disponibilità liquide (68) (50) Project Financing (12) (23) Debito finanziario IFRS 16 (a breve termine) 6 6 Totale indebitamento finanziario BT Attività Continue (311) 53 Totale indebitamento finanziario BT Discontinued Operations 98 (69) Rettifica impatto IFRS 16 (6) (6) Totale indebitamento finanziario adjusted a breve termine (219) (22) Prospetti contabili ed altre informazioni 73 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 precisa che il flusso di cassa relativo al 2021 è rappresentato tenendo conto dei flussi di cassa delle attività destinate ad essere cedute. (2) Attività destinata ad essere ceduta Il Cash Flow operativo del 2022 è positivo per 548 milioni, in aumento di 21 milioni rispetto al 2021 principalmente per i risultati operativi dell’esercizio e le dinamiche puntuali del circolante. Il Cash flow da investimenti del 2022 include l’incasso avvenuto a seguito della cessione del nucleo idroelettrico di Terni (1.265 milioni), gli effetti delle acquisizioni di impianti fotovoltaici operativi in Spagna (100 milioni) ed in Italia (115 milioni), l’acquisizione di impianti eolici operativi in Italia (396 milioni) e in Regno Unito (27 milioni) oltreché gli investimenti del periodo (307 milioni) finalizzati allo sviluppo dei parchi eolici in Regno Unito, Polonia, Francia e Svezia nonché gli sviluppi sui progetti di Repowering e Revamping in Italia. Il Cash flow da gestione finanziaria si riferisce agli interessi maturati nel periodo e agli oneri finanziari sostenuti nell’ambito delle attività di Liability Management. Il Cash flow da Gestione Fiscale si riferisce al versamento delle imposte dirette avvenute nell’esercizio. La voce include inoltre gli acconti del contributo straordinario derivante dall’art.37 del D.L. 21 marzo 2022 pari a circa 39 milioni. 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 dei dividendi distribuiti agli azionisti. (importi in milioni) 2022 2021 (1) Margine operativo lordo adjusted 537 580 Variazione capitale circolante 11 (53) Cash Flow Operativo 548 527 Investimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali (307) (258) Acquisizioni di assets e business combination (638) (389) Incasso cessione ERG Hydro 1.265 - Investimenti immobilizzazioni finanziarie (6) (0) Disinvestimenti e altre variazioni (13) (3) Cash Flow da investimenti/dinvestimenti 301 (651) Proventi (oneri) finanziari (25) (29) Oneri finanziari chiusura finanziamenti (3) (16) Proventi (oneri) da partecipazione netti 0 0 Incasso distribuzione riserve ERG Power (2) 75 - Cash Flow da gestione finanziaria 47 (45) Cash Flow da gestione Fiscale (92) (42) Distribuzione dividendi (139) (114) Altri movimenti di patrimonio netto 26 (288) Cash Flow da Patrimonio Netto (113) (402) Variazione area di consolidamento (69) - Cash Flow Termo (104) - Indebitamento finanziario netto iniziale 2.051 1.439 Variazione netta (519) 612 Indebitamento adjusted totale 1.533 2.051 (+ PFN Termo) (98) - Indebitamento adjusted "Attività continue" 1.434 2.051 Prospetti contabili ed altre informazioni 74 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 adjusted 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 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: o 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; o proventi ed oneri legati ad eventi non caratteristici della normale attività del business, quali gli oneri di ristrutturazione e ambientali; o plusvalenze e minusvalenze legate alla dismissione di asset; o le svalutazioni significative rilevate sugli asset a esito degli impairment test; o i proventi ed i relativi reversal rilevati in applicazione dell’IFRS 9 in relazione alle operazioni di ristrutturazione dei finanziamenti in essere Valori economici adjsuted 2021 Si precisa che come già indicato nelle premesse, a seguito dell’importante processo di trasformazione del portafoglio del Gruppo, al fine di facilitare la comprensione dell’andamento dei due periodi ed in considerazione del nuovo modello pure Wind&Solar, si è proceduto a riesporre i dati comparativi adjusted 2021, indicando nella riga “Risultato netto delle attività destinate ad essere cedute” il contributo del business idroelettrico e termoelettrico in applicazione dell’IFRS 5. 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 2022: il miglioramento del Margine Operativo Lordo nella misura dei canoni di locazione che rientrano nello scope dell’IFRS 16, pari a circa 12 milioni; l’incremento (circa 157 milioni) dell’indebitamento finanziario netto e del capitale investito netto (circa 153 milioni) in relazione all’applicazione del metodo patrimoniale indicato dal Principio; maggiori ammortamenti (7 milioni) e maggiori oneri finanziari (5 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. Prospetti contabili ed altre informazioni 75 Riconciliazione con i risultati economici adjusted MARGINE OPERATIVO LORDO (importi in milioni) Note 2022 2021 Margine operativo lordo Attività continue 499 397 Esclusione Special Items: - Riclassifica IFRS 16 1 (12) (9) Italia - Storno oneri accessori operazioni straordinarie (Progetti Speciali) 2 14 7 - Storno indennità di cessazione carica CEO 3 - 3 - Storno accantonamento Fondo Business Dismessi 4 1 2 - Storno Clawback Measures 5 7 - Estero - Storno Clawback Measures & Windfall tax 5 28 - Margine operativo lordo adjusted 537 399 AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI (importi in milioni) 2022 2021 Ammortamenti e svalutazioni (279) (228) Esclusione Special Items: - Riclassifica IFRS 16 1 7 5 - Storno oneri correlati a Business dismessi 4 0 - - Storno svalutazione Repowering Wind Italia 6 43 22 Ammortamenti adjusted (229) (201) RISULTATO NETTO DI GRUPPO (importi in milioni) 2022 2021 Risultato netto attività continue di Gruppo 89 86 Esclusione Special Items: Riclassifica IFRS 16 1 0 0 Esclusione Oneri accessori operazioni straordinarie 2 11 6 Esclusione indennità di cessazione carica CEO 3 - 2 Esclusione oneri correlati a Business dismessi 4 (2) 1 Esclusione impatto Clawback measures, contributo solidarietà e 25% Extraprofitti 5-7 83 - Esclusione svalutazione Repowering Wind Italia 6 31 16 Esclusione oneri accessori prepayment finanziamenti 8 2 14 Esclusione imposta sostitutiva Solar Italy 9 (1) - Esclusione impatto gains/losses on IFRS 9 10 3 2 Risultato netto attività continue di Gruppo adjusted 216 127 Anno Prospetti contabili ed altre informazioni 76 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 comprensivi anche delle premialità straordinarie riconosciute nel 2022. 3\. Indennità di cessazione carica in conseguenza dell’avvicendamento dell’Amministratore Delegato avvenuto in data 26 aprile 2021. 4\. Accantonamenti correlati a poste straordinarie sui Business dismessi dal Gruppo. 5\. Impatto Clawback Measures & Windfall tax. 6\. 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. 7\. Esclusione degli impatti delle misure urgenti in materia di contenimento degli effetti degli aumenti dei prezzi nel settore elettrico per 83 milioni, già comprensivo (oltre alle predette misure di clawback e windfall tax per 28 milioni) del contributo straordinario previsto dall’art.37 del D.L. 21/2022 per 37 milioni per il perimetro Attività continue e del Contributo Straordinario 2023 per 19 milioni. 8\. Oneri finanziari correlati alla chiusura anticipata di finanziamenti Corporate nell’ambito di attività di Liability Management. 9\. Storno beneficio dell’imposta sostitutiva in ERG Solar Holding. 10\. 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 primo trimestre 2022 di oneri finanziari netti per circa 3 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. Riconciliazione valori adjusted 2021 (milioni di Euro) Conto Economico adjusted FY 2021 ERG Hydro Erg Power FY 2021 restated Ricavi 1.232 (186) (445) 601 Altri ricavi 11 (3) (1) 8 Ricavi totali 1.243 (188) (445) 609 Costi per acquisti (395) 2 387 (6) Variazioni delle rimanenze 0 (0) (0) (0) Costi per servizi e altri costi operativi (197) 25 15 (157) Costi del lavoro (71) 10 14 (48) Margine operativo lordo 580 (151) (30) 399 Ammortamenti e svalutazioni immobilizzazioni (276) 44 31 (201) Risultato operativo 304 (108) 2 198 Proventi (oneri) finanziari netti (29) (0) 0 (29) Proventi (oneri) da partecipazioni netti 0 0 (0) 0 Risultato prima delle imposte 275 (108) 2 169 Imposte sul reddito (72) 31 (1) (42) Risultato netto attività continue 203 (77) 0 127 Risultato netto attività destinate ad essere cedute 0 77 (0) 77 Risultato prima degli interessi di terzi 203 0 0 203 Risultato di azionisti terzi (2) 0 0 (2) Risultato netto di competenza del Gruppo 202 0 0 202 Prospetti contabili ed altre informazioni 77 Di seguito la riconciliazione tra lo schema di Bilancio e gli schemi adjusted esposti e commentati nel presente documento: Conto Economico 2022 Stato patrimoniale riclassificato al 31 dicembre 2022 (milioni di Euro) Schemi di Bilancio Riclassifica impatto IFRS 16 Rettifica impatto IFRS 9 Storno special items Conto economico adjusted Ricavi 714 - - 35 749 Altri proventi 13 - - (0) 12 Ricavi totali 727 - - 35 761 Costi per acquisti e variazioni delle rimanenze (15) - - - (15) Costi per servizi e altri costi operativi (157) (12) - 9 (160) Costi del lavoro (55) - - 5 (49) Margine operativo lordo 499 (12) - 50 537 Ammortamenti e svalutazioni immobilizzazioni (279) 7 - 43 (229) Risultato operativo 221 (5) - 93 308 Proventi (oneri) finanziari netti (37) 5 3 3 (25) Proventi (oneri) da partecipazioni netti 2 - - (2) 0 Risultato prima delle imposte 187 0 3 94 284 Imposte sul reddito (98) - (1) 31 (67) Risultato netto attività continue 89 0 3 125 216 Risultato netto attività destinate ad essere cedute 294 - - (274) 20 Risultato netto di periodo 383 0 3 (150) 236 Risultato di azionisti terzi (4) - - - (4) Risultato netto di competenza del Gruppo 379 0 3 (150) 232 (milioni di Euro) Stato Patrimoniale Reported Rettifica impatto IFRS 16 Stato Patrimoniale Adjusted Immobilizzazioni immateriali 1.380 - 1.380 Immobilizzazioni materiali 2.274 (155) 2.120 Partecipazioni ed altre immobilizzazioni finanziarie 40 - 40 Capitale immobilizzato 3.695 (155) 3.540 Rimanenze 18 - 18 Crediti commerciali 202 - 202 Debiti commerciali (123) - (123) Debiti verso erario per accise (0) - (0) Capitale circolante operativo netto 97 - 97 Fondi per benefici ai dipendenti (4) - (4) Altre attività 379 2 381 Altre passività (657) - (657) Capitale investito netto attività continue 3.510 (153) 3.357 Capitale investito netto attività destinate ad essere cedute 235 - 235 Capitale investito netto 3.745 (153) 3.592 Patrimonio netto Gruppo 2.045 5 2.050 Patrimonio netto di terzi 9 - 9 Indebitamento finanziario a medio-lungo termine 1.592 (157) 1.434 Indebitamento finanziario netto attività destinate ad essere cedute 98 - 98 Mezzi propri e debiti finanziari 3.745 (153) 3.592 Prospetti contabili ed altre informazioni 78 (milioni di Euro) Non current assets Net operating working capital Employee Benefits Other Assets Other Liabilities NET INVESTED CAPITAL Net financial indebtedness IFRS 16 adjustment and others NET INVESTED CAPITAL Net financial indebtedness Authorisations and Concessions 956 956 956 956 Other intangible assets 15 15 15 15 Goodwill 408 408 408 408 Property, plant and equipment 2.120 2.120 2.120 2.120 Right-of-use assets 154 154 154 (154) - Equity investments: 2 2 2 2 Financial assets measured at fair value 33 - - 33 33 Other non-current financial assets 39 39 - 39 - 39 - Deferred tax assets 138 138 138 138 Other non-current assets 54 54 54 54 Non-current assets 3.920 Inventories 18 18 18 18 Trade receivables 202 202 202 202 Other receivables and current assets 82 82 82 2 84 Current tax assets 33 33 33 33 Attività finanziarie valutate al Fair Value 142 72 72 70 72 70 Other current financial assets 211 211 211 Cash and cash equivalents 393 393 393 Current assets 1.081 Assets held for sale 226 TOTAL ASSETS 5.226 Equity attributable to the owners of the parent 2.045 5 Non-controlling interests 9 TOTAL EQUITY 2.055 Employee benefits 4 (4) (4) (4) Deferred tax liabilities 197 (197) (197) (197) Provision for disposed businesses 85 (85) (85) (85) Provisions for dismantling expenses 93 (93) (93) (93) Other non-current provisions 24 (24) (24) (24) Financial liabilities measured at fair value (0) - - (0) - (0) Non-current financial liabilities 1.751 1.751 1.751 Non-current lease liabilities 151 151 (151) - Other non-current liabilities 31 (31) (31) (31) Non-current liabilities 2.336 Other current provisions 39 (39) (39) (39) Trade payables 123 (123) (123) (123) Passività finanziarie valutate al Fair Value 77 (76) (76) 1 (76) 1 Current financial liabilities 390 390 390 Current lease liabilities 6 6 (6) - Other current liabilities 60 (0) (59) (60) (60) Current tax liabilities 52 (52) (52) (52) Current liabilities 746 Liabilities related to assets held for sale 89 TOTAL EQUITY AND LIABILITIES 5.226 Reclassified Balance Sheet 3.695 97 (4) 379 (657) 3.510 1.592 3.357 1.434 REPORTED ADJUSTED Attività Continue Consolidated Financial Statements Prospetti contabili ed altre informazioni 79 Risultati economici, patrimoniali e finanziari ERG S.p.A. Il bilancio d’esercizio di ERG S.p.A. al 31 dicembre 2022 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 Proventi (oneri) finanziari netti La voce include principalmente proventi infragruppo netti (+5 milioni), interessi attivi sulla gestione della liquidità (+2 milioni), oneri su finanziamenti ed obbligazioni emesse (-19 milioni). Sono inoltre inclusi gli effetti degli strumenti derivati di copertura dal rischio fluttuazione dei tassi per circa +1,5 milioni, gli oneri derivanti dalla valutazione al costo ammortizzato dei mutui e dei bond per un importo pari a 2,5 milioni oltre agli oneri sostenuti per il rimborso dei finanziamenti effettuati nel primo trimestre pari a circa 2,9 milioni. Con riferimento agli interessi passivi bancari e su emissioni obbligazionarie i maggiori interessi passivi bancari rispetto al 2021 sono riconducibili principalmente all’effetto dell’emissione del new green bond avvenuta a settembre 2021. Proventi (oneri) da partecipazioni netti La voce include i dividendi distribuiti dalla società controllata ERG Power Generation S.p.A. SITUAZIONE PATRIMONIALE 2022 2021 (milioni di Euro) Ricavi 34,3 38,3 Altri proventi 1,2 1,7 Ricavi Totali 35,5 40,0 Costi per acquisti e variazioni delle rimanenze (0,1) (0,2) Costi per servizi e altri costi operativi (60,9) (61,1) Margine Operativo Lordo (25,6) (21,2) Ammortamenti e svalutazioni immobilizzazioni (3,4) (3,7) Proventi (oneri) finanziari netti (19,0) (9,6) Proventi (oneri) da partecipazioni netti 52,5 50,7 Risultato prima delle imposte 4,5 16,2 Imposte sul reddito 7,1 4,9 Risultato d'esercizio 11,6 21,1 Conto Economico riclassificato Anno 31/12/2022 31/12/2021 (milioni di Euro) Capitale immobilizzato 2.618 2.100 Capitale circolante operativo netto 2 (7) Fondi per benefici ai dipendenti (2) (1) Altre attività 54 116 Altre passività (113) (158) Capitale investito netto 2.560 2.049 Patrimonio netto 1.126 1.189 Indebitamento finanziario netto 1.434 860 Mezzi propri e debiti finanziari 2.560 2.049 Stato Patrimoniale riclassificato Prospetti contabili ed altre informazioni 80 Capitale immobilizzato Il capitale immobilizzato è costituito principalmente dalle immobilizzazioni finanziarie. L’incremento del periodo è dovuto principalmente alla rinuncia di una parte del credito verso società controllata ERG Power Generation, pari a 517 milioni di euro, convertito in un versamento in conto capitale. Indebitamento (disponibilità) finanziario netto L’incremento di 574 milioni rispetto al 31 dicembre 2021 è principalmente legato al significativo decremento dei crediti finanziari correnti legato principalmente alla rinuncia del credito verso società controllata ERG Power Generation solo parzialmente compensato dal decremento di debiti bancari a breve termine. Si riporta nella tabella seguente l’indebitamento finanziario a medio-lungo termine: L’indebitamento finanziario a breve è così costituito: 31/12/2022 31/12/2021 (milioni di Euro) Indebitamento finanziario a medio-lungo termine 1.594 1.847 Indebitamento (disponibilità) finanziario a breve termine (160) (987) TOTALE 1.434 860 Riepilogo indebitamento (disponibilità) netto 31/12/2022 31/12/2021 (milioni di Euro) Debiti verso banche a medio-lungo termine 0 249 Prestito Obbligazionario 1.600 1.600 Altri debiti finanziari a medio-lungo termine (7) (3) Debito finanziario IFRS 16 (a medio-lungo termine) 1 1 TOTALE 1.594 1.847 Indebitamento finanziario a medio-lungo termine 31/12/2022 31/12/2021 (milioni di Euro) Debiti verso banche a breve termine 307 1.314 Altri debiti finanziari a breve termine 0 0 Debito finanziario IFRS 16 (a breve termine) 1 1 Passività finanziarie a breve termine 307 1.314 Disponibilità liquide (282) (728) Titoli e altri crediti finanziari (164) (310) Crediti finanziari verso imprese controllate (22) (1.264) Attività finanziarie a breve termine (468) (2.302) TOTALE (160) (987) Indebitamento (disponibilità) finanziario a breve termine Prospetti contabili ed altre informazioni 81 L’analisi della variazione dell’indebitamento finanziario netto è la seguente: (1) La variazione del circolante è principalmente riconducibile alla movimentazione ai crediti verso società controllate per IRES da consolidamento fiscale. (milioni di Euro) 31/12/2022 31/12/2021 Flusso di cassa da attività di esercizio: Risultato netto d'esercizio 12 21 Ammortamenti 3 4 Variazione circolante e altre attività e passività (1) 8 (13) Totale 23 12 Flusso di cassa da attività di investimento Investimenti netti in immobil. materiali ed immateriali (3) (2) Vaziazione in immobil. finanziarie (519) 257 Aumento di capitale ERG Power Generation 0 0 Totale (522) 255 Flusso di cassa da Patrimonio Netto Dividendi distribuiti (135) (112) Altre variazioni patrimonio 60 16 Totale (75) (96) Variazione indebitamento finanziario netto (574) 171 Indebitamento finanziario netto iniziale 860 1.030 Variazione del periodo 574 (171) Indebitamento finanziario netto finale 1.434 860 Prospetti contabili ed altre informazioni 82 Prospetto di raccordo ai sensi della Comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006 Note gestionali sulle principali società controllate non consolidate, collegate e joint venture 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 - ERG Germany Verwaltungs GmbH - ERG Windpark Aukrug GmbH & Co. KG - ERG Windpark Bischhausen & Co. KG - ERG Windpark Bokel GmbH & Co. KG - ERG Windpark Heyen Gmbh & Co. KG - Creggan Wind Farm Limited in quanto società "dormant" - Longburn WindFarm Ltd in quanto società "dormant" 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 31.12.2022 31.12.2021 2022 2021 1.126.023 1.189.314 11.613 21.126 - Eliminazione profitti infragruppo su rimanenze ed immobilizzazioni (3.154) (2.769) - - - Eliminazione dividendi infragruppo - - (50.000) (50.000) (3.154) (2.769) (50.000) (50.000) - Imposte differite sulle rettifiche di consolidamento - - 594 594 - Differenza tra valore di carico e valore pro quota del Patrimonio Netto 922.839 372.796 - - - Risultati rettificati pro quota conseguiti dalle partecipate 420.890 202.729 - Rilevazione Attività e Passività da aggregazioni aziendali (358) (358) - - 922.481 372.438 420.890 202.729 2.045.350 1.558.983 383.098 174.450 - - (4.158) (1.553) 2.045.350 1.558.983 378.939 172.897 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: Prospetti contabili ed altre informazioni 83 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, Craiggore Energy Limited, Creag Riabhach Wind Farm Ltd, Evishagaran Wind Farm Ltd, Sandy Knowe Wind Farm Limited ed ERG Wind MEI 2-14-1 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: 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. Con riferimento agli adempimenti pubblicitari ai sensi del comma 4 del 2497 bis del codice civile si precisa che SQ Renewabkes S.p.A., la società che esercita limitata attività di direzione e coordinamento, in quanto neocostituita, non ha ancora presentato un bilancio d’esercizio e pertanto non è possibile indicare i relativi dati. 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 nella(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. Prospetti contabili ed altre informazioni 84 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 2022, ai sensi degli artt. 2497 e seguenti del Codice Civile, l’attività di direzione e coordinamento nell’ambito sopra delimitato sono: ERG Power Generation S.p.A. e le seguenti società italiane dalla stessa controllate: ERG Eolica Adriatica S.r.l. ERG Eolica Campania S.p.A. 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 Power S.r.l. ERG Wind Bulgaria S.p.A. Green Vicari S.r.l. ISAB Energy Solare S.r.l. Eolico Troina S.r.l. in liquidazione Andromeda PV S.r.l. ERG Solar Holding S.r.l. Calabria Solar S.r.l. ERG Solar Piemonte 3 S.r.l. Fattoria Solare Futurasun S.r.l. ERG Solar Holding 2 S.r.l. Ginestra S.r.l. Photosun S.r.l. Pvproject S.r.l. Robinia 2 S.r.l. Sesma S.r.l. Six For Power S.r.l. Svs 1 S.r.l. ERG Wind Investments S.r.l. ERG Wind Holdings (Italy) S.r.l. ERG Wind Sardegna S.r.l. ERG Wind 6 S.r.l. ERG Wind Sicilia 3 S.r.l. ERG Wind Sicilia 6 S.r.l. ERG Wind Energy S.r.l. ERG Wind Holding S.r.l. 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. Nel 2022 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 32,3 milioni. Inoltre, ERG S.p.A. gestisce in qualità di consolidante l’IVA di Gruppo e 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 Azioni Proprie Al 31 dicembre 2022, ERG S.p.A. possedeva n. 782.080 azioni proprie pari al 0,520% del 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). Prospetti contabili ed altre informazioni 85 Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio Data Area Geografi ca Settore Fatto di rilievo Comunicato Stampa del 12 gennaio 2023 Scozia 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. Il Gruppo entra nel primo quartile del ranking. Comunicato Stampa del 1 febbraio 2023 Italia Corporate ERG ha comunicato i dati relativi alle azioni in circolazione e al numero dei diritti di voto costituenti il capitale sociale al 1°febbraio 2023. Comunicato Stampa del 9 marzo 2023 Italia Eolico EssilorLuxottica ed ERG firmano un accordo di lungo termine per la fornitura di energia elettrica da fonti rinnovabili in Italia. Evoluzione Prevedibile 86 EVOLUZIONE PREVEDIBILE DELLA GESTIONE Il contesto in cui opera il Gruppo è caratterizzato da estrema volatilità ed incertezza. Lo scenario prezzi delle commodity e dei prezzi dell’elettricità è estremamente volatile ed in netto calo nei primi mesi del 2023 rispetto agli elevati prezzi registrati nel 2022\. Il contesto regolatorio è in continua evoluzione ed incerto, in particolare per quanto riguarda le numerose e non coordinate misure emergenziali che si sono susseguite negli ultimi mesi, sia a livello dei singoli Paesi, sia Europeo. 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, 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) energia 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) le 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 2023 rispetto al 2022, rappresentato al netto della migliore stima degli impatti derivanti dalle misure emergenziali (c.d. claw back measures) previste nei vari Paesi e/o a livello europeo. Si segnala che anche il confronto con l’anno prima è al netto delle suddette misure. Italia Il margine operativo lordo del Wind è previsto in lieve aumento rispetto al 2022 per effetto del pieno contributo derivante dagli asset consolidati a partire dal 1 agosto 2022 (172 MW), dall’entrata in esercizio nel corso dell’anno di due impianti oggetto di Repowering per complessivi 56 MW di nuova capacità aggiuntiva (92 MW al lordo della dismissione dei vecchi impianti) e di un parco di nuova costruzione (47 MW). Tali maggiori risultati saranno in parte compensati dall’azzeramento dell’incentivo GRIN nel 2023 a seguito degli elevati valori del PUN registrati nel 2022. Il margine operativo lordo del Solare è previsto in aumento prevalentemente per effetto del pieno contributo derivante dall’acquisizione di 34 MW avvenuta a luglio 2022\. Si stima per l’esercizio 2023 un Margine Operativo Lordo Wind & Solar Italia in aumento rispetto al 2022. Estero Il margine operativo lordo Wind è previsto sostanzialmente in linea rispetto al 2022 grazie al pieno contributo dei parchi eolici entrati in esercizio progressivamente nel corso del 2022 in UK (86 MW), Svezia (62 MW), Polonia (61 MW) e Francia (20 MW), oltre all’avvio a inizio 2023 del parco in Scozia (92 MW). Tale maggior risultato è in gran parte compensato dal minor prezzo di vendita rispetto a quello catturato nel corso del 2022 in alcune geografie, anche per effetto delle misure di claw-back vigenti dal 1 dicembre 2022. Il margine operativo lordo Solare è previsto in aumento rispetto al 2022 principalmente per effetto del contributo derivante dal parco in corso di acquisizione in Spagna (25 MW). Evoluzione Prevedibile 87 Il Margine Operativo Lordo Wind & Solar all’estero è pertanto atteso in leggera crescita rispetto al 2022. Guidance 2023 Per l’esercizio 2023 a livello di Gruppo si stima un margine operativo lordo nell’intervallo compreso tra 500 e 550 milioni, in lieve incremento rispetto al risultato 2022 al netto dell’impatto delle claw back measures (502 milioni, nettati di 35 milioni di claw back measures). Gli investimenti risultano in un range compreso tra 400 e 500 milioni (946 milioni nel 2022) ed includono il completamento dei parchi entrati in esercizio tra la fine del 2022 e l’inizio del 2023, le attività di costruzione in corso e l’acquisizione di un parco fotovoltaico in Spagna in attesa di closing. L’indebitamento finanziario netto a fine 2023 è atteso nel range tra 1.300 e 1.400 milioni (1.434 milioni a fine 2022), inclusivo della distribuzione del dividendo ordinario di 1 Euro per azione. Per quanto riguarda il Business termoelettrico, è in corso un processo di vendita degli asset, per tale ragione i risultati relativi non sono inclusi nelle attività continue sopra commentate, e saranno classificati in bilancio nelle discontinued operations. Genova, 14 marzo 2023 per il Consiglio di Amministrazione Il Presidente Edoardo Garrone 88 EXECUTIVE SUMMARY INFORMAZIONI NON FINANZIARIE 89 90 91 PERIMETRO DI RENDICONTAZIONE Il perimetro di rendicontazione delle informazioni di carattere non finanziario riportate nel presente documento è lo stesso del Bilancio Consolidato del Gruppo ERG ed è costituito da ERG S.p.A. e dalle sue controllate consolidate integralmente, con riferimento all’esercizio chiuso il 31 dicembre 2022 (periodo di rendicontazione dal 1° gennaio al 31 dicembre). Si segnala pertanto l’esclusione dell’impianto termoelettrico CCGT dal perimetro di consolidamento: essendo oggetto di cessione, nel Bilancio Consolidato questo impianto è classificato tra le “attività destinate alla vendita” (in base all’applicazione dell’IFRS 5). Tuttavia, per garantire la completezza delle informazioni, nel paragrafo “attività destinate alla vendita” della Dichiarazione Non Finanziaria 2022, pubblicato sul sito www.erg.eu nella sezione sostenibilità, vengono rendicontati in maniera deconsolidata i temi e gli indicatori ESG relativi all'impianto CCGT. IFM INVESTORS CON IL FONDO “NET ZERO” INVESTE IN ERG IFM Investors (in qualità di gestore del fondo IFM Net Zero Infrastructure Fund – anche IFM NZIF), e San Quirico a giugno del 2022 hanno siglato una partnership di lungo termine riguardante ERG SPA: le rispettive società collegate hanno acquisito una partecipazione iniziale del 35% in una nuova holding, San Quirico Renewables, che, a sua volta, detiene circa il 62,5% di ERG. San Quirico continua a mantenere il controllo di ERG. L’investimento da parte di IFM NZIF è superiore a 1 miliardo di Euro e include un’opzione per ulteriori 500 milioni di Euro di capitale a supporto della crescita di ERG, in base agli obiettivi strategici annunciati dalla Società a marzo 2022. La partnership ha lo scopo di consolidare la posizione di leadership di ERG come attore chiave nella transizione energetica in Europa e consentire di sbloccare un ulteriore potenziale di crescita in base agli ambiziosi obiettivi di decarbonizzazione che i governi e le istituzioni stanno stabilendo a livello globale. 92 ERG entra nell’indice FTSE MIB Il 29 Novembre 2022, siamo entrati nel FTSE MIB, il principale indice di riferimento della Borsa di Milano, composto dai 40 titoli più liquidi e scambiati che rappresenta circa l'80% della capitalizzazione del mercato nazionale. Il nostro ingresso nell’indice avviene 25 anni dopo la quotazione in borsa (nel 1997). Questa inclusione premia la nostra strategia industriale e ci incoraggia a continuare il nostro percorso di crescita nelle rinnovabili, per contribuire attivamente alla transizione energetica e alla decarbonizzazione del pianeta. 93 94 I RATING ESG 95 Le certificazioni ESG LA EU GREEN TAXONOMY ERG si è adeguata alla tassonomia europea già a partire dalla DNF2021, in anticipo rispetto alla norma, che prevedeva l’allineamento da quest’anno. Anche per il 2022, seguendo la visione “per tecnologia” utilizzata nella relazione sulla gestione del Bilancio Consolidato, abbiamo condotto un’analisi del Gruppo ERG: attraverso la produzione di elettricità da solare fotovoltaico (punto 4.1 del “Taxonomy report: technical annex - marzo 2020) e da eolico (punto 4.3) contribuiamo all’obiettivo della “mitigazione dei cambiamenti climatici”. Le tecnologie eolica e solare sono green al 100%. 96 LA GOVERNANCE DELLA SOSTENIBILITÀ 97 LE POLICY DI SOSTENIBILITA’ 98 SUSTAINABLE FINANCE Al 31 Dicembre 2022, le fonti di Sustainable Finance, pari a 1.829 milioni di euro, rappresentano l’88% del debito totale (su un totale di fonti finanziarie di 2.083 milioni di euro). Al 2027 il nostro obiettivo è di avere almeno il 90% dei finanziamenti “Green”. Sul nostro sito www.erg.eu alla sezione “Green Financing” è pubblicata l’informativa sull’allocazioni dei proventi relativi a ciascuna delle emissioni dei Green Bond 99 L’ANALISI DI MATERIALITÀ L’analisi di materialità ha l’obiettivo di individuare gli aspetti più rilevanti per l’azienda e i propri stakeholder. Attraverso il monitoraggio delle aspettative degli stakeholder, è possibile comprendere l’evoluzione nel tempo dei temi materiali e identificare gli obiettivi volti alla creazione del valore sostenibile, sia nel breve che nel medio- lungo periodo. Come novità, quest’anno abbiamo affiancato alla “single materiality” (approccio classico che identifica e valuta le tematiche prioritarie per l’azienda e per i suoi principali stakeholder) la double materiality che permette di confrontare gli impatti significativi 32 generati dall’azienda (Impact materiality) con quelli subiti dall’azienda (Financial materiality). 32 attuali o potenziali, nel breve, medio o lungo termine 100 Si può concludere che la Materialità classica è sostanzialmente allineata alla Double Materiality. Planet La nostra strategia di sviluppo è orientata alla crescita nella produzione di energia da fonti rinnovabili (Wind e Solar) e si concentra sulla lotta ai cambiamenti climatici, sulla decarbonizzazione e sulla sostenibilità, seguendo gli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile delle Nazioni Unite (SDGs). 101 I NOSTRI OBIETTIVI DEL PIANO ESG NELL’AREA PLANET 102 Il NOSTRO PERCORSO PER DIVENTARE “NET ZERO AL 2040” Vogliamo diventare “Net Zero” al 2040, con un percorso di decarbonizzazione completo che prevede: entro il 2025, l’asset Rotation del nostro CCGT, la vendita di energia 100% Green, il consumo di energia 100% Green (per impianti e uffici) e l’accompagnamento, secondo un approccio di partnership, dei nostri fornitori più importanti in un percorso di riduzione delle loro emissioni certificato da Science Base Target (SBTi); al 2030, almeno il 70% dei nostri fornitori principali (con fatturato maggiore di 1 milione di euro) dovrà avere un obiettivo di riduzione delle emissioni certificato da SBTi. Questo target salirà al 90% al 2040; LE NOSTRE EMISSIONI 103 Le nostre forniture di Energia Rinnovabile Science Based Target approva gli obiettivi di riduzione carbonica legati al nuovo piano industriale Continuiamo il nostro percorso di decarbonizzazione con la certificazione degli obiettivi di riduzione della nostra impronta carbonica: - Nel 2021, con il nuovo piano industriale, abbiamo ottenuto la certificazione dei target da parte di Science Based Target che ha approvato i nostri obiettivi di riduzione ritenuti in linea per mantenere l'aumento della temperatura globale ben al di sotto dei 2°C. L’impegno di ERG è focalizzato a: \- ridurre il carbon index della nostra produzione del 45% per MWh entro il 2025 rispetto al 2020; \- aumentare la quota di energia da fonti rinnovabili dal 94% del 2020 al 96% nel 2025. - Nel 2022 abbiamo sottomesso i nostri nuovi target di riduzione delle emissioni legati all’obiettivo “Net Zero @2040” e alla data di redazione del presente documento, abbiamo terminato la fase di submission e siamo in attesa di ricevere il risultato finale da parte di Science Based Target. CIRCULAR ECONOMY L’impianto di Partinico Monreale è uno dei nostri impianti oggetto di Repowering nel 2022. Per lo smantellamento dei vecchi aerogeneratori, abbiamo siglato un accordo con Ventos Metodicos che ha previsto: - il riutilizzo del 100% dei Main Components (vendita second-hand market / Spare parts); - il recupero del 100% Acciaio Tralicci (centro di recupero metalli) - la comunicazione sul destino finale di tutti i componenti In sintesi, rispetto all’obiettivo a Piano ESG del recupero del 98% dei materiali, abbiamo recuperato il 100% degli aerogeneratori (attraverso la vendita second-hand market di 18 aerogeneratori e l’utilizzo di 1 aerogeneratore come Spare parts) e il 100% dei tralicci in acciaio (attraverso il centro di recupero dei metalli). 104 ENERGY EFFICIENCY L’efficienza energetica è al centro dell’attenzione nella gestione degli impianti del Gruppo ed è uno degli obiettivi del nostro Piano ESG: nei nostri impianti eolici, forti del nostro approccio industriale, abbiamo internalizzato le attività di Operations & Maintenance (O&M) adottando la logica della manutenzione predittiva. Abbiamo conseguentemente sviluppato un approccio personalizzato alla manutenzione (Condition Based Maintenance ) ed un programma di Life Time Extention che mira ad allungare la vita operativa degli aerogeneratori anche oltre la validità ventennale del certificato rilasciato dal costruttore. 105 106 Engagement Alla base del dialogo con i nostri stakeholder, vi sono principi come legalità, onestà, correttezza, uguaglianza, riservatezza, equità, integrità, trasparenza e responsabilità. Sono gli stessi valori del nostro Codice Etico, che ci ispirano e ci guidano nel confronto con i diversi portatori di interesse e nella realizzazione delle nostre iniziative. I NOSTRI OBIETTIVI DEL PIANO ESG NELL’AREA ENGAGEMENT 107 Le Linea Guida sugli Sharing Benefit 108 PRINCIPALI INIZIATIVE DI ENGAGEMENT 2022 109 RAFFORZAMENTO DELL’ENGAGEMENT CON LE COMUNITÀ LOCALI Noi seguiamo una strategia fondata sulla creazione di valore, riconoscendo che i nostri impianti eolici e solari abbiano un forte impatto positivo sia sull'economia locale che sulla lotta contro i cambiamenti climatici, migliorando la società e la riduzione della dipendenza energetica. Non limitiamo la nostra attività a erogazioni a favore di enti e associazioni che propongono iniziative di interesse, ma lavoriamo anche con le istituzioni e le organizzazioni più rappresentative per condividere il valore delle iniziative con tutta la comunità. 110 LA CONDIVISIONE DEL VALORE PER IL GRUPPO SOCIAL PURPOSE FOR SOLAR REVAMPING Nel 2022 abbiamo avviato il progetto “Social Purpose for Solar Revamping” il cui obiettivo è di attivare un percorso virtuoso di riutilizzo dei pannelli fotovoltaici, ottenuti dai progetti di ammodernamento di alcuni impianti solari e ancora in ottimo stato di efficienza, in progetti a elevato impatto sociale sviluppati con organizzazioni no-profit. Questo progetto ci pone tra le prime aziende a livello internazionale a supportare la transizione energetica attraverso un’azione concreta di economia circolare, gettando le basi per una nuova filiera del riutilizzo dei moduli. 111 People Le nostre persone rappresentano la nostra ricchezza, un “capitale umano” caratterizzato da talenti, competenze e relazioni. Per questo investiamo per un ambiente lavorativo inclusivo, stimolante e produttivo, in cui ognuno possa esprimere le proprie capacità e sviluppare le proprie competenze. GLI OBIETTIVI DEL PIANO ESG NELL’AREA PEOPLE 112 GESTIONE E SVILUPPO DEL CAPITALE UMANO (AA) Il Capitale Umano di ERG si fonda da un lato sullo Sviluppo Organizzativo e dall’altro sul Talent Management che consentono il raggiungimento dei risultati aziendali. Ciclicamente ERG definisce il suo Modello di Leadership per ingaggiare le persone sulle “modalità” di raggiungimento dei risultati: valori, competenze e comportamenti che guidano anche lo sviluppo di carriera nel Gruppo. 113 114 GLI OBIETTIVI ESG NEL SISTEMA MBO 2022 Il sistema di incentivazione è declinato sue due direttrici temporali: breve termine basato su di un approccio Management By Objectives (MBO) e lungo Termine basato sul sistema di Performance Share (LTI). Nei nostri modelli di incentivazione gli obiettivi di sostenibilità sono parte integrante dei due sistemi di incentivazione: tutti i beneficiari sono remunerati in base al raggiungimento degli obiettivi di Gruppo ed individuali di sostenibilità, definiti in linea con il Piano ESG. Di seguito lo schema dell’obiettivo ESG nel sistema MBO 2022 con il dettaglio degli obiettivi identificati e il consuntivo raggiunto Di seguito invece lo schema dei nuovi obiettivi ESG nel sistema MBO 2023: 115 IL GENDER PAY GAP Il pay ratio totale è stato calcolato includendo la retribuzione dei Dirigenti con Responsabilità Strategica e gli operai, mentre Il dettaglio viene fornito per le categorie dove sono presenti le donne (sono esclusi pertanto i Dirigenti con Responsabilità Strategica e gli Operai). Salario minimo in Europa – Gruppo ERG In tutti i nostri pase nei quali assicuriamo ai nostri dipendenti il rispetto del principio del salario minimo adeguato ci impegniamo a garantire un salario dignitoso per un’adeguata qualità di vita. La tabella riporta, il rapporto tra il salario minimo erogato da ERG ed il minimo salariale previsto per legge e/o per Contrattazione Collettiva Nazionale di Lavoro, in ogni Nazione in cui ERG opera. 116 THE POWER OF DIVERSITY In linea con la nostra Policy Diversity & Inclusion, stiamo portano avanti negli anni un percorso che ha progressivamente coinvolto tutte le nostre persone per valorizzarne i talenti, le caratteristiche di ognuno e per creare i presupposti per un ambiente di lavoro sempre più inclusivo, dove ognuno possa essere se stesso e realizzare il proprio potenziale In linea con i nostri obiettivi del Piano ESG, nel 2022 la percentuale di donne tra i key leader ha raggiunto il 18% (verso un target al 2026 >20%) mentre la percentuale dei key leader si è attestata al 20% (verso un target al 2026 >20%). Il percorso Diversity & Inclusion in ERG 117 Upskilling e Reskilling I processi di Upskilling e Reskilling contribuiscono ad accelerare la trasformazione aziendale che sta evolvendo in un nuovo modello di collaborazione “network”, oltre a diventare sempre più una leva per attrarre nuovi talenti. Nel corso del 2022 sono stati generati 38 avvicendamenti individuali di Reskilling e 22 processi di Upskilling ed è previsto un continuo ricorso a questi processi anche nei prossimi anni per affrontare al meglio le nuove sfide che verranno. 118 EMPLOYEES’ WELL-BEING Il modello integrato di welfare è costruito intorno alle persone con lo scopo di assecondare i bisogni dei collaboratori e delle loro famiglie, aiutandoli a vivere bene, in modo tale che all’interno del contesto lavorativo si possano sentire a loro agio, soddisfatti e in salute e in grado di traguardare livelli di performance soddisfacenti sia per l’individuo che per ERG. Erg Academy per la Network Company In ERG la formazione è un’occasione per aggiornare le proprie competenze, approfondire la conoscenza del business e della strategia dell’azienda, scoprire, consolidare e aggiornare la cultura di Gruppo. Con il piano strategico 2022-2026 abbiamo deciso di evolvere verso un vera e propria Academy il nostro modo di “fare formazione” e di estendere oltre alle persone di ERG agli stakeholder di riferimento, in particolare la Next Generation. L’Academy nascerà nel 2023 con l’obiettivo di supportare, con la costruzione delle competenze manageriali e tecnico professionali, l’execution della strategia di Gruppo sia esternamente, coinvolgendo le Next Generation, che internamente, attraverso la crescita delle nostre persone. 119 LA FORMAZIONE LA RICERCA DEI NUOVI TALENTI Il processo di selezione ha permesso l’ingresso nel Gruppo Erg di 75 nuove persone di cui il 52% provenienti da candidature dirette, networking o incontri con ad hoc in Università o Scuole di alta formazione, ed il restante 48% da Head Hunter. Il 33% degli ingressi è stato di genere femminile e l’incidenza del genere femminile sull’incremento di organico è stato del 50% raggiungendo i target prefissati. Inoltre il 33% degli assunti è tra i 26 e 30 anni. 120 HEALTH & SAFETY, ALWAYS Per noi “Health and Safety, always” significa mettere la salute e la sicurezza di chi lavora per noi e con noi al primo posto favorendo una cultura della salute sul posto di lavoro e abilitando la capacità predittiva degli infortuni. 121 Governance I NOSTRI OBIETTIVI DEL PIANO ESG NELL’AREA GOVERNANCE IL CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE Nel 2021 è stato nominato un nuovo Consiglio di Amministrazione del Gruppo che ha visto un abbassamento dell’età media e un aumento della diversità di genere: è composto da 5 donne (42% dei membri) e 7 uomini. 122 ORGANI SOCIALI E COMITATI CONSILIARI 123 COMITATI INTERNI La governance del nostro Gruppo prevede inoltre la presenza di Comitati Interni (comitati non consiliari composti da manager del Gruppo) con funzioni consultive e propositive nei confronti degli Amministratori esecutivi. 124 I SISTEMI DI GESTIONE DEL GRUPPO (AA) I Sistemi di Gestione adottati dal Gruppo ERG sono strutturati in conformità a requisiti di standard internazionali riconosciuti: ISO 14001:2015 (ambiente), ISO 45001:2018 (salute e sicurezza) e ISO 9001:2015 (qualità). A fine 2022: la certificazione ambientale secondo la norma ISO 14001 copre oltre il 86% del nostro installato e circa il 98% delle nostre persone; la certificazione salute e sicurezza secondo la norma ISO 45001 copre oltre il 86% del nostro installato e circa il 98% delle nostre persone; la norma ISO 9001 copre oltre il 69% del nostro installato e circa il 91% delle nostre persone. Lo schema sotto presenta un quadro di dettaglio delle certificazioni possedute dal Gruppo: TAX CONTROL FRAMEWORK – estensione in Francia ERG ha esteso il Tax Control Framework \- il sistema di controllo interno del rischio fiscale, già implementato sia da ERG S.p.A. sia dalle sue controllate italiane - alle sue Società Francesi e sarà operativo dal 1° gennaio 2023, applicato all'anno fiscale 2022\. L’obiettivo è razionalizzare, organizzare, rafforzare e migliorare l'efficacia delle attuali regole e procedure di Tax Governance, riducendo ulteriormente l'esposizione al rischio fiscale. L'estensione del Tax Control Framework alle controllate francesi del Gruppo ERG è coerente sia con la strategia di crescita internazionale sia con i recenti cambiamenti organizzativi che hanno definito nuovi ruoli e responsabilità ed è uno degli obiettivi del Piano ESG raggiunto del 2022\. 125 Proposta del Consiglio di Amministrazione 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 2022 che si chiude con un utile di 11.617.988,94 Euro; deliberare il pagamento agli Azionisti di un dividendo di 1 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, per la parte residua, mediante utilizzo della riserva costituita dagli utili a nuovo; deliberare la messa in pagamento del dividendo a partire dal 24 maggio 2023, previo stacco cedola a partire dal 22 maggio 2023 e record date il 23 maggio 2023. Genova, 14 marzo 2023 per il Consiglio di Amministrazione Il Presidente Edoardo Garrone 12626 2. BILANCIO CONSOLIDATO AL 31 DICEMBRE 2022 ERG S.p.A 1277 Prospetto di Conto Economico (1) (2) (migliaia di Euro) Note 2022 2021 1 713.840 601.407 2 12.678 7.732 3 (15.188) (5.939) 4 (156.792) (150.481) Ricavi Altri proventi Costi per acquisti Costi per servizi e altri costi operativi Perdite per riduzione di valore dicrediti 4 (300) (8.420) Costi del lavoro 5 (54.808) (47.619) MARGINE OPERATIVO LORDO 499.430 396.680 Ammortamenti Attività Immateriali 20 (58.741) (50.110) Ammortamenti Immobili, impianti e macchinari e Attività per diritti d’utilizzo 20 (176.689) (156.184) Ripristini (svalutazioni) di valore 20 (43.185) (22.016) RISULTATO OPERATIVO NETTO 220.814 168.370 Proventi finanziari 36 75.622 167.793 Oneri finanziari 36 (112.195) (218.758) Proventi (oneri) finanziari netti (36.573) (50.964) Proventi (oneri) da partecipazioni valutate al patrimonio netto 23 0 Altri proventi (oneri) da partecipazioni netti 23 (0) 2.294 537 Proventi (oneri) da partecipazioni 2.294 537 RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE 186.535 117.942 Imposte sul reddito 40 (97.569) (31.981) RISULTATO NETTO ATTIVITA' OPERATIVE IN ESERCIZIO 88.966 85.962 Risultato netto attività destinate ad essere cedute 44 294.131 88.488 RISULTATO NETTO DEL PERIODO 383.098 174.450 Risultato di azionisti terzi 29 4.158 1.553 RISULTATO NETTO DI COMPETENZA DEL GRUPPO 378.939 172.897 (Euro) 2022 2021 Utile per azione attività operative base e diluito (3) 0,595 0,577 Utile di Gruppo per azione base e diluito (3) 2,534 1,160 Utile per azione attività destinate ad essere cedute (3) 1,967 0,594 (1) Le note di commento alle singole voci sono parte integrante del presente Bilancio. (2) I dati 2022 e 2021 sono stati esposti secondo quanto previsto dall’IFRS 5 con riferimento alla già avvenuta cessione degli asset idroelettrici e alle attività per la cessione del Business Termoelettrico. Pertanto nella presente documento si è proceduto a rideterminare i dati comparativi 2021 indicando alla riga “Risultato netto attività destinate ad essere cedute” anche il contributo business termoelettrico in applicazione dell’IFRS 5. Si veda quanto indicato nella Sezione VII Attività destinate ad essere cedute. (3) Calcolato sulla base del numero medio di azioni in circolazione del periodo pari a 149.537.920. 12828 Prospetto di conto economico complessivo (1) (migliaia di Euro) Note 2022 2021 Risultato netto del periodo 383.098 174.450 Variazioni che non saranno riclassificate a conto economico Variazione attuariale passività per benefici ai dipendenti 163 190 Imposte sul reddito riferite alla variazione attuariale delle passività per benefici ai dipendenti (46) (53) 13 118 137 Variazioni che saranno riclassificate a conto economico Copertura dei flussi finanziari \- quota efficace della variazione di fair value 360.828 (380.508) Imposte sul reddito riferite alla copertura dei flussi finanziari - quota efficace della variazione di fair value (108.249) 114.152 28 252.580 (266.356) Gestioni estere \- Differenze cambio da conversione (21.260) 5.230 Imposte sul reddito \- Gestioni estere \- Differenze cambio da conversione 4.035 (993) 28 (17.225) 4.237 Altre componenti del risultato complessivo al netto imposte 235.473 (261.982) Risultato netto complessivo del periodo 618.570 (87.531) Risultato netto complessivo del periodo di azionisti terzi 4.158 1.553 Risultato netto complessivo del periodo di Gruppo 614.412 (89.085) (1) Le note di commento alle singole voci sono parte integrante del presente Bilancio. 12929 Prospetto della Situazione patrimoniale – finanziaria (1) (2) (migliaia di Euro) Note 31/12/2022 31/12/2021 ATTIVITA' Autorizzazioni e Concessioni 14 956.240 681.610 Altre attività immateriali 15 15.425 7.452 Avviamento 16 408.045 306.117 Immobili, impianti e macchinari 17 2.120.073 1.921.624 Attività per diritti di utilizzo 18 154.311 126.663 Partecipazioni: 1.688 12.113 \- valutate con il metodo del patrimonio netto - 11.232 \- altre partecipazioni 22 1.688 881 Attività finanziarie valutate al Fair Value 31 33.225 984 Altre attività finanziarie non correnti 24 38.792 33.233 Attività per imposte differite 42 138.242 150.346 Altre attività non correnti 10 53.530 54.488 Attività non correnti 3.919.570 3.294.632 Rimanenze 7 17.603 32.301 Crediti commerciali 6 202.465 320.202 Altri crediti e attività correnti 9 82.147 124.955 Attività per imposte correnti 41 32.998 16.745 Attività finanziarie valutate al Fair Value 31 141.568 154.154 Altre attività finanziarie correnti 32 211.136 424.282 Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 30 392.811 860.352 Attività correnti 1.080.729 1.932.993 Attività destinate ad essere cedute 43 226.086 776.220 TOTALE ATTIVITA' 5.226.385 6.003.844 PATRIMONIO NETTO Capitale Sociale 28 15.032 15.032 Altre Riserve 28 1.213.351 819.569 Utili/(Perdite) a nuovo 28 438.028 551.486 Utile dell'esercizio 28 378.939 172.897 Patrimonio Netto attribuibile ai soci della controllante 2.045.350 1.558.983 Partecipazioni di terzi 29 9.332 9.639 TOTALE PATRIMONIO NETTO 2.054.682 1.568.622 PASSIVITA' Benefici ai dipendenti 13 3.723 4.289 Passività per imposte differite 42 197.262 107.268 Fondo Business Dismessi 25 84.691 74.903 Fondo oneri smantellamento 19 92.613 60.908 Altri fondi non correnti 26 24.401 15.782 Passività finanziarie valutate al Fair Value 35 (0) 44.763 Passività finanziarie non correnti 33 1.751.255 2.064.088 Passività finanziarie non correnti per beni in leasing 34 150.955 122.663 Altre passività non correnti 12 30.989 31.484 Passività non correnti 2.335.888 2.526.148 Altri fondi correnti 26 38.730 51.809 Debiti commerciali 8 123.002 254.374 Passività finanziarie valutate al Fair Value 35 76.644 170.857 Passività finanziarie correnti 33 389.716 1.342.688 Passività finanziarie correnti per beni in leasing 34 6.362 6.282 Altre passività correnti 11 59.628 39.477 Passività per imposte correnti 41 52.311 19.798 Passività correnti 746.394 1.885.284 Passività connesse ad attività destinate ad essere cedute 43 89.421 23.790 TOTALE PASSIVITA' 3.171.703 4.435.222 TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA' 5.226.385 6.003.844 (1) Le note di commento alle singole voci sono parte integrante del presente Bilancio. (2) I dati al 31 dicembre 2022 sono stati esposti secondo quanto previsto dall’IFRS 5 con riferimento alle attività di cessione del Business Termoelettrico. Si veda quanto indicato nella Sezione VII Attività destinate ad essere cedute. 13030 Prospetto dei Flussi Finanziari (1) (2) (migliaia di Euro) Note 2022 2021 FLUSSI FINANZIARI DERIVANTI DALL'ATTIVITA' OPERATIVA: Risultato netto del periodo 383.098 174.450 \- Ammortamenti e svalutazioni delle immobilizzazioni 20 278.615 228.310 -Incremento altri fondi 19-25-26 38.978 18.884 \- Decremento altri fondi 19-25-26 (17.675) (5.126) \- Svalutazione dei crediti ed attività correnti 7 - 8.442 \- Proventi (oneri) da partecipazioni 23 (2.294) (659) \- Variazione dei fondi relativi al personale 13 66 274 Oneri finanziari 36 36.573 51.052 Imposte sul reddito 40-41 97.569 31.980 Altre variazioni di elementi non monetari 28 (198.570) (91.936) 616.360 415.671 \- Variazione delle altre attività e passività di esercizio: \- Variazione delle rimanenze 7 (679) 167 \- Variazione dei crediti commerciali 6 100.772 (120.928) \- Variazione dei debiti commerciali 8 (89.153) 120.214 \- Variazione netta di altri crediti/debiti e di altre attività/passività 9-10-11-12 1.623 (96.925) \- Variazione fair value derivati di copertura su commodities con manifestazione monetaria 37-38 (34.549) (321.038) Pagamento imposte 40-41 (91.854) (38.010) (113.840) (456.520) FLUSSI FINANZIARI DERIVANTI DALL'ATTIVITA' OPERATIVA IN ESERCIZIO (A) 502.520 (40.849) FLUSSI FINANZIARI DERIVANTI DALL' ATTIVITA' OPERATIVA DESTINATA AD ESSERE CEDUTA 43 (43.594) 217.916 458.926 177.067 14-15 17 (4.120) (3.914) 24 (929) - 14-15-16-18 (36.315) (14.081) 22 2.417 1.230 44 1.264.826 - 24-31 (5.852) 8.320 31-32 257.149 (419.765) 45 (392.232) (19.247) FLUSSI FINANZIARI DERIVANTI DALL'ATTIVITA' OPERATIVA FLUSSI FINANZIARI DA ATTIVITA' DI INVESTIMENTO: Acquisizione di attività immateriali Acquisizioni di immobili, impianti e macchinari Acquisizioni di partecipazioni e altre attività finanziarie non correnti Variazione netta altri incrementi/decrementi delle immobilizzazioni Variazione netta metodo di consolidamento partecipazioni Incasso cessione ERG Hydro Disinvestimenti di partecipazioni e altre attività finanziarie non correnti Variazione delle altre attività finanziarie correnti Variazione Area di Consolidamento per business combination Variazione Area di Consolidamento per acquisizione assets 45 (23.467) (31.612) FLUSSI FINANZIARI DA ATTIVITA' DI INVESTIMENTO IN ESERCIZIO (B) 754.429 (702.058) FLUSSI FINANZIARI DA ATTIVITA' DI INVESTIMENTO DESTINATE AD ESSERE CEDUTE 43 4.407 (31.761) FLUSSI FINANZIARI DA ATTIVITA' DI INVESTIMENTO 758.836 (733.820) FLUSSI FINANZIARI DA ATTIVITA' DI FINANZIAMENTO: Emissione Green Bond 33 - 500.000 Rimborsi di finanziamenti non correnti 33 (350.218) (312.042) Variazione netta delle passività finanziarie correnti verso banche 33 (1.000.134) 760.251 Variazione delle altre passività finanziarie correnti 33 (194.705) (195.212) Interessi pagati 36 (29.146) (32.399) Chiusura anticipata finanziamenti 36 (2.900) 344.992 Dividendi corrisposti ad azionisti 28-29 (139.050) (113.633) Pagamento delle passività finanziarie per i beni in leasing 34 (8.337) (4.139) FLUSSI FINANZIARI DA ATTIVITA' DI FINANZIAMENTO IN ESERCIZIO (C): (1.724.490) 947.818 FLUSSI FINANZIARI DA ATTIVITA' DI FINANZIAMENTO DESTINATE AD ESSERE CEDUTE 43 29.189 (116.230) FLUSSI FINANZIARI DA ATTIVITA' DI FINANZIAMENTO (1.695.301) 831.588 FLUSSO FINANZIARIO NETTO DEL PERIODO (A+B+C) (467.540) 204.910 DISPONIBILITA' LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI AD INIZIO PERIODO 860.352 655.441 FLUSSO FINANZIARIO NETTO DEL PERIODO (467.540) 204.910 DISPONIBILITA' LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI A FINE PERIODO 392.811 860.352 (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 destinate ad essere cedute”. I flussi generati dalle “Attività e passività destinate ad essere cedute” 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. (307.048) (222.990) 131 Prospetto delle variazioni del Patrimonio Netto (1) (migliaia di Euro) Note Capitale sociale Cash Flow Hedge Riserva di traduzione Altre Riserve Utile (perdita) d'esercizio Patrimonio Netto attribuibile ai soci della controllante Partecipazioni di terzi Totale Patrimonio Netto SALDO AL 31/12/2020 15.032 68.524 370 1.566.264 107.885 1.758.077 9.669 1.767.746 Destinazione risultato esercizio precedente - - - 107.885 (107.885) - - - Pagamento basato su azioni con strumenti rappresentativi di capitale - - - 2.678 - 2.678 - 2.678 Distribuzione dividendi e riserve - - - (112.153) - (112.153) (1.584) (113.737) Acquisizioni di società di terzi \- - - - - - - - Altre variazioni - - - (536) - (536) - (536) Risultato netto di periodo - - - - 172.897 172.897 1.553 174.450 Altre componenti del risultato complessivo - (266.356) 4.237 137 - (261.982) - (261.982) Risultato netto complessivo - (266.356) 4.237 137 172.897 (89.085) 1.553 (87.531) SALDO AL 31/12/2021 28 15.032 (197.831) 4.608 1.564.275 172.897 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 28 - - - 6.798 - 6.798 - 6.798 Distribuzione dividendi 28-29 - - - (134.584) - (134.584) (4.466) (139.050) Acquisizioni di società con terzi - - - - - - - Altre variazioni - - - (259) - (259) - (259) Risultato netto di periodo 28-29 - - - - 378.939 378.939 4.158 383.098 Altre componenti del risultato complessivo 28 - 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 54.749 (12.618) 1.609.244 378.939 2.045.350 9.332 2.054.682 (1) Le note di commento alle singole voci sono parte integrante del presente Bilancio Consolidato. 13232 NOTE ILLUSTRATIVE AL BILANCIO CONSOLIDATO I. INTRODUZIONE ERG S.p.A. è l’entità che redige il Bilancio ed ha sede legale Genova in via De Marini 1 (Torre WTC), Italia. Il Bilancio Consolidato 2022 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, solare 33 e termoelettrica cogenerativa ad alto rendimento principalmente in Italia, Francia, Germania, Regno Unito, Polonia, Romania, Bulgaria e Spagna. La pubblicazione del presente Bilancio Consolidato è stata autorizzata dal Consiglio di Amministrazione in data 14 marzo 2023\. L’Assemblea degli Azionisti convocata per l’approvazione del Bilancio d'Esercizio 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 38 – Informativa sui rischi finanziari. 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 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 le 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 46 – 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 47 – 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. 33 Business destinato alla vendita come meglio commentato nella Sezione Attività destinate ad essere cedute. 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. 33 33 1333 Uso di stime – Rischi e incertezze Definizione 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. L’elaborazione di tali stime ha implicato l’utilizzo di informazioni disponibili e l’adozione di valutazioni soggettive. Per loro natur a 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, agli Interventi normativi in materia di contenimento dell’aumento dei prezzi energia e agli Eventi bellici in Ucraina 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 prez zi 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. Il Gruppo ha valutato l’esistenza di indicazioni di possibili riduzioni dei valori recuperabili considerando le fonti informative interne ed esterne disponibili e ha valutato se gli effetti (diretti e indiretti) dell’invasione dell’Ucraina da parte della Russia costituiscano specificatamente indicazione di riduzione di valore. Nell’analizzare questi fattori il Gruppo ha considerato tre diversi profili che possono avere impatto sulla recuperabilità del valore: • la durata del conflitto; • l’intensità degli effetti negativi; • l’esposizione al rischio di impairment ante conflitto. 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. 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. 13434 Cessione del Business Termoelettrico ed idroelettrico Il Gruppo ha attualmente in corso un processo competitivo finalizzato alla cessione del business termoelettrico. In considerazione di quanto sopra, nel presente Documento si è proceduto pertanto a mantenere la classificazione dei relativi risultati alla riga “Risultato netto attività destinate ad essere cedute” e a classificare nelle Attività e Passività nella Situazione patrimoniale \- finanziaria le Attività e le passività connesse ad attività destinate ad essere cedute, in quanto risultano rispettate le condizioni previste dal paragrafo 12 dell’IFRS 5 già riscontrate in sede di predisposizione del Bilancio Consolidato semestrale abbreviato consolidato al 30 giugno 2022. Si ricorda infine che, in data 3 gennaio 2022 ERG ha perfezionato il closing con Enel Produzione S.p.A. per la cessione dell’intero capitale di ERG Hydro S.r.l. in linea con quanto comunicato in data 2 agosto 2021, a seguito dell’approvazione dell’Autorità Antitrust italiana ed il positivo completamento della procedura golden power presso la Presidenza del Consiglio dei Ministri. Il corrispettivo è stato pari a circa 1,265 miliardi di Euro, inclusivo della valorizzazione del mark to market di alcuni derivati di copertura inclusi nel perimetro e relativi a parte dell’energia prodotta in futuro dagli impianti di ERG Hydro S.r.l. Anche con riferimento ad ERG Hydro S.r.l., nel presente Documento si è proceduto alla classificazione dei relativi risultati, inclusivi della plusvalenza netta rilevata sulla cessione, alla riga “Risultato netto attività destinate ad essere cedute”. Per maggior informazioni, si rinvia alla Nota 44 – Risultato netto attività destinate ad essere cedute. Interventi normativi in materia di contenimento dell’aumento dei prezzi energia (Clawback Measures e Windfall Tax) Nel corso del 2022 sono state introdotte misure urgenti in materia di contenimento degli effetti degli aumenti dei prezzi nel settore elettrico, come meglio commentato in Relazione sulla Gestione. Si riporta di seguito il dettaglio per paese degli impatti delle suddette misure per il Gruppo. (milioni di Euro) Paese Contributo extraprofitti (D.L 21 marzo 2022) Contributo di solidarietà temporaneo (Legge n.197 29 dicembre 2022) Sostegni \- Ter (art.15 bis D.L 4/2022) Windfall taxes/Price Cap Europa Totale Contabilizzazione 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. In particolare, in Italia si fa riferimento a: • Contributo extraprofitti introdotto dal D.L. 21 marzo 2022; • Contributo di solidarietà temporaneo 2023 introdotto dalla Legge di Bilancio per 2023 (Legge n. 197 del 29 dicembre 2022); • Art.15-bis del D.L. 4/2022 (Sostegni-Ter) All’estero si fa riferimento a: • l’applicazione della normativa “Windfall Tax” in Romania; • normative su price cap. Complessivamente gli effetti delle sopracitate misure hanno avuto per il Gruppo un impatto pari a circa 91 3 83 milioni al netto dell’effetto fiscale 34 34 milioni , escludendo l’effetto sul termoelettrico di circa 4 milioni, isolate come special items nella Relazione sulla Gestione. Eventi bellici in Ucraina 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, sicurezza e di business continuity. Per quanto riguarda il rischio credito non esistono posizioni aperte direttamente con controparti di diritto russe e ucraine; si segnala tuttavia che il principale cliente del Gruppo nel Sito di Priolo Gargallo è una società italiana controllata indirettamente da un gruppo russo. A tal proposito negli ultimi mesi è stata riportata dai media la notizia che Litasco ha definito la cessione degli impianti di Priolo al fondo di private equity e asset management cipriota G.O.I. Energy. Sulla base delle informazioni pubblicamente disponibili l'operazione sarebbe soggetta al verificarsi di alcune condizioni sospensive relative, tra l'altro, all'ottenimento delle autorizzazioni da parte di tutte le autorità competenti, incluso il Governo italiano che peraltro con decreto ha definito l’impianto di interesse strategico nazionale al fine di garantire la continuità aziendale degli stabilimenti di Priolo (compresi gli impianti di depurazione). Il closing dell'operazione sarebbe previsto entro la fine di marzo 2023 e nell’ambito di questa transazione, G.O.I. Energy avrebbe concordato accordi esclusivi di fornitura e di offtake a lungo termine con Trafigura (uno dei maggiori commercianti indipendenti di petrolio e prodotti petroliferi al mondo). Tali accordi dovrebbero garantire una fornitura sicura di petrolio alla raffineria e pertanto scongiurare le sanzioni che l’Unione Europea ha stabilito con riferimento al blocco delle importazioni di petrolio via mare dalla Russia che avrebbero potuto comportare un blocco degli impianti nella raffineria di Priolo qualora ISAB non avesse sostituto il grezzo di provenienza russa con importazioni provenienti da divere aree geografiche (tra le conseguenze del blocco vi sarebbe stato il potenziale impatto sui contratti di vendita al sito da parte di ERG Power Generation S.p.A e ERG Power S.r.l). 135 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 per quanto, in caso di escalation, non sono da escludere possibili rischi di attacchi cyber che indirettamente potrebbero avere impatti sui nostri impianti. In relazione alla business continuity in merito all’approvvigionamento di gas, ERG attualmente si approvvigiona su mercato spot e la criticità è principalmente legata all’operatività, che è diventata più onerosa sia in termini di prezzi di approvvigionamento disponibili sul mercato che di effort organizzativo. Le tensioni geopolitiche stanno avendo forti impatti sui mercati, sia finanziari che delle commodities, con un forte aumento dei tassi e dei prezzi del gas e dell’energia elettrica, a fronte dei quali non si possono ad oggi escludere ulteriori interventi a livello regolatorio sul settore dell’energia. Si rileva infine un generale aumento dei prezzi di materie prime e prodotti finiti, aggravato dalle tensioni geopolitiche, i cui effetti potranno impattare gli investimenti in progetti in costruzione nel breve/medio termine. I profili di incertezza conseguenti al quadro macroeconomico attuale, con particolare riferimento alla dinamica dei tassi e ad eventuali ulteriori interventi regolatori nel settore dell’energia, potranno impattare sulla determinazione dei valori di recuperabilità degli attivi iscritti nelle immobilizzazioni materiali e immateriali. 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 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 Operation & Maintenance, 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. Il Piano "Repower EU", proposto dalla Commissione Europea l'8 marzo 2022, mira ad accelerare la Transizione Energetica Pulita, diversificare le Fonti Energetiche e risparmiare Energia. Le principali misure riportate nel Piano "Repower EU" sono: - Spingere l'obiettivo europeo per le rinnovabili al 2030 dal 40% al 45%. Obiettivo della capacità installata rinnovabile aumentata a 1.236 GW entro il 2030; Obiettivo solare fotovoltaico installato di 320 GW entro il 2025 e quasi 600 GW entro il 2030; - Linee guida per l'abbreviazione e la semplificazione delle procedure autorizzative sia per gli impianti che per le infrastrutture di rete: durata del permitting di 1 anno per progetti greenfield, sei mesi per il repowering. 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. 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 Piani Industriali di medio (Piano Mercato) e lungo periodo (impairment test). Si segnala che, a seguito della cessione del business idroelettrico, il Gruppo non è peraltro più soggetto alla volatilità della disponibilità di risorse idriche che, in passato, si è rivelata più volatile di quella eolica e solare. • 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; 13636 • 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 Industriale; • 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. Per maggiori dettagli si rimanda a quanto indicato nella Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario e nella Relazione sulla Gestione. 13737 Principi e variazione area di Consolidamento Definizione e criteri di rilevazione e misurazione Criteri e Metodi di consolidamento 35 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 48 \- 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 48\- Elenco delle società del Gruppo e operazioni di periodo e nella Nota 29 \- 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 del periodo. • 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 medio di periodo. 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 Valuta Situazione Patrimoniale-Finanziaria (1) Conto Economico (2) Polonia PLN \- Zloty 4,681 4,686 Romania RON \- Leu Romeno 4,949 4,931 UK GBP - Sterlina britannica 0,887 0,853 Bulgaria BGN - LEV Bulgaro 1,956 1,956 Svezia SEK - Corona Svedese 11,120 10,630 Per quanto riguarda la definizione e criteri di rilevazione e misuraz ione delle attività e passività destinate ad essere cedute sec ondo quanto previsto dall’IFRS 5 si rimanda alla Nota 43 \- Attività e Passività destinate ad essere cedute ed alla Nota 44 \- Risultato netto attività destinate ad essere cedute. Di seguito vengono riepilogate, suddivise per business, le variazioni del perimetro di consolidamento, intervenute nell’esercizio 2022: SOLAR • in data 31 gennaio 2022 ERG, tramite la propria holding spagnola, ha perfezionato l’acquisizione da GEI Subasta 1 SA del 100% di due società di diritto spagnolo proprietarie di due impianti solari in operation situati nel sud della Spagna per complessivi 91,6 MW. Il corrispettivo dell’operazione è stato pari a circa 96 milioni di Euro. • in data 7 luglio 2022 ERG, tramite la propria controllata ERG Solar Holding 2 S.r.l., ha perfezionato l’acquisizione da ABN AMRO Sustainable Impact Fund PE B.V. del 100% del capitale di MP Solar B.V., proprietaria, tramite sette società italiane, di diciotto impianti fotovoltaici in esercizio dislocati in Puglia, Molise, Lazio e Sardegna. Gli impianti, con una potenza installata totale pari a 33,8 MW ed una produzione complessiva annua di 46 GWh, sono entrati in esercizio tra la fine del 2010 e il 2011 e beneficiano del regime tariffario di cui al cosiddetto Conto Energia (II, III e IV). Il corrispettivo dell’operazione in termini di enterprise value al 31 dicembre 2021 è stato pari a circa 128 milioni di eur o e l’EBITDA 2021 è stato pari a circa 17 milioni di Euro. WIND • in data 9 settembre 2022 ERG, tramite una propria controllata, ha perfezionato l’acquisizione da EDP Renewables Italia Holding S.r.l. dell’intero capitale sociale di sette società proprietarie di altrettanti parchi eolici situati in Italia. L’accordo prevede che una quota di minoranza in una delle suddette società sia ceduta ad ERG direttamente da un terzo investitore. Gli impianti sono ubicati in Basilicata, Campania e Calabria ed hanno complessivamente una capacità installata pari a 172 MW, a cui corrisponde una produzione stimata annua pari a circa 400 GWh. Tutti gli impianti beneficiano di un regime tariffario “CfD” (contratto per differenza) con il GSE della durata di 20 anni a partire dalla loro entrata in esercizio, avvenuta tra il 2018 e la fine del 2021. Il corrispettivo dell’operazione in termini di enterprise value al 31 dicembre 2021 è stato pari a circa 420 milioni di Euro. Il portafoglio ha registrato un Ebitda per il primo semestre 2022 pari a circa 36 milioni di euro. Gli impianti eolici, acquisiti da EDP Renewables Italia Holding S.r.l., sono consolidati integralmente a partire dal 31 agosto 2022. • in data 14 ottobre 2022 ERG, attraverso la propria controllata ERG UK Holding Ltd., ha perfezionato l’acquisizione del 100% delle quote della società Corlacky Energy Ltd., interamente controllata da RES, che detiene i permessi per la costruzione e l’esercizio del parco eolico di Corlacky in Irlanda del Nord. I c riteri e i metodi di consolidamento specificamente riferiti agli asset idroelettrici e termoelettrici non sono qui riportati in quanto tali assets sono stati classificati nelle Attività e Passività destinate ad essere cedute. 35 1388 Si ricorda inoltre che in data 3 gennaio 2022 ERG ha perfezionato il closing con Enel Produzione S.p.A. per la cessione dell’intero capitale di ERG Hydro S.r.l. in linea con quanto comunicato in data 2 agosto 2021, a seguito dell’approvazione dell’Autorità Antitrust italiana ed il positivo completamento della procedura golden power presso la Presidenza del Consiglio dei Ministri. Il corrispettivo è stato pari a circa 1,265 miliardi di Euro, inclusivo della valorizzazione del mark to market di alcuni derivati di copertura inclusi nel perimetro e relativi a parte dell’energia prodotta in futuro dagli impianti di ERG Hydro S.r.l. Nel presente esercizio si è pertanto proceduto a rilevare una plusvalenza, determinata sulla base del prezzo provvisorio sopra commentato, pari a circa 324 milioni di Euro, al netto dei costi accessori di vendita e di riassetto organizzativo e delle relative imposte. Nella seguente tabella sono riepilogati gli impatti legati al consolidamento integrale delle società acquisite nell’esercizio 2022: (migliaia di Euro) Valentia (1) Siena (2) Donatello (3) Corlacky (4) TOTALE Autorizzazioni e Concessioni 28.520 87.048 198.692 23.467 337.727 Altre attività immateriali \- 1.042 \- 2.890 3.932 Avviamento 4.289 29.480 68.112 \- 101.881 Immobili, impianti e macchinari 71.845 8.338 195.661 \- 275.844 Attività per diritti di utilizzo 9.046 2.995 9.643 \- 21.684 Partecipazioni \- \- \- \- \- Attività finanziarie valutate al Fair Value \- \- \- \- \- Altre attività finanziarie non correnti 69 884 \- \- 954 Attività per imposte differite 1.781 17.398 191 \- 19.370 Altre attività non correnti 3.168 635 \- \- 3.803 Attività non correnti 118.718 147.819 472.300 26.356 765.194 Rimanenze \- \- 0 \- 0 Crediti commerciali 4.359 6.139 17.950 \- 28.448 Altri crediti e attività correnti 51 737 10.279 974 12.042 Attività per imposte correnti \- 625 \- \- 625 Attività finanziarie valutate al Fair Value* \- 2.090 \- \- 2.090 Altre attività finanziarie correnti* \- 2.227 41.776 \- 44.003 Disponibilità liquide e mezzi equivalenti* (28.641) (65.003) (298.588) (23.467) (415.699) Attività correnti (24.230) (53.184) (228.583) (22.492) (328.491) TOTALE ATTIVITA' 94.488 94.635 243.716 3.864 436.703 Patrimonio Netto attribuibile ai soci della controllante \- \- \- \- \- Partecipazioni di terzi \- \- \- \- \- Benefici ai dipendenti \- \- \- \- \- Passività per imposte differite 8.152 25.961 57.243 \- 91.356 Fondo Business Dismessi \- \- \- \- \- Fondo oneri smantellamento \- 1.585 4.644 \- 6.230 Altri fondi non correnti 769 915 8.177 \- 9.861 Passività finanziarie valutate al Fair Value* \- \- \- \- \- Passività finanziarie non correnti* 71.182 \- 138.836 3.864 213.882 Passività finanziarie non correnti per beni in leasing* 9.046 2.995 9.445 \- 21.486 Altre passività non correnti 124 547 \- \- 671 Passività non correnti 89.272 32.003 218.346 3.864 343.485 Altri fondi correnti \- \- \- \- \- Debiti commerciali 461 1.916 9.488 \- 11.865 Passività finanziarie valutate al Fair Value* \- \- \- \- \- Passività finanziarie correnti* \- 54.617 372 \- 54.989 Passività finanziarie correnti per beni in leasing* \- - \- \- \- Altre passività correnti 3.827 4.307 12.532 \- 20.665 Passività per imposte correnti 929 1.792 2.979 \- 5.700 Passività correnti 5.216 62.632 25.371 \- 93.219 TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA' 94.488 94.635 243.716 3.864 436.703 *Impatto su Posizione Finanziaria Netta (a) (108.868) (118.298) (405.465) (27.331) (659.962) Impatto IFRS 16 su Posizione Finanziaria Netta (b) (9.046) (2.995) (9.445) \- (21.486) Impatto su Posizione Finanziaria Netta Relazione sulla Gestione c = (a-b) (99.822) (115.303) (396.020) (27.331) (638.476) (1) n. 2 società di diritto spagnolo da GEI Subasta 1 SA – business combination Valentia. (2) n. 7 società italiane da ABN AMRO Sustainable Impact Fund PE B.V. (3) n. 7 società da EDP Renewables Italia Holding S.r.l.. (4) n.1 società di diritto inglese da RES. 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), 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 45 – Business Combination e acquisizione di asset nella sezione VIII. Altre Note. 13939 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 2022 ed i soli dati economici relativi all’esercizio 2021 sono stati esposti secondo quanto previsto dall’IFRS 5 con riferimento al business termoelettrico, destinato ad essere ceduto, oltreché in riferimento all’avvenuta cessione degli asset idroelettrici (3 gennaio 2022). Per maggiori dettagli si rimanda a quanto indicato nella Sezione VII Attività destinate ad essere cedute. Informativa per settore operativo Definizione 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 primariamente con le diverse aree geografiche in cui il Gruppo opera (Italia, Francia, Germania, i paesi dell’Est Europa, Regno Unito, Spagna e Svezia). L’analisi dei risultati economici operativi per area geografica è ulteriormente monitorata, per alcuni indicatori, con riferimento alla tecnologia (Eolico e Solare) in cui il Gruppo opera. 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 e settore dei risultati indicati negli schemi di Bilancio. Con riferimento all’Italia, e all’attuale processo di cessione del settore termoelettrico, i relativi risultati sono stati riclassificati come “Attività destinate ad essere cedute” e pertanto i dati di sintesi economici e patrimoniali di tale settore operativo in dismissione, così come quelli del settore idroelettrico dismesso nel corso dell’esercizio, e i corrispondenti valori dell’esercizio precedente non sono stati illustrati nell’informativa di settore sottostante al presente paragrafo”. Per maggiori dettagli si rimanda alla Nota 44 – Risultato netto attività destinate ad essere cedute. Si precisa che in Relazione sulla Gestione al fine di facilitare la comprensione dell’andamento gestionale dei 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 46 -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: • autori zzazioni 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. Informativ a per Area Geografica (milioni di Euro) di cui 2022 TOTALE Italia Francia Germania Est Europa Regno Unito Spagna Svezia (milioni di Euro) Ricavi totali 747 399 98 94 100 34 22 \- Ricavi infrasettori (33) (33) - \- \- \- \- \- Ricavi 714 366 98 94 100 34 22 \- Margine operativo lordo 499 254 58 73 72 24 18 (0) Ammortamenti e svalutazioni (279) (178) (47) (29) (16) (5) (4) \- Risultato operativo netto 221 76 10 44 57 20 14 (0) Investimenti in attività immobilizzate 307 117 11 1 20 123 \- 36 Totale Tangible e Intangible assets 3.654 1.839 641 316 251 397 113 98 Altre attività non correnti 265 Totale attività non correnti 3.920 14040 (milioni di Euro) di cui 2021 TOTALE Italia Francia Germania Est Europa Regno Unito Spagna Svezia (milioni di Euro) Ricavi totali 640 440 78 48 74 \- \- \- Ricavi infrasettori (38) (38) - \- \- \- \- \- Ricavi 601 401 78 48 74 \- \- \- Margine operativo lordo 396 275 47 31 46 (2) - (0) Ammortamenti e svalutazioni (228) (153) (23) (15) (0) - \- Risultato operativo netto 168 122 7 31 (2) - (0) Investimenti in attività immobilizzate 228 -0 47 123 Totale Tangible e Intangible assets 3.043 1.452 (37) 10 77 674 343 247 272 - 15 - 57 Altre attività non correnti 240 Totale attività non correnti 3.283 Per completezza informativa di seguito sono rappresentati anche i risultati dei settori operativi per tecnologia in linea con la rappresentazione fornita dal Gruppo nei precedenti Bilanci. Informativa per tecnologia (milioni di Euro) di cui 2022 TOTALE Eolico Solare Corporate (milioni di Euro) Ricavi totali 747 602 111 34 Ricavi infrasettori (33) \- \- (33) Ricavi 714 602 111 1 Margine operativo lordo 499 443 94 (38) Ammortamenti e svalutazioni (279) (198) (77) (3) Risultato operativo netto 221 245 17 (41) Investimenti in attività immobilizzate 307 289 15 3 (milioni di Euro) di cui 2021 TOTALE Eolico Solare Corporate (milioni di Euro) Ricavi totali 640 564 38 38 Ricavi infrasettori (38) \- \- (38) Ricavi 601 5644 38 - - Margine operativo lordo 396 358 6666 (28) Ammortamenti e svalutazioni (228) (182) (42) (4) Risultato operativo netto 168 176 2244 (32) Investimenti in attività immobilizzate 228 223 1 33 736 141 Ricavi e marginalità operativa Nota -1 Ricavi Definizio ne 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). 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. I Power Purc hase 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 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 particolar e riferimento ai ricavi per tariffa incentivante regolati con aste e con meccanismo di incentivazione 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). Per 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, in quanto il periodo di ammortamento dell’attività che l’entità avrebbe altrimenti rilevato non supera un anno. Come già indicato precedentemente, si precisa che a seguito all’attuale processo di cessione del Business Termoelettrico, nel presente documento si è proceduto ad esporre alla riga “Risultato netto delle attività destinate ad essere cedute” il relativo contributo del business termoelettrico, in applicazione dell’IFRS 5. Inoltre, sempre in applicazione dell’IFRS 5, i dati comparativi 2021 relativi al contributo termoelettrico ed idroelettrico sono riesposti alla riga “Risultato netto delle attività destinate ad essere cedute”. (migliaia di Euro) 2022 Italia Eolico Italia Solare Estero Eolico Estero Solare Corporate Totale Ricavi di vendita Energia al mercato 204.282 20.880 142.290 \- \- 367.452 Tariffa incentivante \- Feed in Tariff 73.149 76.457 159.819 9.036 - 318.461 Certificati Verdi estero \- \- 14.060 \- \- 14.060 Totale Ricavi di vendita 277.431 97.337 316.169 9.036 - 699.973 Ricavi delle prestazioni Altro \- Servizi \- \- \- \- 13.866 13.866 Totale Ricavi per prestazioni \- \- \- \- 13.866 13.866 Totale Ricavi 277.431 97.337 316.169 9.036 13.866 713.840 14242 (migliaia di Euro) 2021 Italia Eolico Italia Solare Estero Eolico Estero Solare Corporate Totale Ricavi di vendita Energia al mercato 176.930 8.771 58.597 \- \- 244.298 Tariffa incentivante \- Feed in Tariff 138.101 59.573 125.265 2.173 - 325.113 Certificati Verdi estero \- \- 15.344 \- \- 15.344 Totale Ricavi di vendita 315.031 68.345 199.207 2.173 - 584.756 Ricavi delle prestazioni Altro - Servizi \- \- \- \- 16.652 16.652 Totale Ricavi per prestazioni \- \- \- \- 16.652 16.652 Totale Ricavi 315.031 68.345 199.207 2.173 16.652 601.407 L’aumento della voce rispetto al 2021 è imputabile principalmente al contributo dei nuovi impianti fotovoltaici ed eolici acquisiti e di quelli entrati in operatività in Italia ed all’estero oltre che ai maggiori volumi derivanti dalla maggiore capacità. 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 negativo pari a 114 milioni di Euro (142 milioni di Euro negativo nel 2021) degli strumenti derivati di copertura su commodities. Si rimanda alla Nota 38 – Informativa sui rischi finanziari per ulteriori dettagli. finanziari per ulteriori dettagli. (migliaia di Euro) 2022 2021 Proventi di derivati di cash flow hedge con obiettivi di copertura vendite Power 40.935 152 Oneri di derivati di cash flow hedge con obiettivi di copertura vendite Power (155.332) (142.133) Totale ricavi (114.398) (141.981) Si ricorda che 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, 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”. Già a partire dall’esercizio 2021 il Gruppo, in qualità di leader nella generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili ed in ragione di un piano strategico orientato ad una crescita di potenza installata in Italia ed all’estero, ha iniziato a stipulare 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. 14343 Segue una sintesi dei contratti PPA per paese finalizzati entro il 31 dicembre 2022: Nota -2 Altri pr oventi 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) 2022 2021 Variazione Indennizzi 1.612 1.126 486 Altri proventi 3.769 4.544 (775) Rilascio stanziamenti costi eccedenti 7.129 1.173 5.956 Proventi per rivendita capacità di trasmissione elettrica \- 38 (38) Recuperi di spese 168 851 (683) TOTALE 12.678 7.732 4.946 La variazione rispetto al 2021 si riferisce principalmente al parziale rilascio del fondo rischi in materia di imposte locali (7 milioni di Euro) in considerazione di vari pronunciamenti favorevoli in alcuni contenziosi giudiziari. Nota -3 Costi per acquisti La voce pari a 15.188 migliaia di Euro (5.939 migliaia di Euro nel 2021) 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, rilevati al netto dell’impatto netto positivo pari a 11 milioni di Euro (43 milioni di Euro positivo nel 2021) degli strumenti derivati di copertura su commodities. (migliaia di Euro) 2022 2021 Proventi di derivati di cash flow hedge con obiettivi di copertura acquisti Power 11.231 45.449 Oneri di derivati di cash flow hedge con obiettivi di copertura acquisti Power (73) Totale 11.231 45.376 - S i rimanda alla Nota 38 – Informativa sui rischi finanziari per ulteriori dettagli. 14444 Nota -4 Costi per servizi e altri costi operativi – Perdite per riduzione di valore dei crediti (migliaia di Euro) 2022 2021 Variazione Affitti passivi, canoni e noleggi 15.482 15.814 (332) Accantonamenti per rischi ed oneri 2.168 11.492 (9.325) Imposte e tasse 13.899 10.682 3.216 Altri costi di gestione 4.307 6.772 (2.465) Svalutazioni dei crediti 300 8.420 (8.120) Costi per servizi 120.938 105.720 15.217 Totale 157.092 158.901 (1.809) Gli affitti passivi, canoni e noleggi si riferiscono principalmente a canoni relativi all’utilizzo dei software aziendali, non rientranti nell’ambito di applicazione dell’IFRS 16. La voce accantonamenti per rischi ed oneri si riferisce principalmente a contenziosi con enti locali ed a rischi su potenziali maggiori oneri contrattuali. Le imposte e tasse riguardano principalmente le imposte municipali sui parchi eolici italiani ed esteri, l’IVA indetraibile per attività finanziaria di ERG S.p.A. e altre imposte e tasse in Italia ed all’estero. Si ricorda che nella voce svalutazione crediti nel 2021 si riferiva principalmente a crediti di dubbia esigibilità in capo ad alcune società controllate dell’est Europa. I Costi per servizi sono così composti: (migliaia di Euro) 2022 2021 Variazione Manutenzioni e riparazioni 39.847 33.685 6.161 Servizi Information Technology (IT) e generali 28.113 29.403 (1.290) Consulenze 17.358 16.593 766 Assicurazioni 5.616 4.831 785 Emolumenti Amministratori 8.964 9.986 (1.022) Costi commerciali, di distribuzione e di trasporto 2.791 811 1.980 Utenze e somministrazioni 14.588 6.794 7.795 Prestazioni da gestore di rete 979 1.164 (186) Costi di revisione 1.849 1.749 100 Emolumenti Sindaci 356 383 (27) Pubblicità e promozioni 477 321 156 Totale 120.938 105.720 15.217 • le manutenzioni e riparazioni comprendono principalmente le spese di manutenzione ordinaria degli impianti di produzione di energia elettrica; l’incremento si riferisce alle operazioni di aggregazione aziendale (acquisizioni) effettuate nel periodo oltre che al contributo dei parchi entrati in esercizio nel Regno Unito ed in Francia. • i Servizi Information Technology (IT) e generali riguardano servizi informatici, spese bancarie, spese generali, servizi di vigilanza e pulizia e costi accessori al personale e HSE. • le consulenze comprendono principalmente le spese per consulenze legali, tecniche e professionali oltre che gli oneri sostenuti per operazioni straordinarie. • gli emolumenti Amministratori comprendono gli emolumenti, le spese e 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 5 – Costo del lavoro. Si precisa che la voce nel 2022 comprende il Contributo Speciale relativo all’Amministratore delegato come riportato nelle Ulteriori informazioni alla Nota 47 – Parti correlate e nel 2021 comprendeva l’Indennità di Cessazione Carica in conseguenza dell’avvicendamento dell’Amministratore Delegato avvenuto in data 26 aprile 2021. • Utenze e somministrazioni: la variazione del periodo si riferisce principalmente all’aumento delle utenze in quanto nel 2021 alcune società italiane acquisivano energia per utenze da ERG Power Generation S.p.A. mentre nel 2022 l’energia elettrica per utenza viene acquistata da alcuni fornitori terzi. 145 Nota -5 Costo del lavoro (migliaia di Euro) 2022 2021 Variazione Salari e stipendi 39.839 31.554 8.285 Oneri sociali 10.636 10.514 122 Altri costi del personale 1.890 3.291 (1.401) Trattamento di fine rapporto 2.443 2.260 182 Totale 54.808 47.619 7.189 Al 31 dicembre 2022 l’organico complessivo dei dipendenti 36 risulta pari a 573 unità (553 nel 2021). 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 47 \- Parti Correlate. I costi del 2022 includono oneri pari a 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 come riportato nelle Ulteriori informazioni alla Nota 47 – Parti correlate. Gli altri costi includono le indennità supplementari di fine rapporto. 36 il numero dei dipendenti indicato per il 2021 è pro formato non includendo i dipendenti della società ERG Hydro S.r.l (113 dipendenti al 31 dicembre 2021,) ed i dipendenti della società ERG Power S.r.l (142 dipendenti al 31 dicembre 2021). 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, si è provveduto al rilevamento, della quota del costo di competenza del 2022. 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 (322.200, così come deliberato dal Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A.) qualora il prezzo delle azioni di ERG sia pari o inferiore a Euro 22,5 (“Quotazione Target”); pari al 200% delle azioni attribuite qualora il prezzo sia superiore a Euro 27,5 (“Quotazione Cap”). Qualora il prezzo sia compreso tra la Quotazione Target e quella Cap saranno attribuite azioni in modo proporzionale. 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. 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 Montecarlo, 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. 36 14646 Circolante e altre attività e passività (migliaia di Euro) Note 31/12/2022 31/12/2021 Variazione Crediti commerciali 6 202.465 320.202 (117.736) Rimanenze 7 17.603 32.301 (14.699) Debiti commerciali 8 (123.002) (254.374) 131.372 Capitale Circolante Operativo 97.066 98.129 (1.063) Altri crediti e attività correnti 9 82.147 124.955 (42.808) Altre attività non correnti 10 53.530 54.488 (959) Altre passività non correnti 12 (30.989) (31.484) 496 Altre passività correnti 11 (59.628) (39.477) (20.151) Crediti per fair value strumenti derivati di copertura su commodities 31 72.033 87.436 (15.403) Debiti per fair value strumenti derivati di copertura su commodities 35 (76.644) (149.373) 72.729 Benefici ai dipendenti 13 (3.723) (4.289) 566 Altre attività (passività) 36.727 42.257 (5.530) Nota -6 Crediti commerciali Definizi one 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. Si precisa che in applicazione dell’IFRS 5 i dati comparativi al 31 dicembre 2021 includono le riclassifiche dei crediti commerciali del termoelettrico nelle “Attività destinate alla vendita”. (migliaia di Euro) 31/12/2022 31/12/2021 Variazione Crediti verso clienti 157.880 258.860 (100.980) Crediti per incentivi 58.722 72.254 (13.532) Crediti verso imprese del Gruppo non consolidate integralmente \- 2.942 (2.942) Fondo svalutazione crediti (14.137) (13.854) (283) Totale 202.465 320.202 (117.736) La voce include principalmente i crediti per cessione di energia elettrica nei confronti di terzi e certificati ambientali (tariffa incentivante e certificati verdi). La variazione del periodo è principalmente imputabile alla diminuzione del prezzo degli incentivi in Italia ed ai minori volumi registrati oltre che alla riclassifica ad “Attività destinate ad essere cedute” di circa 90 milioni di Euro di crediti commerciali riferiti al business Termoelettrico. Per informazioni relative ai crediti verso imprese del Gruppo non consolidate integralmente si rimanda alla Nota 47 – Parti correlate. Di seguito si riporta la movimentazione del fondo svalutazione crediti: (migliaia di Euro) 31/12/2022 Incrementi Decrementi 31/12/2021 Fondo svalutazione crediti (14.137) \- (283) (13.854) Totale (14.137) - (283) (13.854) 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. 14747 Lo scadenziario dei crediti è presentato già al netto del relativo fondo svalutazione crediti. (migliaia di Euro) 31/12/2022 31/12/2021 Crediti non scaduti 201.480 315.615 Crediti scaduti : entro 30 gg. - 1.635 entro 60 gg. 55 520 entro 90 gg. 42 490 oltre 90 gg. 889 1.941 Totale 202.466 320.202 Nota -7 Rimanenze Defini zione e criteri di rilevazione e misurazione Parti d i 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 cost o 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. (migliaia di Euro) 31/12/2022 31/12/2021 Variazione Quote acquisti differiti CO2 - 9.145 (9.145) Rimanenze parti di ricambio 17.603 23.157 (5.554) Totale 17.603 32.301 (14.699) (milioni di euro) 31/12/2022 31/12/2021 Italia 13 29 Francia 3 2 Germania 1 2 Totale 18 32 La variazione del periodo è riconducibile alla riclassifica ad “Attività destinate ad essere cedute” di circa 6 milioni di Euro di rimanenze parti di ricambio dell’impianto CCGT oltre che delle quote di CO2 del 2021 della società ERG Power S.r.l. (proprietaria dell’impianto CCGT) acquistate a copertura di anni futuri . Nota -8 Debiti commerciali Defini zione e criteri di rilevazione e misurazione Tratta si 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 paragrafo Posizione finanziaria netta. (migliaia di Euro) 31/12/2022 31/12/2021 Variazione Debiti verso fornitori 123.003 254.278 (131.275) Debiti verso società del Gruppo non consolidate integralmente - 96 (96) TOTALE 123.003 254.374 (131.371) 14848 Il decremento del periodo si riferisce principalmente alla riclassifica ad “Attività destinate ad essere cedute” dei debiti verso fornitori della società ERG Power S.r.l. Si ricorda inoltre che al 31 dicembre 2021 la voce comprendeva anche i debiti commerciali di ERG Power Generation S.p.A. verso ERG Hydro S.r.l. (ora Enel Hydro Appennino Centrale S.r.l.) che, a seguito dell’applicazione dell’IFRS 5 non erano più oggetto di elisione . Nota -9 Altri crediti e attività correnti (migliaia di Euro) 31/12/2022 31/12/2021 Variazione Crediti tributari 43.544 52.707 (9.163) Quote di oneri differiti 17.157 16.740 417 Crediti diversi 21.446 55.509 (34.062) Totale 82.147 124.955 (42.808) 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 8 milioni di Euro e per circa 7 milioni di Euro ad oneri sospesi riferiti a progetti di sviluppo. La variazione pari a circa 34 milioni di Euro della voce Crediti diversi riflette, tra l’altro, l’incasso dei crediti per “consolidato fiscale” verso ERG Hydro S.r.l. (ora Enel Hydro Appennino Centrale S.r.l.) per 42 milioni di Euro. La voce al 31 dicembre 2022 comprende circa 4 milioni di Euro a crediti di ERG S.p.A verso la controllante SQ Renewables: per maggiori dettagli si rimanda alle Ulteriori informazioni alla Nota 47 – Parti correlate. Nota -10 Altre attività non correnti Le altre attività non correnti pari a 53.530 migliaia di Euro (54.488 migliaia di Euro al 31 dicembre 2021) 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 10 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 (7 milioni di Euro), relativi principalmente all’imposta sostitutiva sull’affrancamento dell’avviamento della società Andromeda PV S.r.l. Nota -11 Altre passività correnti (migliaia di Euro) 31/12/2022 31/12/2021 Variazione Altre passività correnti 26.407 14.400 12.007 Debiti verso erario 10.572 7.504 3.068 Debiti verso il personale 10.846 8.125 2.721 Debiti verso istituti di previdenza ed assistenza 4.531 4.514 17 Quote di proventi differiti nei periodi successivi 7.272 4.935 2.337 Totale 59.628 39.477 20.151 La variazione della voce Altre passività correnti si riferisce principalmente (circa 6 milioni di Euro) a depositi cauzionali a breve termine ricevuti da un cliente del Gruppo, oltre che a variazioni di poste minori. 14949 Nota -12 Altre passività non correnti (migliaia di Euro) 31/12/2022 31/12/2021 Variazione Debiti per imposte pregresse da fusione società estere 18.594 18.594 \- Corrispettivo acquisizione Gruppo Wind 9.821 9.821 \- Altre poste minori 1.782 1.587 195 Quote di proventi differiti nei periodi successivi 791 1.482 (691) Totale 30.988 31.484 (496) Nota -13 Benefici ai dipendenti Definizione 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 seguit o una schematizzazione delle casistiche inerenti la classificazione del TFR ai fini dello IAS 19 sulla base dei 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 d ovuti 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. (migliaia di Euro) 31/12/2022 31/12/2021 Saldo di inizio periodo 4.289 5.425 Variazione area di consolidamento - - Rivalutazione del periodo (229) (168) Variazioni del periodo 364 (84) Decremento passività destinate ad essere cedute (700) (884) Saldo di fine periodo 3.723 4.289 1500 Di seguito sono illustrate le principali ipotesi utilizzate per determinare il valore attuale della passività: 2022 2021 Tasso di sconto 3,8% 1,0% Tasso di inflazione 3,0% 1,0% Tasso medio di rotazione 3,0% 3,0% Tasso medio incremento retribuzioni 1,5% 1,5% Età anagrafica media 45 46 La seguente tabella mostra l’impatto sulla passività a seguito di una variazione del +/-0,5% del tasso di attualizzazione: (migliaia di Euro) 31/12/2022 31/12/2021 Variazione tasso attualizzazione +0,5%: minore passività (101) (208) Variazione tasso attualizzazione -0,5%: maggiore passività 107 226 151 III. ATTIVITA’ DI INVESTIMENTO Nota -14 Autorizzazioni e Concessioni Defin izione 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. (migliaia di Euro) Autorizzazioni e Concessioni Costo storico 1.038.828 Ammortamenti e svalutazioni (357.218) SALDO AL 31/12/2021 681.610 Attività destinate ad essere cedute \- Movimenti del periodo: Variazione area di consolidamento 337.727 Investimenti \- Riclassifiche 1.071 Alienazioni e dismissioni \- Ammortamento (55.887) Ripristini/(Svalutazioni) (8.281) Altre variazioni \- Costo storico 1.377.656 Ammortamenti e svalutazioni (421.415) SALDO AL 31/12/2022 956.240 Per maggiore chiarezza i movimenti del periodo 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 alle aggregazioni aziendali Valentia, Siena e Donatello oltre che all’acquisizione di asset Corlacky, avvenute nel corso del 2022\. Per maggiori dettagli si rimanda alla Nota 45 – Business Combination e Acquisizione di Asset. 1522 Nota -15 Altre attività immateriali Definizione 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. (migliaia di Euro) Altre attività immateriali Attività in corso Totale ERG Power S.r.l Costo storico 65.666 1.170 66.836 Ammortamenti e svalutazioni (59.385) - (59.385) SALDO AL 31/12/2021 6.282 1.170 7.452 Attività destinate ad essere cedute (534) (50) (583) 583 Movimenti del periodo: Variazione area di consolidamento 3.932 - 3.932 \- Investimenti 1.494 2.626 4.120 120 Riclassifiche (634) 3.992 3.358 \- Alienazioni e dismissioni \- \- \- \- Ammortamento (2.853) - (2.853) (238) Ripristini/(Svalutazioni) \- \- \- \- Altre variazioni \- \- \- \- Costo storico 64.475 7.739 72.213 7.829 Ammortamenti e svalutazioni (56.788) - (56.788) (7.363) SALDO AL 31/12/2022 7.686 7.739 15.425 466 Per maggiore chiarezza i movimenti del periodo relativi alle riclassifiche, alle alienazioni e dismissioni e altre variazioni sono riportati al netto dei rispettivi ammortamenti cumulati e svalutazioni. Gli importi riclassificati ad attività destinate ad essere cedute si riferiscono alle Altre attività materiali riferite al Business Termoelettrico come indicato nella Nota 43 \- Attività e Passività destinate ad essere cedute. Si precisa che l’importo riclassificato si riferisce al saldo iniziale. Le attività in corso di fine periodo fanno riferimento ad investimenti in software principalmente in ERG S.p.A. ed ERG Power Generation S.p.A.. Classificate ad attività destinate ad essere cedute 1533 Nota -16 Avviamento Definizione e crit eri 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” nel periodo: (migliaia di Euro) Italia Eolico Italia Solare Francia Eolico Francia Solare Germania Eolico Spagna Solare Totale Saldo al 31/12/2021 125.935 56.062 76.720 15.024 32.391 - 306.117 Movimenti del periodo: Business combination "Valentia" \- \- \- \- \- 4.289 4.289 Business combination "Siena" \- 29.480 \- \- \- - 29.480 Business combination "Donatello" 68.112 \- \- \- \- \- 68.112 Svalutazioni da impairment test \- \- \- \- \- \- \- Saldo al 31/12/2022 194.047 85.542 76.720 15.024 32.391 4.289 408.046 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 Definizione 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 (per le quali si rinvia al paragrafo Impairment test). 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. Le aliquote di ammortamento appl icate sono le seguenti: % Aerogeneratori 5 Fabbricati industriali e commerciali 2,5 \- 7,34 Opere idrauliche fisse 1 Condotte forzate 2,5 Macchinario idraulico ed elettrico 3,3 Sistemi di automazione e controllo 10 Attrezzature e macchinari 5 Impianti di teleconduzione-teletrasmissione 10 Linee di trasporto 5 Costruzioni leggere 10 Impianti generici 8,45 \- 10,0 6,1 8,38 \- 25,0 3,5 5 dal 10 al 20 *aliquote medie Altri beni / Attrezzature varietrezzature varie Impianto CCGT*ti di teleconduzione e tAutomezzi, mobili e arredi Diritti di superficie e altre opere civili Moduli fotovoltaici 1544 (migliaia di Euro) Terreni e fabbricati Impianti e macchinari Altre attività Attività in corso di costruzione Totale ERG Power S.r.l Costo storico 116.950 4.170.374 36.595 248.929 4.572.848 Ammortamenti e svalutazioni (54.743) (2.571.553) (24.927) \- (2.651.223) SALDO AL 31/12/2021 62.207 1.598.821 11.668 248.929 1.921.624 Attività destinate ad essere cedute (10.813) (179.909) (426) (4.950) (196.099) 196.099 Movimenti del periodo: Variazione area di consolidamento 44.441 231.357 \- \- 275.798 \- Investimenti \- \- \- 307.048 307.048 9.138 Riclassifiche (39.674) 375.589 10.560 (346.475) \- \- Alienazioni e dismissioni \- \- \- \- \- Ammortamenti (3.305) (154.104) (10.631) \- (168.039) (2.605) Ripristini/(Svalutazioni) \- (34.904) \- \- (34.904) (80.804) Altre variazioni - 4.809 (75) 9.910 14.644 (2.960) Costo storico 99.830 4.251.483 35.975 214.461 4.601.749 565.165 Ammortamenti e svalutazioni (46.974) (2.409.824) (24.879) \- (2.481.677) (446.298) SALDO AL 31/12/2022 52.856 1.841.660 11.096 214.461 2.120.073 118.868 Per maggiore chiarezza i movimenti del periodo relativi alle riclassifiche, alle alienazioni e dismissioni e altre variazioni sono riportati al netto dei rispettivi ammortamenti cumulati e svalutazioni. Gli importi riclassificati ad Attività destinate ad essere cedute si riferiscono agli immobili, impianti e macchinari della società ERG Power S.r.l. come indicato nella Nota 43 – Attività e Passività destinate ad essere cedute. Si precisa che l’importo riclassificato si riferisce al saldo iniziale. La Variazione dell’area di consolidamento si riferisce principalmente alle già commentate operazioni di aggregazione aziendale avvenute nel periodo, relative all’acquisizione di parchi eolici in Italia e di impianti fotovoltaici in Spagna e Italia. Per un’analisi più dettagliata si rimanda a quanto commentato nella Nota 45 – Business Combination e acquisizione di Asset. Gli investimenti si riferiscono principalmente allo sviluppo di parchi eolici in costruzione nel Regno Unito, Polonia, Svezia e Francia, oltre che ad investimenti per attività di Repowering su alcuni parchi eolici italiani per circa 100 milioni di Euro. La voce Riclassifiche include riclassifiche tra classi di cespiti differenti, relativamente allo sviluppo di parchi eolici in costruzione nel Regno Unito, Francia, Polonia e Svezia. La voce Ripristini/(Svalutazioni) si riferisce principalmente (circa 12 milioni di Euro) alla svalutazione effettuata per gli impianti destinati ad essere smantellati a seguito dell’ottenimento dell’Autorizzazione Unica su alcuni progetti di Repowering, ed alla svalutazione (circa 18 milioni di Euro) di alcuni parchi fotovoltaici del portafoglio Italia a seguito di progetti di Revamping; l’importo corrisponde al valore netto residuo degli impianti alla data attualmente prevista di spegnimento degli impianti. La voce Altre variazioni si riferisce principalmente per circa 10 milioni di Euro alla capitalizzazione di interessi relativi ai parchi in costruzione nel Regno Unito, Polonia e Svezia, alla variazione negativa dell’effetto dei cambi avvenuta nel periodo per circa 13 milioni di Euro, oltre che all’impatto dell’incremento degli oneri di smantellamento per 22 milioni di Euro dei parchi eolici già presenti in perimetro. Per quanto riguarda l’esistenza di vincoli sugli assets detenuti dal Gruppo si rimanda a quanto commentato nella Nota 38 – Informativa sui rischi finanziari. Classificate ad attività destinate ad essere cedute 155 Nota -18 Attività per diritti di utilizzo Definizione e criteri di rilevazione e misurazione Leasing I leasi ng 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 19 anni, con l’inc lusione 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. 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 attività per diritti di utilizzo nel periodo: (migliaia di Euro) Terreni e fabbricati Impianti specifici Attrezzature Altri beni Totale SALDO AL 31/12/2021 124.328 564 33 1.738 126.663 Incremento dell'attività per il diritto d'utilizzo 14.071 \- \- 800 14.872 Incremento dell'attività per il diritto d'utilizzo per business combination 21.684 \- \- \- 21.684 Eliminazione di attività per il diritto di utilizzo \- \- \- (259) (259) Ammortamento dell'esercizio (7.141) (85) (3) (1.421) (8.650) SALDO AL 31/12/2022 152.942 479 30 858 154.311 L’incremento del periodo della voce terreni e fabbricati è riconducibile, principalmente, all’iscrizione del diritto di utilizzo sui terreni dei parchi eolici e impianti fotovoltaici riferiti alle già commentate aggregazioni aziendali Valentia, Siena e Donatello oltre che sui terreni dei parchi eolici entrati in esercizio nel 2022 in Francia e Polonia. Per maggiori dettagli sulle aggregazioni aziendali si rinvia alla Nota 45 – Business Combination e acquisizione di asset nella sezione VIII. Altre Note. Nota -19 Fondo oner i smantellamento Definizio ne 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 1%-3,5%. (migliaia di Euro) 31/12/2022 Incrementi Decrementi Var. area di consolidamento 31/12/2021 Fondo oneri smantellamento 92.613 23.769 (219) 8.156 60.908 Totale 92.613 23.769 (219) 8.156 60.908 La movimentazione dell’esercizio è principalmente legata agli incrementi relativi all’iscrizione del fondo smantellamento dei parchi eolici entrati in esercizio 2022 nel Regno Unito, Polonia, Francia e Svezia (circa 23 milioni di Euro) e alla rivalutazione finanziaria degli oneri di ripristino dei parchi eolici e solari ed in particolare rappresentata dal reversal dell’effetto attualizzazione. La Variazione area di consolidamento si riferisce alle già commentate acquisizioni avvenute nel periodo (circa 6,2 milioni di Euro), oltre che i relativi incrementi dei parchi neo acquisiti. 1566 Nota -20 Ammortamenti e svalutazioni Definizione e criteri di rilevazione e misurazione Le Autorizz azioni e Concessioni sono ammortizzati in base alla loro durata residua. Le altre attività immateriali vengono ammortizzate in un periodo massimo di 5 anni. Gli Imm obili, impianti e macchinari sono ammortizzati in quote costanti lungo la vita utile stimata. (migliaia di Euro) 2022 2021 Variazione Ammortamenti Autorizzazioni e Concessioni 55.887 47.263 8.624 Ammortamenti Altre Attività Immateriali 2.854 2.847 7 Totale 58.741 50.110 8.630 Ammortamenti Immobili, Impianti e Macchinari 168.039 149.774 18.265 Ammortamenti di attività per diritti di utilizzo 8.650 6.411 2.240 Totale 176.689 156.184 20.505 Svalutazioni (Ripristini) di Autorizzazioni e Concessioni 8.281 10.516 (2.235) Svalutazioni (Ripristini) di Immobili, Impianti e Macchinari e Attività per diritti di utilizzo 34.904 11.500 23.405 Totale 43.185 22.016 21.170 Gli ammortamenti si riferiscono agli impianti eolici e solari. La variazione del periodo si riferisce principalmente al contributo apportato dagli asset eolici e solari acquisiti nell’esercizio per un importo pari a circa 28 milioni di Euro, alle 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, oltre che alla 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 suddivisi per area geografica per gli anni 2022 e 2021: Italia Francia Germania Est Europa Regno Unito Svezia Spagna Totale 2022 178 47 29 16 5 - 4 279 2021 153 37 23 15 0 - - 228 Nota -21 Impairment test Definizione 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 recuperabil e 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. 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 24 febbraio 2023\. 1577 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 V V Francia V V Germania V Polonia V Romania V Bulgaria V UK V Svezia V Spagna V V 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 11 gruppi di CGU. Alla luce delle considerazioni sopra elencate, 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: Italia Francia Germania Spagna Eolico 194 77 32 - Solare 86 15 - 4 Totale 280 92 32 4 • 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 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 (6,55% in Italia e 5,42% Francia, 5,17% Germania e 6,07% in Spagna). 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. (milioni di euro) 1588 Italia Eolico Italia Solare Francia Eolico Francia Solare Germania Eolico Spagna Solare Base del valore recuperabile V alore d'uso/Fair value se maggiormente rappresentativo 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) 6,55% 6,55% 5,42% 5,42% 5 , 1 7 % 6,07% In particolare, per la determinazione dei flussi di cassa sono stati presi in considerazione: • l’aggiornamento del Piano Industriale 2022-2026 esaminato ed approvato dal Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A. in data 14 marzo 2023; • 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. Nello specifico si segnala che il Gruppo, in linea con quanto richiesto dal Public Statement dell’ESMA del 28 ottobre 2022 in conseguenza dei fattori di discontinuità 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 e gli impegni legati al clima oltre che l’evoluzione dello scenario regolatorio. Di seguito si riepilogano le considerazioni effettuate dal Gruppo in merito allo Scenario Energetico, al tasso di sconto ed allo Scenario Regolatorio. Scenario energetico La crisi in Ucraina ha determinato un livello di incertezza che riguarda, in primo luogo, la durata degli effetti del conflitto e gli impatti sul prezzo dell’energia. Il conseguente aumento del prezzo delle materie prime ha richiesto risposte in termini di politiche monetarie e fiscali, di cui andranno valutate efficacia e ricadute sulle politiche industriali ed energetiche. Il contesto in cui opera quindi il Gruppo è caratterizzato da estrema volatilità ed incertezza. Lo scenario prezzi delle commodity e dei prezzi dell’elettricità è estremamente volatile ed in netto calo nei primi mesi del 2023 rispetto agli elevati prezzi registrati nel 2022. Il contesto regolatorio è in continua evoluzione ed incerto, in particolare per quanto riguarda le numerose e non coordinate misure emergenziali che si sono susseguite negli ultimi mesi, sia a livello dei singoli Paesi, sia Europeo. 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. Il Gruppo ha pertanto proceduto ad un Aggiornamento del Piano 2022-2026, riflettendo l’evoluzione dello scenario prezzi commodity ed elettricità e confermando gli obiettivi strategici in termini crescita, di diversificazione geografica e tecnologica e di target quasi-regulated della propria struttura dei ricavi. Tasso di Sconto La dinamica dei tassi conseguente ai fenomeni inflattivi correlati alla crisi energetica in atto, ha determinato un sensibile incremento dei tassi di sconto di riferimento in tutti i Paesi in cui il Gruppo opera. La metodologia di stima dei tassi di attualizzazione utilizzata dal Gruppo prevede che: o vengano determinati tass i specifici per ogni Gruppo di CGU, secondo la matrice country/tecnologia, in coerenza con la configurazione dei flussi attesi; o 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; 1599 o 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 2021. Scenario Regolatorio Nel corso del 2022 sono state introdotte misure urgenti in materia di contenimento degli effetti degli aumenti dei prezzi nel settore elettrico. Il Gruppo, di conseguenza ha tenuto conto nelle valutazioni del processo di Impairment degli impatti di tali misure pur prevedendo rimozione delle misure di emergenza in concomitanza con l’attenuarsi della crisi energetica. Per maggiori dettagli sugli impatti di tali misure su Gruppo si rimanda al paragrafo Interventi normativi in materia di contenimento dell’aumento dei prezzi energia. 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 ed il valore contabile 37 : Gruppo di CGU Headroom* (milioni di euro) Italia Eolico 568 Italia Solare 102 Francia Eolico 111 Francia Solare 1 Germania Eolico 91 Spagna Solare 26 * 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. 37 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. 16060 -5% Ricavi +1% Wacc Gruppo di CGU (milioni di euro) Italia Eolico -175 -262 Italia Solare -38 -41 Francia Eolico -67 -73 Francia Solare -12 -15 Germania Eolico -34 -32 Spagna Solare -26 -42 * 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: -6,3% • Francia Solare: -0,4% • Eolico Germania: -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: con Wacc pari al 10,8% • Italia Solare: con Wacc pari al 9,6% • Francia Eolico: con Wacc pari al 6,6% • Francia Solare: con Wacc pari al 5,4% • Germania Eolico: con Wacc pari al 8,4% • Spagna Solare: con Wacc pari al 9,0% 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 2022, 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 38 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 3838 Valori relativi alle business combination degli esercizi precedenti. Variazioni di Headroom* 161 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. Dalle verifiche sopra descritte non è emersa la necessità di procedere alla determinazione del valore recuperabile ad eccezione di quanto commentato di seguito: • Impianti eolici soggetti a repowering già autorizzato Nel corso del 2022, a seguito dell’ottenimento delle autorizzazioni al repowering degli impianti eolici di Camporeale e Salemi-Castelvetrano e del conseguente inizio del piano di rimozione dei vecchi impianti iniziata nel corso dell’anno, si è proceduto a svalutare il valore netto residuo delle relative immobilizzazioni materiali la cui dismissione è prevista nel corso del 2023 e delle relative autorizzazioni e concessioni. La svalutazione complessiva ammonta a circa 20 milioni di Euro, ascrivibili per 12 milioni di Euro ad immobilizzazioni materiali e per circa 8 milioni di Euro alle relative autorizzazioni e concessioni. • Impianti solari soggetti a revamping Nel corso del 2022 a seguito dell’avvio di alcuni progetti di Revamping si è proceduto a svalutare il valore netto residuo delle immobilizzazioni materiali di parchi fotovoltaici del portafoglio Italia per un valore complessivo di 23 milioni di Euro a Conto Economico. 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. Per quanto riguarda gli impianti Termoelettrici si rimanda a quanto riportato nella Sezione VII. Attività destinate ad essere cedute. Nota -22 Partecipazioni Definizione e criteri di rilevazione e misurazione Joint venture Le Joint venture sono rappresentate da un accordo tramite il quale il Gruppo vanta diritti sulle attività nette piuttosto che vantare diritti sulle attività ed assumere obbligazioni per le passività (imprese sulle cui attività il Gruppo ha un controllo congiunto così come definito dall’ IFRS 11 – Accordi a controllo congiunto). Il Bilancio Consolidato include la quota di pertinenza del Gruppo dei risultati delle società a controllo congiunto, contabilizzata con il metodo del patrimonio netto, a partire dalla data in cui inizia il controllo congiunto fino al momento in cui lo stesso cessa di esistere. Qualora l’eventuale quota di pertinenza del Gruppo delle perdite della joint venture 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. 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. Il riepilogo della voce partecipazioni possedute al 31 dicembre 2022 è il seguente: (migliaia di Euro) Valutate a Valutate al Totale Partecipazioni: Patrimonio netto costo - in imprese controllate non consolidate integralmente 1.092 - in joint venture - 1.092 - 100 100 - in imprese collegate - - in altre imprese - 496 - 0 496 TOTALE - 1.688 1.688 16262 Partecipazioni (migliaia di Euro) Imprese controllate non consolidate integralmente* Imprese controllate a controllo congiunto Imprese collegate Altre imprese Totale 31/12/2021 155 262 11.231 465 12.113 Attività destinate ad essere cedute \- (11.342) \- (11.342) Movimenti del periodo: Acquisizioni/aumenti di capitale/incrementi 937 \- \- 31 968 Variazione metodo di consolidamento \- \- \- \- \- Riclassifiche \- \- \- \- \- Svalutazioni/utilizzo fondo copertura perdite \- \- \- \- \- Alienazioni e dismissioni \- (162) \- \- (162) Valutaz. società metodo del patrimonio netto \- \- 111 \- 111 31/12/2022 1.092 100 - 496 1.688 *La voce comprende le società non operative. Gli importi riclassificati ad Attività destinate ad essere cedute si riferiscono alla partecipazione detenuta da ERG Power S.r.l. nella Priolo Servizi S.C.p.A. per maggiori dettagli si rimanda alla Nota 43 – Attività e Passività destinate ad essere cedute. Si precisa che l’importo riclassificato si riferisce al saldo al 31 dicembre 2022. Nota -23 Proventi (oneri) da partecipazioni netti Proventi (oneri) da partecipazione (migliaia di Euro) 2022 2021 Variazione Proventi (oneri) da partecipazioni valutate al patrimonio netto (0) 0 (0) Dividendi da altre imprese consolidate al costo 125 19 106 Conguaglio prezzo cessione partecipazione 2.646 836 1.809 Accantonamento rischi su partecipazione (477) (319) (159) Svalutazione partecipazioni - - \- Totale Altri proventi (oneri)da partecipazione netti 2.294 537 1.757 Totale 2.294 537 1.757 La voce Conguaglio prezzo cessione 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 circa 2 milioni di Euro. Nota -24 Altre attività finanziarie non correnti (migliaia di Euro) 31/12/2022 31/12/2021 Crediti vincolati \- Fondo di Giustizia Contributi Legge 488/92 24.240 24.240 Depositi cauzionali e altro 14.552 8.993 TOTALE 38.792 33.233 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 (Nota 12 – Altre passività non correnti). 16363 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, dichiarato inammissibile per difetto di giurisdizione del giudice amministrativo. Si tratta di un giudizio parzialmente differente dai rimanenti in quanto i contributi ex lege 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 2023 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. 16464 IV. FONDI E PASSIVITA’ POTENZIALI Definizio ne 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. Nota -25 Fondo B usiness Dismessi (migliaia di Euro) 31/12/2022 Incrementi Decrementi Riclassifiche 31/12/2021 Fondo business dismessi 84.692 11.713 (2.332) 408 74.903 Totale 84.692 11.713 (2.332) 408 74.903 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. 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; 165 (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 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.. 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. La voce riflette gli incrementi per circa 12 milioni di Euro relativi ad accantonamenti effettuati a fronte di oneri futuri derivanti dalla cessione di ERG Hydro S.r.l. ed in generale dalla ridefinizione dell’assetto strategico del Gruppo in applicazione del Piano Industriale 2022-2026\. Nota -26 Altri f ondi Definizion e 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. (migliaia di Euro) Porzione non corrente Porzione corrente 31/12/2022 Incrementi Decremen ti Riclassifiche Var. area di consolidamento 31/12/2021 Fondo rischi fiscali 20.703 6.364 27.067 556 (6.440) 140 9.163 23.647 Fondo rischi verso controparti istituzionali 23.626 359 (3.155) \- \- 26.423 Fondo rischi legali 3.745 246 (890) \- \- 4.389 Altri fondi rischi e oneri 3.698 - 23.626 - 3.745 4.994 8.6933 (4.639) (140) 338 13.133 Totale altri fondi 24.401 38.730 63.131 1.161 (15.124) - 9.501 67.591 Il Fondo rischi fiscali accoglie, tra gli altri, 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). Il decremento del periodo si riferisce principalmente all’evoluzione positiva del sopracitato contenzioso sulle imposte locali. \- 166 Il Fondo rischi verso controparti istituzionali è riferito ai seguenti rischi: oneri legati ad interessi e rivalutazioni sui contributi Legge 488/1992 (12,7 milioni di Euro), 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 (9 milioni di Euro) relativo a potenziali passività relative alla Romania, rilevato nel 2015, in occasione dello scioglimento della joint venture LUKERG Renew. Il Fondo rischi legali è relativo principalmente a fondi rischi riferiti al business eolico e solare. La voce Altri fondi rischi ed oneri nel periodo 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. 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 nel periodo. Il decremento (circa 5 milioni di Euro) si riferisce principalmente al rilascio relativo a contenziosi con enti locali afferenti il business eolico (2,5 milioni di Euro). Nota -27 Passività potenziali e contenziosi ERG è parte in procedimenti civili, amministrativi e fiscali e in azioni legali inerenti il 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. 167 V. GESTIONE FINANZIARIA Fondi propri Nota -28 Patr imonio netto attribuibile ai soci della controllante Si riporta di seguito, la variazione del patrimonio netto intervenuta nel periodo: (milioni di Euro) Patrimonio Netto attribuibile ai soci della controllante 31.12.2021 Pagamenti basati su azioni Dividendi Differenze da conversione e variazione attuariale Cash flow hedge Risultato 31.12.2022 1.559 7 (135) (17) 253 379 2.046 (migliaia di Euro) 31/12/2022 31/12/2021 Capitale Sociale 15.032 15.032 Riserva sovrapprezzo azioni 69.166 69.166 Riserve di rivalutazione 66.946 66.946 Riserva legale 3.236 3.236 Riserva di fusione 251.706 251.706 Riserva di Cash Flow Hedge 54.749 (197.831) Riserva di traduzione (12.618) 4.608 Altre riserve 780.166 621.739 Totale Riserve 1.213.351 819.568 Utili portati a nuovo 438.028 551.486 Risultato d'esercizio 378.939 172.897 Patrimonio Netto attribuibile ai soci della controllante 2.045.350 1.558.982 Partecipazioni di terzi 9.332 9.639 Patrimonio Netto 2.054.682 1.568.621 Capitale sociale Il capitale sociale al 31 dicembre 2022, 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 2021). 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. Con riferimento agli adempimenti pubblicitari ai sensi del comma 4 del 2497 bis del codice civile si precisa che SQ Renewables S.p.A., in quanto neocostituita, non ha ancora presentato un bilancio d’esercizio e pertanto non è possibile indicare i relativi dati. Alla data del 31 dicembre 2022 il Libro Soci della Società, relativamente agli azionisti detentori di partecipazioni rilevanti, evidenzia come titolare del 63% del capitale sociale SQ Renewables S.p.A. 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.pA. (azioni proprie) 782.080 1% Altri inferiori al 3% 55.537.920 37% Totale 150.320.000 100% Azioni proprie Definizione 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. Le azioni proprie alla data di redazione del presente documento ammontano a n. 782.080. L’Assemblea Ordinaria in data 26 aprile 2022 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 2021 – per un periodo di 18 mesi a decorrere dal 26 aprile 2022, 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 30.064.000 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 2021 – per un periodo di 18 mesi a decorrere dal 26 aprile 2022, 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. Dividendi I dividendi pagati da ERG S.p.A. nel 2022 (134,6 milioni di Euro) e 2021 (112,2 milioni di Euro) deliberati in occasione dell’approvazione dei Bilanci degli anni precedenti corrispondono rispettivamente a 0,90 Euro e 0,75 Euro. In data 14 marzo 2023 il Consiglio di Amministrazione ha proposto il pagamento agli azionisti di un dividendo di 1 Euro per azione mediante utilizzo dell’utile dell’esercizio, e per la parte residua, mediante utilizzo degli utili a nuovo. Il dividendo sarà messo in pagamento, previa approvazione da parte dell’Assemblea degli azionisti, a partire dal 24 maggio 2023, previo stacco cedola a partire dal 22 maggio 2023 e record date il 23 maggio 2023. 168 169 Proposta del Consiglio di Amministrazione del 14 marzo 2023 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 2022 che si chiude con un utile di 11.617.988,94 Euro; • deliberare il pagamento agli Azionisti di un dividendo di 1 Euro per azione. Il div idendo 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, per la parte residua, mediante utilizzo della riserva costituita dagli utili a nuovo; • deliberare la messa in pagamento del dividendo a partire a partire dal 24 maggio 2023, previo stacco cedola a partire dal 22 maggio 2023 e record date il 23 maggio 2023. 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. Riserva di Cash Flow Hedge Con riferimento all’impatto sul Conto Economico complessivo degli strumenti derivati di copertura pari a 252.580 migliaia di Euro si rimanda al Prospetto di Conto Economico Complessivo. Si segnala che all’interno della variazione sopracitata sono incluse variazioni di fair value riclassificate nell’utile (perdita) del periodo per 225.511 migliaia di Euro(al lordo del relativo effetto fiscale) riferibili alla chiusura di posizioni di copertura relative alla cessione degli asset idroelettrici, presentate nel prospetto di Conto Economico in accordo con l’IFRS 5\. 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) An dromeda PV S.r.l. 21,50% 9.332 4.158 Si segnala, inoltre, che sono stati corrisposti dividendi alle partecipazioni di minoranza per un importo pari a 4.466 migliaia di Euro. 170 Posizione finanziaria netta Definizione 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 ef fettivo, 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 v engono riclassificati a Conto Economico. Le atti vità 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 37 – Strumenti finanziari per ulteriori dettagli. (migliaia di Euro) Note 31/12/2022 31/12/2021 30 392.811 860.352 \- \- A. Disponibilità liquide B. Mezzi equivalenti a disponibilità liquide C. Altre attività finanziarie correnti 31 \- 32 244.916 491.000 637.727 1.351.353 D. Liquidità (A+B+C) E. Debito finanziario corrente 33 (56.680) (1.056.800) 35 E. Debito finanziario corrente \- strumenti valutati al Fair Value F. Parte corrente del debito finanziario non corrente \- mutui, finanziamenti, project financing e leasing 33 (320.518) (0) (55.856) (283.525) 33 (12.518) (2.363) F. Parte corrente del debito finanziario non corrente \- altri debiti F. Parte corrente del debito finanziario non corrente \- passività finanziarie correnti per beni in leasing 34 (6.362) (6.282) (396.079) (1.404.825) 241.648 (53.473) G. Indebitamento finanziario corrente (E+F) H. Indebitamento finanziario corrente netto (G-D) I. Debito finanziario non corrente 33 (156.282) (459.357) 34 (150.955) (122.663) 33 (1.593.007) (1.591.093) I. Debito finanziario non corrente \- Passività finanziarie non correnti per beni in leasing J. Obbligazioni emesse K. Debiti commerciali e altri debiti 33 (1.967) (13.637) 35 (1.902.210) K. Debiti commerciali e altri debiti (strumenti valutati al Fair value) L. Indebitamento finanziario non corrente (I+J+K) M. Indebitamento finanziario netto (H+L) (1.660.562) \- (10.392) (2.197.143) (2.250.616) Indebitamento finanziario netto Attività destinate ad essere cedute 98.334 (69.088) 171 Si riporta nella tabella seguente la riconciliazione tra la posizione finanziaria netta e l’indebitamento finanziario netto riportato in Relazione sulla Gestione. (migliaia di Euro) 31/12/2022 31/12/2021 Indebitamento Finanziario Netto (1.660.562) (2.250.616) Esclusione impatto IFRS 16 (passività finanziarie per leasing) 157.317 129.047 Esclusione Fair value positivo strumenti finanziari derivati IRS 5.497 984 Esclusione Fair value positivo strumenti finanziari derivati ERG S.p.A 63.544 \- Indebitamento Finanziario Netto Attività Continue (1.434.204) (2.120.584) Inclusione passività operative destinate ad essere cedute (98.334) 69.088 Indebitamento Finanziario Netto Relazione sulle Gestione (1.532.538) (2.051.496) Indebitamento indiretto e sogge tto 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 2022\. L’indebitamento indiretto e soggetto a condizioni del Gruppo al 31 dicembre 2022 ammonta a circa 261 milioni di Euro, principalmente riconducibili allo sviluppo di parchi eolici nel Regno Unito, Francia, Polonia e Svezia (circa 32 milioni di Euro) e allo sviluppo di progetti di Repowering e Revamping su parchi eolici e impianti fotovoltaici in Italia per circa 230 milioni di Euro. Nota -30 Disponibilità Liquide e mezzi equivalenti Definizione 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 393 milioni di Euro al 31 dicembre 2022 (860 milioni di Euro al 31 dicembre 2021) è costituita dalle disponibilità liquide generate dalle attività del Gruppo, depositate a breve presso le banche delle quali il Gruppo è cliente per un importo pari a 325 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 68 milioni di Euro. Per quanto riguarda la liquidità destinata si rimanda a quanto commentato nella Nota 38 – Informativa sui rischi finanziari. Nota -31 Attività finanziarie valutate al fair value (migliaia di Euro) 31/12/2022 31/12/2021 Impatto sulla Posizione Finanziaria Netta Fair value derivati a copertura dei tassi di interesse 33.225 984 Totale parte non corrente 33.225 984 Fair value Prehedge a copertura dei tassi di interesse 35.755 - Crediti per derivati di copertura su commodities 72.033 87.436 Crediti per derivati non di copertura su commodities 33.780 66.718 � Totale parte corrente 141.569 154.154 La quota non corrente pari a circa 33 milioni di Euro (1 milione di Euro al 31 dicembre 2021), si riferisce alla quota non corrente del Fair Value positivo del Prehedge di ERG S.p.A. (circa 28 milioni di Euro) e alla componente positiva degli strumenti finanziari derivati di copertura dei tassi di interesse del Gruppo (5 milioni di Euro). La quota corrente, pari a 142 milioni di Euro al 31 dicembre 2022 (154 milioni di Euro al 31 dicembre 2021), è costituita da crediti per derivati di copertura su commodities pari a 72 milioni di Euro al 31 dicembre 2022 (87 milioni di Euro al 31 dicembre 2021) riferiti al fair value attivo degli strumenti di copertura su rischio prezzo commodities, i quali non rientrano nella classificazione di attività finanziarie e pertanto non sono inclusi nella posizione finanziaria netta; al fair value dei crediti per derivati su commodities con consegna fisica per un importo pari a 34 milioni di Euro al 31 dicembre 2022 (67 milioni di Euro al 31 dicembre 2021), oltre che 36 milioni di Euro riferiti al fair value degli strumenti Prehedge a copertura del rischio tasso di interesse. 1722 Nota -32 Altre attività finanziarie correnti La voce pari a 211 milioni di Euro al 31 dicembre 2022, interamente ricompresa nella posizione finanziaria netta (424 milioni di Euro al 31 dicembre 2021) è costituita principalmente da impieghi a breve di liquidità per 100 milioni di Euro (300 milioni di Euro al 31 dicembre 2021) e da depositi a garanzia sull’operatività su strumenti derivati “futures” per circa 10 milioni di Euro (98 milioni di Euro al 31 dicembre 2021), oltre che da 98 milioni di Euro di crediti riferiti alla tesoreria centralizzata tra ERG Power Generation S.p.A. ed ERG Power S.r.l.. Nota -33 Passività finanziarie correnti e non correnti Definizione 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 prest iti 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 37 \- Strumenti finanziari. 31/12/2022 31/12/2021 Valore contabile Valore nominale Valore contabile Valore nominale (migliaia di Euro) Quota corrente (*) Quota non corrente Totale Totale Quota corrente (*) Quota non corrente Totale Totale Obbligazioni emesse 7.006 1.593.007 1.600.013 1.600.000 7.076 1.591.093 1.598.170 1.600.000 Mutui e finanziamenti 249.438 - 249.438 250.000 257.080 248.977 506.057 510.000 Project financing 55.070 156.282 211.352 215.314 26.444 210.380 236.825 242.308 Debiti per leasing** 16.009 - 16.009 15.285 - - - - Totale Debito Medio Lungo Termine 327.524 1.749.288 2.076.812 2.080.599 290.601 2.050.451 2.341.052 2.352.308 Debiti verso banche 49.674 0 49.674 49.674 1.049.724 - 1.049.724 1.049.724 Altri debiti 12.518 1.967 14.485 14.485 2.363 13.637 16.000 16.000 Totale Altri Debiti 62.192 1.967 64.159 64.159 1.052.087 13.637 1.065.724 1.065.724 Totale Passività Finanziarie 389.716 1.751.255 2.140.971 2.144.758 1.342.688 2.064.088 3.406.776 3.418.032 *Nella quota corrent e dei mutui e finanziamenti è ricompreso il reversal del gain IFRS 9. **Il valore contabile dei debiti per leasing, rilevati in applicazione dell’IFRS 16, è comprensivo della stima delle penali per la chiusura anticipata degli stessi. Nella tabella sottostante si riporta l’outstanding nominale del debito a medio-lungo termine al 31 dicembre 2022, 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) Gross Debt 31/12/22 2023 2024 2025 2026 2027 >2027 1.600 500 600 500 231 70 32 33 29 25 41 Obbligazioni emesse Project Financing Mutui e finanziamenti 250 250 2.081 320 32 533 29 625 541 1733 Nella tabella seguente si riporta la composizione in percentuale dell’outstanding nominale del debito a medio-lungo termine: Debito Medio Long Term 31/12/2022 31/12/2021 % 215.314 10% 242.308 10% 15.285 1% 0 0% 250.000 12% 510.000 22% Project Financing Leasing Mutui e finanziamenti Obbligazioni emesse 1.600.000 77% 1.600.000 68% 2.080.599 100% 2.352.308 100% 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 ri- bilanciare 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 2022 le fonti di Sustainable Finance, pari a 1.829 milioni di Euro su un totale di fonti finanziarie pari a 2.081 milioni di valore nominale (2.038 milioni di Euro al 31 dicembre 2021 su un totale di fonti finanziarie pari a 2.352 milioni di valore nominale) comprendono: • Green Bonds, per complessivi Euro 1.600 milioni (ammontare invariato rispetto al 31 dicembre 2021), destinati al finanziamento e rifinanziamento della costruzione e/o acquisizione di progetti eolici e solari recentemente entrati a far parte del portafoglio del Gruppo; • Finanziamenti “Environmental, Social e Governance Linked” senior unsecured a medio lungo termine (“ESG Loans”), per complessivi Euro 150 milioni (Euro 350 milioni al 31 dicembre 2021), che prevedono un meccanismo premiante legato al raggiungimento di un obiettivo in termini di risparmio di emissioni CO2; • ESG Linked Project Green Financing, per complessivi Euro 79 milioni (Euro 88 al 31 dicembre 2021), sottoscritto per tre parchi eolici in Italia di complessivi 154MW di capacità e strutturato nel rispetto dei “Sustainability Linked Loan Principles” emessi dalla Loan Market Association. Tale finanziamento prevede la periodica rilevazione di parametri di sostenibilità, e meccanismi premianti legati al raggiungimento di obiettivi in termini di disponibilità degli impianti e produzione di energia green. La composizione delle fonti di finanziamento mostra una progressiva convergenza verso l’obiettivo di “sustainable funding” pari ad almeno il 90% delle fonti di finanziamento del Gruppo così come delineato nel nuovo piano ESG 2022- 2026. Debito Medio Long Term 31/12/2022 % 31/12/2021 % Fonti di Finanziamento Tradizionale 251.599 12% 314.308 13% Fonti di Finanziamento Sostenibili 1.829.000 88% 2.038.000 87% Totale Debito Medio Long Term 2.080.599 100% 2.352.308 100% In aggiunta alle suddette fonti finanziarie funded nel mese di ottobre 2022 la società ERG S.p.A. ha stipulato una ESG- linked Revolving Credit Facility, di durata triennale e con possibilità di estensione fino a ulteriori 2 anni, il cui margine è soggetto a un meccanismo di aggiustamento sulla base del raggiungimento di determinati target ESG (di cui uno environmental e uno relativo alla diversity nella composizione della forza lavoro). Tale facility, il cui ammontare è pari a Euro 600 milioni, risulta interamente disponibile al 31 dicembre 2022. Al 31 dicembre 2022 il tasso di interesse medio ponderato dei mutui, finanziamenti e project financing era del 1,64% (1,15% al 31 dicembre 2021). Il tasso indicato non tiene conto delle operazioni di copertura dei tassi di interesse. Si precisa che il tasso medio del debito comprensivo delle operazioni di copertura è stato pari a 1,37% (1,38% nel 2021). Le Obbligazioni emesse pari 1.600 milioni di Euro al 31 dicembre 2022 (1.598 al 31 dicembre 2021), includono: 174 Tipo di Finanziamento ISIN Cedola Data emissione Data scadenza Prezzo emissione Rendimento lordo a scadenza Rating Valore contabile Valore nominale Green Bond XS1981060624 1,88% 11/04/2019 11/04/2025 99,67% 1,93% Fitch: BBB\- 505.019 500.000 Green Bond XS2229434852 0,50% 11/09/2020 11/09/2027 99,21% 0,62% Fitch: BBB\- 496.341 500.000 Green Bond XS2229434852 0,50% 23/12/2020 11/09/2027 101,10% 0,33% Fitch: BBB\- 100.5833 100.000 Green Bond XS2386650274 0,88% 15/09/2021 15/09/2031 99,75% 0,90% Fitch: BBB\- 498.071 500.000 Totale 1.600.013 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 8,9 milioni di Euro. Tali costi sono stati rilevati a Conto Economico negli oneri finanziari del 2022 secondo il metodo del costo ammortizzato per un ammontare pari a 1,9 milioni di Euro, corrispondente alla quota di competenze dell’anno 2022. Il valore contabile della passività finanziaria include circa 9 milioni di Euro di interessi maturati nel periodo. I Mutui e finanziamenti, pari a 249 milioni di Euro al 31 dicembre 2022 (506 milioni al 31 dicembre 2021) si riferiscono a: • un corporate loan bilaterale con UBI Banca S.p.A. (ora Gruppo Intesa Sanpaolo ) (100 milioni di Euro) sottoscritto nel primo semestre 2016, il cui rimborso è previsto nel 2023. • Un Environmental, Social e Governance senior loan (“ESG Loans”) con Mediobanca S.p.A. (150 milioni di Euro) sottoscritto nel primo semestre 2016, rifinanziato nel quarto trimestre 2021 (prima corporate loan bilaterale). Erogazione Tipo Finanziamento Banca erogatrice Scadenza Tasso Valore contabile Valore nominale 2016 Corporate loan bilaterale Mediobanca S.p.a 2023 IRS: Euribor + Spread 149.584 150.000 2016 Corporate loan bilaterale Intesa San Paolo 2023 IRS: Euribor + Spread 99.854 100.000 Totale 249.438 250.000 I debiti sopra rappresentati sono rilevati al netto degli oneri accessori rilevati contabilmente con il metodo del costo ammortizzato (0,2 milioni di Euro) e dell’effetto della rinegoziazione dei finanziamenti (0,8 milioni di Euro). I Project Financing pari a 211 milioni di Euro al 31 dicembre 2022 (237 milioni al 31 dicembre 2021) si riferiscono a: • finanziamenti per 94 milioni di Euro relativi alla società Andromeda PV S.r.l.; • finanziamenti per 117 milioni di Euro erogati per la costruzione di parchi eolici. Erogazione Società Tipo Finanziamento Scadenza Tasso Valore contabile Valore nominale 2017 ERG Eolica Fossa del Lupo Project financing garantito 2027 IRS: Euribor + Spread 74.089 78.663 2015 EW Orneta 2 SP Z.O.O. Project financing garantito 2029 IRS: Wibor + Spread 23.653 24.169 2018 ERG Windpark Linda GmbH & Co. KG Project financing garantito 2038 Fisso 19.414 19.583 2010 Andromeda S.r.l. Project financing garantito 2028 Fisso 94.196 94.336 Totale 211.352 216.751 I debiti sopra rappresentati sono rilevati al netto degli oneri accessori rilevati contabilmente con il metodo del costo ammortizzato (2,7 milioni di Euro) e dell’effetto della rinegoziazione dei finanziamenti (2,8 milioni di Euro). I Project financing sono garantiti dall’asset sottostante. Si rimanda alla Nota 38 – Informativa sui rischi finanziari per un commento sui relativi eventuali Covenants e negative pledge. I Debiti verso banche pari a 50 milioni di Euro accolgono principalmente le posizioni a breve termine riferite a conti correnti di linee di finanziamento. 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 2 milioni di Euro, e per la quota corrente si riferiscono principalmente a 175 componenti differite del corrispettivo di acquisizione di società operanti nel business eolico all’estero per circa 9,5 milioni di Euro. I Debiti per leasing pari a 16 milioni di Euro si riferiscono a leasing finanziari per le neo acquisite società fotovoltaiche in Italia. Nota -34 Passività finanziarie per beni in leasing Passività finanziare sorte a seguito dell’applicazione del principio IFRS 16 pari a 157 milioni di Euro (129 milioni di Euro nel 2021) di cui 151 milioni di Euro (123 milioni di Euro nel 2021) a medio lungo termine e 6 milioni di Euro a breve termine (6 milioni di Euro nel 2021). 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 del periodo. L’incremento del periodo si riferisce principalmente alla passività iscritta per le acquisizioni avvenute nel periodo. Per maggiori dettagli si rimanda alla Nota 45 - Business Combination e acquisizione di Asset. Nota -35 Passività fina nziarie valutate al fair value (migliaia di Euro) 31/12/2022 31/12/2021 Impatto sulla Posizione Finanziaria Netta Fair value derivati di copertura dei tassi di interesse - 10.392 V Debiti per derivati di copertura su commodities - 34.372 Totale parte non corrente - 44.764 Debiti per derivati di copertura su commodities 76.644 115.001 Debiti per derivati non di copertura su commodities 0 55.856 V Totale parte corrente 76.644 170.857 La quota corrente pari a 77 milioni di Euro (171 milioni di Euro al 31 dicembre 2021) è costituita interamente (115 milioni di Euro al 31 dicembre 2021) da debiti per strumenti derivati di copertura su commodities riferiti al fair value passivo degli strumenti di copertura su rischio prezzo commodities, i quali non rientrano nella classificazione di passività finanziarie e pertanto non sono inclusi nella posizione finanziaria netta; si ricorda che al 31 dicembre 2021 la voce comprendeva anche il fair value passivo riferito a contratti sull’energia con consegna fisica per 56 milioni di Euro che non godono della “own use exemption”. Si ricorda che al 31 dicembre 2021 la quota non corrente pari a 45 milioni di Euro era costituita da passività derivanti dalla valutazione al fair value degli strumenti derivati a copertura dei tassi di interesse per un importo pari a 10 milioni di Euro; oltre che da debiti per derivati di copertura su commodities per 34 milioni di Euro riferiti al fair value passivo degli strumenti di copertura su rischio prezzo commodities, i quali non rientravano nella classificazione di passività finanziarie e pertanto non erano inclusi nella posizione finanziaria netta. Per maggiori dettagli sugli strumenti derivati adottati dal Gruppo si rimanda alla Nota 38 – Informativa sui rischi finanziari. Nota -36 Proventi (oneri) finanziari netti 2022 2021 (migliaia di Euro) Proventi finanziari Oneri finanziari Netto Proventi finanziari Oneri finanziari Netto Interessi attivi (passivi) bancari su conto corrente 2.020 (848) 1.172 3.320 (27) 3.293 Proventi (oneri) finanziari derivati su tassi \- differenziale 1.040 (3.234) (2.194) 41 (9.059) (9.018) Interessi passivi su mutui/fin.ti verso terzi \- (18.126) (18.126) \- (15.463) (15.463) Interessi passivi su project financing \- (10.014) (10.014) \- (11.210) (11.210) Operazioni Liability management (2.884) (2.884) \- (15.801) (15.801) Gestione liquidità/Costo del debito 3.060 (35.106) (32.046) 3.361 (51.560) (48.199) Proventi (oneri) finanziari diversi 10.213 (2.606) 7.607 7.725 (1.977) 5.748 Proventi (oneri) finanziari derivati \- delta fair value 61.925 (62.072) (147) 155.611 (154.304) 1.307 Effetto rinegoziazione finanziamenti gain (loss) IFRS 9 15 (3.379) (3.364) 752 (3.073) (2.321) Costo ammortizzato su mutui, finanziamenti e project financing \- (3.279) (3.279) \- (3.748) (3.748) Oneri finanziari relativi alle passività per beni in leasing \- (5.391) (5.391) \- (3.997) (3.997) Differenze cambio 409 (362) 47 344 (98) 246 Altri Proventi / (Oneri) 72.562 (77.089) (4.527) 164.432 (167.197) (2.765) Totale 75.622 (112.195) (36.573) 167.794 (218.758) (50.964) 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 “Rinegoziazione finanziamenti – IFRS 9” e “Costo ammortizzato su mutui, finanziamenti e project financing”. 176 La variazione delle voci Interessi passivi su mutui e finanziamenti verso terzi e Interessi passivi su project financing è riconducibile principalmente alle importanti operazioni di liability management, proseguite nel corso del 2021, che hanno portato ad una sensibile riduzione del costo del debito lordo nel periodo. La voce Operazioni Liability management include gli oneri straordinari legati alla chiusura di alcuni finanziamenti corporate e di alcuni project financing di alcune società operative eoliche e solari; oltre all’estinzione parziale del fair value relativo agli strumenti finanziari derivati 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. La diminuzione degli oneri finanziari netti si riferisce agli effetti derivanti dalle importanti operazioni di liability management effettuate nel corso del 2021. Nota -37 Strumenti finanziari Definizione 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. Il 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 variaz ione sono riflessi a Conto Economico nel periodo in cui la variazione è avvenuta. 17777 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. 31/12/2022 (migliaia di Euro) 31/12/2022 Fair value \- Strumenti di copertura Strumenti FVTPL \- altri Attività finanziarie valutate al costo ammortizzato Altre passività finanziarie Totale Valore Contabile Fair value Livello 1 Livello 2 Livello 3 Totale Partecipazioni - 1.649 \- \- 1.649 1.649 1.649 - \- 1.649 Altri crediti finanziari non correnti \- \- 38.792 - 38.792 38.792 - 38.792 - 38.792 Interest rate swap di copertura 69.041 \- \- \- 69.041 69.041 - 69.041 - 69.041 Derivati su commodities* \- \- \- \- \- \- \- \- \- \- Altri crediti finanziari correnti \- \- 175.381 - 175.381 175.381 - 175.381 - 175.381 Crediti commerciali \- \- 202.465 - 202.465 202.465 \- \- \- Titoli finanziari correnti \- \- \- \- \- \- \- \- \- \- Altri crediti \- \- 275.536 - 275.536 275.536 - 275.536 - 275.536 Disponibilità liquide \- \- 392.811 - 392.811 392.811 \- \- \- Totale attività 69.041 1.649 1.084.984 - 1.155.674 1.155.674 1.649 558.749 - 560.398 Mutui e finanziamenti \- \- \- 249.438 249.438 253.211 - 253.211 - 253.211 Prestiti Obbligazionari \- \- 1.600.013 1.600.013 1.683.705 - 1.683.705 - 1.683.705 Project Financing no recourse \- \- \- 211.352 211.352 274.751 - 274.751 - 274.751 Debiti per leasing \- \- \- 16.009 16.009 253.211 253.211 Debiti verso banche a breve \- \- \- 49.674 49.674 49.674 - 49.674 - 49.674 Debiti finanziari \- \- \- 14.485 14.485 14.485 - 14.485 - 14.485 Interest rate swap di copertura \- \- \- - \- \- \- \- \- \- Derivati su commodities* 76.644 - \- - 76.644 76.644 - 76.644 - 76.644 Debiti commerciali \- \- \- 123.002 123.002 123.002 \- \- \- \- Altri debiti \- \- \- 247.933 247.933 247.933 - 247.933 - 247.933 Totale passività 76.644 - - 2.511.907 2.588.550 2.976.616 - 2.853.614 - 2.853.614 (*) 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 187 milioni di Euro. 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: Tipologia Strumento Modello di pricing Strumento di calcolo Dati di mercato utilizzati Data provider Gerarchia IFRS 7 Derivati su tasso di interesse Interest Rate Swap Discounted Cash Flow - MS Excel - Tassi di deposito (Euribor) \- Refinitiv Eikon Level 2 - FINCAD XL - Tassi swap Interest Rate Option (Cap, Floor) Black & Scholes - MS Excel - Tassi di deposito (Euribor) - Refinitiv Eikon Level 2 - FINCAD XL - Tassi swap - Refinitiv Eikon - Volatilità implicita tassi Derivati su commodity Commodity Swap Discounted Cash Flow - MS Excel - Quotazioni spot ufficiali delle commodity di riferimento - Refinitiv Eikon Level 2 Formule gas - FINCAD XL - Cambi spot BCE Commodity Future Strumento quotato \- quotazioni ufficiali di chiusura (settlement prices) \- Fonte:EEX EEX via Refinitiv Eikon Level 1 Contract for Difference (CfD) Discounted Cash Flow - MS Excel - PUN forward quotato sul mercato OTC EEX via Refinitiv Eikon Level 2 Level 2 - FINCAD XL - Curva zero coupon sull’Euro - Refinitiv Eikon Derivati su tasso di cambio Compravendita a termine (Outright, FX Forward) Discounted Cash Flow -MS Excel \- FINCAD XL \- Tassi di interesse a breve (deposit rates) e a medio/lungo termine swap rates) per entrambe le divise di riferimento. - Cambi spot BCE. \- Refinitiv Eikon 17878 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, sia per cliente sia per settore viene monitorato in continuo senza però aver mai presentato situazioni di allerta. Per la valutazione degli impatti legati al conflitto in Ucraina sul rischio credito del Gruppo si rimanda a quanto commentato nel paragrafo Eventi bellici in Ucraina. Al 31 dicembre 2022, l’esposizione massima al rischio di credito su crediti commerciali, suddivisa per regione geografica, è la seguente: (migliaia di Euro) 31/12/2022 31/12/2021 Italia 118.490 256.746 Francia 17.198 16.067 Germania 9.485 11.807 Bulgaria 4.965 6.275 Polonia 21.381 8.939 Romania 21.868 20.368 UK 7.694 \- Spagna 1.383 \- Totale 202.465 320.202 La tabella sottostante fornisce informazioni circa l’esposizione del Gruppo ERG al rischio di credito a fine esercizio, mediante classificazione dei crediti non scaduti (vedi Nota 6 – Crediti Commerciali) in funzione del merito creditizio corrispondente ai rating assegnati dall’information provider internamente assegnati. (migliaia di Euro) 31/12/2022 31/12/2021 Valutazione AAA 9.485 11.807 Valutazione AA+ /AA\- 24.892 16.067 Valutazione A\+ /A\- 20.073 74.543 Valutazione BBB+ / BBB\- 51.655 141.512 Valutazione BB+ / BB\- 76.625 17.799 Valutazione B\+ / B\- 205 9.477 Valutazione CCC 652 36.263 Valutazione CC - \- Totale 183.587 307.469 179 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 2022 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). (migliaia di Euro) Valore contabile Percentuale di perdita medio ponderata* Fondo svalutazione Valutazione AAA 9.485 0,03% 3 Valutazione AA+ /AA\- 24.892 0,06% 14 Valutazione A\+ /A\- 20.073 0,07% 13 Valutazione BBB+ / BBB\- 51.655 0,33% 177 Valutazione BB+ / BB\- 76.625 0,95% 728 Valutazione B\+ / B\- 205 1,07% 2 Valutazione CCC 652 2,66% 17 Totale 183.587 954 * parametro valutato per ogni Paese sulla base della Probabilità di Default (PD) e della perdita statisticamente rilevata a fronte dei crediti in default (LGD). 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 2022 e al 31 dicembre 2021 sulla base dei pagamenti contrattuali non attualizzati ed il relativo valore contabile. 31/12/2022 Maturity dei debiti (migliaia di Euro) Valore Contabile Totale 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 - - 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 Interest Rate Swap copertura rischio tasso di interesse - - - - - - - Derivati rischio prezzo Commodities 76.644 76.644 - 76.644 - - Totale Passività finanziarie derivate 76.644 76.644 - - 76.644 - - 31/12/2021 Maturity dei debiti (migliaia di Euro) Valore Contabile Totale Su richiesta inferiore a 3 mesi da 3 a 12 mesi da 1 a 5 anni superiore a 5 anni Obbligazioni emesse 1.598.170 1.700.687 - - 16.983 558.472 1.125.233 Mutui e finanziamenti 506.057 514.186 - 319 1.361 512.507 - Project Financing no recourse 236.825 284.038 - 9.070 25.974 165.626 83.368 Debiti verso banche a breve 1.049.724 1.048.999 - 749.000 299.999 - - Altri debiti 15.991 15.991 2.352 13.639 - Debiti commerciali 254.374 254.374 12.006 242.368 - - - Totale passività finanziarie non derivate 3.661.141 3.818.276 12.006 1.000.756 346.669 1.250.245 1.208.600 Interest Rate Swap copertura rischio tasso di interesse 10.392 10.417 - 969 4.122 5.078 248 Derivati rischio prezzo Commodities 205.228 205.228 - 170.856 34.372 - Totale Passività finanziarie derivate 215.621 215.645 - 969 174.978 39.449 248 180 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 dei 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. Bilancio 2022 Bilancio 2021 Project Financing/Finanziamenti Rispetto covenant(s) Event of Default Remedies in case of Event of Default* � � Project Financing ERG Eolica Fossa del Lupo S.r.l. � HDSCR inferiore a 1,05x e FDSCR inferiore a 1,05x � � � Project Financing EW Orneta 2 SP. Z.O.O. � HDSCR inferiore a 1,10x e LLCR inferiore a 1,10x � � � Project Financing Windpark Linda GmbH � HDSCR inferiore a 1,05X � � � Project Financing Andromeda PV S.r.l. � Historical Annual DSCR e Projected Annual DSCR superiori a 1,10x � � � Corporate Loan Mediobanca � Net Debt/Equity < 3,75x � � � Corporate Loan Intesa Sanpaolo n/a n/a LLCR: Loan Life Cover Ratio; HDSCR: Historical Debt Service Coverage Ratio FDSCR: Forecast Debt Service Coverage Ratio * Rimedi contrattualmente stabiliti che la Società può porre in essere per evitare il default. 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 (nominale) \- composizione tasso (milioni di Euro) Nominale % Nominale % a tasso fisso 1.728 83% 1.727 73% a tasso variabile coperto 231 11% 501 21% a tasso variabile 122 6% 125 5% Totale indebitamento lordo 2.081 100% 2.352 100% dic-22 dic-21 181 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) 2022 2021 Shock-up (variazione tasso di interesse +1%) 2,6 0,9 Shock-down (variazione tasso di interesse -1%) 1,3 (3,6) Impatto a Patrimonio Netto (milioni di Euro) 2022 2021 Shock-up (variazione tasso di interesse +1%) 15,0 24,8 Shock-down (variazione tasso di interesse -1%) (16,2) (25,1) 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. d ic-2022 in migliaia di Mwh Nominale di Copertura Nominale di Trading Totale Future \- energia elettrica 745 2.201 2.945 CFD \- energia elettrica 543 1.325 1.868 Physical - Power - 232 232 Totale 1.288 3.758 5.045 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) 2022 2021 Shock-up (variazione prezzo commodities +25%) (6,9) (0,2) Shock-down (variazione prezzo commodities -25%) 6,9 0,2 182 (milioni di Euro) 2022 2021 Shock-up (variazione prezzo commodities +25%) (19,5) (113,0) Shock-down (variazione prezzo commodities -25%) 19,5 113,0 Rischio di mercato \- tasso di cambio Identifica la variazione inattesa futura dei tassi di cam bio che potrebbero determinare maggiori costi per il Gruppo (rischio transattivo), oppure impatti sul Bilancio Consolidato per effetto della conversione di attività e passività di i mpre se c he 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. 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: 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 2022 sono: Derivati su tassi di interesse • 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; • 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. Derivati su commodity • strumenti di tipo CfD (Contract for Difference), 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 Swap, utilizzati per la gestione del rischio volatilità del prezzo del gas naturale; tale contratto prevede lo scambio di flussi di pagamento periodici basati sul valore del sottostante, e ottenuti dalla differenza tra un prezzo fisso concordato fra le parti e un prezzo variabile desunto dal mercato. Tale strumento permette di fissare in anticipo il prezzo di acquisto del gas naturale per una particolare data di scadenza; • 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. Derivati su tasso di cambio • Strumenti di Compravendita a termine di valuta (Outright, FX Forward), utilizzati per la gestione del rischio volatilità del tasso di cambio nella realizzazione dei progetti esteri. Tali strumenti consentono l’acquisto/vendita di un determinato quantitativo di divisa con riferimento ad una scadenza predefinita e ad un cambio a termine (forward) prefissato. Il regolamento a scadenza può essere effettuato attraverso la consegna fisica della divisa sottostante ovvero tramite il regolamento del differenziale in Euro tra il cambio a termine contrattuale ed il cambio spot rilevato alla scadenza del contratto. Riforma degli indici di riferimento per la determinazione dei tassi di interesse La radicale riforma dei principali indici di riferimento per la determinazione dei tassi di interesse in atto a livello globale prevede, tra gli altri, la sostituzione dei tassi interbancari offerti (IBOR, Interbank Offered Rates) con tassi alternativi pressoché privi di rischio (la ‘riforma IBOR’). L'EURIBOR ha subito una riforma metodologica di calcolo nel 2019 per renderlo conforme ai requisiti normativi stabiliti nel BMR (The Benchmarks Regulation). Ad oggi è determinato utilizzando una metodologia ibrida basandosi sulle effettive transazioni disponibili, e su altre fonti di prezzi di mercato, laddove necessario. Impatto a Patrimonio Netto 183 A seguito di una prima fase di test la metodologia di calcolo ibrida è diventata applicabile, ricevendo l'autorizzazione dalla competente autorità, a continuare ad essere utilizzata anche per i contratti successivi al 3 gennaio 2022 (data di introduzione dei nuovi tassi benchmark). Sempre per l’area Euro è stato invece sostituito dal 2 ottobre 2019 il tasso EONIA, indice del mercato overnight, con un nuovo tasso l’Euro Short Term Rate (ESTER) calcolato sulla base di transazioni già avvenute e ritenuto più solido e affidabile rispetto al precedente. Relativamente alle operazioni in essere a livello di Gruppo eseguite sul mercato monetario non si sono presentate situazioni di incertezza derivante dalla riforma degli indici di riferimento per la determinazione dei tassi di interesse. Pertanto, il Gruppo ha continuato ad applicare tutte le disposizioni in materia di contabilizzazione delle operazioni di copertura alle relazioni di copertura in linea con il passato. Gli impatti della sopracitata riforma non sono significativi per il Gruppo alla data del presente documento in quanto solo alcune società estere hanno modificato alcuni contratti intercompany utilizzando tassi di riferimento alternativi. Al fine di minimizzare il rischio che uno o più tassi di riferimento possano essere dismessi nonostante i partecipanti al mercato continuino ad avere delle esposizioni indicizzate a quel tasso, le istituzioni finanziarie ed i clienti sono incoraggiati ad utilizzare clausole contrattuali (fallback) che indichino un tasso di riferimento alternativo quale sostitutivo in caso di indisponibilità di uno o più tassi di riferimento preesistenti. Dove presenti verranno analizzate le clausole di fallback nei contratti che si chiuderanno affinché siano sufficienti a garantire la transizione ai tassi di riferimento alternativi se necessario. 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. All'inizio della relazione di copertura designata, il Gruppo 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, 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 esercizio o negli stessi esercizi in cui i flussi finanziari futuri attesi coperti hanno un effetto sull'utile/(perdita) dell'esercizio. Se non s i 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 esercizio o negli stessi esercizi in cui i flussi finanziari futuri attesi coperti hanno un effetto sull'utile/(perdita). 184 Riepilogo 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 2022 sono i seguenti: valore di nozionale Fair Value Scadenza 1 anno Scadenza 1 anno a 5 anni Scadenza oltre 5 anni Totale Nominale Attivo Passivo (Milioni di Euro) Gestione del rischio sul tasso di interesse 165 44 22 231 70 0 - Cash flow hedge (migliaia di Mwh) Gestione del rischio sul prezzo delle commodity - Cash flow hedge 1.279 9 0 1.288 0 105 - Trading 3.758 0 0 3.758 109 190 Totale strumenti derivati 179 294 - di cui in Cash flow Hedge 70 105 - di cui non in Cash flow Hedge 109 190 Con riferimento all’impatto sul Conto Economico complessivo degli strumenti derivati di copertura si rimanda al Prospetto di Conto Economico Complessivo. Nota -39 Garanzie, impegni e rischi Fideiussioni prestate (105.883 migliaia di Euro) Si tratta principalmente di garanzie rilasciate a favore di terzi, garantite dalla controllante diretta ERG S.p.A. Si tratta prevalentemente di controparti con cui sono intrattenuti rapporti commerciali, oltre che di una garanzia a favore del Gestore del Mercato elettrico (GME) finalizzata a consentire l’operatività su detto mercato. Altre Garanzie ed impegni prestati (16.245 migliaia di Euro) Le altre garanzie ed impegni prestati si riferiscono principalmente ad impegni correlati ai sistemi informativi di Gruppo. 185 VI. FISCALITA' Nota -40 Imposte sul reddito Definizion e e criteri di rilevazione e misurazione Imposte corr enti 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 al iquote relative alle società estere consolidate integralmente: Francia 25%; Germania 26,6% \- 32,3%; UK 19% (25% dal 1° aprile 2023); Romania 16%; Polonia 19%; Bulgaria 10%; Svezia 20,6%; Spagna 25%. Per quanto riguarda le Imposte differite, si rimanda a quanto commentato nelle Note successive. (migliaia di Euro) 2022 2021 Variazione Imposte correnti sul reddito 143.837 39.480 104.357 Imposte esercizi precedenti 1.458 (583) 2.040 Imposte differite e anticipate (47.726) (6.917) (40.809) TOTALE 97.569 31.981 65.588 La voce Imposte del periodo include gli effetti del “Contributo extraprofitti” introdotto dal D.L. 21/2022 i cui impatti sono pari a circa 37 milioni per le attività continue (isolati come special items in Relazione sulla Gestione) e del “Contributo di solidarietà temporaneo”, i cui impatti sono stati stimati pari a circa 19 milioni di Euro, per le attività continue (isolati come special items in Relazione sulla Gestione). A tal riguardo si ricorda che, in data 21 marzo 2022 è stato pubblicato in Gazzetta Ufficiale il D.L. "Ucraina-bis" o “Taglia Prezzi” (D.L. n. 21/2022 convertito dalla legge n. 51 del 20 maggio 2022) che ha introdotto il Contributo extraprofitti posto a carico, tra le altre, delle società che esercitano l'attività di produzione e/o rivendita di energia elettrica. La misura del Contributo extraprofitti, inizialmente pari al 10%, è stata poi incrementata al 25% dal D.L. “Aiuti” (D.L. n. 50/2022 convertito dalla Legge n. 91 del 15 luglio 2022). La base imponibile è costituita dalla variazione positiva tra le operazioni attive e passive rilevanti ai fini IVA del periodo 1° ottobre 2021 \- 30 aprile 2022 rispetto al periodo 1° ottobre 2020 – 30 aprile 2021. Il Contributo extraprofitti è dovuto se l'incremento è superiore al 10% e se è superiore a Euro 5.000.000; non è deducibile ai fini IRES ed IRAP. Il versamento del 40% a titolo di acconto è stato effettuato entro il 30 giugno 2022 e il versamento del 60% a titolo di saldo entro il 30 novembre 2022\. Si segnala che, con Legge di Bilancio per il 2023 (Legge n. 197 del 29 dicembre 2022), il legislatore ha modificato l’art. 37 del D.L. n. 21/2022 (relativo al Contributo extraprofitti) esplicitando l’esclusione dalla base imponibile del contributo le operazioni di cessione e di acquisto di azioni, obbligazioni o altri titoli non rappresentativi di merci e quote sociali che intercorrono tra le società soggette al contributo straordinario. Tale modifica conferma pertanto che la cessione della partecipazione in ERG Hydro S.r.l. posta in essere da ERG Power Generation S.p.A. il 3 gennaio 2022 debba essere espunta dalla base imponibile del Contributo extraprofitti. Si segnala infine che, la Legge di Bilancio per il 2023 ha introdotto il “Contributo di solidarietà temporaneo”, dovuto dai soggetti i cui ricavi nel periodo d’imposta antecedente all’1.1.2023 derivino da attività di produzione, rivendita o importazione di energia elettrica, gas metano, gas naturale e prodotti petroliferi. Il contributo è calcolato applicando un’aliquota pari al 50% sul reddito complessivo determinato ai fini IRES relativo al periodo d’imposta 2022 che eccede per almeno il 10% la media dei redditi complessivi IRES conseguiti nei quattro periodi d’imposta antecedenti (2018- 2021). Il contributo così calcolato non può in ogni caso essere superiore al limite del 25% del patrimonio netto al 31 dicembre 2021. Il “Contributo di solidarietà temporaneo” non è deducibile ai fini IRES e IRAP e dovrà essere versato entro il 30 giugno 2023. 186 Si riporta di seguito la riconciliazione dell’onere fiscale teorico con le imposte iscritte in Bilancio: IRES 186.535 44.768 (9.036) Risultato prima delle imposte IRES teorica 24% Impatto delle rettifiche di consolidamento non rilevanti ai fini del calcolo delle imposte Impatto ACE (Aiuto Crescita Economica) Impatto delle variazioni fiscali permanenti (8.135) IRES corrente, differita e anticipata 26.117 IRAP Risultato operativo 220.814 Svalutazione crediti \- Totale 220.814 IRAP teorica 5% 11.041 Effetto aliquota IRAP maggiorata per alcune società (9.031) Beneficio IRAP (Decreto Rilancio) 250 Effetto imponibile negativo su IRAP 8.703 Impatto delle variazioni fiscali permanenti e delle rettifiche di consolidamento non rilevanti ai fini del calcolo delle imposte (3.172) IRAP corrente, differita e anticipata 7.790 Totale imposte teoriche 55.809 Totale IRES e IRAP a bilancio 33.923 Imposte esercizio precedente 1.458 Contributo Straordinario D.L. 21/2022 37.165 Contributo solidarietà 18.536 Imposte sostitutive 6.487 Totale imposte a bilancio 97.569 Nota -41 Attiv ità e Passività per imposte correnti 31/12/2022 31/12/2021 Attività per imposte correnti Passività per imposte correnti Attività per imposte correnti Passività per imposte correnti Italia 23.982 (25.047) 10.012 (15.040) Francia 3.628 (2.391) 3.553 55 Germania 3.129 (21.043) 2.751 (3.293) Polonia 36 (223) - (189) Romania 194 - 308 - UK - (1.348) - - Bulgaria 2.030 (2.260) 120 (1.330) Totale 32.999 (52.311) 16.745 (19.798) (2.247) Impatto ACE (Aiuto Crescita Economic a) Impatto delle rettifiche di consolidamento non rilevanti ai fini del calcolo delle imposte 187 Le attività per imposte correnti si riferiscono principalmente ad acconti su imposte dirette relativi all’esercizio 2022. Le passività per imposte correnti si riferiscono principalmente ai debiti tributari su imposte dirette relative all’esercizio 2022\. Si segnala che nel corso del 2022 sono state pagate, al netto delle compensazioni, imposte dirette all’Erario per circa 92 milioni di Euro a titolo di saldo 2021, acconti 2022, “Contributo straordinario contro il caro bollette” ed imposta sostitutiva sull’affrancamento dell’avviamento emerso a seguito di fusione oltre che al versamento di imposte di periodo delle società estere. Nota -42 Fiscalità Differita 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. Definizione 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. Attività per imposte differite 31/12/2022 31/12/2021 (migliaia di Euro) Differenze Temporanee Effetto Imposta Differenze Temporanee Effetto Imposta Attività per imposte differite Fondi rischi ed oneri 129.185 39.916 119.951 28.583 Perdite fiscali 350.035 76.770 171.978 41.045 Strumenti Derivati 62.482 15.103 448.584 107.679 Ammort. e Sval.ne Immobilizzazioni 233.169 56.478 225.041 53.953 Altre Svalutazioni 21.608 4.056 14.987 3.597 Altro 231.780 51.393 128.075 30.159 Totale attività per imposte differite ante compensazione 1.028.258 243.716 1.108.615 265.016 Imposte differite compensabili (105.473) (114.670) Totale attività per imposte differite post compensazione 138.243 150.346 Il Gruppo ritiene probabile la recuperabilità delle imposte differite attive iscritte al 31 dicembre 2022\. Passivit à per imposte differite 31/12/2022 31/12/2021 (migliaia di Euro) Differenze Temporanee Effetto Imposta Differenze Temporanee Effetto Imposta Passività per imposte differite Price Purchase Allocation 1.093.207 272.343 767.039 190.808 Ammortamenti Immobilizzazioni 64.453 16.534 75.500 18.626 IFRS 9 tax effects 3.672 762 6.390 1.326 Altro 204.377 13.096 211.936 11.181 Totale passività per imposte differite ante compensazione 1.365.709 302.735 1.060.865 221.941 Imposte differite compensabili (105.473) (114.670) Totale passività per imposte differite post compensazione 197.262 107.271 188 VII. ATTIVITA' DESTINATE AD ESSERE CEDUTE Nell’ambito dell’importante processo di Asset Rotation intrapreso dal Gruppo dall’esercizio 2021 ed avviato con la cessione del business Idroelettrico, perfezionata in data 3 gennaio 2022, si ricorda che in data 9 febbraio 2022 ERG aveva firmato un accordo con Enel Produzione S.p.A. per la cessione dell’intero capitale di ERG Power S.r.l. Tale Operazione era subordinata, peraltro, all’approvazione delle Autorità Antitrust competenti. In data 23 settembre 2022, l’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato (AGCM) non ha autorizzato la suddetta operazione. A valle di quanto sopra, il Gruppo ha posto in essere le attività necessarie ad avviare un nuovo processo competitivo finalizzato all’individuazione di un nuovo acquirente, valutando il percorso alternativo più efficiente per perseguire l’obiettivo strategico del Piano Industriale 2022-2026 di focalizzazione sul core business della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili attraverso la cessione di ERG Power S.r.l. La menzionata cessione è presentata come Discontinued Operations ai sensi dell’IFRS 5 sulla base dei principali elementi di seguito riportati: a) il conferimento ad ERG Power S.r.l., da parte dell’unico socio ERG Power Generation S.p.A., del proprio ramo d’azienda funzionale alla gestione dell’impianto termoelettrico a ciclo combinato (CCGT): pertanto la società ERG Power S.r.l. risulta disponibile per l’immediata vendita nelle condizioni correnti, soggetta a condizioni sospensive usuali per tipologia e significatività dell’operazione che si stima risulterebbero soddisfatte entro il termine di chiusura che potrebbe essere fissato all’esito di un futuro accordo; b) ERG Power S.r.l., a seguito del sopracitato conferimento del ramo d’azienda da parte di ERG Power Generation S.p.A. rappresenta un settore operativo . c) avvio di un nuovo processo competitivo finalizzato all’individuazione di un nuovo acquirente e alla finalizzazione dell’operazione di cessione nel breve termine In considerazione di quanto sopra, nel presente Bilancio Consolidato i dati patrimoniali relativi alle attività e passività di ERG Power S.r.l. destinate ad essere cedute, sono indicati separatamente in applicazione di quanto richiesto dall’IFRS 5 in quanto la vendita è considerata altamente probabile dal management. La voce “Risultato netto attività destinate ad essere cedute” del Conto Economico accoglie quindi sia per il 2022 sia per il periodo comparativo 2021, il contributo economico del business termoelettrico. Si precisa, inoltre, che i risultati del 2022 accolgono inoltre la plusvalenza, al netto dell’effetto fiscale, che è emersa dalla cessione degli asset idroelettrici. I dati del Conto Economico e del rendiconto finanziario sono presentati anche per i periodi precedenti in applicazione di quanto richiesto dall’IFRS 5. Il citato principio richiede che i net assets posseduti per la vendita siano rilevati al minore tra il loro valore contabile e il fair value (valore equo) al netto dei costi di vendita. A tal fine, il management, verificata la limitata disponibilità di evidenze dei multipli di negoziazione principalmente a causa della mancanza di peer quotati in termini di business, regolamentazione, dimensioni e geografia comparabili rispetto al CCGT di ERG e che in generale i prezzi negoziati in altre operazioni dipendono anche da clausole contrattuali, quote di partecipazione acquisita, garanzie e altri dettagli che potrebbero non essere divulgati pubblicamente e/o differire significativamente dalle caratteristiche dal CCGT, ha ritenuto di utilizzare la metodologia di valutazione Unlevered Discounted Cash Flow (UDCF) al fine di valutare correttamente il valore "fondamentale" a lungo termine del complesso CCGT da un punto di vista industriale e che pertanto tale valore è stato individuato in un Enterprise value pari a 235 milioni al 31 dicembre 2022\. Dalle valutazioni sopra descritte è emersa, di conseguenza, una riduzione del valore recuperabile pari a circa 66 milioni di Euro. Il Gruppo ha pertanto proceduto a ridurre il valore di iscrizione degli asset per pari importo. Nota -43 Attività e Passività destinate ad essere cedute Definizione e criteri di rilevazione e misurazione Classificazione Un’entità deve classificare un’attività non corrente (o un gruppo in dismissione) come posseduta per la vendita, se il suo valore contabile sarà recuperato principalmente con un’operazione di vendita anziché con il suo uso continuativo. Devono essere soddisfatti due criteri: • l'attività deve essere disponibile per la vendita immediata nella sua condizione attuale soggetta a condizioni, che sono d'uso e consuetudine, per la vendita di tali attività (o gruppi in dismissione); • la vendita deve essere altamente probabile. L’IFRS 5 stabilisce che qualora un’attività non corrente (o gruppo in dismissione) sia classificata come posseduta per la vendita essa deve essere valutata, al momento della sua rilevazione iniziale, al minore tra il valore contabile e il fair value al netto dei costi di vendita. La presentazione di attività non correnti come “attività operative cessate” è prevista quando tali attività, che sono state dismesse o classificate come possedute per la vendita: a) rappresentano un importante ramo autonomo di attività o area geografica di attività; b) fanno parte di un unico programma coordinato di dismissione di un importante ramo autonomo di attività o un'area geografica di attività; o c) sono rappresentate da una controllata acquisita esclusivamente in funzione di una rivendita. Rapporti Infragruppo Secondo quanto previsto dall’IFRS 5 il Gruppo ha deciso di eliminare le partite infragruppo all’interno del risultato delle Attività in esercizio in quanto non ci si attende che in futuro la divisione operativa del Gruppo continuerà ad operare con la divisione in corso di dismissione. Criteri di valutazione Un’attività non corrente classificata come posseduta per la vendita e le attività di un gruppo in dismissione classificato come posseduto per la vendita devono essere esposte separatamente dalle altre attività del prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria. Le passività di un gruppo in dismissione classificato come posseduto per la vendita devono essere presentate separatamente dalle altre passività del prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria. Tali attività e passività non devono essere compensate ed esposte in bilancio come un importo netto. Un’entità non deve riclassificare o ripresentare gli importi in precedenza classificati come attività non correnti, o come attività e passività appartenenti a gruppi in dismissione, classificati come posseduti per la vendita, nei prospetti della situazione patrimoniale-finanziaria degli esercizi precedenti presentati a fini comparativi per uniformarsi alla classificazione nel prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria dell’ultimo esercizio presentato. 189 La situazione Patrimoniale-finanziaria al 31 dicembre 2022 è rappresentata secondo quanto stabilito dall’IFRS 5, indicando separatamente alle righe Attività destinate ad essere cedute e Passività connesse ad attività destinate ad essere cedute le attività e passività destinate ad essere cedute riferite alla società ERG Power S.r.l: 31/12/2022 31/12/2022 31/12/2022 (migliaia di Euro) Note ERG Power S.r.l Rapporti Infragruppo Totale ATTIVITA' Autorizzazioni e Concessioni \- \- Altre attività immateriali 466 - 466 Avviamento \- \- \- Immobili, impianti e macchinari a 118.867 - 118.867 Attività per diritti di utilizzo \- \- \- Partecipazioni: b 11.342 - 11.342 - valutate con il metodo del patrimonio netto \- \- \- \- altre partecipazioni \- \- \- Attività finanziarie valutate al Fair Value \- \- \- Altre attività finanziarie non correnti 2.498 - 2.498 Attività per imposte differite c 23.871 - 23.871 Altre attività non correnti 199 - 199 Attività non correnti 157.243 - 157.243 Rimanenze d 6.683 - 6.683 Crediti commerciali e 176.955 (17.684) 159.271 Crediti commerciali Gruppo ERG vs ERG Power S.r.l (70.762) (70.762) Altri crediti e attività correnti f 132.858 (57.821) 75.037 Altri crediti e attività Gruppo ERG vs ERG Power S.r.l (3.293) (3.293) Attività per imposte correnti 242 - 242 Attività finanziarie valutate al Fair Value \- \- \- Attività finanziarie correnti Gruppo ERG vs ERG Power S.r. l \- \- \- Altre attività finanziarie correnti g - (98.335) (98.335) Disponibilità liquide e mezzi equivalenti - - \- Attività correnti 316.739 (247.896) 68.842 \- Attività destinate ad essere cedute 473.982 (247.896) 226.086 TOTALE ATTIVITA' \- \- - - PATRIMONIO NETTO \- Capitale Sociale \- \- \- Altre Riserve \- \- \- Utili/(Perdite) a nuovo \- \- \- Utile dell'esercizio \- \- \- Patrimonio Netto attribuibile ai soci della controllante \- \- - - Partecipazioni di terzi \- \- \- \- \- - TOTALE PATRIMONIO NETTO \- \- - - PASSIVITA' Benefici ai dipendenti 700 - 700 Passività per imposte differite h 10.306 - 10.306 Fondo Business Dismessi \- \- \- Fondo oneri smantellamento \- \- \- Altri fondi non correnti \- \- \- Passività finanziarie valutate al Fair Value \- \- \- Passività finanziarie non correnti 0 - 0 Passività finanziarie non correnti per beni in leasing \- \- - Altre passività non correnti \- \- - Passività non correnti 11.006 - 11.006 Altri fondi correnti 6 - 6 Debiti commerciali i 156.768 (70.774) 85.994 Debiti commerciali Gruppo ERG vs ERG Power S.r.l (17.671) (17.671) Passività finanziarie valutate al Fair Value \- \- \- Passività finanziarie correnti 98.334 - 98.334 Passività finanziarie correnti Gruppo ERG vs ERG Power S.r.l (98.335) (98.335) Passività finanziarie correnti per beni in leasing \- \- \- Altre passività correnti j 71.201 (3.293) 67.907 Altri debiti e passività Gruppo ERG vs ERG Power S.r.l (57.821) (57.821) Passività per imposte correnti \- \- \- Passività correnti 326.308 (247.894) 78.414 \- Passività connesse ad attività destinate ad essere cedute 337.315 (247.894) 89.421 190 Note a) gli Immobili, impianti e macchinari sono c omposti dall’impianto CCGT (480 MW) ubicato nel sito industriale di Priolo Gargallo (SR) in Sicilia. Si tratta di una centrale elettrica cogenerativa ad alto rendimento (C.A.R.) e a bass o impatto ambientale basata su tecnologia a ciclo combinato alimentata a gas naturale, entrata in esercizio commerciale nell’aprile 2010 unitamente ad altri impianti ancillari per la produzione di vapore e in misura minore di al tre utilities; b) la voce è relativa alla Partecipazione in Priolo Servizi S.C.p.A., società consortile partecipata da ERG Power S.r.l. (20,31%), ISAB S.r.l. (36,82%) e da parte degli altri soci del Gruppo Versalis S.p.A. (37,22%) e ENI Rewind S.p.A. (5,65%); c) l e Attività per imposte differite sono stanziate principalmente a fronte della svalutazione effettuata negli anni pregressi; d) le rimanenze si riferiscono principalmente ai pezzi di ricambio del CCGT ed alle quote di CO2 della società ERG Power S.r.l. comprate nell’esercizio 2022; e) i crediti commerciali sono composti principalmente dai crediti commerciali verso clienti finali, dai crediti per i “Certificati bianchi” generati dal CCGT e dai crediti commerciali per la cessione di energia elettrica della controllante ERG Power Generation S.p.A., non più oggetto di elisione a seguito dell’applicazione dell’IFRS 5; f) gli altri crediti ed attività correnti comprendono i depositi cauzionali verso GME, i crediti per indennizzi da ricevere, i crediti IVA verso erario ed i crediti per IVA di Gruppo verso la controllante ERG Power Generation S.p.A.; g) credito finanziario per cash pooling verso la controllante ERG Power Generation S.p.A. non più oggetto di elisione a seguito dell’applicazione dell’IFRS 5; h) passività per imposte differite stanziate a seguito dell’applicazione dell’IFRS 5 che ha comportato il calcolo degli ammortamenti solo per il primo mese del 2022, data di prima applicazione del principio; i) debiti commerciali verso fornitori terzi e debiti verso la controllante che a seguito dell’applicazione dell’IFRS 5 non sono più oggetto di elisione; j) le altre passività correnti comprendono principalmente i debiti di natura tributaria, debiti verso il personale e verso gli istituti di previdenza. I rapporti infragruppo si riferiscono principalmente ai debiti di ERG S.p.A. ed ERG Power Generation S.p.A. maturati verso ERG Power S.r.l che a seguito dell’applicazioni dell’IFRS 5 non sono più oggetto di elisione. Flussi di cassa Di seguito si riportano i Flussi di cassa generati dalle Attività e Passività destinate ad essere cedute: (migliaia di Euro) 2022 2021 DISPONIBILITA' LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI AD INIZIO PERIODO 10.000 - FLUSSI FINANZIARI DERIVANTI DALL' ATTIVITA' OPERATIVA DESTINATA AD ESSERE CEDUTA (43.594) (217.916) FLUSSI FINANZIARI DA ATTIVITA' DI INVESTIMENTO DESTINATE AD ESSERE CEDUTE 4.407 31.761 FLUSSI FINANZIARI DA ATTIVITA' DI FINANZIAMENTO DESTINATE AD ESSERE CEDUTE 29.189 116.230 DISPONIBILITA' LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI A FINE PERIODO 0 (69.924) Nota -44 Risultato netto attività destinate ad essere cedute Criteri di valutazione 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 degli anni 2022 e 2021 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 nel 2022, e anche del risultato di ERG Hydro S.r.l. nel 2021. Si ricorda che il risultato del 2022 include anche 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 destinate ad essere cedute. Si riporta di seguito il Conto Economico per gli anni 2022 e 2021 delle attività destinate ad essere cedute: 2022 2021 ERG Hydro S.r.l Business Termoelettrico Risultato netto attività destinate ad essere cedute ERG Hydro S.r.l Business Termoelettrico Risultato netto attività destinate ad essere cedute (migliaia di Euro) Note Ricavi a \- 1.436.402 1.436.402 185.515 444.764 630.279 Altri proventi \- 19.893 19.893 2.576 611 3.187 Costi per acquisti b - (1.338.930) (1.338.930) (1.883) (387.038) (388.921) Costi per servizi e altri costi operativi c - (47.704) (47.704) (25.087) (15.282) (40.369) Perdite per riduzione di valore di crediti - (178) (178) (22) \- (22) Costi del lavoro d - (12.224) (12.224) (9.579) (13.772) (23.351) MARGINE OPERATIVO LORDO - 57.260 57.260 151.520 29.284 180.804 Ammortamenti Attività Immateriali - (238) (238) (8.391) (298) (8.690) Ammortamenti Immobili, impianti e macchinari e Attività per diritti d’utilizzo e - (2.605) (2.605) (13.538) (31.052) (44.590) Ripristini (svalutazioni) di valore f - (80.805) (80.805) - (3.500) (3.500) RISULTATO OPERATIVO NETTO - (26.387) (26.387) 129.591 (5.567) 124.025 Proventi finanziari \- (171.081) (171.081) 13 0 13 Oneri finanziari \- 170.838 170.838 (2) (300) (301) Proventi (oneri) finanziari netti - (242) (242) 12 (300) (288) Proventi (oneri) da partecipazioni valutate al patrimonio netto \- 111 111 \- \- \- Altri proventi (oneri) da partecipazioni netti g 323.943 0 323.943 \- 122 122 Proventi (oneri) da partecipazioni 323.943 111 324.054 \- 122 122 RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE 323.943 (26.519) 297.424 129.603 (5.745) 123.858 Imposte sul reddito - (3.293) (3.293) (37.054) 1.684 (35.370) Risultato netto attività destinate ad essere cedute 323.943 (29.811) 294.131 92.549 (4.061) 88.488 Note a) I ricavi per il 2022 si riferiscono principalmente ai ricavi di vendita di energia ed altre utilities a terzi dell’impianto CCGT, il 2021 include la “tariffa incentivante” riconosciuta agli impianti definiti “IAFR-impianto alimentato da fonti rinnovabili”, ed alle vendite di energia elettrica prodotta del nucleo idroelettrico di Terni; b) 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.; c) 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; d) Costo del lavoro delle società classificate come discontinued operations; e) Gli ammortamenti di periodo delle attività immateriali ed immobili, impianti e macchinari si riferiscono per il 2022 ai soli ammortamenti fino al 1° febbraio 2022, e per il 2021, relativamente ad ERG Hydro S.r.l. ai soli ammortamenti dei primi sei mesi, in applicazione del principio IFRS 5; f) La voce si riferisce alla svalutazione pari a circa 81 milioni di Euro dell’impianto CCGT di ERG Power S.r.l.; g) I proventi (oneri) da partecipazione netti comprendono la plusvalenza netta rilevata a seguito della cessione del nucleo idroelettrico di Terni avvenuta in data 3 gennaio 2022 (pari a circa 324 milioni di Euro), come meglio commentati sotto. 191 Si riporta di seguito il dettaglio della determinazione della plusvalenza sopracitata: (migliaia di Euro) Riconciliazione plusvalenza cessione ERG Hydro S.r.l 1.264.826 a) Prezzo di cessione ERG Hydro S.r.l b) Patrimonio netto net assets ceduti 752.430 c)=a)-b) Differenza tra prezzo di cessione e Patrimonio netto dell'attività ceduta 512.396 (171.388) (9.747) d) Reversal della Riserva Cash Flow Hedge derivati riferiti alla produzione Hydro al netto delle imposte e) Costi accessori di vendita, di riassetto organizzativo al netto delle imposte f) Effetto imposte Partecipation exemption (7.318) g)=c) + d) + e) + f) Totale plusvalenza netta rilevata a seguito della cessione 323.943 192 VIII. ALTRE NOTE Nota -45 Business Combination e acquisizione di Asset Definizione 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 nel periodo 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 “Valentia” In data 31 gennaio 2022 ERG, tramite la propria controllata ERG Spain Holdco S.L.U., ha perfezionato l’accordo con GEI Subasta per l’acquisizione del 100% del capitale di due società di diritto spagnolo proprietarie di due impianti solari in operation situati nel Sud della Spagna per complessivi 91,6 MW. Gli impianti sono entrati in esercizio ad inizio 2020, hanno partecipato alle aste regolamentate dal Regio Decreto 359 del 2017 ed hanno una produzione totale annua stimata di 188 GWh, pari a oltre 2050 ore/anno equivalenti, fra le più alte in Europa, corrispondenti a 110 kt di emissione di CO2 evitata ogni anno. Il corrispettivo dell’acquisizione è pari a circa 100 milioni di Euro (Asset Value), mentre l’Ebitda annuo per il 2021 è stato pari a 11 milioni di Euro. L’operazione si configura come acquisizione di business (business combination) ai sensi della definizione fornita dall’IFRS 3 in applicazione dal 1° gennaio 2020. 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 della acquisizione è risultato pari a circa 34 milioni di Euro per l’acquisizione del 100% del capitale sociale delle società target. Si segnala inoltre che sono state assunte passività per circa 75 milioni di Euro. Si precisa che i costi correlati all’acquisizione sostenuti dal Gruppo sono pari complessivamente a circa 1,5 milioni di Euro, inerenti a spese legali e costi per due diligence, di cui 0,6 milioni di Euro sostenuti nel 2021 e 0,9 milioni di Euro nel 2022. Tali costi sono stati inclusi nella voce Costi per servizi ed altri costi operativi negli esercizi 2021 e 2022. Si ricorda che nel Bilancio Consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2022 si era proceduto ad effettuare un esercizio di purchase price allocation provvisoria in base alle informazioni disponibili alla data, e coerentemente con quanto indicato dall’IFRS 3 tale esercizio era da considerarsi provvisorio e suscettibile di modifiche e affinamenti. Secondo quanto disposto dall’IFRS 3 ai fini del presente Bilancio, si è proceduto ad effettuare l’esercizio di purchase price allocation con le informazioni definitive riguardanti i prospetti contabili delle società acquisite. Dall’esercizio sopra indicato è emerso un aggiustamento del corrispettivo complessivo dell’acquisizione pari a circa 4 milioni di Euro riflessi nella tabella seguente alla voce “Avviamento”. Valutazione delle attività e passività della business combination alla data di acquisizione La contabilizzazione dell’acquisizione è stata determinata in via definitiva; 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: 193 Impatto consolidamento Valentia (migliaia di Euro) Situazione di acquisizione Rettifica alla situazione di acquisizione Attività acquisite e passività assunte Autorizzazioni e Concessioni \- 28.520 28.520 Altre attività immateriali \- \- Avviamento \- \- Immobili, impianti e macchinari 71.845 71.845 Attività per diritti di utilizzo 9.046 9.046 Partecipazioni \- \- Attività finanziarie valutate al Fair Value \- \- Altre attività finanziarie non correnti 69 69 Attività per imposte differite 1.561 220 1.781 Altre attività non correnti \- 3.168 3.168 Attività non correnti 82.522 31.907 114.429 Rimanenze \- \- Crediti commerciali 4.359 4.359 Altri crediti e attività correnti 51 51 Attività per imposte correnti \- \- Attività finanziarie valutate al Fair Value \- \- Altre attività finanziarie correnti* \- \- Disponibilità liquide e mezzi equivalenti* 5.661 5.661 Attività correnti 10.072 \- 10.072 TOTALE ATTIVITA' 92.593 31.907 124.501 Patrimonio Netto attribuibile ai soci della controllante 6.920 23.092 30.013 Partecipazioni di terzi \- \- Patrimonio Netto Totale 6.920 23.092 30.013 Benefici ai dipendenti \- \- Passività per imposte differite 230 7.922 8.152 Fondo Business Dismessi \- \- Fondo oneri smantellamento \- \- Altri fondi non correnti - 769 769 Passività finanziarie valutate al Fair Value \- \- Passività finanziarie non correnti* 71.182 71.182 Passività finanziarie non correnti per beni in leasing* 9.046 9.046 Altre passività non correnti \- 124 124 Passività non correnti 80.457 8.815 89.272 Altri fondi correnti \- \- Debiti commerciali 461 461 Passività finanziarie valutate al Fair Value \- \- Passività finanziarie correnti* \- \- Passività finanziarie correnti per beni in leasing* \- \- Altre passività correnti 3.827 3.827 Passività per imposte correnti 929 929 Passività correnti 5.216 \- 5.216 TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA' 92.593 31.907 124.501 *Impatto su Posizione Finanziaria Netta (74.566) \- (74.566) Nella colonna Situazione di acquisizione sono indicati i valori dell’opening balance determinati sulla base della situazione contabile alla data di primo consolidamento (1° gennaio 2022) 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 e i costi direttamente imputabili al bene e rettificate dei corrispondenti fondi ammortamento; 194 • attività per diritti di utilizzo: iscrizione del diritto di utilizzo sui terreni secondo quanto previsto dal principio contabile internazionale IFRS 16; • crediti commerciali: relativi alla vendita di energia elettrica; • disponibilità liquide e mezzi equivalenti: liquidità giacente sul conto corrente; • passività finanziarie non correnti: quota a medio lungo termine dei debiti verso banche per project financing; tali finanziamenti bancari sono stati successivamente rimborsati interamente nell’ambito delle attività di Liability Management effettuata dal Gruppo; • passività finanziarie per beni in leasing: iscrizione del valore attuale dei pagamenti dovuti per il diritto di utilizzo sui terreni; • 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” e si riferisce in particolare al diritto a ricevere gli incentivi per un periodo residuo di 23 anni; • attività per imposte differite: la voce è composta dalla rilevazione di un Tax Asset determinato in sede di acquisizione; • altre attività non correnti: iscrizione crediti per chiusura anticipata dei Project Financing; • passività per imposte differite riferite alla allocazione di cui sopra ed all’effetto fiscale dell’adeguamento al Fair Value degli IRS sui project financing; • altri fondi non correnti: rilevazione di oneri per passività potenziali rilevate in sede di acquisizione; • passività finanziarie correnti e non correnti: adeguamento al Fair Value degli IRS sul debito per project financing ed iscrizione degli interessi maturati sullo Shareholder loan. 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 34.302 Fair value dei net asset acquisiti 30.013 Avviamento 4.289 Relativamente alla definizione del corrispettivo complessivo dell’acquisizione, si rimanda a quanto già descritto nei paragrafi precedenti. Business combination “Siena” In data 7 luglio 2022 ERG, tramite la propria controllata ERG Solar Holding 2 S.r.l., ha perfezionato l’acquisizione da ABN AMRO Sustainable Impact Fund PE B.V. del 100% del capitale di MP Solar B.V., proprietaria, tramite sette società italiane, di diciotto impianti fotovoltaici in esercizio dislocati in Puglia, Molise, Lazio e Sardegna. Gli impianti, con una potenza installata totale pari a 33,8 MW ed una produzione complessiva annua di 46 GWh, sono entrati in esercizio tra la fine del 2010 e il 2011 e beneficiano del regime tariffario di cui al cosiddetto Conto Energia (II, III e IV). Il corrispettivo dell’acquisizione in termini di enterprise value al 31 dicembre 2021 è stato pari a circa 128 milioni di Euro e l’EBITDA 2021 è stato pari a circa 17 milioni di Euro. L’operazione si configura come acquisizione di business (business combination) ai sensi della definizione fornita dall’IFRS 3 in applicazione dal 1° gennaio 2020. A tal fine si precisa che il perimetro di acquisizione include gli impianti, i contratti di Operation & Maintenance, i contratti di land lease e il diritto a ricevere incentivi (Conto Energia). 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 della acquisizione è risultato pari a circa 79 milioni di Euro per l’acquisizione del 100% del capitale sociale delle società target. Si segnala inoltre che sono state assunte passività per circa 42 milioni di Euro. Si precisa che i costi correlati all’acquisizione sostenuti dal Gruppo sono pari complessivamente a circa 1 milione di Euro, inerenti a spese legali e costi per due diligence, migliaia di Euro inclusi nella voce Costi per servizi ed altri costi operativi. 195 Valutazione delle attività e passività della business combination alla data di acquisizione La contabilizzazione dell’acquisizione è stata determinata in via definitiva; 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: Impatto consolidamento Siena (migliaia di Euro) Situazione di acquisizione Rettifica provvisoria alla situazione di acquisizione Attività acquisite e passività assunte Autorizzazioni e Concessioni \- 87.048 87.048 Altre attività immateriali 1.042 1.042 Avviamento \- \- Immobili, impianti e macchinari 44.729 (36.391) 8.338 Attività per diritti di utilizzo 2.995 2.995 Partecipazioni \- \- Attività finanziarie valutate al Fair Value \- \- Altre attività finanziarie non correnti 884 884 Attività per imposte differite 6.742 10.656 17.398 Altre attività non correnti 635 635 Attività non correnti 57.027 61.312 118.339 Rimanenze \- \- Crediti commerciali 6.139 6.139 Altri crediti e attività correnti 737 737 Attività per imposte correnti 625 625 Attività finanziarie valutate al Fair Value 2.090 2.090 Altre attività finanziarie correnti* \- 2.227 2.227 Disponibilità liquide e mezzi equivalenti* 13.729 13.729 Attività correnti 23.321 2.227 25.548 TOTALE ATTIVITA' 80.348 63.539 143.887 Patrimonio Netto attribuibile ai soci della controllante 12.420 36.832 49.252 Partecipazioni di terzi \- \- Patrimonio Netto Totale 12.420 36.832 49.252 Benefici ai dipendenti \- \- Passività per imposte differite 882 25.078 25.961 Fondo Business Dismessi \- \- Fondo oneri smantellamento 1.585 1.585 Altri fondi non correnti \- 915 915 Passività finanziarie valutate al Fair Value \- \- Passività finanziarie non correnti* \- \- \- Passività finanziarie correnti per beni in leasing* 2.995 2.995 Altre passività non correnti 547 547 Passività non correnti 6.009 25.993 32.003 Altri fondi correnti \- \- Debiti commerciali 1.916 1.916 Passività finanziarie valutate al Fair Value \- \- Passività finanziarie correnti* 53.903 714 54.617 Passività finanziarie correnti per beni in leasing* \- \- Altre passività correnti 4.307 4.307 Passività per imposte correnti 1.792 1.792 Passività correnti 61.918 714 62.632 TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA' 80.348 63.539 143.887 *Impatto su Posizione Finanziaria Netta (45.259) 1.513 (41.656) Nella colonna Situazione di acquisizione sono indicati i valori dell’opening balance determinati sulla base della situazione contabile alla data di primo consolidamento (1° luglio 2022) 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 e i 196 costi direttamente imputabili al bene e rettificate dei corrispondenti fondi ammortamento; • attività per diritti di utilizzo: iscrizione del diritto di utilizzo sui terreni secondo quanto previsto dal principio contabile internazionale IFRS 16; • crediti commerciali: relativi alla vendita di energia elettrica; • disponibilità liquide e mezzi equivalenti: liquidità giacente sul conto corrente; • passività finanziarie per beni in leasing: iscrizione del valore attuale dei pagamenti dovuti per il diritto di utilizzo sui terreni. • debiti commerciali: principalmente relativi a debiti verso fornitori terzi per O&M; • passività finanziarie correnti: debiti verso banche per project financing e passività iscritte per debiti verso società di leasing riguardanti i contratti di leasing in essere per gli impianti di alcune delle società. I project financing sono stati successivamente rimborsati 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” e si riferisce in particolare al diritto a ricevere gli incentivi per un periodo residuo di 31 anni; • Immobili, Impianti e Macchinari: svalutazione del valore residuo al 31 dicembre 2023 degli asset nell’ambito di progetti di Repowering e Revamping pianificati dal Gruppo in sede di acquisizione; • attività per imposte differite: riferite alla svalutazione degli impianti, di cui sopra; • passività per imposte differite riferite all’effetto fiscale dell’allocazione di cui sopra; • altri fondi non correnti: rilevazione di oneri per passività potenziali rilevate in sede di acquisizione; • passività finanziarie correnti: iscrizione delle penali per l’estinzione dei leasing, prevista in sede di acquisizione. 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 78.732 Fair value dei net asset acquisiti 49.252 Avviamento 29.480 Relativamente alla definizione del corrispettivo complessivo dell’acquisizione, si rimanda a quanto già descritto nei paragrafi precedenti. L’Avviamento derivante dall’acquisizione si riferisce, principalmente, alle sinergie che si prevede di ottenere dall’integrazione della società acquisita all’interno del Gruppo. L’avviamento rilevato in Bilancio non sarà deducibile ai fini dell’imposta sui redditi. Contributo Siena nel 2022 Nel periodo intercorrente tra la data di primo consolidamento (1° luglio 2022) e la data di riferimento del presente Bilancio Consolidato le società acquisite hanno contribuito al Conto Economico del Gruppo con ricavi pari a 7,6 milioni di Euro, con un margine operativo lordo di 5,7 milioni di Euro ed un risultato netto di periodo positivo di 0,4 milioni di Euro. Si precisa che se l’acquisizione fosse avvenuta in data 1° gennaio 2022 le società acquisite avrebbero contribuito al Conto Economico del Gruppo con ricavi pari a circa 16 milioni di Euro, con un margine operativo lordo pari a 13 milioni di Euro, ed un risultato netto di periodo negativo di 5 milioni di Euro. Business combination “Donatello” In data 9 settembre 2022 ERG, tramite una propria controllata, ha perfezionato l’acquisizione da EDP Renewables Italia Holding S.r.l. dell’intero capitale sociale di sette società proprietarie di altrettanti parchi eolici situati in Italia. L’accordo prevede che una quota di minoranza in una delle suddette società sia ceduta ad ERG direttamente da un terzo investitore. Gli impianti sono ubicati in Basilicata, Campania e Calabria ed hanno complessivamente una capacità installata pari a 172 MW, a cui corrisponde una produzione stimata annua pari a circa 400 GWh. Tutti gli impianti beneficiano di un regime tariffario “CfD” (contratto per differenza) con il GSE della durata di 20 anni a partire dalla loro entrata in esercizio, avvenuta tra il 2018 e la fine del 2021\. Il corrispettivo dell’operazione in termini di enterprise value al 31 dicembre 2021 è stato pari a circa 420 milioni di Euro. Il portafoglio ha registrato un Ebitda per il primo semestre 2022 pari a circa 36 milioni di Euro. L’operazione si configura come acquisizione di business (business combination) ai sensi della definizione fornita dall’IFRS 3 in applicazione dal 1° gennaio 2020. A tal fine si precisa che il perimetro di acquisizione include gli impianti, i contratti di Operation & Maintenance, i contratti di land lease e il diritto a beneficiare del regime tariffario “CfD”. In particolare, le attività di O&M rappresentano per il Gruppo un processo critico per il funzionamento dei parchi. Tali 197 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 della acquisizione è risultato pari a circa 300 milioni di Euro per l’acquisizione del 100% del capitale sociale delle società target. Si segnala inoltre che sono state assunte passività per 107 milioni di Euro. Si precisa che i costi correlati all’acquisizione sostenuti dal Gruppo sono pari a circa 1 milione 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. Valutazione delle attività e passività della business combination alla data di acquisizione La contabilizzazione dell’acquisizione è stata determinata in via definitiva; il 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: Impatto consolidamento Donatello (migliaia di Euro) Situazione di acquisizione Rettifica alla situazione di acquisizione Attività acquisite e passività assunte Autorizzazioni e Concessioni \- 198.692 198.692 Altre attività immateriali \- \- Avviamento \- \- Immobili, impianti e macchinari 195.661 195.661 Attività per diritti di utilizzo 9.643 9.643 Partecipazioni \- Attività finanziarie valutate al Fair Value \- Altre attività finanziarie non correnti \- Attività per imposte differite 191 191 Altre attività non correnti \- Attività non correnti 205.495 198.692 404.188 Rimanenze 0 0 Crediti commerciali 17.950 17.950 Altri crediti e attività correnti 7.854 2.425 10.279 Attività per imposte correnti \- Attività finanziarie valutate al Fair Value \- Altre attività finanziarie correnti* 41.776 41.776 Disponibilità liquide e mezzi equivalenti* 338 338 Attività correnti 67.918 2.425 70.343 TOTALE ATTIVITA' 273.414 201.117 474.531 Patrimonio Netto attribuibile ai soci della controllante 94.778 136.037 230.815 Partecipazioni di terzi \- \- Patrimonio Netto Totale 94.778 136.037 230.815 Benefici ai dipendenti \- Passività per imposte differite 57.243 57.243 Fondo Business Dismessi \- Fondo oneri smantellamento 4.644 4.644 Altri fondi non correnti 712 7.465 8.177 Passività finanziarie valutate al Fair Value \- Passività finanziarie non correnti* 138.836 138.836 Passività finanziarie non correnti per beni in leasing* 9.445 9.445 Altre passività non correnti \- Passività non correnti 153.637 64.708 218.346 Altri fondi correnti \- Debiti commerciali 9.488 9.488 Passività finanziarie valutate al Fair Value \- Passività finanziarie correnti* 372 372 Passività finanziarie correnti per beni in leasing* \- Altre passività correnti 12.532 12.532 Passività per imposte correnti 2.979 2.979 Passività correnti 24.999 372 25.371 TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA' 273.414 201.117 474.531 *Impatto su Posizione Finanziaria Netta (106.167) (372) (106.539) 1980 Nella colonna Situazione di acquisizione sono indicati i valori dell’opening balance determinati sulla base della situazione contabile alla data di primo consolidamento (1° agosto 2022) delle società target espressi in base ai Principi Contabili Internazionali: • immobili, impianti e macchinari: impianti eolici al costo di acquisto compresi gli oneri accessori e i costi direttamente imputabili al bene e rettificate dei corrispondenti fondi ammortamento; • attività per diritti di utilizzo: iscrizione del diritto di utilizzo sui terreni secondo quanto previsto dal principio contabile internazionale IFRS 16; • crediti commerciali: relativi alla vendita di energia elettrica; • altre attività finanziarie correnti: relativa al credito finanziario per tesoreria centralizzata verso una società del Gruppo; • disponibilità liquide e mezzi equivalenti: liquidità giacente sul conto corrente; • passività finanziarie non correnti: debiti finanziari per shareholder loan verso la ERG Wind Holding S.r.l.; • passività finanziarie per beni in leasing: iscrizione del valore attuale dei pagamenti dovuti per il diritto di utilizzo sui terreni; • debiti commerciali: principalmente relativi a debiti verso fornitori terzi per O&M. Nella colonna Rettifica alla situazione di acquisizione: • attività immateriali: plusvalore attribuito in occasione della contabilizzazione dell’acquisizione; tale plusvalore è stato iscritto alla voce “Autorizzazioni e Concessioni” e si riferisce in particolare alla valorizzazione del diritto riguardante i CFD (contract for difference) per un periodo residuo di 33 anni oltre che alla valorizzazione del periodo nel quale la Società ha diritto a vendere energia al Mercato; • altre attività finanziarie: iscrizione di “special indemnities” determinate in sede di acquisizione; • passività per imposte differite riferite all’effetto fiscale riguardante l’allocazione di cui sopra; • altri fondi non correnti: rilevazione di oneri per passività potenziali rilevate in sede di acquisizione in parte 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 298.926 Fair value dei net asset acquisiti 230.815 Avviamento 68.112 In data 14 ottobre 2022 ERG, attraverso la propria controllata ERG UK Holding Ltd., ha perfezionato l’acquisizione del 100% delle quote della società Corlacky Energy Ltd., interamente controllata da RES, che detiene i permessi per la costruzione e l’esercizio del parco eolico di Corlacky in Irlanda del Nord. L’investimento totale atteso per la realizzazione del parco inclusivo del corrispettivo per l’acquisto dei permessi a costruire è di circa 90 milioni di Euro. Trattandosi di acquisizione di autorizzazioni per la realizzazione di un parco eolico, le attività e le passività acquisite non rispettano la definizione dell’IFRS 3. Pertanto, tali attività e passività, sono state contabilizzate come acquisizioni di singole attività e passività, allocando la differenza fra prezzo pagato e attività nette acquisite ad Autorizzazioni e Concessioni. Determinazione del corrispettivo complessivo dell’acquisizione Il corrispettivo della acquisizione è risultato pari a 27 milioni di Euro per l’acquisizione del 100% del capitale sociale della società target. Relativamente alla definizione del corrispettivo complessivo dell’acquisizione, si rimanda a quanto già descritto nei paragrafi precedenti. L’Avviamento derivante dall’acquisizione si riferisce, principalmente, alle sinergie che si prevede di ottenere dall’integrazione della società acquisita all’interno del Gruppo. L’avviamento rilevato in Bilancio non sarà deducibile ai fini dell’imposta sui redditi. Contributo Donatello nel 2022 Nel periodo intercorrente tra la data di primo consolidamento (1° agosto 2022) e la data di riferimento del presente Bilancio Consolidato le società acquisite hanno contribuito al Conto Economico del Gruppo con ricavi pari a 40 milioni di Euro, con un margine operativo lordo di 34 milioni di Euro ed un risultato netto di periodo positivo di 7 milioni di Euro. Si precisa che se l’acquisizione fosse avvenuta in data 1° gennaio 2022 le società acquisite avrebbero contribuito al Conto Economico del Gruppo con ricavi pari a 92 milioni di Euro, con un margine operativo lordo pari a 79 milioni di Euro, ed un risultato netto di periodo positivo di 34 milioni di Euro. Acquisizione di asset “Corlacky” 199 Nota -46 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. Sempre in applicazione della suddetta Delibera CONSOB, nella Nota 47 \- Parti correlate sono stati indicati separatamente gli importi relativi alle posizioni e transazioni con parti correlate. (migliaia di Euro) 2022 2021 Ricavi 1) (35.209) \- Altri Proventi 256 \- Costi per acquisti \- Variazione delle rimanenze \- \- Costi per servizi e altri costi operativi 2) (9.401) 9) (12.539) Costi del lavoro 3) (5.312) \- Ammortamenti e svalutazioni immobilizzazioni 4) (43.268) 10) (24.840) Proventi (oneri) finanziari netti 5) (6.522) 11) (18.109) Proventi (oneri) da partecipazioni netti 6) 2.325 520 Imposte sul reddito 7) (30.491) 12) (9.554) Risultato netto poste non ricorrenti attività continue (127.622) (64.522) Risultato netto poste non ricorrenti attività operative cessate 8) 254.027 13) 15.561 Risultato netto poste non ricorrenti 126.404 (48.961) Risultato di azionisti terzi \- \- Risultato netto poste non ricorrenti 126.404 (48.961) Nel 2022: 1) La voce si riferisce alle Clawback Measures riguardanti il price cap e Windfall tax in Europa oltre che al Decreto Sostegni -Ter in Italia; si ricorda che tali poste sono iscritte a riduzione dei ricavi; 2) 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 47 – Parti correlate) e ad accantonamenti sul fondo Business dismessi; 3) Premialità straordinarie inclusive anche della quota del Contributo Speciale riferita al management del Gruppo come riportato nelle Ulteriori informazioni alla Nota 47 – Parti correlate; 4) 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; 5) Oneri correlati alla chiusura anticipata dei Project Financing, Corporate Loans e relativi IRS, nell’ambito delle attività di Liability Management; 6) I proventi da partecipazione si riferiscono principalmente a conguaglio prezzo su cessione di partecipazioni avvenuti in esercizi pregressi; 7) La voce comprende, oltre all’effetto fiscale delle poste sopra commentate, le seguenti poste non ricorrenti: i) il contributo extraprofitti pari a 37 milioni di Euro (non comprendente l’effetto riguardante il settore Termoelettrico per 4 milioni di Euro) e ii) il Contributo di solidarietà temporaneo pari a circa 19 milioni di Euro; 8) 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; c. all’impatto del contributo extraprofitti del settore termoelettrico pari a 4 milioni di Euro. Nel 2021: 9) I costi per servizi ed altri costi operativi si riferiscono ad operazioni di aggregazione aziendale, a progetti di acquisizione non andati a buon fine, all’indennità di Cessazione Carica in conseguenza dell’avvicendamento dell’Amministratore Delegato avvenuto in data 26 aprile 2021 e ad accantonamenti sul fondo Business dismessi; 2200 10) 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 ottenute nell’anno; 11) oneri correlati alla chiusura anticipata dei Project Financing, Corporate Loans e relativi IRS, nell’ambito delle attività di Liability Management; 12) le imposte sul reddito si riferiscono all’effetto fiscale delle poste sopra commentate; 13) il risultato netto delle attività operative cessate si riferisce all’applicazione del principio contabile IFRS 5 relativamente ad ERG Hydro S.r.l. (ora Enel Hydro Appennino Centrale S.r.l.). Nota -47 Parti correlate Definizione 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 strategich e 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 48 \- Elenco società del Gruppo e Operazioni di periodo nella sezione dedicata all’elenco delle società rilevate secondo il metodo del costo. Si evidenzia infine che nel corso del 2022 ERG ha tacitamente rinnovato il Consolidato fiscale nazionale con le società controllate (anche indirettamente) ERG Power Generation S.p.A., ERG Eolica San Vincenzo S.r.l., ERG Eolica Faeto S.r.l., ERG Eolica Fossa del Lupo S.r.l., ERG Eolica Tirreno S.r.l., ERG Power S.r.l., ed Erg Wind Bulgaria S.p.A.. I rinnovi hanno validità per il triennio 2022-2024 e sono soggetti a tacito rinnovo. Si segnala infine che le società ERG Wind Holding S.r.l. e ERG Solar Holding 2 S.r.l. sono state costituite nel corso del 2022 e incluse nel Consolidato fiscale Nazionale di ERG S.p.A. fina dalla data di costituzione, con validità per il triennio 2022-2024 (tacitamente rinnovabile). Ulteriori informazioni Per completezza di informazione, si segnala che nel mese di gennaio 2023 San Quirico S.p.A. (“SQ”) e SQ Renewables S.p.A. (“SQR”) hanno comunicato ad ERG S.p.A. la decisione di SQ di impiegare, attraverso SQR, una somma lorda per complessivi 4.119.000 Euro (la “Provvista”) a servizio dell’erogazione di un contributo speciale in denaro a favore di un gruppo selezionato di top manager di ERG (comprensivo dell’Amministratore Delegato di ERG e dei suoi diretti riporti, tra i quali sono ricompresi tutti i Dirigenti con responsabilità strategiche della Società), nella prospettiva di premiarne l’apporto, fornito quali esponenti di ERG e nell’interesse esclusivo della stessa, al complesso delle attività condotte dal Gruppo ERG che hanno generato una rilevante creazione di valore sia per la Società medesima che per la totalità degli azionisti ed hanno creato i presupposti per la realizzazione della recente operazione di partnership tra SQ e IFM Investors in relazione ad ERG (il “Contributo Speciale”). A tal riguardo, si evidenzia che SQ ha messo a disposizione di ERG la Provvista attraverso versamenti a fondo perduto da parte di SQR ed ha individuato a propria assoluta discrezione i nominativi dei beneficiari ed i relativi importi. L’importo del Contributo Speciale, che è stato stanziato nel Bilancio 2022 e corrisposto nel mese di marzo 2023, è così ripartito: Amministratore Delegato 2.250.000 Euro, Dirigenti con Responsabilità Strategiche 1.641.000 Euro, altri beneficiari 228.000 Euro. Il pagamento da parte di ERG per conto di SQ di tale Contributo Speciale non è configurabile quale remunerazione rilevante ai fini della Politica di remunerazione 2022, ricadendo invece nell’ambito di un intervento interamente nella disponibilità e nell’onere di SQ, nella sua qualità di controllante ultima di ERG. L’operazione nel suo complesso è stata 2201 oggetto di un parere al Consiglio di Amministrazione di ERG da parte del CCRS, ai sensi dell’art. 4.1 della Procedura Parti Correlate, che ha valutato positivamente la sussistenza dell’interesse di ERG, nonché la convenienza e la correttezza sostanziale delle relative condizioni. 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 commerciali verso Priolo Servizi S.C.p.A., società consortile soggetta a controllo congiunto da parte di ERG Power S.r.l. (20,31%), ISAB S.r.l. (36,82%), del Gruppo Versalis S.p.A. (37,22%) e ENI Rewind S.p.A. (5,65%), relativi a servizi di somministrazione di utilities (in particolare acqua mare, energia elettrica ed altro) e da prestazioni rese nell’ambito del contratto di Operation & Maintenance; • altri crediti e attività correnti 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 destinate ad essere cedute. L’incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulle voci di Stato Patrimoniale è indicata nelle seguenti tabelle riepilogative: 31/12/2022 Priolo Servizi S.C.p..A. SQ Renewables S.p.A. Fondazione Edoardo Garrone ERG Petroleos Amministratori e Sindaci Dirigenti strategici Altre Totale % di incidenza 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% Altre attività finanziarie correnti \- - - \- - - - \- 0% 31/12/2021 Priolo Servizi S.C.p..A. SQ Renewables S.p.A. Fondazione Edoardo Garrone ERG Petroleos Amministratori e Sindaci Dirigenti strategici Altre Totale % di incidenza sulla voce totale Crediti commerciali 2.843 - - - - - - 2.843 1% Debiti commerciali 253 - - - - - - 253 0% Altre passività correnti \- - - - - 786 - 786 2% Altre attività finanziarie correnti \- - - 1.599 - - - 1.599 0% Incidenza d elle 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 2022; • 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: 202 31/12/2022 Priolo Servizi S.C.p..A. SQ Renewables S.p.A. Fondazione Edoardo Garrone ERG Petroleos Amministratori e Sindaci Dirigenti strategici Altre Totale % di incidenza sulla voce totale Ricavi 36.334 - - - - - 36.334 1% Altri proventi \- - - - - 66 66 0% Costi per servizi e altri costi operativi (7.847) - (100) - (8.809) - - (16.856) 10% Costi del lavoro \- - - - (4.248) - (4.248) 4% 31/12/2021 Priolo Servizi S.C.p..A. SQ Renewables S.p.A. Fondazione Edoardo Garrone ERG Petroleos Amministratori e Sindaci Dirigenti strategici Altre Totale % di incidenza sulla voce totale Ricavi 19.580 - - - - - - 19.580 1% Altri proventi \- - - - - - 51 51 0% Costi per acquisti \- - - - - - - \- 0% Costi per servizi e altri costi operativi (7.878) - (100) - (9.921) - \- (17.899) 10% Costi del lavoro \- - - - - (2.351) - (2.351) 3% Il costo di Amministratori e Dirigenti Strategici include anche il contributo speciale commentato sopra. Si riporta di seguito il dettaglio dei compensi delle figure con responsabilità strategiche : Amministratori 2022 2021 Benefici a breve termine 4.590 9.324 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 6.086 10.819 Dirigenti strategici 2022 2021 Benefici a breve termine 1.965 2.351 Benefici successivi al rapporto di lavoro 140 - Altri benefici a lungo termine - - Benefici dovuti ai dipendenti per la cessazione del rapporto di lavoro - - Pagamento basato su azioni 643 643 Totale 2.748 2.993 3939 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. 39 203 Incidenza 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: 2022 (migliaia di Euro) Totale Entità correlate Incidenza % Flussi finanziari derivante dall'attività operativa 502.520 3.163 1% 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) 643 2021 (migliaia di Euro) Totale Entità correlate Incidenza % Flussi finanziari derivante dall'attività operativa (40.849) (1.134) 3% Flusso di cassa da attività di investimento (702.058) - 0% Flusso di cassa da attività di finanziamento 947.818 (133) 0% Flusso di cassa del periodo 204.910 (1.266) Nota -48 Elenco società del G ruppo e operazioni di periodo Di seguito si riportano le operazioni, intervenute nel periodo, riguardanti le partecipazioni: • In data 4 gennaio 2022 il capitale sociale di Corni Eolian S.A., società di diritto rumeno, è stato aumentato da 33.818.000 RON a 95.679.250 RON con valore nominale delle azioni pari a 10,00 RON/azione. • In data 30 marzo 2022 ERG Solar Holding S.r.l. ha acquisito l’intero capitale sociale della società Fattoria Solare Futurasun S.r.l., società non consolidata integralmente. • In data 1° aprile 2022 l’assemblea di ERG Power S.r.l. ha deliberato un aumento del proprio capitale sociale da 5 milioni di Euro a 6 milioni di Euro, che è stato interamente liberato, in pari data, da parte dell’unico socio ERG Power Generation S.p.A., mediante il conferimento del proprio ramo d’azienda funzionale alla gestione dell’impianto termoelettrico a ciclo combinato (CCGT). • In data 3 maggio 2022 ERG Spain Holdco S.L.U., ha acquisito l’intero capitale sociale della società di diritto spagnolo ERATO ITG S.L.U. • In data 6 giugno 2022 è stata costituita la società di diritto italiano ERG Solar Holding 2 S.r.l., capitale sociale pari a 10.000 Euro, interamente sottoscritto e versato da ERG Power Generation S.p.A. • In data 22 luglio 2022 è stata costituita la società di diritto italiano ERG Wind Holding S.r.l., capitale sociale pari a 10.000 Euro, interamente sottoscritto e versato da ERG Power Generation S.p.A. • In data 8 agosto 2022 è stato stipulato l’atto di fusione per incorporazione di ERG Wind Dobberkau GmbH & Co. KG in ERG Wind Weselberg GmbH & Co. KG. Gli effetti contabili e fiscali della fusione decorrono dal 1°gennaio 2022. • In data 15 settembre 2022 sono state costituite le società di diritto tedesco ERG Windpark Jeggeleben GmbH & Co. KG ed ERG Windpark Reinsdorf GmbH & Co. KG, entrambe con sede legale in Amburgo. • In data 4 novembre 2022 è stato stipulato l’atto di fusione per incorporazione di ERG Wind RE Beteiligungs GmbH in ERG Eolienne France S.A.S. Gli effetti contabili e fiscali decorrono dal 1° gennaio 2022. • In data 19 dicembre 2022 sono state costituite le società di diritto spagnolo ERG SOLAR MONTIEL S.L.U. ed ERG SOLAR EL ABUELITO S.L.U., entrambe con sede legale in Madrid. • In data 19 dicembre 2022 è stato stipulato l’atto di fusione delle società ERG Wind 2000 S.r.l., ERG Wind Sicilia 2 S.r.l., ERG Wind Sicilia 4 S.r.l. ed ERG Wind Sicilia 5 S.r.l. in ERG Wind Sardegna S.r.l. gli effetti reali decorreranno dal 31 dicembre 2022 mentre quelli contabili e fiscali dal 1° gennaio 2022. 204 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: Sede legale Quota di partecipazione diretta Quota di partecipazione di Gruppo Capitale Sociale (1) (2) Patrimonio Netto (1) (2) ERG S.p.A. Genova (Italia) 100% 100% 100.000 3.278.008 ERG Power Generation S.p.A. ERG Power Generation S.p.A. 100% 100% 95.679 61.861 100% 100% 10 54.635 100% 100% 120 89.691 100% 100% 10 12.196 100% 100% 50 72.376 100% 100% 10 38.278 100% 100% 3.500 31.462 100% 100% 10 226 100% 100% 209.551 208.181 100% 100% 6.000 244.873 100% 100% 20 119.520 100% 100% 0 27.392 100% 100% 50 21.275 100% 100% 97.046 672.238 100% 100% 25 90 100% 100% 164.688 167.373 100% 100% 119 24.681 100% 100% 100 169 100% 79% 50 87.404 100% 100% 5 (1.779) 100% 100% 5 (859) 100% 100% 50 23.761 100% 100% 0 (981) 100% 100% 20 119.520 Corni Eolian SA ERG Eolica Adriatica S.r.l. ERG Eolica Campania S.p.A. 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 Eolienne France S.a.s. ERG Power S.r.l. ERG Solar Holding S.r.l. ERG UK Holding Ltd ERG Wind Bulgaria S.p.A. ERG Wind Investments LTD ERG Wind Neunte Gmbh EW Orneta 2 Z.O.O. Green Vicari S.r.l. ISAB Energy Solare S.r.l. Andromeda PV S.r.l. Laszki Wind Sp. Z.o.o ERG Poland Holding Sp. Z.o.o ERG Sweden Holding AB ERG Spain Holco S.L.U. ERG Solar Holding 2 S.r.l. ERG Wind Holdings S.r.l. Costanza (Romania) Genova (Italia) Genova (Italia) Genova (Italia) Genova (Italia) Genova (Italia) Genova (Italia) Camporeale (Italia) Parigi (Francia) Genova (Italia) Genova (Italia) Edimbugo (UK) Genova (Italia) Genova (Italia) Amburgo (Germania) Varsavia (Polonia) Genova (Italia) Genova (Italia) Genova (Italia) Varsavia (Polonia) Varsavia (Polonia) Stoccolma (Svezia) Madrid (Spagna) Genova (Italia) Genova (Italia) 100% 100% 212 202.801 (1) dati riferiti agli ultimi bilanci approvati (2) dati espressi in migliaia di Euro ad eccezione delle società Corni Eolian SA espressi in migliaia di RON, EW Orneta 2 SP. ZOO espressi in migliaia di PLN e ERG Sweden Holding AB espressi in migliaia di SEK. 205 Sede legale Quota di partecipazione diretta Quota di partecipazione di Gruppo Capitale Sociale (1) (2) Patrimonio Netto (1) (2) ERG Eolienne France S.a.s. Parigi (Francia) 100% 100% 37 (136) Parigi (Francia) 100% 100% 1.114 2.783 Parigi (Francia) 100% 100% 1.114 2.839 Parigi (Francia) 100% 100% 1.060 4.323 Parigi (Francia) 100% 100% 861 5.689 Parigi (Francia) 100% 100% 1.097 2.583 Parigi (Francia) 100% 100% 500 3.269 Parigi (Francia) 100% 100% 8 (1.865) Parigi (Francia) 100% 100% 8 (383) Parigi (Francia) 100% 100% 74 2.710 Parigi (Francia) 100% 100% 802 603 Parigi (Francia) 100% 100% 1.410 1.160 Parigi (Francia) 100% 100% 1.097 10.075 Parigi (Francia) 100% 100% 6 (148) Parigi (Francia) 100% 100% 6 788 Parigi (Francia) 100% 100% 2.000 (54) Parigi (Francia) 100% 100% 42.100 20.309 Parigi (Francia) 100% 100% 5.639 (1.387) Parigi (Francia) 100% 100% 37 726 Parigi (Francia) 100% 100% 37 (101) Parigi (Francia) 100% 100% 2.810 1.456 Parigi (Francia) 100% 100% 2.410 190 Parigi (Francia) 100% 100% 2.201 1.000 Parigi (Francia) 100% 100% 2.519 (4.135) Parigi (Francia) 100% 100% 2.000 2.072 Parigi (Francia) 100% 100% 1.091 457 Parigi (Francia) 100% 100% 334 (1.532) Parigi (Francia) 100% 100% \- Parigi (Francia) 100% 100% 451 Parigi (Francia) 100% 100% 0 Parigi (Francia) 100% 100% 1 (1.273) (1.472) (1.381) (2.021) Parigi (Francia) 100% 100% Parigi (Francia) 100% 100% \- (1.529) (0) (1.348) Eoliennes du Vent Solaire S.a.s. Parc Eolien de Lihus S.a.s. Parc Eolien de Hetomesnil S.a.s. Parc Eolien de la Bruyère S.a.s. Parc Eolien du Carreau S.a.s. Parc Eolien les Mardeaux S.a.s. Epuron Energies Renouvelables S.a.S. Parc Eolien de la valleè de Torfou S.à r.l. Parc Eolien du Melier S.a.r.l Parc Eolienne de la Voie Sacree S.a.s. Parc Eolienne d'Epense S.a.s. ERG Wind French Holdings S.a.s. ERG Wind France 1 S.a.s. WP France 10 S.a.s. WP France 6 S.a.s. ERG France S.à r.l. Les Moulins de Fruges SAS Ferme Eolienne De Saint Pierre De Maillé 1 S.A.S. Parc Eolien de St Riquier 3 SAS Parc Eolien de St Riquier 4 SAS Holding Quesnoy 2 S.A.S. Holding Chery S.A.S. Omniwatt Sas Ferme Eolienne de Moquepanier Ferme Eolienne de Clamecy Sas Crampon Puchot Energies Sas Solaires Sisteron Sas Solaire Sénezergues Sas Solaire Arpajon-sur-Cere Sas Arsac 1 Sas Arsac 3 Sas Solaire Greoux Sas Solaire Salaunes Sas Epuron Energies Renouvelables S.a.S. Parigi (Francia) 100% 100% 100 (7.522) Parigi (Francia) 100% 100% 37 (78) Parigi (Francia) 100% 100% 8 (39) Parigi (Francia) 100% 100% 8 (77) Parigi (Francia) 100% 100% 8 (100) Parigi (Francia) 100% 100% 8 (732) Parigi (Francia) 100% 100% 8 (77) Parigi (Francia) 100% 100% 8 (71) Parigi (Francia) 100% 100% 8 (72) Parigi (Francia) 100% 100% 8 (26) Parigi (Francia) 100% 100% 8 (32) Parigi (Francia) 100% 100% 8 (52.426) ERG Developpement S.a.s Caen Renewables Energy S.a.s. (en liquidation) Parc Eolien de la Charente Limousine S.à r.l. Parc Eolien de la Boeme S.à r.l. Parc Eolien du Moulin du Bois S.à r.l. Parc Eolien des Bouchats S.à r.l. Parc Eolien de Saint Maurice la Clouere S.à r.l. Parc Eolien du Pays a Part S.à r.l. Parc Eolien de Saint Sulpice S.à r.l. Parc Eolien du Plateaux de l'Ajoux S.à r.l. Parc Eolien des Terres et Vents de Ravieres S.à r.l. Parc Eolien de Porspoder S.à r.l. ERG Solar Holding S.r.l. Genova (Italia) 100% 100% 10 21.548 Calabria Solar S.r.l. ERG Solar Piemonte 3 S.r.l. Genova (Italia) 100% 100% 10 17.860 ERG UK Holding Ltd Belfast (UK) 100% 100% 1 220 Edimburgo (UK) 100% 100% 50 (354) Belfast (UK) 100% 100% 0 (915) Londra (UK) 100% 100% 0 (288) Craiggore Energy Creag Riabhach Wind Farm Ltd Evishagaran Windfarm LTD Sandy Knowe Wind Farm LTD Corlacky Energy LTD Belfast (UK) 100% 100% 0 0 (1) dati riferiti agli ultimi bilanci approvati (2) dati espressi in migliaia di Euro ad eccezione delle società Creag Riabhack e Craiggore Energy espressi in migliaia di GBP. 206 Sede legale Quota di partecipazione diretta Quota di partecipazione di Gruppo Capitale Sociale (1) (2) Patrimonio Netto (1) (2) ERG Wind Bulgaria S.p.A. Sofia (Bulgaria) 100% 100% 2.239 5.301 Sofia (Bulgaria) 100% 100% 1.625 2.991 Sofia (Bulgaria) 100% 100% 1.546 4.712 Sofia (Bulgaria) 100% 100% 1.560 4.822 Sofia (Bulgaria) 100% 100% 2.103 5.107 Sofia (Bulgaria) 100% 100% 2.103 5.054 Globo Energy EOOD K&S Energy EOOD K&S Energy 1 EOOD K&S Energy 2 EOOD Mark 1 EOOD Mark 2 EOOD VG-1 EOOD Sofia (Bulgaria) 100% 100% 777 2.047 Sofia (Bulgaria) 100% 100% 1.551 4.236 Sofia (Bulgaria) 100% 100% 1.563 4.230 Sofia (Bulgaria) 100% 100% 1.511 5.101 Sofia (Bulgaria) 100% 100% 1.564 4.285 VG-2 EOOD VG-3 EOOD VG-4 EOOD VG-5 EOOD VG-6 EOOD Sofia (Bulgaria) 100% 100% 1.545 4.039 Sofia (Bulgaria) 100% 100% 258 3.210 Sofia (Bulgaria) 100% 100% 89 3.293 Sofia (Bulgaria) 100% 100% 1.103 2.643 Wind Park Kavana East EOOD Wind Park Kavana West EOOD WP Bulgaria 4 EOOD ERG Wind France 1 S.a.s. Parigi (Francia) 100% 100% 365 (160) Parigi (Francia) 100% 100% 444 (983) Parigi (Francia) 100% 100% 251 (1.163) Parigi (Francia) 100% 100% 100 265 Parigi (Francia) 100% 100% 100 1.135 Parigi (Francia) 100% 100% 80 688 Cepe Pays De Montbeliard S.a.s. Cepe de Murat S.a.s. Cepe de Saint Florentin S.a.s. 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. ERG Wind French Holdings S.a.s. Parigi (Francia) 100% 100% 8 (151) Parigi (Francia) 100% 100% 8 121 Parigi (Francia) 100% 100% 1.037 266 Parigi (Francia) 100% 100% 1.164 1.569 Parigi (Francia) 100% 100% 15 572 Parigi (Francia) 100% 100% 15 634 Parigi (Francia) 100% 100% 37 126 Parigi (Francia) 100% 100% 505 (326) Parigi (Francia) 100% 100% 37 317 Parigi (Francia) 100% 100% 37 (2.903) Parc Eolien de la Chaude Vallee Sarl Parc Eolien de Morvilers Sarl Parc Eolien de Garcelles-Sacqueville SAS Parc Eolien du Patis SAS Parc Eolien Hauts Moulins Parc Eolien Moulins des Camps Parc Eolien de St Riquier 1 SAS SAS Société d'Exploitation du Parc Eolien de la Souterraine Parc Eolien de Oyre Saint Sauveur Société d'Exploitation du Parc Eolien Le Nouvion Sas ERG Wind Investments LTD Genova (Italia) 100% 100% 212 219.030 Londra (UK) 100% 100% 0 (8.203) Londra (UK) 100% 100% 0 (1.664) ERG Wind Holdings (Italy) S.r.l. ERG Wind MEI 2-14-1 LTD ERG Wind MEI 2-14-2 LTD ERG Wind Holdings (Italy) S.r.l. Genova (Italia) 68% 100% 1.525 370.827 Genova (Italia) 100% 100% 77 62.524 Genova (Italia) 100% 100% 77 40.506 ERG Wind Energy S.r.l. ERG Wind Sardegna S.r.l. ERG Wind Sicilia 6 S.r.l. ERG Wind Sicilia 6 S.r.l. Genova (Italia) 100% 100% 77 35.994 Genova (Italia) 100% 100% 77 26.258 ERG Wind 6 S.r.l. ERG Wind Sicilia 3 S.r.l. ERG Wind MEI 2-14-1 LTD Londra (UK) 80% 100% Londra (UK) 80% 100% Londra (UK) 80% 100% ERG Wind MEG 1 LLP (3) ERG Wind MEG 2 LLP (3) ERG Wind MEG 3 LLP (3) ERG Wind MEG 4 LLP (3) Londra (UK) 80% 100% \- 2.671 \- 443 \- 1.077 \- 1.117 (1) dati riferiti agli ultimi bilanci approvati (2) dati espressi in migliaia di Euro (3) il restante 20% è detenuto dalla società ERG Wind MEI 2-14-2 2207 Sede legale Quota di partecipazione diretta Quota di partecipazione di Gruppo Capitale Sociale (1) (2) Patrimonio Netto (1) (2) ERG Wind Park Beteiligungs Gmbh Amburgo (Germania) 100% 100% 1 (3.053) Amburgo (Germania) 100% 100% 1 3.043 Amburgo (Germania) 100% 100% 0 2.379 Amburgo (Germania) 100% 100% 1 3.590 Amburgo (Germania) 100% 100% 5 (8.980) Amburgo (Germania) 100% 100% 7.500 3.073 Amburgo (Germania) 100% 100% 5 (3.288) Amburgo (Germania) 100% 100% 2 (344) Amburgo (Germania) 100% 100% 3 (1.271) Amburgo (Germania) 100% 100% 3 (3.384) Amburgo (Germania) 100% 100% 1 (2.419) Amburgo (Germania) 100% 100% 1 (2.744) Amburgo (Germania) 100% 100% 210 (2.982) Amburgo (Germania) 100% 100% \- \- Amburgo (Germania) 100% 100% 200 (7.424) Amburgo (Germania) 100% 100% 185 (5.610) Amburgo (Germania) 100% 100% 287 (8.787) Amburgo (Germania) 100% 100% 228 (7.290) ERG Wind 117 GmbH & Co. KG Voltwerk Energy Park 8 Gmbh & Co. KG Voltwerk Windpark Worbzig Gmbh & Co. KG Voltwerk Windpark Beesenstedt Gmbh & Co. KG Windpark Cottbuser Halde Gmbh & Co. KG Windpark Achmer Vinte GmbH & Co. KG ERG Wind Weselberg GmbH & Co. KG Windpark Linda GmbH & Co. KG ERG Development Germany GmbH & Co.KG UGE Barkow GmbH & und Co. KG UGE Barkow Zwei GmbH & und Co. KG UGE Barkow Drei GmbH & und Co. KG ERG Germany Gmbh ERG Wind Ebersgrun GmbH & Co. KG ERG Wind Hollige GmbH & Co. KG ERG Wind Norath GmbH & Co. KG ERG Wind Offenheim GmbH & Co. KG ERG Wind Nack GmbH & Co. KG EW Orneta 2 Z.O.O. Varsavia (Polonia) 100% 100% 7.100 66.103 Varsavia (Polonia) 100% 100% 42 49.029 Blachy Pruszynsky-Energy SP.Z.O.O. Hydro Inwestycje SP.Z.O.O. Les Moulins de Fruges SAS Mont Félix Parigi (Francia) 100% 100% 1.891 2.768 Fond du Moulin Parigi (Francia) 100% 100% 344 (897) Chemin Vert Parigi (Francia) 100% 100% 1.804 (1.385) Le Marquay Parigi (Francia) 100% 100% 679 (521) Les Trentes Parigi (Francia) 100% 100% 1.935 (157) Sole de Bellevue Parigi (Francia) 100% 100% 1.925 1.113 Holding Chery S.A.S. Parigi (Francia) 100% 100% 37 (3.412) Ferme Eolienne De Chery S.A.S. Holding Quesnoy 2 S.A.S. Parigi (Francia) 100% 100% 37 (2.636) Ferme Eolienne De Quesnoy-Sur-Airaines 2 S.A.S. ERG Poland Holding Varsavia (Polonia) 100% 100% 5 (144) EW Piotrków kujawski SP. z.o.o., ERG Sweden Holding AB Furukraft AB Malmoe (Svezia) 100% 100% 50 1.214 Omniwatt Sas Parigi (Francia) 100% 100% 4.759 8.595 Frankfurt (Germania) 100% 100% 25 (36) Parigi (Francia) 100% 100% 3.700 3.633 Parigi (Francia) 100% 100% 37 (5.665) Parigi (Francia) 100% 100% 1 (1.106) Omnigreen Sas Capenergie 3 Wind GmbH LES EOLIENNES DE SAINT FRAIGNE S.A.S. NEUILLY SAINT FRONT ENERGIES S.A.S. MONNES ENERGIES S.à r.l. Omnigreen Sas Parigi (Francia) 100% 100% 1 (2.664) Parigi (Francia) 100% 100% 1 (1.429) Parigi (Francia) 100% 100% 1 (12) SAINTE HELENE ENERGIES S.à r.l. IEL EXPLOITATION 12 S.à r.l. REUILLY ET DIOU ENERGIES S.à r.l. Capenergie 3 Wind GmbH Parigi (Francia) 100% 100% 2 (1.510) SAINT CONGARD ENERGIES S.A.S. Crampon Puchot Energies Sas Parigi (Francia) 100% 100% 1 (4.761) Wkn Picardie Verte II S.a.s ERG Spain Holco S.L.U Madrid (Spagna) 100% 100% 3 7.322 Madrid (Spagna) 100% 100% 3 (402) ERG Solar Almansa S.L.U. ERG Solar Taberna S.L.U. ERG Wind Holdings S.r.l. Milano (Italia) 100% 100% 1.160 9.959 Milano (Italia) 100% 100% 10 7.778 Milano (Italia) 100% 100% 2.550 11.809 Milano (Italia) 100% 100% 456 9.821 Milano (Italia) 100% 100% 7.100 2.312 Milano (Italia) 100% 100% 1.110 30.146 Milano (Italia) 100% 100% 70 4.376 Taca Wind S.r.l. Lucus Power S.r.l. Wind Cap S.r.l. Conza Energy S.r.l. Breva Wind S.r.l. Parco Aria del Vento S.r.l San Mauro S.r.l. ERG Solar Holding 2 S.r.l. MP Solar B.V. Amsterdam (Olanda) 100% 100% 4.000 13.561 MP Solar B.V. Photosun S.r.l. Milano (Italia) 100% 100% 10 3.639 PV Project S.r.l. Milano (Italia) 100% 100% 10 5.602 Ginestra S.r.l. Milano (Italia) 100% 100% 20 897 Robinia S.r.l. Milano (Italia) 100% 100% 20 2.792 Sesma S.r.l. Milano (Italia) 100% 100% 10 208 SVS1 S.r.l. Milano (Italia) 100% 100% 10 2.419 Six For Power S.r.l. Milano (Italia) 100% 100% 40 1.642 (1) dati riferiti agli ultimi bilanci approvati (2) dati espressi in migliaia di Euro ad eccezione delle società Blachy Pruszynsky-Energy SP Z.O.O. e Hydro Inwestycje SP Z.O.O. espressi in migliaia di PLN e ERG Sweden Holding AB espressi in migliaia di SEK. 2208 Elenco delle partecipazioni valutate secondo il metodo del Patrimonio Netto: Sede legale Quota di partecipazione diretta Quota di partecipazione di Gruppo Capitale Sociale (1) ( ) Patrimonio Netto (1) ( ) Valore di bilancio 31.12.2022 ERG Power S.r.l.* Priolo Servizi S.c.p.A. (3) Melilli (Italia) 20,3% 20,3% 28.100 55.846 11.342 Società collegate 11.342 (1) dati riferiti agli ultimi bilanci approvati (2) dati espressi in migliaia di Euro (3) la società consortile è soggetta a controllo congiunto con ISAB S.r.l., Versalis S.p.A. e ENI Rewind. Elenco delle società rilevate secondo il metodo del costo: Sede legale Quota di partecipazione diretta Quota di partecipazione di Gruppo Capitale Sociale (1) (2) Patrimonio Netto (1) (2) Valore di bilancio 31.12.2022 ERG S.p.A. ERG Petroleos S.A. (3) Madrid (Spagna) 100% 100% 3.050 (7.032) \- \- Parigi (Francia) 100% 100% 25 25 25 Società controllate ERG Power Generation S.p.A. ERG Germany Verwaltungs GmbH (4) Eolico Troina S.r.l. in liquidazione (3) Palermo (Italia) 99% 99% 20 232 25 50 Parigi (Francia) 100% 100% 8 (3) 8 Parigi (Francia) 100% 100% 8 (3) 8 Parigi (Francia) 100% 100% 8 (3) 8 Parigi (Francia) 100% 100% 8 (3) 8 Parigi (Francia) 100% 100% 10 (72) 10 Parigi (Francia) 100% 100% 8 8 8 Parigi (Francia) 100% 100% 8 8 Parigi (Francia) 100% 100% 8 8 Parigi (Francia) 100% 100% 8 8 Parigi (Francia) 100% 100% 8 8 Società controllate ERG Eolienne France S.a.s. Parc Eolien de Saint-Loup sur Cher SARL (4) Parc Eolien du Puits Gergil SARL (4) Parc Eolien du Plateau de la Perche SARL (4) Parc Eolien des Boules SARL (4) Ferme Eolienne de la voie Sacree sud SAS (4) Francese Parc Eolien Des Grandes Bornes Sas (4) Parc Eolien Des Jonquilles Sas (4) Parc Eolien De La Pleine De Burel Sas (4) Parc Eolien de Saint Priest en Murat Sas (4) Parc Eolien de Vent Communaux Sas (4) Parc Eolien de la Foye SAS (4) Parigi (Francia) 100% 100% 8 8 8 8 8 8 8 86 Amburgo (Germania) 100% 100% 5 5 5 Amburgo (Germania) 100% 100% 5 5 5 Amburgo (Germania) 100% 100% 5 5 5 Amburgo (Germania) 100% 100% 5 5 5 Amburgo (Germania) 100% 100% 5 5 \- Società controllate ERG Wind Park Beteiligungs Gmbh ERG Windpark Aukrug Gmbh & Co. KG (4) ERG Windpark Bischhausen Gmbh & Co. KG (4) ERG Windpark Heyen Gmbh & Co. KG (4) ERG Windpark Bokel Gmbh & Co. KG (4) ERG Windpark Jeggeleben GmbH & Co. KG (4) ERG Windpark Reinsdorf GmbH & Co. KG (4) Amburgo (Germania) 100% 100% 5 5 \- 20 Edimburgo (UK) 100% 100% \- \- \- Seebeck House (UK) 100% 100% \- - \- Società controllate ERG UK Holding Ltd High Cairn Wind Farm Limited (4) Creggan Wind Farm Limited (2)(4) Longburn Wind Farm LTD (2)(4) Seebeck House (UK) 100% 100% 0 \- \- \- Madrid (Spagna) 100% 100% 3 \- \- Madrid (Spagna) 100% 100% 3 \- \- Società controllate ERG Solar Holding S.r.l. ERG Solar Montiel S.L.U. (4) ERG Solar El Abuelito S.L.U. (4) ERG Solar Buenaventura S.L.U. (4) Genova (Italia) 100% 100% 10 9 620 620 Società controllate ERG UK Holding Ltd Rigghill Wind Farm Limited (4) Seebeck House (UK) 50% 50% \- \- 238 238 Vicenza (Italia) 0,04% 0,06% 276 1.046 \- Barcellona (Spagna) 0,87% 0,87% 19.077 87.786 310 Società in Joint Venture ERG S.p.A. CAF Interreg. Dipendenti S.r.l. Meroil S.A. R.U.P.E. S.p.A. Genova (Italia) 4,86% 4,86% 3.058 3.034 155 Altre società 465 TOTALE 1.479 (1) dati riferiti agli ultimi bilanci approvati (2) dati espressi in migliaia di Euro ad eccezione delle società con sede legale in UK i cui dati sono espressi in migliaia di GBP (3) società in liquidazione (4) società valutate al costo in quanto non operative Nota -49 Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni IFRS applicati dal 1° gennaio 2022 Dal 1° gennaio 2022 sono divenuti applicabili, i seguenti principi, interpretazioni e modifiche ai principi esistenti in relazione ai quali non si segnalano effetti significativi sul Bilancio Consolidato: • Amendments to IFRS 3 Business Combinations; IAS 16 Property, Plant and Equipment; IAS 37 Provisions, Contingent Liabilities and Contingent Assets; and Annual Improvements 2018-2020 (All issued 14 May 2020) emesso il 28 giugno 2021. 2209 Nota -50 Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni IFRS e IFRIC, pubblicati ma non ancora adottati in via anticipata dal Gruppo al 31 dicembre 2022 Di seguito sono indicati i nuovi principi o modifiche ai principi, applicabili per gli esercizi che hanno inizio dopo il 1° gennaio 2022 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 2023 IFRS 17 Insurance Contracts including Amendments to IFRS 17 19 novembre 2021 Amendments to IAS 1 ‘Presentation of financial statements’ sulla classificazione delle passività 23 gennaio 2020 Amendments to IAS 1 Presentation of Financial Statements and IFRS Practice Statement 2: Disclosure of Accounting policies 2 marzo 2022 Amendments to IAS 8 Accounting policies, Changes in Accounting Estimates and Errors: Definition of Accounting Estimates 2 marzo 2022 Amendments to IAS 12 Income Taxes: Deferred Tax related to Assets and Liabilities arising from a Single Transaction 7 maggio 2021 Amendments to IFRS 17 Insurance contracts: Initial Application of IFRS 17 and IFRS 9 – Comparative information 9 dicembre 2021 1° gennaio 2024 Amendments to IFRS 16 ‘Leasing’ Passività per leasing in un'operazione di vendita e retrolocazione 22 settembre 2022 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 La valutazione degli eventuali impatti dei sopraccitati Principi è in corso. Nota -51 Altre infor mazioni 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 determinaz ione 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 del Gruppo medesimo anche i 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. 210 Ricavi 2022 di cui tariffa incentivante di cui certificati bianchi di cui garanzie di origine di cui RID di cui FER (milioni di Euro) Eolico Italia 58 57 - 3 - 0,1 Termoelettrico Italia \- - - - Solare Italia 77 76 - 0,2 - - Totale 135 134 - 3 - 0,1 Incassi 2022 di cui tariffa incentivante di cui certificati bianchi di cui garanzie di origine di cui RID di cui FER (milioni di Euro) Eolico Italia 78 78 - 1 - 0,4 Termoelettrico Italia - - - - - - Solare Italia 63 63 - 0,1 - - Totale 142 141 - 1 - 0,4 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 che, per la società ERG Power Generation, nel 2021 erano stati inseriti nel Registro Nazionale degli Aiuti di Stato, i premi fissi in esito all’aggiudicazione delle due aste del Mercato della Capacità per gli anni di consegna 2022 e 2023. Le aste si erano tenute nel novembre 2019 e riguardano nello specifico l’impianto CCGT di Priolo Gargallo (SR), aggiudicatosi un importo totale pari a 22,4 milioni di Euro relativo alla competenza degli esercizi 2022 e 2023. Per quanto riguarda l’asta del Mercato della Capacità tenutasi nel febbraio 2022, si segnala che la società ERG Power S.r.l. è risultata aggiudicataria di un premio pari a 9,5 milioni di Euro a favore dell’impianto CCGT per l’anno di consegna 2024, e che la società ERG Power Generation S.p.A. è risultata aggiudicataria di un premio pari a 7 milioni di Euro a favore di due impianti di accumulo di energia situati nell’Area Centro-Sud e Sicilia. Il premio sarà riconosciuto a decorrere dal 2024 per un periodo di 15 anni. Si segnala infine che con riferimento all’esercizio 2022 le Società ERG Power Generation S.p.A., ERG S.p.A. ed ERG Power S.r.l. hanno usufruito dello sgravio contributivo, riconosciuto dall’INPS, di cui all’art. 1 commi da 161 a 168 Legge 30 dicembre 2020 n.178 (“Decontribuzione Sud”) per un importo pari a 1,4 milioni di Euro. Dichiarazione consolidata non finanziaria 2022 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 2022, redatta in conformità con ai 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 (migliaia di Euro) Impianti in funzione Valore netto contabile al 31.12.2022 (migliaia di Euro) Impianti in funzione 2.355.639 Impianti non ancora operativi 21.969 Altre Immobilizzazioni materiali 15.642 2.393.251 di cui Attività destinate ad essere cedute - Totale Attività continue 2.393.251 - 2211 Informazioni relative agli impianti di produzione di energia in funzione al 31 dicembre 2022 Debito finanziario associato Società Impianto Valore contabile passività finanziari a Forma tecnica Erogazione / Scadenza Copertura Ubicazio ne Geografi ca % di posses so Capacità installata (MW) Energia prodotta dall'impianto nel periodo (GWh) Valore netto contabile al 31.12.2022 (migliaia di Euro) ERG Eolica S. Vincenzo S.r.l. Parco Eolico n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Italia 100% 541 1.110 304.135 ERG Eolica Faeto S.r.l. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. ERG Eolica Ginestra S.r.l. n.a n.a n.a n.a Green Vicari S.r.l. - \- \- \- ERG Eolica Fossa del Lupo S.r.l. 74.115 Project financing 201 7 202 7 IRS: tasso fisso 2,26% ERG Eolica Adriatica n.a n.a. n.a n.a n.a ERG Eolica Campania n.a n.a. n.a n.a n.a Gruppo Donatello Parco Eolico n.a n.a. n.a n.a n.a Italia 100% 172 209.675 ERG Wind Investments Parco Eolico n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Italia 100% 636 968 207.548 ERG Wind Sardegna ERG Wind Sicilia 6 ERG Wind 4 ERG Wind 6 ERG Wind Sicilia 2 ERG Wind Sicilia 3 ERG Wind Sicilia 4 ERG Wind Sicilia 5 ERG Wind 2000 Erg Wind Energy ERG Wind MEG 1 LLP Germania 100% 129 ERG Wind MEG 2 LLP ERG Wind MEG 3 LLP ERG Wind MEG 4 LLP Eolico Italia+Germania 74.115 100% 1.349 2.208 721.358 Parc Eolien du Carreau S.a.s. Parco Eolico n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Francia 100% 64 118 9.720 Parc Eolien de la Bruyère S.a.s. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Parc Eolien les Mardeaux S.a.s. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. 2212 Parc Eolien de Lihus S.a.s. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Parc Eolien de Hetomesnil S.a.s. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. E. Du Vent Solaire n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. ERG Wind France 1 Parco Eolico n.a n.a n.a n.a n.a Francia 100% 64 131 24.811 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. 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 Parco Eolico n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Francia 100% 125 254 90.882 Parc Eolien de St Riquier 4 SAS n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Parc Eolien de la Chaude Vallee Sarl n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Parc Eolien de Morvilers Sarl n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. SEPE Du Nouvion SAS n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Parc Eolien de Garcelles-Sacqueville SAS n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Parc Eolien du Patis SAS n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Parc Eolien Hauts Moulins n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Parc Eolien Moulins des Camps (La Chapelle) n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Parc Eolien de St Riquier 1 SAS n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Parc Eolien de la Souterraine n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Parc Eolien de Oyre Saint Sauveur n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Debito finanziario associato Società Impianto Valore contabile passività finanziari a Forma tecnica Erogazione / Scadenza Copertura Ubicazio ne Geografi ca % di posses so Capacità installata (MW) Energia prodotta dall'impianto nel periodo (GWh) Valore netto contabile al 31.12.2021 (migliaia di Euro) Parc Eolienne de la Voie Sacree S.a.s. Parco Eolico n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Francia 100% 16 31 5.672 Parc Eolienne d'Epense S.a.s. WP France 6 S.a.s. Parco Eolico n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Francia 100% 13 29 11.917 WP France 10 S.a.s. Parco Eolico n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Francia 100% 7 - 7.279 Parc Eolien de la valleè de Torfou S.a.r.l. Parco Eolico n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Francia 100% 26 61 24.225 Parc Eolien du Melier S.a.r.l n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Mont Félix Parco Eolico n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Francia 100% 52 90 25.002 Fond du Moulin n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Chemin Vert n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. 213 Le Marquay n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Les Trentes n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Sole de Bellevue n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Ferme Eolienne Chery Sas Parco Eolico n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Francia 100% 38 70 28.330 Ferme Eolienne de Quesnoy-sur- Airaines 2 Sas n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Ferme Eolienne de Saint Pierre de Maillè Sas n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Ventoux Parco Eolico n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Francia 100% 41 63 39.726 Joran Parco Eolico n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Francia 100% 58 22 72.576 Le Bouchats Parco Eolico n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Francia 100% 18 23.264 Eolico Francia - 100% 522 869 363.404 Globo Energy EOOD Parco Eolico n.a. n.a n.a n.a n.a Bulgaria 100% 54 148 28.104 Mark 1 EOOD Mark 2 EOOD WP Bulgaria 4 EOOD 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% 54 148 28.104 Corni Eolian SA Parco Eolico n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Romania 100% 70 181 50.856 Eolico Romania 100% 70 181 50.856 EW Orneta 2 Z.O.O. Parco Eolico 23.725 Project financing 201 5 202 3 IRS: tasso fisso 2,47% (wibor) Polonia 100% 82 215 70.836 Hydro Inwestycje SP.Z.O.O. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Blachy Pruszynsky-Energy SP.Z.O.O. Lazski Parco Eolico n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Polonia 100% 36 51.840 Piotkrow Parco Eolico n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Polonia 100% 24 38.289 Eolico Polonia 23.725 100% 142 215 160.965 Furukraft Parco Eolico n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Svezia 100% 62 65.967 Eolico Svezia 62 - 65.967 2214 Voltwerk Energy Park 8 Gmbh Parco Eolico n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Germania 100% 130 161 63.283 Voltwerk Windpark Worbzig Gmbh n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Voltwerk Windpark Beesenstedt Gmbh n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Windpark Cottbuser Halde Gmbh n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. WP Achmer Vinte Gmbh n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Epuron Energy Park 117 (Frehne) Gmbh n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. ERG Wind Dobberkau GmbH & Co. KG n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. ERG Wind Weselberg GmbH & Co. KG n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. UGE Barkow GmbH & Co.KG n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. 34 71 46.364 UGE Barkow Zwei GmbH & Co.KG n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. UGE Barkow Drei GmbH & Co.KG n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Windpark Linda GmbH & Co. KG Parco Eolico 19.414 Project financing 201 8 203 8 Finanziamento a tasso fisso Germania 100% 22 38 28.669 Ventoux Parco Eolico n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Germania 100% 55 27 58.967 Eolico Germania (senza MEG) 19.414 100% 241 297 197.283 Evishagaran Parco Eolico n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. UK 100% 47 143 65.609 Craiggore Parco Eolico n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. UK 100% 25 67 41.064 Sandy Knowe Parco Eolico n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. UK 100% 50 - 130.218 Creag Riabach Parco Eolico n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. UK 100% 35 - 103.160 Eolico UK - 100% 157 210 340.051 Eolico 117.254 100% 2.597 4.128 1.927.986 Gruppo ForVei Impianto fotovoltaico n.a n.a n.a n.a n.a Italia 100% 89 133 140.637 I sab Energy Solare (S.r.l.) Impianto fotovoltaico n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Italia 100% 1 1 1.615 Andromeda PV S.r.l. Impianto fotovoltaico 94.196 Project Financing 201 0 202 8 Finanziamento a tasso fisso Italia 100% 51 81 21.195 Gruppo Siena Impianto fotovoltaico 16.009 Leasing finanziari 203 0 Italia 100% 34 10.158 Solare Italia 110.205 100% 175 215 173.605 Ventoux Impianto fotovoltaico n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Francia 100% 57 13 41.997 Joran Impianto fotovoltaico n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Francia 100% 22 11 17.867 Solare Francia - 100% 79 24 59.864 Gruppo Valencia Impianto fotovoltaico n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Spagna 100% 92 71.985 100% 92 71.985 Solare 110.205 100% 346 239 305.454 TOTALE 227.460 100% 2.944 4.367 2.233.441 2215 Informazioni relative agli impianti di produzione di energia non ancora operativi al 31 dicembre 2022 Per quanto r iguarda 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. Nota -52 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: • servizi di attestazione per 49 migliaia di Euro relativi al Green Bond Report sulle emissioni effettuate sull’ Euro Medium Term Note Programme per un importo pari 30 migliaia di Euro, all’unbundling per 15 migliaia di Euro e alle dichiarazioni fiscali per 4 migliaia di Euro; • altri servizi per 130 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 30 migliaia di Euro; Tipologia del servizio Soggetto che ha erogato il servizio Destinatario Compensi 2022 (Euro migliaia) Revisione legale dei conti Revisore della capogruppo società capogruppo 331 Revisore della capogruppo società controllate 859 Rete del revisore della capogruppo società controllate 328 Totale Servizi di Revisione 1.518 Servizi Diversi dalla Revisione Servizi di consulenza fiscale società controllate \- Revisore della capogruppo società capogruppo 179 Rete del revisore della capogruppo società capogruppo \- Rete del revisore della capogruppo società controllate \- Revisore della capogruppo società controllate 152 Totale Servizi Diversi dalla Revisione 331 Totale 1.849 Denominazione Impianto / Gruppi di Impianti Ubicazione Geografica Società proprietaria Gruppo % di posse sso Capacità massima installata pre vista (MW) Stato avanzamento del progetto Valore netto contabile al 31.12.2022 (migliaia di Euro) Roccapalumba Italia Tirreno S.r.l Renew 100% 47 autorizzato ed in fase di costruzione 20.988 Bourgogne I Francia Parc Eolien de Moulin Bois Epuron 100% 9 autorizzato ma non ancora in fase di costruzione 404 Limousine I Francia St Maurice La Clouere Epuron 100% 30 autorizzato ma non ancora in fase di costruzione 577 Eolico 86 21969 Impianti non ancora operativi 86 21.969 216 Nota -53 Fatt i di rilievo intervenuti dopo la chiusura dell’esercizio Data Area Geografica Settore Fatto di rilievo Comunicato Stampa del 12 gennaio 2023 Scozia 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 54esimo 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. Il Gruppo entra nel primo quartile del ranking. Comunicato Stampa del 1° febbraio 2023 Italia Corporate ERG ha comunicato i dati relativi alle azioni in circolazione e al numero dei diritti di voto costituenti il capitale sociale al 1° febbraio 2023. Comunicato Stampa del 9 marzo 2023 Italia Eolico EssilorLuxottica ed ERG firmano un accordo di lungo termine per la fornitura di energia elettrica da fonti rinnovabili in Italia. Nota -54 Data pubblicazione del Bilancio In data 14 marzo 2023 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, 14 marz o 2023 per il Con siglio di Amministrazione Il Presidente Edoardo Garrone 217 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 2022 e il 31 dicembre 2022. 2. Al riguardo s i segnala che: • l’adeguatezza delle procedure amministrative e contabili per la formazione del Bilancio Consolidato del Gruppo ERG al 31 dicembre 2022 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 attest a, 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, 14 marzo 2023 l’Amministratore Delegato il Dirigente Preposto al la redazione dei documenti contabili societari Paolo Luigi Merli Michele Pedemonte 218 3\. BILANCIO SEPARATO ERG S.P.A AL 31 DICEMBRE 2022 219 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 2.370.631 2.391.969 Immobili, impianti e macchinari Nota 2 8.496.258 9.274.778 Attività per diritti di utilizzo Nota 3 1.952.176 1.307.435 Partecipazioni Nota 4 2.603.551.103 2.086.366.562 Attività finanziarie non correnti valutate al Fair Value Nota 16 27.788.662 - Attività per imposte differite Nota 5 8.757.936 10.294.250 Altre attività non correnti Nota 6 2.311.129 578.533 Attività non correnti 2.655.227.895 2.110.213.527 Crediti commerciali Nota 7 10.695.031 10.376.364 1.143.109 486.078 Altri crediti e attività correnti Nota 8 31.483.918 4.281.832 29.837.931 2.290.687 Attività per imposte correnti Nota 9 27.843.685 23.823.929 75.687.716 75.687.716 Attività finanziarie correnti valutate al Fair Value Nota 16 35.755.328 - 8.117.522 - Altre attività finanziarie correnti Nota 16 140.777.519 40.442.702 1.573.992.188 1.271.802.987 Disponibilità liquide e mezzi equivalenti Nota 16 282.096.999 727.578.647 Attività correnti 528.652.480 2.416.357.113 Attività operative cessate - - TOTALE ATTIVITA' 3.183.880.375 4.526.570.640 Capitale sociale Nota 10 15.032.000 15.032.000 Altre riserve Nota 10 919.547.461 859.867.609 Utili (Perdite) a nuovo Nota 10 179.830.359 293.288.008 Utile del periodo Nota 10 11.617.989 21.126.479 Patrimonio Netto 1.126.027.809 1.189.314.097 Fondi per benefici ai dipendenti Nota 11 1.592.567 1.410.781 Passività per imposte differite Nota 5 15.252.728 - Fondo Business Dismessi Nota 12 76.243.686 74.902.631 Altri fondi non correnti Nota 13 888.647 1.058.446 Passività finanziarie non correnti valutate al Fair Value Nota 16 - 6.087.083 Altre passività finanziarie non correnti Nota 16 1.593.006.640 1.840.070.406 Passività finanziarie non correnti per beni in leasing (2) Nota 16 1.330.971 558.536 Passività non correnti 1.688.315.238 1.924.087.884 Altri fondi correnti Nota 13 1.218.634 2.522.781 Debiti commerciali Nota 15 8.814.836 510.184 8.629.430 80.042 Passività finanziarie correnti valutate al Fair Value Nota 16 - 8.114.418 8.114.418 Altre passività finanziarie correnti Nota 16 325.013.221 18.224.231 1.313.654.103 Passività finanziarie correnti per beni in leasing (2) Nota 16 621.830 759.930 Altre passività correnti Nota 17 14.303.848 5.454.000 9.953.142 2.797.848 Passività per imposte correnti Nota 18 19.564.959 19.564.959 69.534.856 67.385.980 Passività correnti 369.537.327 1.413.168.659 Passività operative cessate - - TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA' 3.183.880.375 4.526.570.640 31/12/2022 31/12/2021 220 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 34.272.096 33.172.849 38.301.500 38.301.471 Altri proventi Nota 21 1.219.063 384.290 1.727.695 167.657 Costi per acquisti Nota 22 (149.905) (165.310) Costi per servizi ed altri costi Nota 23 (32.848.701) (8.709.280) (34.079.484) (9.850.483) Costi del lavoro Nota 24 (28.077.647) (4.248.000) (27.000.109) (2.351.300) MARGINE OPERATIVO LORDO (25.585.094) (21.215.708) Ammortamenti Attività Immateriali Nota 25 (1.579.366) (1.530.716) Ammortamenti Immobili, impianti e macchinari e Attività per diritti d'utilizzo Nota 25 (1.826.601) (2.154.991) RISULTATO OPERATIVO NETTO (28.991.061) (24.901.414) Proventi finanziari 28.197.885 21.110.595 23.742.258 9.828.211 Oneri finanziari (47.198.285) (3.344.165) (33.338.512) (8.114.418) PROVENTI (ONERI) FINANZIARI NETTI Nota 26 (19.000.400) (9.596.254) Proventi (oneri) da partecipazioni netti 52.482.054 50.728.747 PROVENTI (ONERI) DA PARTECIPAZIONI NETTI Nota 27 52.482.054 50.728.747 RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE 4.490.593 16.231.080 Imposte sul reddito Nota 28 7.127.396 4.895.400 RISULTATO NETTO ATTIVITA' OPERATIVE IN ESERCIZIO 11.617.989 21.126.479 RISULTATO NETTO DEL PERIODO 11.617.989 21.126.479 2022 2021 2022 2021 (Euro) RISULTATO NETTO DEL PERIODO 11.617.989 21.126.479 Variazioni che non saranno riclassificate a conto economico Variazione attuariale delle passività per benefici ai dipendenti Nota 11 84.217 (42.781) Imposte sul reddito riferite alla variazione attuariale delle passività per benefici ai dipendenti Nota 11 (20.212) 10.267 Totale 64.005 (32.513) Variazioni che saranno riclassificate a conto econom ico Copertura dei flussi finanziari - quota efficace della variazione di fair value Nota 10 69.498.043 (17.941.343) Imposte sul reddito riferite alla copertura dei flussi finanziari - quota efficace della variazione di fair value Nota 10 (16.679.530) 4.305.922 Totale 52.818.513 (13.635.421) Altre com ponenti del risultato com plessivo al netto delle imposte 52.882.518 (13.667.934) Risultato netto complessivo del periodo 64.500.507 7.458.545 221 Prospetto dei Flussi Finanziari (1) (Euro) (1) Le note di commento alle singole voci sono parte integrante del presente bilancio 31/12/2022 di cui con parti correlate 31/12/2021 di cui con pa rti correlate FLUSSI FINANZIARI DERIVANTI DALL'ATTIVITA' OPERATIVA (A): Risultato netto del periodo 11.617.989 21.126.479 Rettifiche per: \- Imposte sul reddito (7.127.396) (4.895.400) \- Ammortamenti e svalutazioni delle immobilizzazioni Nota 25 3.405.967 3.685.707 \- accantonamento e (rilascio) fondi Note 12 13 2.796.311 1.777.084 \- Plusvalenze/minusvalenze da realizzo di attività non correnti (52.428) (1.400) \- Plusvalenza su esercizio opzione put in ISAB S.r.l. \- proventi per dividendi (50.079.906) 50.079.906 (50.000.000) (50.000.000) \- Interessi attivi (18.392.204) (5.564.514) (13.203.572) (9.828.211) \- Interessi passivi 31.167.068 431.576 17.991.924 - \- variazione per piano di stock option e assegnazione azioni proprie a dipendenti 2.678.333 2.678.333 2.493.793 2.239.426 -contributo 4.119.000 4.119.000 \- variazione fair value di attività finanziarie valutate al FVTPL - (170.115) \- variazione fair value dei derivati di copertura (porzione non efficace) - (235.427) \- variazione dei fondi relativi al personale Nota 11 245.791 (151.081) Altre variazioni non monetarie 1.517.145 (302.930) (18.104.329) (21.884.939) Variazione delle altre attività e passività di esercizio: \- Variazione dei crediti commerciali Nota 7 (9.551.923) (9.890.285) 3.105.567 2.078.403 \- Variazione dei debiti commerciali Nota 15 185.406 430.142 (2.906.308) (3.133.068) \- Variazione netta di altri crediti/debiti e di altre attività/passività Note 6,8,14,17 2.701.320 345.955 (17.378.489) (3.676.704) Dividendi incassati 50.079.906 50.079.906 50.000.000 50.000.000 Utilizzo fondi (2.685.780) (2.095.661) Imposte (pagate)/incasso da consolidamento fiscale 5.073.182 5.455.295 45.802.110 36.180.404 FLUSSI FINANZIARI DERIVANTI DALL'ATTIVITA' OPERATIVA (A) 27.697.781 14.295.465 FLUSSO DI CASSA DA ATTIVITA' DI INVESTIMENTO (B): Acquisizioni di attività immateriali Nota 1 (1.662.867) (1.662.998) Acquisizioni di immobili, impianti e macchinari e attività per diritti di utilizzo Note 2,3 (1.795.808) (773.222) Acquisizioni partecipazioni Nota 4 (184.541) (184.541) Disinvestimenti di immobili, impianti e macchinari e attività per diritti di utilizzo Nota 2 260.254 8.822 Rettifica prezzo da cessione partecipazione 2.645.571 836.795 Versamento in conto capitale ERG Pow er Generation Nota 4 - - Investimento in titoli Nota 16 (100.000.000) (299.999.424) Incasso titoli 299.999.424 50.109.469 Variazione finanziamenti a società controllate - (956.030.392) (956.030.392) - - Rimborso finanziamenti da società controllate 707.441.031 707.441.031 30.067.795 30.067.795 Interessi incassati 27.515.038 1.287.472 7.850.940 4.824.896 Altre variazioni di attività finanziarie a breve termine - 337.856 FLUSSO DI CASSA DA ATTIVITA' DI INVESTIMENTO (B): 934.218.100 (1.169.438.899) FLUSSO DI CASSA DA ATTIVITA' DI FINANZIAMENTO (C): Nuovi finanziamenti Nota 16 17.792.653 999.485.117 Emissione Green Bond Nota 16 - 500.000.000 Rimborsi di finanziamenti Nota 16 (1.209.999.424) (25.000.000) Variazione di altre passività finanziarie correnti Nota 16 (49.850.515) - Interessi passivi pagati (28.026.777) (16.927.378) Fees su revolving (1.729.197) Pagamento delle passività finanziarie per i beni in leasing Nota 16 (1.000.141) (1.102.674) Dividendi pagati (134.584.128) (84.600.000) (112.153.440) (70.132.911) Altre variazioni di patrimonio netto - - FLUSSO DI CASSA DA ATTIVITA' DI FINANZIAMENTO (C): (1.407.397.529) 1.344.301.625 FLUSSO DI CASSA NETTO DEL PERIODO (A+B+C) (445.481.648) 189.158.190 DISPONIBILITA' LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI AD INIZIO PERIODO Nota 16 727.578.646 538.420.456 FLUSSO DI CASSA NETTO DEL PERIODO (445.481.648) 189.158.190 DISPONIBILITA' LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI A FINE PERIODO Nota 16 282.096.999 727.578.646 RICLASSIFICA ATTIVITA'/PASSIVITA' DESTINATE AD ESSERE TRASFERITE DISPONIBILITA' LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI A FINE PERIODO Nota 16 282.096.999 727.578.646 222 Prospetto delle variazioni del Patrimonio Netto (1) (2) Le note di commento alle singole voci sono parte integrante del presente bilancio (Euro) Capitale sociale Cash Flow Hedge Riserva piani a benefici definiti Riserve Utile (perdita) del periodo Totale Patrimonio netto Saldo al 31.12.2020 15.032.000 (18.261.584) (317.607) 1.255.190.053 12.351.928 1.263.994.790 Destinazione del risultato 2020 - 12.351.928 (12.351.928) - Pagamento basato su azioni con strumenti rappresentativi di capitale Nota 10 2.678.333 2.678.333 Distribuzione dividendi Nota 10 - (112.153.440) - (112.153.440) Altre variazioni Risultato esercizio 2021 Nota 10 - - 21.126.479 21.126.479 Variazione del risultato complessivo Nota 10 - 13.635.421 32.513 - 13.667.934 Risultato netto complessivo - 13.635.421 32.513 - 21.126.479 34.794.413 Saldo al 31.12.2021 15.032.000 (4.626.163) (285.094) 1.158.066.875 21.126.479 1.189.314.097 (Euro) Capitale sociale Cash Flow Hedge Riserva piani a benefici definiti Riserve Utile (perdita) del periodo Totale Patrimonio netto Saldo al 31.12.2021 15.032.000 (4.626.163) (285.094) 1.158.066.875 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) 1.051.406.559 11.617.989 1.126.027.809 Riserva di altre componenti del risultato complessivo Riserva di altre componenti del risultato complessivo 223 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, differenziato tra fonti non programmabili (eolica e solare) e fonti programmabili (termoelettrica e idroelettrica), nonché in termini di presenza geografica, con una crescente presenza nel mercato eolico estero, in particolare in Francia e Germania. In data 14 marzo 2023 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. ERG 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 d’esercizio 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; nella 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. Il Bilancio al 31 dicembre 2022 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 Prospetto della Situazione patrimoniale finanziaria 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 della Società 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 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 classificato come posseduto per la vendita sono chiaramente distinte; - il Prospetto 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; 224 - Il Prospetto di Conto economico complessivo riporta le componenti di ricavo e di costo (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 ERG 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 con particolare riferimento al processo di individuazione e monitoraggio dei trigger event ed alle principali ipotesi per la determinazione del valore recuperabile; 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. 225 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 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. Eventi bellici in Ucraina 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, sicurezza e di business continuity. Per quanto riguarda il rischio credito non esistono posizioni aperte direttamente con controparti di diritto russe e ucraine; si segnala tuttavia che il principale cliente del Gruppo nel Sito di Priolo Gargallo è una società italiana controllata indirettamente da un gruppo russo. A tal proposito negli ultimi mesi è stata riportata dai media la notizia che Litasco ha definito la cessione degli impianti di Priolo al fondo di private equity e asset management cipriota G.O.I. Energy. Sulla base delle informazioni pubblicamente disponibili l'operazione sarebbe soggetta al verificarsi di alcune condizioni sospensive relative, tra l'altro, all'ottenimento delle autorizzazioni da parte di tutte le autorità competenti, incluso il Governo italiano che peraltro con decreto ha definito l’impianto di interesse strategico nazionale al fine di garantire la continuità aziendale degli stabilimenti di Priolo (compresi gli impianti di depurazione). Il closing dell'operazione sarebbe previsto entro la fine di marzo 2023 e nell’ambito di questa transazione, G.O.I. Energy avrebbe concordato accordi esclusivi di fornitura e di offtake a lungo termine con Trafigura (uno dei maggiori commercianti indipendenti di petrolio e prodotti petroliferi al mondo). Tali accordi dovrebbero garantire una fornitura sicura di petrolio alla raffineria e pertanto scongiurare le sanzioni che l’Unione Europea ha stabilito con riferimento al blocco delle importazioni di petrolio via mare dalla Russia che avrebbero potuto comportare un blocco degli impianti nella raffineria di Priolo qualora ISAB non avesse sostituto il grezzo di provenienza russa con importazioni provenienti da divere aree geografiche (tra le conseguenze del blocco vi sarebbe stato il potenziale impatto sui contratti di vendita al sito da parte di Erg Power Generation S.p.A. e ERG Power S.r.l.). 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 per quanto, in caso di escalation, non sono da escludere possibili rischi di attacchi cyber che indirettamente potrebbero avere impatti sugli impianti del Gruppo. In relazione alla business continuity in merito all’ approvvigionamento di gas, ERG attualmente si approvvigiona su mercato spot e la criticità è principalmente legata all’operatività che è diventata più onerosa sia in termini di prezzi di approvvigionamento disponibili sul mercato che di effort organizzativo. Le tensioni geopolitiche stanno avendo forti impatti sui mercati, sia finanziari che delle commodities, con un forte aumento dei tassi e dei prezzi del gas e dell’energia elettrica, a fronte dei quali non si possono ad oggi escludere ulteriori interventi a livello regolatorio sul settore dell’energia. Si rileva infine un generale aumento dei prezzi di materie prime e prodotti finiti, aggravato dalle tensioni geopolitiche, i cui effetti potranno impattare gli investimenti in progetti in costruzione nel breve/medio termine. I profili di incertezza conseguenti al quadro macroeconomico attuale, con particolare riferimento alla dinamica dei tassi e ad eventuali ulteriori interventi regolatori nel settore dell’energia, potranno impattare sulla determinazione dei valori di recuperabilità degli attivi iscritti nelle immobilizzazioni materiali e immateriali. 226 Per maggiori dettagli si rimanda a quanto indicato nella Relazione sulla Gestione. Impairment test su partecipazioni Definizione 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 2.603 milioni di Euro (2.086 milioni di Euro al 31 dicembre 2021). 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 2021 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 2022 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 detenuti, in modo diretto ed indiretto, da ERG Power Generation; • la distribuzione di dividendi nell’esercizio 2022, pari a 50 milioni di Euro, da ERG Power Generation a ERG S.p.A.; • la capitalizzazione di borsa di ERG S.p.A. al 31/12/2022 pari a 4,4 miliardi di Euro (4,3 miliardi di Euro al 31/12/2021). A tal fine si precisa che il fair market value di ERG Power Generation 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. 227 Analisi della Situazione Patrimoniale-Finanziaria Nota 1 - Attività immateriali Definizione 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. Per maggiore chiarezza i movimenti del periodo relativi alle riclassifiche, alle alienazioni e dismissioni sono riportati al netto dei rispettivi fondi ammortamento e svalutazioni. 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 imm ateriali Attività in corso Totale Saldo al 31.12.2020 1.499 789 2.288 Movimenti del periodo: Acquisizioni 854 809 1.663 Capitalizzazioni/riclassifiche 722 (750) (28) Alienazioni e dismissioni - - - Ammortamenti (1.531) - (1.531) Altre variazioni - - - 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 - - - Saldo al 31.12.2022 1.646 724 2.371 228 Nota 2 - Immobili, impianti e macchinari Definizione 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% Per maggiore chiarezza i movimenti del periodo relativi alle riclassifiche sono riportati al netto dei rispettivi fondi ammortamento e svalutazioni. La voce “Terreni e fabbricati” include 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 17.315 911 12.378 68 30.672 Ammortamenti e svalutazioni (10.586) (518) (9.483) - (20.587) Saldo al 31.12.2020 6.729 393 2.895 68 10.085 Movimenti dell'esercizio Acquisizioni - 38 209 (24) 224 Capitalizzazioni - 2 50 (24) 28 Riclassifiche - - - - - Alienazioni e dismissioni (costo) - - (2) - (2) Alienazioni e dismissioni (fondo) - - 2 - 2 Altre variazioni - - - - - Ammortamenti (507) (65) (490) - (1.062) 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 8.496 229 Nota 3 - Attività per diritti di utilizzo Definizione e criteri 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 3 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 2.043 1.640 3.683 Ammortamenti e svalutazioni (1.151) (674) (1.826) Saldo al 31.12.2020 892 966 1.858 Movimenti dell'esercizio Acquisizioni attività per diritti di utilizzo 25 524 549 Capitalizzazioni - - - Riclassifiche - - - Alienazioni e dismissioni attività per diritti di utilizzo (costo) - (117) (117) Alienazioni e dismissioni attività per diritti di utilizzo (fondo) - 110 110 Altre variazioni - - - Ammortamenti attività per diritti di utilizzo (591) (502) (1.093) 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 1.952 230 Nota 4 – Partecipazioni Definizione 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 la struttura patrimoniale/finanziaria della società controllata di ERG Power Generation, il Consiglio di Amministrazione della Società ha deliberato, in data 11 novembre 2022, di rinunciare ad una parte del credito derivante dal contratto di finanziamento in essere, pari a 517 milioni di Euro e convertire lo stesso in un versamento in conto capitale a favore di ERG Power Generation. 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 31.12.2020 2.085.717 465 2.086.182 Movimenti dell'esercizio: Acquisizioni / aumenti di capitale / rivalutazioni - - - Alienazioni e dismissioni - - - Altre variazioni 185 - 185 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 Partecipazioni Sede legale Capitale sociale % Patrim onio netto (1) Nostra quota di Patrimonio netto (1) Valore a bilancio (migliaia di Euro) Imprese controllate ERG Pow er Generation S.p.A. Genova 100.000 100% 3.278.158 3.278.158 2.603.086 ERG Petroleos S.A. Madrid (Spagna) 3.050 100% (7.032) (7.032) - Totale Im prese controllate 2.603.086 Altre imprese CAF Interregionale Dipendenti S.r.l. (2) Vicenza 276 0% 1.046 0 0 Meroil S.A. (2) Barcellona (Spagna) 19.077 1% 87.786 764 310 R.U.P.E. S.p.A. (2) Genova 3.058 5% 3.028 147 155 Totale Altre imprese 465 TOTALE PARTECIPAZIONI 2.603.551 (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 31.12.2021 231 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 7,0 milioni di Euro, di cui 243 migliaia di Euro accantonati nel 2022. 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 2022 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 Definizione 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 probabile la recuperabilità delle imposte differite attive iscritte al 31 dicembre 2022\. 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 2022 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 anticipate è pari all'aliquota nominale IRES del 24%. Le attività per imposte differite attive al 31 dicembre 2022, pari a 8,8 milioni di Euro (10,3 milioni al 31 dicembre 2021), 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 per € 1,5 milioni alla variazione del segno della riserva di cash flow hedge iscritta a fronte del fair value dei contratti derivati stipulati da ERG. (migliaia di Euro) Differenze temporanee Effetto fiscale Differenze temporanee Effetto fiscale Fondi per rischi e oneri 31.446 7.547 29.081 6.979 Fondo svalutazione crediti 1.610 386 1.610 386 Derivati - - 6.087 1.461 Altre differenze temporanee 3.435 824 6.232 1.488 Totale Attività per imposte differite 8.758 10.315 Imposte differite compensabili - (21) Totale attività per imposte differite post compensazione 8.758 10.294 31/12/2022 31/12/2021 232 Passività per imposte differite 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 al 31 dicembre 2022 sono pari a 15,3 milioni di Euro (21 migliaia al 31 dicembre 2021). L’incremento rispetto all’esercizio precedente è determinato essenzialmente dall’iscrizione di imposte differite sulla variazione della riserva di cash flow hedge (+ 15,2 Milioni di Euro). Le restanti imposte differite sono attribuibili a differenze cambio non realizzate e interessi attivi di mora non incassati e TFR IAS. Nota 6 - Altre attività non correnti Le altre attività non correnti ammontano a 2.311 migliaia di Euro e includono 1.729 migliaia di Euro riferiti a commissioni bancarie pagate anticipatamente nel 2022 su linea di credito revolving e 406 migliaia di Euro che si riferiscono principalmente a crediti per IVA e rimangono invariati rispetto al 31 dicembre 2021. Nella voce sono inclusi anche i crediti verso altri a medio/lungo termine pari a 175 migliaia di Euro che includono principalmente depositi cauzionali su contratti di locazione passivi e rimangono sostanzialmente invariati rispetto al 31 dicembre 2021. 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 1.722 migliaia di Euro e fatture da emettere per 47 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. Il decremento della voce è imputabile allo stralcio di partite pregresse. 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 9.059 migliaia di Euro e il conguaglio del contratto di servizi verso ERG Power Generation S.p.A. per 1.600 migliaia di Euro. (migliaia di Euro) Differenze temporanee Effetto fiscale Differenze temporanee Effetto fiscale Utili su cambi non realizzati 47 11 74 18 Derivati 63.411 15.219 - - Altre Imposte differite 95 23 13 3 Totale passività per imposte differite 15.253 21 31/12/2022 31/12/2021 (migliaia di Euro) 31/12/2022 31/12/2021 Crediti verso clienti 1.768 2.107 Crediti verso società del Gruppo 10.376 486 Fondo svalutazione crediti (1.450) (1.450) Totale 10.695 1.143 233 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. Di seguito la movimentazione del fondo svalutazione crediti: Non si evidenziano utilizzi del fondo nel 2022. 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 elettrica e gas (1.062 migliaia di Euro). Si segnala che per l’anno 2022 ERG S.p.A. non ha rinnovato la sua adesione all’istituto dell’IVA di gruppo. A decorrere dal 1° gennaio 2022 la nuova liquidazione dell’IVA di gruppo ERG ha fatto capo alla controllata ERG Power Generation S.p.A. Gli “altri crediti verso società del Gruppo” includono principalmente il credito della ERG S.p.A verso la controllante SQ Renewables riguardante il Contributo Speciale erogato pari a circa 4 milioni, si rimanda per maggiori dettagli alle Ulteriori informazioni alla Nota 30 – Parti correlate. L’incremento della voce “Crediti diversi” è dovuto principalmente ai risconti relativi ai costi per le operazioni straordinarie non ancora finalizzate alla data di chiusura del bilancio ed a pagamenti effettuati a titolo provvisorio nel corso di contenziosi relativi a retained matter correlate alla cessione della partecipazione in TotalERG. (migliaia di Euro) 31/12/2022 ACCANTONAMENTI UTILIZZI ALTRE VARIAZIONI 31/12/2021 Fondo svalutazione crediti 1.450 - - - 1.450 TOTALE 1.450 - - - 1.450 (migliaia di Euro) 31/12/2022 31/12/2021 Crediti verso terzi non scaduti e crediti intercompany 10.376 486 Crediti verso terzi scaduti : entro 30 gg. - - entro 60 gg. - - entro 90 gg. - - oltre 90 gg. 319 657 Totale 10.695 1.143 (migliaia di Euro) 31/12/2022 31/12/2021 Crediti tributari 14.515 15.572 Altri crediti verso società del Gruppo 4.282 2.291 Crediti diversi 12.687 11.975 Totale 31.484 29.838 234 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. Nota 10 - Patrimonio netto Capitale sociale Il capitale sociale al 31 dicembre 2022, 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 2021). Si riporta di seguito la struttura azionaria di ERG S.p.A. ad esito 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\. Alla data del 31 dicembre 2022 SQ Renewables S.p.A. è titolare di n. 94.000.000 azioni pari al 62,533% Azioni proprie Definizione 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 2022 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 2021 – per un periodo di 18 mesi a decorrere dal 26 aprile 2022, 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 30.064.000 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 2021 – per un periodo di 18 mesi a decorrere dal 26 aprile 2022, 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. Le azioni proprie alla data di redazione del presente documento ammontano a n. 782.080. (migliaia di Euro) 31/12/2022 31/12/2021 Attività per imposte correnti 27.844 75.688 Totale 27.844 75.688 235 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. Tale riserva è stata utilizzata per: 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. 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 2022 è positiva per un importo pari a 48.192 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. (migliaia di Euro) 31/12/2022 31/12/2021 Riserva sovrapprezzo azioni 69.166 69.166 Riserva legale 3.236 3.236 Riserva transizione IAS e utili a nuovo 179.830 293.288 Riserva cash flow hedge 48.192 (4.626) Altre riserve 798.954 792.093 TOTALE 1.099.378 1.153.156 236 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 64 migliaia di Euro: Versamento a fondo perduto per 4,1 milioni da parte di SQ Renewables S.p.A. a Provvista del Contributo Speciale commentato alla Nota 30 – Parti correlate. 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 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 2022 (134,6\. milioni di Euro) e nel 2021 (112,2 milioni di Euro) deliberati in occasione dell’approvazione dei Bilanci degli anni precedenti corrispondono rispettivamente a 0,90 Euro e 0,75 Euro. In data 14 marzo 2023 il Consiglio di Amministrazione ha proposto il pagamento agli azionisti di un dividendo di 1 Euro per azione mediante utilizzo dell’utile dell’esercizio, e per la parte residua, mediante utilizzo degli utili a nuovo. Il dividendo sarà messo in pagamento, previa approvazione da parte dell’Assemblea degli azionisti, a partire dal 24 maggio 2023, previo stacco cedola a partire da 22 maggio 2023 e record date il 23 maggio 2023\. Proposta del Consiglio di Amministrazione del 14 marzo 2023 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 2022 che si chiude con un utile di 11.617.988,94 Euro; deliberare il pagamento agli Azionisti di un dividendo di 1 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, per la parte residua, mediante utilizzo della riserva costituita dagli utili a nuovo; deliberare la messa in pagamento del dividendo a partire a partire dal 24 maggio 2023, previo stacco cedola a partire dal 22 maggio 2023 e record date il 23 maggio 2023\. (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 69.166 A B C 69.166 Riserva legale 3.236 B - Riserva transizione IAS e utili a nuovo 179.830 A B C 179.830 Riserva cash flow hedge 48.192 - - Altre riserve 798.954 A B C 798.954 254.851 Utile (perdita) d'esercizio 11.618 11.618 TOTALE 1.126.028 1.059.568 269.883 237 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 2022\. Nota 11 - Benefici ai dipendenti Definizione 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. 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 dipedenti. 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. (migliaia di Euro) 31/12/2022 31/12/2021 Saldo d'inizio periodo 1.411 1.594 Incrementi 269 129 Rivalutazione attuariale (84) (43) Altre variazioni (3) (270) Saldo di fine periodo 1.593 1.411 238 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. 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 Definizione 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. 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. 2022 2021 Tasso di sconto 3,8% 1,0% Tasso di inflazione 3,0% 1,0% Tasso medio di rotazione 3,0% 3,0% Tasso medio incremento retribuzioni 1,5% 1,5% Età anagrafica media 47 47 2022 2021 migliaia di Euro migliaia di Euro Variazione tasso attualizzazione +0,5%: minore passività (17) (37) Variazione tasso attualizzazione -0,5%: maggiore passività 18 40 (migliaia di Euro) 31/12/2022 Incrementi Decrementi Riclassifiche 31/12/2021 Fondo business dismessi 76.244 2.513 (1.172) 74.903 TOTALE 76.244 2.513 (1.172) - 74.903 239 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 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.; 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; 240 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 e all’accantonamento effettuato a fronte di oneri futuri derivanti dalla ridefinizione dell’assetto strategico del Gruppo in applicazione del Piano Industriale 2022-2026. Il decremento pari a 1.172 migliaia di Euro del fondo business dismessi è principalmente dovuto alla definizione di alcune passività pregresse. Nota 13 – Altri fondi Definizione 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 Il valore degli altri fondi per rischi ed oneri non correnti è pari a 889 migliaia di Euro (1.058 migliaia di Euro al 31 dicembre 2021). La voce si riferisce principalmente al Fondo riorganizzazione oltre ad alcuni fondi minori. Gli utilizzi si riferiscono al Fondo riorganizzazione. Altri fondi correnti Il valore al 31 dicembre 2022 dei fondi rischi ed oneri correnti è ritenuto capiente per fronteggiare eventuali rischi ed oneri futuri. Il “fondo per coperture perdite società partecipate” si riferisce al fondo per la partecipazione in ERG Petroleos S.A. ed è stato incrementato a fine anno 2022 per 243 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. Gli Altri fondi si riferiscono principalmente a: Impegni per liberalità. In particolare includono: o Oneri a sostegno della Valpolcevera: In occasione delle celebrazioni per gli 80 anni, ERG si è impegnata a donare 1 milione di Euro al Comune di Genova, per sostenere progetti di riqualificazione e sviluppo sostenibile nella bassa Valpolcevera, a seguito del crollo del ponte Morandi, avvenuto nell’agosto 2018\. Il fondo è stato utilizzato per 400 migliaia di Euro nel corso del 2020 e per 100 migliaia di Euro nel corso 2021, al 31 dicembre 2022 residuano 500 migliaia di Euro. o Fondo per liberalità a seguito dell’emergenza in Ucraina: sono stati erogati 478 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 (migliaia di Euro) 31/12/2022 Increm enti Decrementi Riclassifiche 31/12/2021 Altri fondi 889 (170) 1.058 TOTALE 889 - (170) - 1.058 (migliaia di Euro) 31/12/2022 Incrementi Decrementi Riclassifiche 31/12/2021 Fondo rischi legali 44 44 Altri fondi 1.175 40 (1.344) 2.479 TOTALE 1.219 40 (1.344) - 2.523 241 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 Definizione 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. Nota 16 – Posizione finanziaria netta Definizione 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. (migliaia di Euro) 31/12/2022 31/12/2021 Debiti verso fornitori 8.305 8.549 Debiti verso società del Gruppo 510 80 Totale 8.815 8.629 242 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 1.497 milioni di Euro, in aumento di 638 milioni di Euro rispetto al 31 dicembre 2021 principalmente a seguito del versamento in conto capitale alla società controllata Erg Power Generation S.p.A. 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 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, nel settembre 2020 e nel settembre 2021\. Questa strategia ha permesso di ri-bilanciare 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 del ERG Green Bond Framework, certificato dall’advisor indipendente Vigeo Eiris, come conforme ai Green Bond Principles 2021 ed in linea con le best market practices. Al 31 Dicembre 2022 le fonti di Sustainable Finance, pari a 1.600 milioni di Euro su un totale di fonti finanziarie pari a 1.850 milioni di valore nominale (1.950 milioni di Euro al 31 dicembre 2021 su un totale di fonti finanziarie pari a 2.110 milioni di valore nominale) comprendono: Green Bonds, per complessivi Euro 1.600 milioni (pari a Euro 1.600 milioni al 31 dicembre 2021), destinati al finanziamento e rifinanziamento della costruzione e/o acquisizione di progetti eolici e solari recentemente entrati a far parte del portafoglio del Gruppo; Finanziamenti “Environmental, Social e Governance Linked” senior unsecured a medio lungo termine ("ESG Loans"), per complessivi Euro 0 milioni (pari a Euro 350 milioni al 31 dicembre 2021). Tali finanziamenti sono stati rimborsati anticipatamente nel corso del 2022\. (migliaia di Euro) 31/12/2022 31/12/2021 A. Disponibilità liquide 282.097 727.579 B. Mezzi equivalenti a disponibilità liquide - - C. Altre attività finanziarie correnti 140.778 1.582.110 D. Liquidità (A+B+C) 422.875 2.309.688 E. Debito finanziario corrente (49.589) (1.049.485) E. Debito finanziario corrente - Strumenti valutati al Fair Value - (8.114) F. Parte corrente del debito finanziario non corrente - mutui, finanziamenti (275.425) (264.169) F. Parte corrente del debito finanziario non corrente - passività finanziarie correnti per beni in leasing (622) (760) G. Indebitamento finanziario corrente (E+F) (325.635) (1.322.528) H. Indebitamento finanziario corrente netto (G-D) 97.239 987.160 I. Debito finanziario non corrente - (248.977) I. Debito finanziario non corrente - Passività finanziarie non correnti per beni in leasing (1.331) (559) J. Obbligazioni emesse (1.593.007) (1.591.093) K. Debiti commerciali e altri debiti (strumenti valutati al Fair Value) - (6.087) K. Debiti commerciali e altri debiti - - L. Indebitamento finanziario non corrente (I+J+K) (1.594.338) (1.846.716) M. Indebitamento finanziario netto (H+L) (1.497.098) (859.556) 243 Disponibilità liquide e mezzi equivalenti Definizione 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 282.097 migliaia di Euro al 31 dicembre 2022 (727.579 migliaia di Euro al 31 dicembre 2021) 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”. 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 35.755 migliaia di Euro al 31 dicembre 2022 (8.118 migliaia di Euro al 31 dicembre 2021) include i crediti per derivati riferiti ad fair value positivo del Prehedge a copertura del rischio 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 27.789 milioni di Euro al 31 dicembre 2022 (0 migliaia di Euro al 31 dicembre 2021) include i crediti per derivati con fair value positivo del Prehedge a copertura del rischio tasso d’interesse (IRS). Di seguito si fornisce il dettaglio complessivo delle attività finanziarie correnti e non correnti valutate al Fair Value al 31/12/2022\. Tale voce non è inclusa nello schema della Posizione Finanziaria Netta in linea con le disposizioni CONSOB. Altre attività finanziarie correnti e non correnti Altre attività finanziarie correnti La voce pari a 140.778 migliaia di Euro al 31 dicembre 2022 (1.573.992 migliaia di Euro al 31 dicembre 2021) è costituita principalmente dalla quota corrente relativa all’impiego di liquidità (100 milioni di Euro) e dei crediti derivante dalla gestione finanziaria di ERG Power Generation S.p.A. (40.159 migliaia). Il significativo decremento nel corso del 2022 è principalmente dovuto al decremento del credito finanziario verso la società controllata ERG Power Generation principalmente a seguito dell’incasso della partecipazione della società ERG Hydro (ora Enel Appenino), avvenuta in data 3 gennaio 2022 e della conversione in versamento in conto futuro aumento di capitale avvenuto nel corso del 2022 per un importo pari 517 migliaia di Euro. BANCA EMITTENTE CONTRATTO SCADENZA CREDITO PER FAIR VALUE (migliaia di Euro) 31/12/2022 Mediobanca IRS 30/06/23 1.728 Comm erzbank IRS 30/09/29 8.983 Unicredit IRS 31/12/27 11.099 Credit Agricole IRS 31/12/27 11.512 Barclays IRS 31/12/27 11.415 Unicredit IRS 30/09/29 9.423 UBI IRS 30/09/29 9.382 Totale 63.544 244 Nella voce sono inclusi anche i ratei attivi finanziari relativi alla quota di competenza degli interessi attivi sulla liquidità e sul finanziamento infragruppo. 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 Definizione 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 325.013 migliaia di Euro al 31 dicembre 2022 (1.313.654 migliaia di Euro al 31 dicembre 2021). La voce include principalmente: o le posizioni a breve termine riferite a conti correnti di linee di finanziamento per un importo pari a 49.589 migliaia di Euro; o la quota corrente di finanziamenti comprensiva della quota a breve termine del costo ammortizzato e del gain IFRS 9 su finanziamenti per un importo pari a 249.438 migliaia di Euro; o 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 7.007 migliaia di Euro; o Debiti verso la società controllata ERG Power Generation per il rapporto di cash pooling per 18.224 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 (49.589 migliaia di Euro) e nella voce “F Parte corrente del debito finanziario non corrente – mutui e finanziamenti) per l’importo residuo pari a 275.425 migliaia di Euro. Altre passività finanziarie non correnti La voce è pari a 1.593.007 migliaia di Euro al 31 dicembre 2022 (1.840.070 migliaia di Euro al 31 dicembre 2021). 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 (1.593.007 migliaia di Euro). 245 Prestiti obbligazionari Le obbligazioni emesse pari 1.600 milioni di Euro al 31 dicembre 2022 (1.600 milioni al 31 dicembre 2021), includono: (migliaia di 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 8,9 milioni. Tali costi sono stati rilevati negli oneri finanziari del 2022 secondo il metodo del costo ammortizzato per un ammontare pari a 1,9 milioni di Euro. Il valore contabile della passività finanziaria include circa 8,9 milioni di Euro di interessi maturati nel periodo. Mutui e finanziamenti La voce pari a 249 milioni di Euro è principalmente riferibile a: Due corporate loan bilaterali con Mediobanca S.p.A. (150 milioni di Euro) e UBI Banca S.p.A. (ora Gruppo Intesa Sanpaolo) (100 milioni di Euro) sottoscritti nel primo semestre 2016\. Nel corso del 2022 sono stati rimborsati anticipatamente i due finanziamenti Environmental, Social e Governance a medio lungo termine ("ESG Loan”) pari a 100 milioni di Euro con la Banca Nazionale del Lavoro e pari a 100 milioni di Euro con Crédit Agricole e il corporate loan con Commerzbank pari a 60 milioni di Euro. I debiti sopra rappresentati sono rilevati al netto degli oneri accessori rilevati contabilmente con il metodo del costo ammortizzato (0,2 milioni) e dell’effetto della rinegoziazione dei finanziamenti (0,8 milioni). Le condizioni e i piani di rimborso dei mutui e finanziamenti a medio-lungo termine sono esposti qui di seguito: (migliaia di Euro) Passività finanziarie correnti e non correnti valutate al Fair Value Passività finanziarie correnti valutate al Fair Value La voce è nulla al 31 dicembre 2022. Si ricorda che al 31 dicembre 2021 la voce includeva i debiti per derivati SWAP riferiti ad fair value passivo degli strumenti derivati sul rischio prezzo commodities in relazione ad un derivato stipulato per conto della la controllata ERG Power Generation S.p.A. per un importo pari a 8,1 milioni di Euro che si è chiuso a fine 2022\. Tale voce, nello schema della Posizione Finanziaria Netta in linea con le disposizioni CONSOB, confluiva nella voce “E – Debito finanziario corrente – Strumenti valutati al Fair Value” Passività finanziarie non correnti valutate al Fair Value La voce è nulla al 31 dicembre 2022 (6.087migliaia di Euro al 31 dicembre 2021). Si ricorda che la voce al 31 dicembre 2021 includeva il fair Value sui derivati di copertura sui tassi di interesse variabili dei finanziamenti. Tale voce, nello schema della Posizione Finanziaria Netta in linea con le disposizioni CONSOB, confluiva nella voce “K – Debiti commerciali e altri debiti (strumenti valutati al Fair Value)” Rendimento lordo a scadenza Green Bond XS1981060624 1,875% 11-apr-19 11-apr-25 99,67% 1,93% Fitch: BBB- 500.000 505.019 Green Bond XS2229434852 0,500% 11-set-20 11-set-27 99,21% 0,62% Fitch: BBB- 500.000 496.341 Green Bond XS2229434852 0,500% 23-dic-20 11-set-27 101,10% 0,33% Fitch: BBB- 100.000 100.583 Geen Bond XS2386650274 0,875% 15-set-21 15-set-31 99,75 0,90% Fitch: BBB- 500.000 498.071 1.600.000 1.600.013 Rating Valore nominale Valore contabile Tipo di Finanziamento ISIN Cedola Data emissione Data scadenza Prezzo emissione Erogazione Tipo Finanziamento Banca erogatrice Scadenza Tasso Valore contabile Valore nominale 2016 Corporate loan bilaterale Mediobanca 2023 IRS: Euribor + Spread 149.584 150.000 2016 Corporate loan bilaterale Ubi Banca 2023 IRS: Euribor + Spread 99.854 100.000 249.438 250.000 246 Si rimanda alla Nota 31 – Strumenti finanziari per ulteriori dettagli. Passività finanziarie per beni in leasing Passività finanziare sorte a seguito dell’applicazione del principio IFRS 16 pari a 1.953 migliaia di Euro di cui 1.330 migliaia di Euro a medio lungo termine e 622 migliaia di Euro a breve termine. Le 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 del periodo. Tale voce, 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 728 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 2022. Nota 18 - Passività per imposte correnti Le Passività per imposte correnti includono gli altri debiti a breve per IRES verso le imprese controllate (19.565 migliaia di Euro) che hanno apportato valori deducibili nell’ambito del “Consolidato Fiscale” Nota 19 - Garanzie, impegni e rischi Le Fidejussioni a favore di società del Gruppo si riferiscono principalmente alle garanzie prestate a società controllate. In particolare, si segnala che ERG S.p.A. ha rilasciato Parent Company Guarantee rilasciate a favore di Società del Gruppo relative principalmente al business eolico, all’IVA di Gruppo ed a garanzia dei rimborsi IVA richiesti da alcune controllate per circa 716 milioni di Euro. Gli impegni verso terzi costituiscono principalmente impegni per la direzione dei sistemi informativi in particolare afferenti all’area finanza. (migliaia di Euro) 31/12/2022 31/12/2021 Debiti tributari 1.328 910 Debiti verso il personale 6.701 4.267 Debiti verso istituti di previdenza e assistenza 2.839 1.914 Altre passività correnti 3.437 2.863 TOTALE 14.304 9.953 (migliaia di Euro) 31/12/2022 31/12/2021 Passività per imposte correnti 19.565 69.535 TOTALE 19.565 69.535 (migliaia di Euro) 31/12/2022 31/12/2021 Fidejussioni a favore di società del gruppo 716.436 621.860 Fidejussioni prestate a favore di terzi 2 2 Nostri impegni verso terzi 11.275 3.664 TOTALE 727.713 625.526 247 Analisi del Conto Economico Nota 20 - Ricavi Definizione 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 34,3 milioni di Euro (38,3 al 31 dicembre 2021) 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 include anche l’effetto positivo derivante dallo stralcio di partite pregresse relative ai precedenti business per un importo pari a circa 0,3 milioni di Euro. Nota 22 - Costi per acquisti (migliaia di Euro) 2022 2021 Altri ricavi verso società del Gruppo 324 168 Recuperi di spese 168 175 Altri ricavi 726 1.385 TOTALE 1.219 1.728 (migliaia di Euro) 2022 2021 Costi per acquisti 150 165 TOTALE 150 165 248 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. Gli Emolumenti Amministratori 2022 comprendono 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. Si precisa che la voce nel 2022 comprende il Contributo Speciale relativo all’Amministratore delegato di cui al commento formulato al paragrafo Parti correlate e nel 2021 la voce comprendeva inoltre, l’Indennità di Cessazione Carica in conseguenza dell’avvicendamento dell’Amministratore Delegato avvenuto in data 26 aprile 2021. 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 2022 rappresentativo del fair value 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 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 di cui al paragrafo Parti Correlate. (migliaia di Euro) 2022 2021 Costi per servizi 24.499 25.252 Affitti passivi, canoni e noleggi 2.855 2.707 Accantonamenti per rischi ed oneri 2.513 1.650 Imposte e tasse 1.346 1.156 Altri costi di gestione 1.636 3.313 TOTALE 32.849 34.079 (migliaia di Euro) 2022 2021 Utenze e somministrazioni 1.867 2.008 Assicurazioni 940 900 Consulenze 3.973 4.552 Pubblicità e promozioni 420 424 Compensi Amministratori e Sindaci 8.505 9.473 Servizi informatici 4.264 3.754 Servizi per il personale 2.322 1.828 Altri servizi 2.208 2.314 TOTALE 24.499 25.252 (migliaia di Euro) 2022 2021 Salari e stipendi 20.569 18.737 Oneri sociali 5.468 4.985 Trattamento di fine rapporto 1.377 1.336 Altri costi 664 1.943 TOTALE 28.078 27.000 249 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, si è provveduto al rilevamento, della quota del costo di competenza del 2021. 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 (322.200, così come deliberato dal Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A.) qualora il prezzo delle azioni di ERG sia pari o inferiore a Euro 22,5 (“Quotazione Target”); pari al 200% delle azioni attribuite qualora il prezzo sia superiore a Euro 27,5 (“Quotazione Cap”). Qualora il prezzo sia compreso tra la Quotazione Target e quella Cap saranno attribuite azioni in modo proporzionale. 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. 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 Montecarlo, 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). Al 31 dicembre 2022 l’organico complessivo dei dipendenti della società risulta pari a 204 unità. 2022 2021 Dirigenti 24 24 Quadri 99 115 Impiegati 81 94 TOTALE 203 233 250 Nota 25 \- Ammortamenti e svalutazioni dell’attività immateriali e degli immobili, impianti e macchinari e attività per diritti d’utilizzo Definizione 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 0,9 milioni. 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. Il decremento è imputabile sostanzialmente a una diversa composizione della liquidità tra depositi a vista e depositi a termine rispetto al 31 dicembre 2021 e dal rendimento della liquidità inferiore rispetto l’esercizio precedente. Con riferimento agli interessi passivi bancari e su emissioni obbligazionarie i maggiori interessi passivi bancari rispetto al 2021 sono riconducibili principalmente all’effetto dell’emissione del new green bond avvenuta a settembre 2022. La voce operazioni liability management include gli oneri straordinari legati alla chiusura anticipata di tre finanziamenti corporate in essere al 31 dicembre2021. Gli altri interessi attivi includono principalmente gli interessi verso le società controllate. Il decremento è principalmente dovuto alla minore esposizione della società controllata ERG Power Generation S.p.A.; l’incremento degli altri interessi passivi è riferito alla posizione debitoria relativa al contratto di cash pooling verificatasi durante l’anno 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 e dei commodity swap 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, sui crediti finanziari infragruppo e sulle garanzie. (migliaia di Euro) 2022 2021 Ammortamenti attività immateriali 1.579 1.531 Ammortamenti attività immobili impianti e macchinari 929 1.062 Ammortamenti attività per diritti di utilizzo 898 1.093 TOTALE 3.406 3.686 (migliaia di Euro) Proventi finanziari Oneri finanziari Netto Proventi finanziari Oneri finanziari Netto Interessi attivi (passivi) bancari su conto corrente 1.943 (0) 1.943 3.255 - 3.255 Proventi (oneri ) finanziari derivati su tassi \- differenziale 10.806 (11.892) (1.086) 31 (3.934) (3.903) Interessi passivi su finanziamenti/emissioni obbligazionarie verso terzi 78 (19.102) (19.023) - (15.488) (15.488) Operazioni Liability management - (3.008) (3.008) - (1.086) (1.086) Gestione liquidità/Costo del debito 12.828 (34.003) (21.175) 3.286 (20.508) (17.222) Altri interessi attivi (passivi) 5.565 (440) 5.125 9.917 (0) 9.917 Variazione fair value 8.247 (8.118) 130 8.523 (8.224) 299 Costo ammortizzato su finanziamenti ed emissioni obbligazionarie 91 (2.535) (2.444) 90 (2.498) (2.408) Proventi(Oneri) IFRS 9 1.469 (2.060) (591) 1.930 (2.089) (160) Proventi (Oneri) finanziari relativi alle passività per beni in leasing 1 (8) (6) (1) (12) (13) Differenze cambio (3) (36) (39) (4) (7) (10) Altri Proventi/(Oneri) 15.370 (13.196) 2.175 20.456 (12.831) 7.625 Totale 28.198 (47.198) (19.000) 23.742 (33.339) (9.596) 2022 2021 251 Nota 27 \- Proventi (oneri) da partecipazioni netti La voce Dividendi e altri proventi da altre imprese si riferisce principalmente ai dividendi distribuiti dalla società ERG Power Generation S.p.A. La voce Rettifica 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 2.646 migliaia di Euro. La voce Svalutazioni accoglie principalmente l’adeguamento del fondo oneri su partecipazione per 243 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 Definizione e criteri di rilevazione e misurazione Imposte correnti 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. 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. Le attività e le passività per imposte correnti sono compensate solo quando vengono soddisfatti determinati criteri. Le imposte di esercizio, positive per 7.127 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 2022 (7.307 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) 2022 2021 Dividendi e altri proventi da controllate 50.000 50.000 Dividendi e altri proventi da altre imprese 80 19 Rettifiche prezzo su partecipazioni 2.646 837 Svalutazioni e minusvalenze da partecipazioni (243) (127) TOTALE 52.482 50.729 (migliaia di Euro) 2022 2021 Beneficio da consolidato fiscale ed imposte anticipate (7.307) (5.438) Imposte esercizio precedente 108 199 Variazione imposte anticipate 72 344 TOTALE (7.127) (4.895) (migliaia di Euro) 31/12/2022 31/12/2021 Crediti verso società del Gruppo (a debiti verso Erario) 23.824 75.680 Debiti verso società del Gruppo (a crediti verso Erario) (19.565) (67.380) Posizione a credito (debito) di ERG SPA (8.279) (6.151) TOTALE (4.020) 2.149 252 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 prima dell’applicazione dell’IFRS 5\. Le variazioni fiscali permanenti sono costituite principalmente dai dividendi da società controllate e dalle svalutazioni di partecipazioni. (migliaia di Euro) IMPONIBILE IMPOSTA IRES risultato ante imposte 4.491 onere fiscale teorico (24%) 1.078 variazioni fiscali permanenti (27.339) imponibile fiscale (22.848) IRES aliquota (24%) (5.484) stralcio imposte anticipate IRES/altre variazioni 647 imposte esercizi precedenti IRES 108 provento trasferimento concolidato fiscale interessi passivi (2.398) IRAP differenza tra costi e ricavi della produzione (28.991) costi e ricavi non rilevanti ai fini IRAP 28.078 base imponibile teorica ai fini IRAP (913) onere fiscale teorico (aliquota 5,57%) (51) variazioni fiscali permanenti (33.181) Imponibile IRAP teorico (34.094) IRAP teorica a bilancio (1.899) IRAP negativa 1.899 stralcio imposte anticipate Totale imposte a bilancio (7.127) 253 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 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 (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. Nel 2021 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 l’indennità di cessazione carica dell’uscente Amministratore Delegato; 2) i proventi (oneri) finanziari netti includono gli oneri finanziari derivanti dalle operazioni di liability management effettuate nel periodo e proventi finanziari netti rilevati, in base all’IFRS 9, in riferimento ad operazioni di rifinanziamento concluse nel periodo, al netto dell’effetto reversal relativo al periodo corrente; 3) i proventi (oneri) da partecipazione netti si riferiscono ad una rettifica prezzo positiva relativa all’operazione di cessione di TotalERg ed all’incremento del fondo svalutazione relativo alla società Petroleos, in liquidazione; 4) 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 2) 9.381 2.250 1) 5.990 2.750 Costi del lavoro 3) 4.241 1.641 - Margine operativo lordo special items 13.366 5.990 Ammortamenti e svalutazioni immobilizzazioni Risultato operativo special items 13.366 5.990 Proventi (oneri) finanziari netti 4) 5.277 2) 2.108 Proventi (oneri) da partecipazioni netti 5) (2.403) 3) (710) Risultato della gestione ordinaria 16.241 7.388 Imposte sul reddito 6) (3.468) 4) (1.744) (660) Risultato netto special items attività continue 12.772 5.644 - - Risultato netto special items 12.772 5.644 Risultato di azionisti terzi - - Risultato netto special items competenza del Gruppo 12.772 5.644 2022 2021 Risultato netto special items attività operative cessate 254 Nota 30 - Parti correlate Definizione 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 2022 è stato pari a 100 migliaia di Euro. Per completezza di informazione, si segnala che nel mese di gennaio 2023 San Quirico S.p.A. (“SQ”) e SQ Renewables S.p.A. (“SQR”) hanno comunicato ad ERG S.p.A. la decisione di SQ di impiegare, attraverso SQR, una somma lorda per complessivi € 4.119.000,00 (la “Provvista”) a servizio dell’erogazione di un contributo speciale in denaro a favore di un gruppo selezionato di top manager di ERG (comprensivo dell’Amministratore Delegato di ERG e dei suoi diretti riporti, tra i quali sono ricompresi tutti i Dirigenti con responsabilità strategiche della Società), nella prospettiva di premiarne l’apporto, fornito quali esponenti di ERG e nell’interesse esclusivo della stessa, al complesso delle attività condotte dal Gruppo ERG che hanno generato una rilevante creazione di valore sia per la Società medesima che per la totalità degli azionisti ed hanno creato i presupposti per la realizzazione della recente operazione di partnership tra SQ e IFM Investors in relazione ad ERG (il “Contributo Speciale”). A tal riguardo, si evidenzia che SQ ha messo a disposizione di ERG la Provvista attraverso versamenti a fondo perduto da parte di SQR ed ha individuato a propria assoluta discrezione i nominativi dei beneficiari ed i relativi importi. L’importo del Contributo Speciale, che è stato stanziato nel Bilancio 2022 e corrisposto nel mese di marzo 2023, è così ripartito: Amministratore Delegato €2.250.000, Dirigenti con Responsabilità Strategiche €1.641.000, altri beneficiari €228.000. Il pagamento da parte di ERG per conto di SQ di tale Contributo Speciale non è configurabile quale remunerazione rilevante ai fini della Politica di remunerazione 2022, ricadendo invece nell’ambito di un intervento interamente nella disponibilità e nell’onere di SQ, nella sua qualità di controllante ultima di ERG. L’operazione nel suo complesso è stata oggetto di un parere al Consiglio di Amministrazione di ERG da parte del CCRS, ai sensi dell’art. 4.1 della Procedura Parti Correlate, che ha valutato positivamente la sussistenza dell’interesse di ERG, nonché la convenienza e la correttezza sostanziale delle relative condizioni. Si evidenzia infine che nel corso del 2022 le società ERG Solar Holding 2 ed ERG Wind Holding 2 hanno aderito al Consolidato fiscale di ERG S.p.A. Le società ERG Power, ERG Eolica Faeto, ERG Eolica Tirreno, ERG Eolica Fossa del Lupo, ERG Eolica Bulgaria, ERG Wind Holding, ERG Power Generation ed ERG Eolica San Vincenzo hanno tacitamente rinnovato l’accordo di consolidamento. ERG Hydro è fuoriuscita dal gruppo ERG ed ha interrotto il rapporto di consolidamento fiscale con ERG S.p.A. 255 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 escluse dall’area di consolidamento 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: Anno 2022 \- 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. 8.417 - - 38.872 San Quirico S.p.A. - 49 - - ERG Eolica San Vincenzo S.r.l. - - 255 - ERG Eolica Faeto S.r.l. - - 968 - ERG Eolica Ginestra S.r.l. - - 487 - ERG Eolica Tirreno S.r.l. - - - - Green Vicari S.r.l. - - 1.358 - ERG Eolica Fossa del Lupo S.r.l. - - 4.240 - ERG Power S.r.l. 2 - 4.547 - ERG Eolica Adriatica S.r.l. - - 4.727 - ERG Eolica Campania S.p.A. - - 5.754 - ERG Germany GMBH 0 - - - ERG France Sarl 3 42 - - Brockahboy (UK) 0 - - - Corni Eolian 8 - - - ERG Petroleos - - - 1.571 Epuron Sas 2 - - - ISAB Energy Solare - - 48 - Creagg Riabhach 22 - - - Andromeda S.r.l. - - 1.441 - Craiggore Energy Ltd 2 - - - ERG UK Holding (GBP) 364 71 - - Sandy Knowe (GBP) 40 - - - Evishagaran(GBP) 31 - - - ERG Poland Holding 1 - - - ERG Spain HoldCo 1.482 - - - SQ Renewables S.p.A. - 4.119 - - Totale 10.376 4.282 23.824 40.443 % di incidenza sulla voce totale 97,02% 13,60% 85,56% 22,91% Anno 2022 \- Situazione Patrimoniale Finanziaria - Passivo Debiti commerciali Passività finanziarie correnti Passività per imposte correnti Altre passività correnti ERG Power Generation S.p.A. 510 18.224 19.512 - ERG Eolica Tirreno S.r.l. - - 3 - ERG Solar Holding 2 S.r.l. - - 2 - ERG Wind Bulgaria S.p.a. - - 8 - ERG Wind Holding S.r.l. - - 41 - Amministratori e Sindaci - - - 3.053 Dirigenti Strategici - - - 2.401 Totale 510 18.224 19.565 5.454 % di incidenza sulla voce totale 5,79% 5,61% 100,00% 38,13% 256 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: Costi verso la Fondazione Edoardo Garrone relativi al contributo per l’anno 2022; L’incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economico e indicata nella seguente tabella di sintesi: Il costo di Amministratori e Dirigenti Strategici include anche il contributo speciale commentato sopra. I costi relativi agli Amministratori includono anche la quota del Contributo Speciale riferita all’Amministratore Delegato, pari a 2,2 milioni di cui alla nota Nota 23 - Costi per servizi ed altri costi I costi dei Dirigenti strategici includono anche gli oneri per 1,6 milioni di Euro relativi al già commentato Contributo Speciale. Anno 2022 - Conto Economico \- Proventi Ricavi della gestione caratteristica Altri ricavi e proventi Proventi finanziari ERG Power Generation S.p.A. 33.161 111 21.111 San Quirico S.p.A. - 49 - ERG Power S.r.l. 4 7 - ERG France Sarl - 42 - ERG Solar Holding 1 S.r.l. - - - ISAB Energy Solare - 33 - Andromeda S.r.l. 8 - - ERG UK Holding (GBP) - 141 - Totale 33.173 384 21.111 % di incidenza sulla voce totale 96,79% 31,52% 74,87% Anno 2022 - Conto Economico \- Oneri Costi per acquisti Costi per servizi ed altri costi Costo del lavoro Oneri finanziari ERG Power Generation S.p.A. - 104 - 3.344 Fondazione Edoardo Garrone - 100 - - Amministratori e Sindaci - 8.505 - - Dirigenti Strategici - - 4.248 - Totale - 8.709 4.248 3.344 % di incidenza sulla voce totale 0,00% 26,51% 15,13% 7,09% 257 Di seguito si riporta il dettaglio dei compensi delle figure con responsabilità strategiche: Nota 31 - Strumenti Finanziari Definizione 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. Amministratori 2022 2021 Benefici a breve termine 4.590 9.324 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 6.086 10.819 Dirigenti strategici 2022 2021 Benefici a breve termine 1.965 2.351 Benefici successivi al rapporto di lavoro 140 - Altri benefici a lungo termine - - Benefici dovuti ai dipendenti per la cessazione del rapporto di lavoro - - Pagamento basato su azioni 643 643 Totale 2.748 2.993 258 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. 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 31/12/2021 (migliaia di Euro) Partecipazioni - 465 - - - 465 465 Strumenti derivati - 8.118 - - - 8.118 8.118 Crediti finanziari correnti e non correnti - - - 1.273.993 - 1.273.993 1.273.993 Crediti commerciali - - - 1.143 - 1.143 1.143 Titoli finanziari nelle attività finanziarie correnti - - - 299.999 - 299.999 299.999 Altri crediti - - - 30.416 - 30.416 30.416 Disponibilità liquide - - - 727.579 - 727.579 727.579 Totale attività - 8.583 - 2.333.130 - 2.341.713 Mutui e finanziamenti - - - - 506.057 506.057 512.726 Prestito obbligazionario - - - - 1.598.169 1.598.169 1.637.193 Debiti verso banche a breve - - - - 1.049.485 1.049.485 1.049.485 Passività finanziarie per beni in leasing 1.318 1.318 1.318 Strumenti derivati 6.087 8.114 - - 0 14.202 14.202 Debiti commerciali - - - - 8.629 8.629 8.629 Altri debiti - - - - 9.953 9.953 9.953 Totale passività 6.087 8.114 - - 3.173.612 3.187.813 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 - 63.544 - \- Attività finanziarie valutate al fair value - - - Totale - 63.544 - Passività finanziarie \- Fair value \- strumenti FVTPL - \- Fair value \- strumenti di copertura - - - \- Altre passività finanziarie 1.683.705 253.211 - Totale 1.683.705 253.211 - 259 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. 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 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 2022 risulta decisamente contenuta in quanto rappresentata da posizioni esclusivamente intercompany. Rischio di liquidità Il rischio liquidità si identifica con il rischio che le risorse finanziarie possano non essere sufficienti a coprire tutti gli obblighi in scadenza. Ad oggi ERG garantisce con la generazione di flussi e disponibilità di linee di credito, rese da controparti diverse, l’adeguata copertura dei propri fabbisogni finanziari. (migliaia di Euro) 2022 Valutazione AAA - Valutazione AA+ /AA- - Valutazione A+ /A- - Valutazione BBB+ / BBB- - Valutazione BB\+ / BB- - Valutazione B+ / B- - Valutazione CCC- - Crediti verso imprese del Gruppo 10.376 Non assegnati - Totale 10.376 260 Le seguenti tabelle riassumono il profilo temporale delle passività finanziarie di ERG S.p.A. comprensive degli interessi al 31 dicembre 2022 ed al 31 dicembre 2021 sulla base dei pagamenti contrattuali non attualizzati e il relativo valore contabile. Rischio di Liquidità e Perdite Attese sulla Liquidità ERG 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 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 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. 31/12/2022 (migliaia di Euro) Valore Contabile M aturity 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 - - - 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 31/12/2021 (migliaia di Euro) Valore Contabile M aturity Debito Su richiesta inferiore a 3 mesi da 3 a 12 mesi da 1 a 5 anni superiore a 5 anni Obbligazioni emesse 1.598.169 1.700.687 - - 16.983 558.472 1.125.233 Mutui e finanziamenti 506.057 514.186 - 319 1.361 512.507 - Debiti verso banche a breve 1.049.485 1.049.485 1.049.185 300 - - - Altri debiti finanziari - \- - - - - - Debiti commerciali 8.629 8.629 3.300 5.329 - - - Totale passività finanziarie non derivate 3.162.340 3.272.988 1.052.485 5.948 18.343 1.070.979 1.125.233 Interest Rate Swap copertura rischio tasso di interesse 6.087 6.127 - 969 2.650 3.021 513\- Derivati di trading su Commodities 8.114 8.114 8.114 Totale Passività finanziarie derivate 14.202 14.241 - 969 10.764 3.021 513\- Maturity dei debiti Maturity dei debiti 261 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: 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 2022 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. Impatto a Conto economico (milioni di Euro) 2022 (milioni di Euro) Shock-up (variazione tasso di interesse +1%) 2 Shock-down (variazione tasso di interesse -1%) 1 Impatto a patrimonio netto (milioni di Euro) 2022 (milioni di Euro) Shock-up (variazione tasso di interesse +1%) 13 Shock-down (variazione tasso di interesse -1%) (15) 262 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). 263 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 2022 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 2022 si rileva un fair value complessivo positivo pari a 63.544 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 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 54esimo 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. Il Gruppo entra nel primo quartile del ranking. Comunicato Stampa del 1° febbraio 2023 Italia Corporate ERG ha comunicato i dati relativi alle azioni in circolazione e al numero dei diritti di voto costituenti il capitale sociale al 1° febbraio 2023. Nota 34 - Corrispettivi di revisione In base all’art. 149-duodecies del Regolamento Emittenti, si riportano gli oneri di competenza 2022 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. I servizi diversi dalla revisione si riferiscono a: servizi di attestazione per 49 migliaia di Euro relativi al Green Bond Report sulle emissioni effettuate sull’ Euro Medium Term Note Programme per un importo pari 30 migliaia, all’Unbundling per 15 migliaia e alle dichiarazioni fiscali per 4 migliaia; altri servizi per 130 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 30 migliaia di Euro. Tipologia Rischio coperto Fair Value al 31/12/2022 (migliaia di Euro) Strumenti in Cash Flow Hedge A Interest Rate Swap e Interest Rate Cap Rischio economico tasso di interesse 649.800 milioni di Euro 63.544 Totale strumenti in Cash Flow Hedge 63.544 Nozionale di riferimento (migliaia di Euro) 2022 2021 Servizi di revisione 331 298 Servizi diversi dalla revisione 179 288 TOTALE 510 586 264 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 2022 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 Euro 17.262, non si segnalano ulteriori contributi per l’anno 2022 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 2022 Dal 1° gennaio 2022 sono divenuti applicabili, i seguenti principi, interpretazioni e modifiche ai principi esistenti in relazione ai quali non si segnalano effetti significativi sul Bilancio separato: Amendments to IFRS 3 Business Combinations; IAS 16 Property, Plant and Equipment; IAS 37 Provisions, Contingent Liabilities and Contingent Assets; and Annual Improvements 2018-2020 (All issued 14 May 2020) emesso il 28 giugno 2021. 265 Nota 37 \- Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni IFRS e IFRIC, pubblicati ma non ancora adottati in via anticipata dal Gruppo al 31 dicembre 2022 Di seguito sono indicati i nuovi principi o modifiche ai principi, applicabili per gli esercizi che hanno inizio dopo il 1° gennaio 2022 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 2023 IFRS 17 Insurance Contracts including Amendments to IFRS 17 19 Novembre 2021 Amendments to IAS 1 ‘Presentation of financial statements’ sulla classificazione delle passività 23 gennaio 2020 Amendments to IAS 1 Presentation of Financial Statements and IFRS Practice Statement 2: Disclosure of Accounting policies 2 marzo 2022 Amendments to IAS 8 Accounting policies, Changes in Accounting Estimates and Errors: Definition of Accounting Estimates 2 marzo 2022 Amendments to IAS 12 Income Taxes: Deferred Tax related to Assets and Liabilities arising from a Single Transaction 7 maggio 2021 Amendments to IFRS 17 Insurance contracts: Initial Application of IFRS 17 and IFRS 9 – Comparative information 9 dicembre 2021 1° gennaio 2024 Amendments to IFRS 16 ‘Leasing’ Passività per leasing in un'operazione di vendita e retrolocazione 22 settembre 2022 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 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 Con riferimento agli adempimenti pubblicitari ai sensi del comma 4 del 2497 bis del codice civile si precisa che SQ Renewables S.p.A. in quanto neocostituita, non ha ancora presentato un bilancio d’esercizio e pertanto non è possibile indicare i relativi dati. 266 Nota 39 - Data pubblicazione del bilancio In data 14 marzo 2023 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, 14 marzo 2023 per il Consiglio di Amministrazione Il Presidente Edoardo Garrone 267 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 2022 e il 31 dicembre 2022\. 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 2022 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, 14 marzo 2023 l’Amministratore Il Dirigente Preposto Delegato alla redazione dei documenti contabili societari Paolo Luigi Merli Michele Pedemonte 8156004604684CA44A902022-01-012022-12-318156004604684CA44A902021-01-012021-12-318156004604684CA44A902022-12-318156004604684CA44A902021-12-318156004604684CA44A902020-12-318156004604684CA44A902020-12-31ifrs-full:IssuedCapitalMember8156004604684CA44A902021-01-012021-12-31ifrs-full:IssuedCapitalMember8156004604684CA44A902021-12-31ifrs-full:IssuedCapitalMember8156004604684CA44A902020-12-31ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember8156004604684CA44A902021-01-012021-12-31ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember8156004604684CA44A902021-12-31ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember8156004604684CA44A902020-12-31ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember8156004604684CA44A902021-01-012021-12-31ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember8156004604684CA44A902021-12-31ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember8156004604684CA44A902020-12-31ERG:MiscellaneousOtherReservesAndRetainedEarningsExcludingProfitLossForReportingPeriodMember8156004604684CA44A902021-01-012021-12-31ERG:MiscellaneousOtherReservesAndRetainedEarningsExcludingProfitLossForReportingPeriodMember8156004604684CA44A902021-12-31ERG:MiscellaneousOtherReservesAndRetainedEarningsExcludingProfitLossForReportingPeriodMember8156004604684CA44A902020-12-31ifrs-full:RetainedEarningsProfitLossForReportingPeriodMember8156004604684CA44A902021-01-012021-12-31ifrs-full:RetainedEarningsProfitLossForReportingPeriodMember8156004604684CA44A902021-12-31ifrs-full:RetainedEarningsProfitLossForReportingPeriodMember8156004604684CA44A902020-12-31ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember8156004604684CA44A902021-01-012021-12-31ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember8156004604684CA44A902021-12-31ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember8156004604684CA44A902020-12-31ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember8156004604684CA44A902021-01-012021-12-31ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember8156004604684CA44A902021-12-31ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember8156004604684CA44A902022-01-012022-12-31ifrs-full:IssuedCapitalMember8156004604684CA44A902022-12-31ifrs-full:IssuedCapitalMember8156004604684CA44A902022-01-012022-12-31ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember8156004604684CA44A902022-12-31ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember8156004604684CA44A902022-01-012022-12-31ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember8156004604684CA44A902022-12-31ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember8156004604684CA44A902022-01-012022-12-31ERG:MiscellaneousOtherReservesAndRetainedEarningsExcludingProfitLossForReportingPeriodMember8156004604684CA44A902022-12-31ERG:MiscellaneousOtherReservesAndRetainedEarningsExcludingProfitLossForReportingPeriodMember8156004604684CA44A902022-01-012022-12-31ifrs-full:RetainedEarningsProfitLossForReportingPeriodMember8156004604684CA44A902022-12-31ifrs-full:RetainedEarningsProfitLossForReportingPeriodMember8156004604684CA44A902022-01-012022-12-31ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember8156004604684CA44A902022-12-31ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember8156004604684CA44A902022-01-012022-12-31ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember8156004604684CA44A902022-12-31ifrs-full:NoncontrollingInterestsMemberiso4217:EURiso4217:EURxbrli:shares