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2

Indice

1\. Relazione Sulla Gestione

Premesse

4

Highlights

5

Il Gruppo

7

Risultati Del Periodo E Scenario

25

Sintesi Dei Risultati

25

Risultati Per Settore

26

Commento Ai Risultati Del Periodo

27

Quadro Normativo - Incentivi

42

Aggiornamenti Normativi Ed Istituzionali Di Rilievo

45

Rischi E Incertezze

50

Salute Sicurezza E Ambiente

60

Governance

61

Capitale Umano

63

Industrial Relations 2021

66

Attività Culturali E Sociali

68

Prospetti Contabili E Altre Informazioni

70

Fatti Di Rilievo Avvenuti Dopo La Chiusura Del Periodo

89

Evoluzione Prevedibile Della Gestione

91

Relazione Sul Governo Societario E Gli Assetti Proprietari

93

2\. Bilancio Consolidato

Prospetto di Conto Economico 

192

Prospetto di Conto Economico complessivo 

193

Prospetto della Situazione Patrimoniale-Finanziaria

194

Prospetto dei Flussi Finanziari 

195

Prospetto delle variazioni del Patrimonio Netto

196

Note illustrative al Bilancio Consolidato

197

I.Introduzione

197

II.Gestione Operativa

203

III.Attivita’ di Investimento

215

IV.Fondi e Passivita’ Potenziali

227

V.Gestione Finanziaria

230

VI.Fiscalita’

248

VII.Attività destinate ad essere cedute

250

VIII.Altre Note

253

Attestazione del Bilancio Consolidato

272

3\. Bilancio Separato

Prospetto della Situazione Patrimoniale-Finanziaria

274

Prospetto di Conto Economico 

275

Prospetto di Conto Economico complessivo 

275

Prospetto dei Flussi Finanziari 

276

Prospetto delle variazioni del Patrimonio Netto

277

Note illustrative al Bilancio Separato

278

Attestazione del Bilancio Consolidato

324

3

4

PREMESSE

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

I risultati operativi sono esposti e commentati con riferimento alle diverse tecnologie di generazione, in coerenza con le metodologie interne di misurazione dei risultati del Gruppo.

Si precisa che i risultati per business 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 tecnologia, pertanto i risultati dell’eolico, dell’idroelettrico e del solare includono le coperture effettuate relativamente alle fonti rinnovabili (“RES”) ed i risultati del Termoelettrico includono le coperture sullo “spark spread”. 

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 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. L’accordo di compravendita prevede un ulteriore meccanismo di aggiustamento prezzo nei prossimi mesi in base ai valori effettivi, rilevati alla data del closing, del capitale circolante netto, della posizione finanziaria netta e dell’effettivo livello delle riserve d’acqua di alcuni bacini di ERG Hydro S.r.l. 

In considerazione di quanto sopra, negli schemi reported i risultati contabili relativi agli assets idroelettrici, in corso di 

cessione, sono indicati separatamente in applicazione di quanto richiesto dall’IFRS 5.

Al fine di facilitare la comprensione dell’andamento gestionale del Gruppo i risultati adjusted commentati nella presente 

Relazione, comprendono nell’attività ordinaria anche i risultati degli assets in corso di cessione alla data di Bilancio. 

Per la riconciliazione di tali valori si rimanda a quanto commentato nel capitolo “Indicatori alternativi di performance”.

Accordo per la cessione del Business Termoelettrico 

In data 9 febbraio 2022 ERG ha firmato un accordo con Enel Produzione S.p.A per la cessione dell’intero capitale di ERG Power S.r.l. Il corrispettivo in termini di Enterprise Value, alla data del 31.12.2021, è pari a 188 milioni di euro e sarà oggetto di aggiustamento prezzo al closing che includerà, tra gli altri, un meccanismo di décalage mensile coerente con i flussi di cassa attesi del business plan e la valorizzazione alla data del closing 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 Power.

Il closing è previsto entro il terzo trimestre 2022.

In considerazione di quanto sopra, nella presente Relazione Finanziaria Annuale non si è proceduto alla classificazione negli schemi reported dei Net Asset nelle Attività possedute per la vendita in quanto non risultano rispettate le condizioni previste dal paragrafo 12 dell’IFRS 5. 

5

Highlights

6

7

Il Gruppo

Organi societari

CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE1

PRESIDENTE

Edoardo Garrone (esecutivo) 

VICE PRESIDENTE

Alessandro Garrone (esecutivo2)

Giovanni Mondini (non esecutivo)

AMMINISTRATORE DELEGATO

Paolo Luigi Merli

CONSIGLIERI

Luca Bettonte (non esecutivo)

Emanuela Bonadiman (indipendente3)

Mara Anna Rita Caverni (indipendente3)

Marco Costaguta (non esecutivo)

Elena Grifoni Winters (indipendente3)

Federica Lolli (indipendente3)

Elisabetta Oliveri (indipendente3)

Mario Paterlini (indipendente3)

COLLEGIO SINDACALE4

PRESIDENTE

Elena Spagnol

SINDACI EFFETTIVI

Lelio Fornabaio

Fabrizio Cavalli

DIRIGENTE PREPOSTO (L. 262/05)

Michele Pedemonte5

SOCIETA’ DI REVISIONE 

KPMG S.p.A.6

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 Collegio Sindacale nominato in data 17 aprile 2019

5 Nominato in data 26 aprile 2021 contestualmente alla carica di CFO del Gruppo 

6 Nominata in data 23 aprile 2018 per il periodo 2018 – 2026

8

Profilo del Gruppo 

Il Gruppo ERG è un primario operatore indipendente nella produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, eolica, solare, idroelettrica e termoelettrica cogenerativa ad alto rendimento e basso impatto ambientale. 

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 italiani e di parte degli impianti in Francia e Germania nonché dell’impianto CCGT di Priolo e delle centrali del Nucleo Idroelettrico di Terni7. Attraverso le proprie partecipate estere presta servizi tecnici ed amministrativi in Francia sia a favore di società del Gruppo sia di terzi. 

ERG Power Generation S.p.A., con un parco di generazione di 3.425 MW di capacità installata, opera inoltre, direttamente ed attraverso le proprie controllate, nei seguenti settori della produzione di Energia Elettrica: 

Eolico

ERG opera nel settore della produzione di energia elettrica da fonte eolica con 2.198 

MW di potenza installata. ERG è il primo operatore nel settore eolico in Italia ed uno dei primi dieci in Europa. 

I parchi eolici sono concentrati prevalentemente in Italia (1.093 MW), ma con una presenza significativa e crescente anche all’estero (1.105 MW operativi), in particolare in Francia (502 MW), Germania (327 MW), Polonia (82 MW), Romania (70 MW), Bulgaria (54 MW) e UK (70MW).

Solare

ERG opera nel settore della produzione di energia elettrica da fonte solare con 220 MW di potenza installata, di cui 141 MW in Italia, con 33 impianti fotovoltaici collocati in 9 regioni, e 79 MW in Francia con 9 impianti acquisiti nell’anno.

Idroelettrico

ERG opera nel settore della produzione di energia elettrica da fonte idroelettrica attraverso un sistema integrato di asset composto da 19 centrali, 7 dighe, 3 serbatoi ed una stazione di pompaggio, dislocate geograficamente nelle regioni Umbria, Marche e Lazio, connessi da una rete di fiumi e canali di oltre 150 Km ed aventi una potenza efficiente di 527 MW. 

Si precisa che in data 2 agosto 2021 il Gruppo ha raggiunto un accordo con Enel Produzione per la cessione degli impianti idroelettrici.

Il closing è avvenuto in data 3 gennaio 2022.

Termoelettrico

ERG opera nel settore della produzione di energia elettrica da fonte termoelettrica attraverso l’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 basso 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 altre utilities. Si precisa che in data 9 febbraio 2022 il Gruppo ha raggiunto un accordo con Enel Produzione per la cessione degli impianti termoelettrici. Il closing è previsto entro il terzo trimestre 2022.

7 La manutenzione delle centrali del Nucleo Idroelettrico di Terni è gestita da personale della controllata ERG Hydro

9

Aree geografiche di attività al 31 dicembre 2021 

*

* ceduto in data 3 gennaio 2022

10

Area di Consolidamento integrale al 31 dicembre 2021 

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:

•ERG S.p.A.- Corporate - che garantisce l’indirizzo strategico, ha la responsabilità diretta dei processi di business development ed assicura la gestione di tutti i processi di supporto al business. A seguito dei cambiamenti organizzativi avvenuti nel mese di aprile 2021 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

•ERG Power Generation S.p.A., cui è affidata la responsabilità dei processi industriali e commerciali del Gruppo, organizzati in:

•tecnologie di generazione Wind, Solar, Hydro e Thermo, a loro volta declinate in unità produttive su base geografica8;

•Energy Management & Sales, quale single entry point verso i mercati organizzati ed i clienti / controparti principali;

•un centro di eccellenza tecnologica dell’ingegneria di processo;

•una struttura dedicata alla gestione delle tematiche di salute, sicurezza e tutela dell’ambiente per tutto il Gruppo.

8 A partire da febbraio 2022, per poter proseguire il percorso di crescita avviato e conseguire gli ambiziosi target fissati nel Piano Industriale il Gruppo ha implementato un modello di business radicato nelle diverse realtà e nello 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 macro-aree 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.

12

STRATEGIA

I risultati raggiunti nel 2021

Nel 2021, in linea ma in forte anticipo rispetto a quanto previsto nel Business Plan 2021 – 2025 approvato dal Consiglio di Amministrazione e presentato alla Comunità Finanziaria nel corso del mese di maggio, ERG ha raggiunto importanti risultati nel proprio percorso strategico di decarbonizzazione e di crescita del portafoglio RES.

Crescita e securizzazione del portafoglio RES:

Nel corso del 2021 la capacità installata del Gruppo nell’Eolico e Solare è cresciuta di 309MW di cui: 

-77 MW in UK e Francia proveniente da sviluppi organici; 

-232 MW (di cui 79MW di solare) attraverso operazioni di M&A in Francia e Germania; 

In aggiunta a ciò, il 2021 ha visto l’ingresso nell’eolico in Svezia, con l’acquisizione di un progetto Ready to Build per 62MW ora in fase di costruzione, e in Spagna, con la sigla dell’accordo per l’acquisizione di 92MW di solare PV, operazione poi finalizzata il 1° febbraio 2022. 

Complessivamente nel corso del 2021 sono stati perfezionati accordi, poi finalizzati, per l’acquisito di 386MW, di cui 170 nel Solare, pari al 55% dell’obiettivo complessivo M&A di Piano, dando prova di una forte capacità di esecuzione. 

Nel 2021 si è altresì registrato un forte avanzamento nel progetto di repowering e green field in Italia con 240MW 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 complessivi circa 0,7TWh, di cui circa 0,3TWh in Italia, 0,2TWh in Francia e 0,3TWh in Irlanda del Nord.

BP 2021-2025 – Risultati ad oggi

-

Obiettivi del BP 2021-2025

Risultati ad oggi

Crescita Portafoglio RES

•+1,5GW attraverso RPW, Greenfield e M&A

•+386 MW1 M&A pari al 55% del target M&A del BP 21_25

•+77 MW costruiti in UK ed in Francia

•+240 MW aggiudicati in asta in Italia

Securizzazione dei ricavi

•80% regolato

•PPA firmati in Irlanda del Nord, Italia e Francia

Diversificazione geografica

•Incremento diversificazione geografica

•9 paesi raggiunti: aggiunte Svezia e Spagna, e primi MW installati in UK

Solare come pillar strategico 

•+0,5GW di solare

•+170 MW1 nel solare

Investimento in innovazione 

•Ricerca di opportunità nei settori Storage e Idrogeno

•Avvio primi progetti nello Storage con aggiudicazione asta capacity market

Asset Rotation per Fonti Convenzionali

•Opportunità di asset rotation

•Hydro closing il 3.1.22, CCGT firma il 9.2.22

Integrazione dei temi ESG

•Piano ESG

•Approvato l’ESG 21-25 integrato nella strategia ERG, emessa la D&I policy. ERG inclusa in: S&P Global Clean Energy Index, MIB ESG e Bloomberg Gender Equality Index.

(1)80 MW Joran (o/w 22 PV) – Francia; 152 MW Ventoux (o/w 57MW PV) – Francia/Germania; 62 MW Erik – Svezia; 92 MW Valencia (100% PV) - Spagna 

13

La trasformazione in un modello Pure “Wind & Solar”

ERG ha modificato radicalmente il proprio portafoglio di business anticipando gli scenari energetici di lungo termine e raggiungendo nelle rinnovabili una posizione di leadership non solo nel mercato italiano ma anche in quello europeo.

Dopo l’avvio della trasformazione industriale di ERG da Oil a Green iniziata nel 2008, la Società è diventata un primario produttore indipendente di energia elettrica da fonti rinnovabili. 

In coerenza con la terza R del piano industriale 2021-2025, il Gruppo ha intrapreso un importante percorso di Asset Rotation per completare la propria trasformazione verso un modello di business puro “Wind&Solar”, ribadendo il proprio ruolo da protagonista nel processo di Energy Transition e nel percorso di decarbonizzazione, previsto anche nel piano ESG. 

Il 3 gennaio 2022, ERG ha perfezionato la cessione degli asset idroelettrici ad Enel Produzione, con la quale ha successivamente raggiunto anche l’accordo per cedere l’impianto CCGT di Priolo Gargallo. 

In data 1° febbraio 2022 è stata inoltre perfezionata l’acquisizione di 92MW di Solare PV in Spagna.

In seguito a queste importanti operazioni, il Gruppo diventa un operatore 100% Rinnovabile con una capacità installata di 2.510 MW ed un portafoglio di assets diversificato sia tecnologicamente che geograficamente, a cui si aggiung una pipeline di progetti per circa 3.400 MW sia Eolico che Solare, sia in Italia che in Europa. 

Le risorse finanziarie provenienti dalle dismissioni degli asset idroelettrico e termoelettrico daranno nuovo impulso alla crescita come evidenziato nell’aggiornamento del Piano Industriale. 

Piano Industriale 

A seguito della cessione del business idroelettrico e al raggiungimento di un accordo per la vendita del business termoelettrico, la cui finalizzazione è attesa nel corso del terzo trimestre del 2022, il Consiglio di Amministrazione di ERG ha approvato un nuovo Piano industriale 2022-2026 finalizzato  al reinvestimento delle risorse provenienti dalle dismissioni e confermando la strategia di crescita nel Wind & Solar attraverso una politica di diversificazione geografica e tecnologica e la progressiva securizzazione dei ricavi.

L’ obiettivo nel periodo 2022-2026 è incrementare la capacità installata di circa 2,200 MW, di cui circa 650 MW nel Solare, e i primi 50 MW nello storage elettrochimico 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 assets attualmente dotati di tecnologie ormai datate, con tecnologie di ultima generazione finalizzate ad un forte incremento delle produzioni, sfruttando la qualità dei siti più produttivi. I ricavi dei nuovi parchi saranno securizzati attraverso la partecipazione al sistema delle aste o per il tramite di contratti a lungo termine cosiddetti PPA.

3)M&A: ERG intende cogliere le opportunità di crescita nelle rinnovabili nei paesi di interesse per ERG, 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. 

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

Una nuova organizzazione e una mirata attività di re-skilling supporteranno il nuovo piano, che sarà, garantito inoltre da una solida struttura finanziaria.

L’action plan per il periodo 2022-2026 continuerà ad essere basato su:

14

-1. Repositioning Portfolio: riposizionamento del portafoglio su base “quasi-regolata” con maggiore capacità installata nelle tecnologie RES pure (Wind & Solar), ricavi securizzati attraversi Cfd e PPA ed un incremento della diversificazione geografica e tecnologica.

- 2. Reinforcing Organization: rafforzamento dell’organizzazione, in particolare nelle aree di Business Development, Costruzioni e Sales. 

-3. Rotating Invested Capital: perfezionata la cessione del business idroelettrico il 3 Gennaio 2022. Il successivo 9 Febbraio è stato raggiunto un accordo sempre con ENEL Produzione per la cessione dell’impianto CCGT a Priolo, la cui finalizzazione è prevista nel corso del terzo trimestre 2022. Le risorse finanziarie derivanti dall’asset rotation saranno destinate alla crescita nelle tecnologie RES (Wind & Solar) 

L’obiettivo a fine piano è di raggiungere una potenza installata di 4,6 GW con un incremento di 2,2 GW attraverso:

-progetti attualmente in costruzione UK, Polonia, Francia Svezia e Repowering in Italia: +0,5 GW;

-ulteriori progetti di repowering nell’eolico in Italia e all’estero: +0,2 GW (su base differenziale);

-progetti greenfield nell’eolico e nel solare: +0,5 GW;

-operazioni di M&A per circa 1 GW (di cui circa 0.1 già finalizzate ad inizio 2022).

L’ EBITDA atteso è di circa 560 milioni di euro nel 2026, per l’85-90%di natura quasi-regolata, grazie alla partecipazione ad aste competitive per l’aggiudicazione di CFD o contratti di vendita dell’energia di lungo periodo a prezzi prefissati, PPA (Power Purchase Agreements). 

Gli investimenti relativi alla strategia delineata ammontano complessivamente a circa 2,9 miliardi di euro, di cui 2,8 miliardi destinati alla crescita nelle rinnovabili, e un indebitamento a fine 2026 pari a 2,1 miliardi di euro vs 2,0 miliardi di euro a fine 2021.

ERG ha una struttura finanziaria solida in grado di supportare la crescita in modo sostenibile con l’obiettivo di mantenere il rating Investment Grade BBB da parte dell’agenzia di rating Fitch. 

Alla luce della solidità finanziaria del Gruppo, anche a seguito delle risorse provenienti dalle dismissioni, nonché le positive prospettive di crescita, il nuovo Piano Industriale prevede l’incremento del dividendo da 0.75 a 0.90 Euro per azione nel quinquennio di Piano. 

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Obiettivi Piano Strategico 2022-2026

-

Obiettivi del BP 2021-2025

Nuovi obiettivi al 2026

Crescita Portafoglio RES

•+1,5GW attraverso RPW, Greenfield e M&A

•+2,2 GW 22-26 (+309 MW nel 2021)

•4,6 GW di capacità installata nel 2026 (+2,5GW 21-26)

Securizzazione dei ricavi

•80% regolato

•85-90% regolato sul MOL totale;

•2022: PPA/asta in UK; PPA in Svezia; aste per RPW in Italia

Diversificazione geografica

•~10 paesi (vs 7 @ 2020)

•9-10 paesi: MOL all’estero pari a ~50% @2026

Solare come pillar strategico 

•+0,5GW di solare

•~650 MW di solare (su 2.200MW) 

•~20% di solare sulla capacità totale @2026

Investimento in innovazione 

•Ricerca di opportunità 

•Lancio del progetto Recharge (Storage)

Asset Rotation per Fonti Convenzionali

•Opportunità di asset rotation

•Completamento della cessione del CCGT

Integrazione dei temi ESG

•Piano ESG

•Aggiornamento Piano ESG con KPI più sfidanti

Politica dei dividendi

•0,75 € per azione

•0,90 € per azione (+20% vs precedente)

16

Il piano ESG

La strategia ESG di ERG si fonda su quattro “pillars”, strettamente correlati ed 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 ESG 2022–2026 prevede 16 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.

All’interno dei 16 target abbiamo identificato 8 priorità strategiche che saranno gli elementi distintivi del nostro piano ESG e altri 8 obiettivi su progetti già avviati nell’ottica di un continous improvement.

Priorità strategiche

Progetti già avviati

PLANET

•Net Zero

•Circular Economy (Wind & Solar)

•Energy Efficiency

•Biodiversity

ENGAGEMENT

•ERG Academy for Next Generation

•>1% for the Community

•Trust & Reputation

PEOPLE

•ERG Academy for ERG People

•Inclusion & Diversity

•Health & Safety always

•Employees’ well-being

GOVERNANCE

•ESG objectives into MBO and LTI

•ESG Finance

•Tax Control Framework abroad

•Sustainable Procurement

•Enhancing Governance Model

Nel Pillar Planet ERG si pone l’ambizioso l’obiettivo di diventare Net Zero al 2040, e ribadisce il forte 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 oggetto di repowering. Tale obiettivo ambientale verrà affiancato da progetti di riutilizzo in ambito Sociale dei Pannelli Fotovoltaici in buono stato. 

Nel Pillar Engagement continueremo ad impegnarci nel supportare i nostri territori, con un contributo pari ad almeno l’1% del fatturato da destinarsi alle comunità locali dove siamo presenti con i nostri impianti.

Getteremo anche le basi per la ERG Academy che avrà programmi di education per le Next Generation sui temi della Sostenibilità e delle Energie Rinnovabili ed includerà anche tutti i contenuti di formazione per le nostre persone.

Nel Pillar People prevediamo, infatti, 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 punto fondamentale della nostra strategia è sulla Diversity&Inclusion perché vogliamo continuare a lavorare per una ERG più internazionale e inclusiva, cercando di creare i giusti presupposti in modo che tutti i talenti possano esprimersi. 

Nel Pillar Governance, continua l’impegno per avere una governance best in class, prevendo target ESG nei sistemi di remunerazione MBO / LTI. Abbiamo l’obiettivo di garantire strategie finanziarie sempre più Green, con il 90% dei finanziamenti “Green”.

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Nel corso del 2021, ERG ha compito 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:

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Variazione perimetro di business nel 2021

▪Eolico - Svezia

In data 10 maggio 2021 ERG, tramite la propria holding svedese, ha perfezionato l’acquisizione dal Gruppo BayWa r.e. attivo nello sviluppo, costruzione e gestione di impianti di energia da fonti rinnovabili, dei permessi per la costruzione di un parco eolico della potenza di 62 MW situato nel Sud della Svezia.

ll progetto prevede l’installazione di 10 turbine Siemens Gamesa da 6.2 MW di ultimissima generazione 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. L’avvio della costruzione del parco è avvenuto nel primo semestre 2021 e l’entrata in esercizio è prevista entro la fine del 2022. L’investimento complessivo ammonta a 99 milioni di euro comprensivo sia dei permessi a costruire che dei costi di realizzazione. 

BayWa r.e supporterà ERG durante tutta la fase di costruzione fino alla messa in esercizio dell’impianto.

▪Eolico, Solare – Francia

In data 24 giugno 2021 ERG, tramite la propria controllata ERG Eolienne France SAS, ha perfezionato l’accordo con FPCI Capenergie 3, il fondo gestito dal private equity investor parigino Omnes Capital, per l’acquisizione del 100% del capitale di Omniwatt, società di diritto francese titolare di un portafoglio composto da cinque parchi eolici per un totale di 58 MW e due parchi fotovoltaici per un totale di 22 MW.

L'entrata media in esercizio del portafoglio è il 2017, gli impianti beneficiano di un regime tariffario incentivato con scadenza media nel 2034. La produzione totale stimata annua è di 174 GWh, pari a oltre 2400 ore equivalenti per gli asset eolici e oltre 1200 ore equivalenti per quelli fotovoltaici e corrispondenti a 95 kt di emissione di CO2 evitata ogni anno.

ll valore dell’operazione in termini di equity value è di 45 milioni di euro. L’Ebitda medio atteso è di circa 11 milioni di euro e la posizione finanziaria netta a fine 2020 di 101 milioni di euro.

In considerazione del fatto che le società sono state acquisite alla fine di giugno, la presente Relazione riflette il pieno contributo a conto economico dei risultati degli asset acquisiti dal secondo semestre.

▪Eolico, Solare – Francia e Germania

In data 1 ottobre 2021 ERG, tramite le proprie controllate ERG Eolienne France SAS ed ERG Windpark Beteiligungs GmbH, ha sottoscritto con NAEV Austria Beteiligungs GmbH e NAEV Austria GmbH & Co. OG due accordi per l’acquisizione del 100% del capitale di 15 società proprietarie di un portafoglio rinnovabile in operation di 152,4 MW in Francia ed in Germania. 

Il portafoglio impianti è composto da sette parchi fotovoltaici e tre parchi eolici in Francia, per un totale di potenza installata rispettivamente di 56,7 e 40,6 MW, e da cinque parchi eolici in Germania, per un totale di 55,1 MW.

Gli impianti sono entrati in esercizio tra il 2013 ed il 2015, beneficiano di un regime tariffario incentivato con scadenza media nel 2032 ed hanno una produzione totale annua stimata di 273 GWh pari a circa 2.100 ore equivalenti per gli asset eolici e circa 1.300 ore equivalenti per quelli fotovoltaici, corrispondenti a 150 kt di emissione di CO2 evitata ogni anno. ll valore dell’operazione in termini di enterprise value è di 202 milioni di euro. La presente Relazione riflette il pieno contributo a conto economico degli assets acquisiti a partire dal quarto trimestre 2021.

▪Idroelettrico

Si segnala che, come meglio precisato nei fatti di rilievo avvenuti nel corso dell’esercizio e successivi, 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.

La presente Relazione non riflette pertanto gli effetti della cessione.

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ERG in Borsa 

Al 30 dicembre 2021 il prezzo di riferimento del titolo ERG presenta una quotazione di 28,44 Euro, in crescita (+21,5%) rispetto a quella della fine dell’anno 2020, a fronte di un analogo andamento nello stesso periodo degli indici di borsa FTSE All Share (+23,7%), FTSE Mid Cap (+30,8%) ed Euro Stoxx Utilities Index (+3,2%) e di un calo dello S&P Global Energy Index(-17.2%). 

Nel periodo in esame la quotazione del titolo ERG si è attestata tra un minimo di 22,32 Euro (14 maggio 2021) ed un massimo di 31,72 Euro (29 ottobre 2021). 

Si riportano di seguito alcuni dati relativi ai prezzi ed ai volumi del titolo ERG al 30 dicembre 2021:

Prezzo dell'azione

Euro

Prezzo di riferimento al 30.12.21

28,44

Prezzo massimo (29.10.21) (1)

31,72

Prezzo minimo (14.05.21) (1)

22,32

Prezzo medio

26,11

(1)intesi come prezzi minimo e massimo registrati nel corso delle negoziazioni della giornata, pertanto non coincidenti con i prezzi ufficiali e di riferimento alla stessa data

Volumi scambiati

N° azioni

Volume massimo (16.04.21)

1.711.009

Volume minimo (28.12.21)

49.944

Volume medio

268.310

La capitalizzazione di borsa a fine anno ammonta a circa 4.275 milioni di Euro (3.517 milioni alla fine del 2020). 

Il numero medio di azioni in circolazione nel periodo è stato di 149.313.514.

20

Andamento del titolo ERG e Struttura azionaria al 31 dicembre 2021

21

Fatti di rilievo avvenuti nel corso dell’esercizio

Corporate

Data

Fatto di rilievo

Comunicato stampa 

28 gennaio 2021

Esercizio dell’opzione di riscatto di tutte le Obbligazioni rimanenti emesse il 19 luglio 2017, per un importo nominale complessivo di Euro 25.000.000.

Comunicato Stampa del 28/01/2021

21 aprile 2021

ERG entra a far parte dello “S&P Global Clean Energy Index”, l’indice di borsa di Standard & Poor’s che racchiude 82 aziende a livello internazionale protagoniste nella produzione di energia green e con elevati standard ESG.

Comunicato Stampa del 21.04.2021

26 aprile 2021

L’ Assemblea degli azionisti di ERG S.p.A. ha approvato il Bilancio di Esercizio 2020 e ha deliberato il pagamento di Euro 0,75 per azione, ha nominato il nuovo Consiglio di Amministrazione, ha confermato Edoardo Garrone alla Presidenza e ha approvato il Piano di incentivazione pluriennale (Sistema LTI 2021-2023).

Il Consiglio di Amministrazione riunitosi alla stessa data, ha confermato Alessandro Garrone Vice Presidente Esecutivo, Giovanni Mondini Vice Presidente e ha nominato Paolo Luigi Merli nuovo Amministratore Delegato.

Comunicato Stampa del 26.04.2021

14 maggio 2021

Il Consiglio di Amministrazione di ERG approva il Piano Industriale e il Piano ESG 2021-2025. Continua la crescita nelle rinnovabili nel segno della sostenibilità attraverso un incremento della potenza installata di 1,5 GW, investimenti per circa 2 miliardi di euro ed un EBITDA a fine piano pari a 550 milioni di euro.

Comunicato Stampa del 14.05.2021

5 agosto 2021

ISS ESG ha promosso ERG al rating A- (precedente B+), posizionando il Gruppo al primo posto del ranking mondiale nel settore “Electric Utilities” che comprende 125 aziende a livello internazionale. 

Comunicato Stampa del 05/08/2021

5 agosto 2021 e

8 settembre 2021

ERG S.p.A. ha completato il collocamento di un terzo prestito obbligazionario di importo pari ad Euro 500.000.000 della durata di 10 anni a tasso fisso, emesso nell’ambito del Programma Euro Medium Term Notes (EMTN) da Euro 3 miliardi.

L’emissione ha forma di Green Bond e si prevede di destinarne circa il 40% al rifinanziamento di progetti eolici e solari recentemente entrati a far parte del portafoglio del Gruppo ERG e il restante 60% circa al finanziamento di nuovi progetti da fonte eolica e solare nei Paesi Europei in cui ERG opera.

Le obbligazioni, che hanno un taglio unitario minimo di Euro 100.000, riconoscono una cedola lorda annua al tasso fisso dello 0,875% e sono state collocate a un prezzo di emissione pari al 99,752% del valore nominale. 

Comunicato Stampa del 05/08/2021 e del 08/09/2021

14 ottobre 2021

ERG ed Istituto Italiano di Tecnologia (IIT) hanno siglato un accordo di collaborazione pluriennale finalizzato ad accelerare il processo di digitalizzazione nel settore delle energie rinnovabili. 

Comunicato Stampa del 14/10/2021

19 ottobre 2021

ERG entra nel nuovo MIB ESG Index di Borsa Italiana, il primo indice ESG dedicato alle 40 più importanti emittenti italiane quotate che si distinguono per le migliori pratiche nell’ambito della sostenibilità.

Comunicato Stampa del 19/10/2021

26 novembre 2021

ERG ha vinto l’Oscar di Bilancio 2021 per la categoria “Medie e piccole imprese quotate”. Il riconoscimento, promosso da FERPI (Federazione Relazioni Pubbliche Italiana), Borsa Italiana e Università Bocconi, premia le organizzazioni che attraverso il proprio bilancio dimostrano di voler condividere risultati e obiettivi con gli stakeholders attraverso una comunicazione puntuale e trasparente.

Comunicato Stampa del 26/11/2021

9 dicembre 2021

CDP conferma il rating "A-" di ERG nel programma Climate Change promosso da Carbon Disclosure Project (CDP), l’organizzazione globale no-profit che, attraverso il monitoraggio delle performance aziendali nella lotta al cambiamento climatico, guida imprese e governi verso la riduzione delle emissioni dei gas serra.

Comunicato Stampa del 9/12/2021

22

Eolico - Solare

Data

Paese

Fatto di rilievo

Comunicato stampa 

28 gennaio 2021

Regno Unito

ERG ha siglato un accordo quadro con ENERCON GmbH per la fornitura di aerogeneratori per una capacità potenziale di circa 190 MW, destinati ad alcuni progetti di repowering in Italia e a un progetto greenfield nel Regno Unito. 

Comunicato Stampa del 28/01/2021

14 aprile 2021

Italia

ERG ha ottenuto le Autorizzazioni Uniche nell’ambito del progetto Repowering per i parchi eolici di Mineo - Militello - Vizzini e Monreale/Partinico, siti nella regione Sicilia, per una potenza complessiva di 143 MW.

27 aprile 2021

Spagna

ERG e Renergetica società operante nello sviluppo di progetti da fonti rinnovabili sul mercato internazionale e quotata sul mercato AIM Italia gestito da Borsa Italiana, hanno firmato un accordo di co-sviluppo nel mercato spagnolo su progetti Greenfield nel settore fotovoltaico ed eolico, con un obiettivo a regime di sviluppare circa 100 MW all’anno. 

Comunicato Stampa del 27.04.2021

10 maggio 2021

Svezia

ERG, tramite la propria holding svedese, ha perfezionato l’acquisizione dal Gruppo BayWa r.e., dei permessi per la costruzione di un parco eolico della potenza di 62 MW situato nel Sud della Svezia. L’entrata in esercizio è prevista entro la fine del 2022\.  L’investimento complessivo ammonta a 99 milioni di euro comprensivo sia dei permessi a costruire che dei costi di realizzazione.

Comunicato Stampa del 10.05.2021

14 maggio 2021

Italia

ERG, e TIM,  hanno sottoscritto un corporate PPA (Power Purchase Agreement) di durata decennale per la fornitura di 3,4 TWh di energia green per il periodo 2022-2031.

Comunicato Stampa del 14.05.2021

24 giugno 2021

Wind Francia

Solar Francia

ERG ha perfezionato in data odierna l’accordo con FPCI Capenergie 3, il fondo gestito dal private equity investor parigino Omnes Capital, per l’acquisizione del 100% del capitale di Omniwatt, società di diritto francese titolare di un portafoglio composto da cinque parchi eolici per un totale di 58 MW e due parchi fotovoltaici per un totale di 22 MW.

Comunicati Stampa del 21.05.2021 e 24.06.2021

21 luglio 2021

UK

ERG ha sottoscritto con ElectroRoute Energy Supply LtD. un accordo di lungo termine per due Power Purchase Agreement (PPA) per la fornitura dell’energia rinnovabile prodotta dagli impianti eolici onshore di Evishagaran e Craiggore in Nord Irlanda.

La fornitura avverrà in modalità ‘pay as produced' con una remunerazione a prezzo fisso su tutta l’energia prodotta. ElectroRoute garantirà inoltre il servizio di “Route to Market” per consentire l’immissione dell’energia sulla rete elettrica del Paese.

Comunicato Stampa del 21/07/2021

28 settembre 2021

Italia

ERG è risultata aggiudicataria di una tariffa per 20 anni su 143 MW di nuova capacità eolica nell’ambito della sesta asta indetta dal Gestore dei Servizi Elettrici. Si tratta, in particolare, di tre progetti di repowering, Partinico-Monreale, Mineo-Militello e Vizzini, tutti ubicati in Sicilia, per i quali ERG, lo scorso 14 aprile, aveva ottenuto le Autorizzazioni Uniche. I progetti di ERG sono stati aggiudicati al minimo sconto del 2%. 

L'entrata in esercizio dei nuovi parchi, la cui costruzione è in fase di avvio e la cui produzione stimata a regime è di circa 330 GWh annui, pari a circa 166 kt di emissione di CO2 evitata ogni anno, è prevista tra la fine del 2022 ed il terzo trimestre del 2023.

L’investimento complessivo nei tre progetti ammonta a circa 150 milioni di euro. 

Comunicato Stampa del 28/09/2021

1 ottobre 2021 e 28 ottobre 2021

Wind Francia

Solar Francia

Wind Germania

ERG, tramite la propria controllata ERG Eolienne France SAS ed ERG Windpark Beteiligungs GmbH, ha sottoscritto con NAEV Austria Beteiligungs GmbH e NAEV Austria GmbH & Co. OG due accordi per l’acquisizione del 100% del capitale di 15 società proprietarie di un portafoglio rinnovabile in operation di 152,4 MW in Francia ed in Germania. Il portafoglio impianti è composto da sette parchi fotovoltaici e tre parchi eolici in Francia, per un totale 

Comunicato Stampa del 01/10/2021 e 28/10/2021

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di potenza installata rispettivamente di 56,7 e 40,6 MW, e da cinque parchi eolici in Germania, per un totale di 55,1 MW.

1 ottobre 2021

Francia

ERG ha sottoscritto un accordo con ENGIE SA, per un Power Purchase Agreement (PPA) quinquennale per il ritiro di energia rinnovabile prodotta da cinque parchi eolici di ERG situati in Francia.

I cinque impianti, che hanno una capacità complessiva installata di 55 MW e una produzione annua di energia di oltre 100 GWh, usciranno dallo schema di incentivi FIT (Feed in Tariff) alla fine del 2021.

La fornitura avverrà in modalità “pay-as-produced” con una remunerazione a prezzo fisso su tutta l'energia prodotta. 

Comunicato Stampa del 01/10/2021

9 dicembre 2021

Spagna

ERG ha sottoscritto con GEI Subasta 1 SA un accordo per l’acquisizione del 100% di due società di progetto di diritto spagnolo proprietarie di due impianti solari in operation situati nel sud della Spagna nelle regioni di Castilla de la Mancha e Andalusia, rispettivamente da 50,0 e 41,6 MW 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’operazione è pari a 96,2 milioni di euro (asset value). Il closing è avvenuto il 31 Gennaio 2022.

Comunicato Stampa del 9/12/2021

29 dicembre 2021

Regno Unito

Francia

Avviati i primi due parchi eolici nel Regno Unito a Craiggore ed Evishagaran, nella contea di Londonderry nell’Irlanda del Nord, con una capacità rispettivamente di 23,5 MW e 46,8 MW, per un totale di 70,3 MW.

A questi si aggiunge la messa in esercizio del parco eolico di Vallée dell’Aa a Pas-de-Calais, nell’Alta Francia per 7 MW. Il progetto è l’estensione del Parc Eolien Vallée de l’Aa2 da 13,2 MW avviato dal Gruppo a fine 2018. 

Comunicato Stampa del 29/12/2021

Idroelettrico

Data

Fatto di rilievo

Comunicato stampa 

2 agosto 2021

ERG, attraverso la propria controllata ERG Power Generation S.p.A., ha completato un accordo con Enel Produzione S.p.A. per la cessione dell’intero capitale di ERG Hydro S.r.l. 

Il funzionamento del complesso idroelettrico è garantito da 114 persone, incluse nel perimetro, tra tecnici altamente specializzati nella gestione operativa degli impianti, specialisti di energy management e staff dedicate. Per queste risorse, grazie ad una proficua collaborazione con le componenti sindacali e la seria disponibilità del compratore, la società ha raggiunto un accordo innovativo per il settore elettrico che garantisce importanti tutele per i lavoratori ERG facenti parte della società oggetto di cessione. 

Il closing è avvenuto il 3 gennaio 2022, ed il corrispettivo ricevuto è stato pari a €1.265 bn.

Comunicato Stampa del 02/08/2021

Termoelettrico

Data

Fatto di rilievo

Comunicato stampa 

6 agosto 2021

ERG ha concluso, attraverso la propria partecipata ERG Power Generation S.p.A, un accordo con ISAB (Gruppo Lukoil) per la modifica ed estensione al 2032 del vigente contratto di fornitura dell’intero fabbisogno energetico della raffineria ISAB di Priolo Gargallo, il cui termine era previsto al 31 marzo 2025. L’impianto CCGT di ERG fornirà 

Comunicato Stampa del 06/08/2021

24

su base annua un quantitativo di circa 150 GWh di energia elettrica e circa un milione di tonnellate di vapore a ISAB, principale consumatore del sito di Priolo.

Emergenza Covid-19 

Nel corso del 2021 è proseguita l’emergenza di sanità pubblica di rilevanza internazionale COVID-19; in tale contesto ERG ha continuato a mettere in atto tutti i provvedimenti necessari a garantire da un lato la salute dei propri dipendenti e dall’altro la continuità operativa dei propri assets in condizioni di sicurezza.

La principale misura organizzativa assunta, come raccomandato anche dalle Autorità competenti, è stato il lavoro agile (smart working), esteso a tutte le sedi del Gruppo in Italia e all’estero, con oltre il 70% della popolazione aziendale coinvolta (100% del personale con funzioni “impiegatizie”), con la sola esclusione del personale dedicato all’esercizio e alla manutenzione degli impianti a salvaguardia della continuità operativa e gestionale in sicurezza degli asset aziendali. 

Nel corso del 2021 la prestazione lavorativa si è svolta in una prima fase in modalità Smart Working cinque giorni su cinque; successivamente, a partire dal mese di luglio tale modalità è stata confermata per due giorni lavorativi alla settimana. Tale possibilità, come in precedenza, è estesa ai dipendenti di tutte le sedi italiane ed estere del Gruppo laddove questa modalità di lavoro sia compatibile con l’effettivo svolgimento delle mansioni assegnate e assicuri la massima attenzione nel garantire la piena continuità delle attività aziendali.

ERG continua a gestire in maniera molto attenta il personale impegnato nei siti produttivi, mediante l’adozione delle opportune misure di sicurezza “Organizzative” (atte a garantire il distanziamento sociale e la rimodulazione delle attività operative e logistiche) e di “Prevenzione e Protezione” (formazione e informazione, dispositivi di protezione individuale, misure di igiene personale e pulizia/sanificazione degli ambienti di lavoro), nel rispetto del Protocollo anti-Covid negli ambienti di lavoro, delle indicazioni delle Autorità Competenti e di concerto con le Organizzazioni Sindacali. I documenti Aziendali che regolamentano le azioni intraprese sono stati messi a disposizione di tutto il personale in un’apposita sezione della intranet aziendale e sono oggetto di periodico aggiornamento.

Nel più ampio quadro della campagna nazionale di vaccinazioni in atto e con l’intento di contribuirvi in maniera proattiva, ERG ha effettuato una campagna informativa sui vaccini, con l’obiettivo di favorire l’adesione delle persone in maniera consapevole. L’iniziativa è stata affidata ai Responsabili interni dei Servizi di Prevenzione e Protezione ed ai medici aziendali delle varie sedi.

Dall’inizio della pandemia non ci sono state e non sono state pianificate riduzioni del personale. La società non ha peraltro fatto ricorso all’utilizzo di ammortizzatori sociali né alla riduzione forzata dell’orario di lavoro. Vi sono stati invece 50 nuovi ingressi nel Gruppo nel corso del 2020 ed ulteriori 74 ingressi nel corso del 2021 al fine di supportare il percorso di crescita della società. Le attività di engagement e partnership con i territori in cui ERG è presente sono continuate anche destinando apposite risorse finanziarie da parte delle società del Gruppo e dai dipendenti stessi per far fronte alle esigenze più urgenti delle strutture sanitarie.

A partire dal 15 ottobre così come previsto dal decreto-legge n. 127 del 21 settembre 2021 per accedere ai luoghi di lavoro è obbligatorio essere in possesso ed esibire, su richiesta, la Certificazione verde COVID-19 (Green pass), fatta eccezione per coloro che sono esentati dalla campagna vaccinale sulla base di idonea certificazione medica. La modalità operativa individuata per l’organizzazione delle verifiche sul possesso del Green pass è a campione; per ogni sede sono state definite le specifiche modalità operative in considerazione della variabilità delle attività svolte e del numero di persone presenti; per i suddetti controlli viene anche utilizzato il portale INPS, che consente la verifica automatizzata del possesso delle certificazioni verdi COVID-19 per l’accesso ai luoghi di lavoro. 

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RISULTATI DEL PERIODO E SCENARIO

Sintesi dei risultati 

(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. I valori reported dell’esercizio 2020 sono riesposti in applicazione del principio contabile IFRS5.

(3)L’indebitamento finanziario netto adjusted e il Capitale Investito Netto adjusted sono rappresentati al netto degli effetti derivanti dall’applicazione dell’IFRS 16 e IFRS 5.

(4)Al lordo delle disponibilità liquide ed escluso il fair value dei derivati a copertura dei tassi.

(5)In immobilizzazioni materiali ed immateriali. Comprendono inoltre gli investimenti tramite operazioni di Merger & Acquisition pari a 389 milioni.

(6)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. 

(7)Relativamente al termoelettrico si intende il margine di contribuzione al netto dei costi variabili associati (tra cui i principali CO2, gas).

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Risultati per settore 

(1)Include contributo residuale dei portafogli minori gestiti da Energy Management non attribuibili a singoli business. Relativamente ai ricavi, la quota parte per rivendita di energia elettrica acquistata dal mercato è stata pari a circa 173 milioni (50 milioni nel 2020).

(2)Includono investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali ed investimenti tramite operazioni di Merger & Acquisition

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Commento ai risultati del periodo 

Nel 2021 i ricavi adjusted sono pari a 1.232 milioni, in aumento di 258 milioni rispetto al 2020 (974 milioni) principalmente a seguito delle maggiori produzioni dell’idroelettrico e dell’eolico in Italia, dell’incremento del valore unitario dell’incentivo in Italia (da 99,0 a 109,4 €/MWh) e dell’incremento dei prezzi di cessione dell’energia. Questi effetti sono stati solo in parte compensati dalla riduzione della produzione dell’eolico all’estero e dal termine del primo decennio ad alta cogeneratività dell’impianto CCGT. 

Il margine operativo lordo adjusted 9, al netto degli special item, si attesta a 580 milioni, in aumento di 99 milioni rispetto ai 481 milioni registrati nel 2020. La variazione riflette i seguenti fattori:

•Eolico (+76 milioni): margine operativo lordo pari a 358 milioni, in aumento rispetto al 2020 (282 milioni) per effetto del miglior risultato Italia pari a 243 milioni (165 milioni nel 2020) prevalentemente dovuto alla maggior ventosità oltre al maggior valore dell’incentivo GRIN e al miglior scenario di mercato rispetto a quello particolarmente depresso del 2020. Margine estero pari a 115 milioni in lieve riduzione (117 milioni nel 2020), nonostante il contributo derivante dal consolidamento dei nuovi parchi in Francia e Germania, per effetto di peggiori condizioni anemologiche rispetto ai valori particolarmente elevati del 2020 (1.838 GWh nel 2021 rispetto ai 2.009 GWh del 2020).

•Solare: il margine operativo lordo, pari a 66 milioni, risulta sostanzialmente in linea al 2020 anche grazie al contributo di 1 milione derivante dall’acquisizione di nove parchi solari in Francia.

•Idroelettrico (+70 milioni): margine operativo lordo di 151 milioni (81 milioni nel 2020), in forte aumento rispetto all’esercizio precedente. Il risultato beneficia di produzioni notevolmente superiori (1.637 GWh nel 2021 rispetto ai 1.097 GWh del 2020) grazie all’elevata disponibilità di risorsa nei primi mesi dell’anno, in particolare se confrontata al 2020, ampiamente sotto i livelli medi storici. 

•Termoelettrico (-46 milioni): il margine operativo lordo del termoelettrico, pari a 21 milioni, è inferiore rispetto ai 67 milioni del 2020 principalmente a seguito del termine del periodo di cogeneratività ad alto rendimento su entrambi i moduli dell’impianto CCGT per circa 22 milioni. L’effetto scenario, con la contrazione dei margini di generazione dovuto prevalentemente al significativo aumento dei prezzi di gas e CO2, è stato mitigato solo in parte dalle operazioni di copertura. I risultati risentono della fermata generale del Modulo 1 volta a garantire la qualifica CAR, avviata ad inizio settembre e conclusasi nei primi giorni di dicembre. Si ricorda inoltre che il 2020 aveva beneficiato di alcuni rimborsi assicurativi e conguagli relativi ai contratti di sito. 

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.

Il risultato operativo netto adjusted è stato pari a 304 milioni (183 milioni nel 2020) dopo ammortamenti per 276 milioni, in sensibile decremento rispetto al 2020 (298 milioni) principalmente a seguito dell’effetto della rivisitazione della vita utile di alcuni asset relativi agli impianti idroelettrici ed eolici, solo parzialmente compensato dal contributo degli asset eolici e solari acquisiti nell’anno.

Il risultato operativo netto è stato pari a 163 milioni (145 milioni nel 2020) dopo ammortamenti e svalutazioni per 263 milioni (256 milioni nel 2020), che include l’applicazione del principio IFRS5 con lo storno dei risultati economici afferenti al business idroelettrico oggetto di vendita oltre che gli effetti della svalutazione degli asset eolici oggetto di Repowering.

Il risultato netto di Gruppo adjusted è stato pari a 202 milioni, inclusivo di circa 2 milioni spettanti alle minorities, in sensibile aumento rispetto al risultato del 2020 (106 milioni), in considerazione dei già commentati migliori risultati operativi ed i minori oneri finanziari. Gli oneri finanziari netti (29 milioni) sono risultati inferiori rispetto all’analogo periodo del 2020 (47 milioni) per il ridursi del costo del debito lordo grazie al pieno contributo delle operazioni di liability management avvenute nel corso degli ultimi due anni.

Il risultato netto di Gruppo è stato pari a 173 milioni in aumento rispetto ai 108 milioni del 2020 per le medesime motivazioni già sopra commentate. Il risultato inoltre comprende gli effetti dell’applicazione del principio IFRS 5 per ERG Hydro e la svalutazione degli asset eolici oggetto di Repowering ed i costi legati alle operazioni di liability management effettuate nel corso del 2021.

9 il margine operativo lordo adjusted è rappresentato al netto degli effetti positivi derivanti dall’applicazione dell’IFRS 16, pari a circa 10 milioni, agli altri special items per 12 milioni ed alla riclassifica IFRS 5.

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Nel 2021 gli investimenti sono stati pari a 648 milioni (156 milioni nel 2020) e si riferiscono principalmente all’acquisizione di parchi eolici e solari in Francia (147 milioni) avvenuta a giugno, di un progetto per la realizzazione di un parco eolico in Svezia (41 milioni) e di parchi eolici e solari in Francia e Germania (per 202 milioni) avvenuta a ottobre. Nel corso del periodo sono stati inoltre effettuati investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali per circa 258 milioni di cui l’86% nel settore Eolico (74% nel 2020), principalmente correlati al proseguimento delle costruzioni dei parchi eolici in UK per circa 250 MW (di cui 70 MW entrati in funzione a dicembre), Polonia per 60 MW, Francia 27 MW (di cui 7 MW entrati in funzione a dicembre) e Svezia per 62 MW, e all’avvio delle attività di Repowering sui parchi di Partinico-Monreale, Mineo- Militello e Vizzini per 143 MW di nuova capacità eolica; il 10% si riferisce al settore Termoelettrico (17% nel 2020) a seguito degli investimenti di ammodernamento ed efficientamento del ciclo combinato, che hanno garantito la qualifica di CAR (“Cogeneratività Alto Rendimento”) per il modulo 1 del CCGT per altri dieci anni, il 3% al settore Idroelettrico (6% nel 2020), l’1% al settore Solare (3% nel 2020) e l’1% alla Corporate (2% nel 2020), principalmente riguardanti l’area ICT e progetti minori di mantenimento e sviluppo. 

L’indebitamento finanziario netto adjusted risulta pari a 2.051 milioni, in aumento (612 milioni) rispetto al 31 dicembre 2020 (1.439 milioni). La variazione riflette principalmente l’impatto delle recenti acquisizioni in Francia, Germania e Svezia (389 milioni), gli investimenti del periodo (258 milioni) principalmente legati allo sviluppo dei parchi eolici nel Regno Unito, Polonia, Francia e Svezia nonché gli sviluppi sui progetti di Repowering e Reblading, la distribuzione di dividendi agli azionisti (114 milioni), il pagamento delle imposte (42 milioni), l’impatto sulla liquidità della regolazione giornaliera della variazione del fair value degli strumenti di copertura futures su commodities (321 milioni), in parte compensati dal positivo flusso di cassa (498 milioni10) ed altre poste positive (14 milioni).

Si precisa inoltre che l’indebitamento di fine periodo riflette il fair value negativo dei future commodities di circa 344 milioni (277 milioni al 30 settembre 2021 e 23 milioni al 31 dicembre 2020) 

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 2021 a circa 129 milioni.

10 Include il margine operativo lordo adjusted, la variazione del capitale circolante e i proventi (oneri) finanziari netti

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Risultati del periodo – Business 

Mercato Di Riferimento

Scenario prezzi

(1)Prezzo Unico Nazionale

Mercato Italia – Domanda e produzioni

(1)Fonte: Terna S.p.A. rapporto mensile sul sistema elettrico. Dati stimati, soggetti a rettifica

(2)Produzione al netto dei consumi per servizi ausiliari

Nel 2021, la domanda di energia elettrica del sistema elettrico nazionale è stata pari a 318 TWh, in aumento del 5,6% rispetto ai valori registrati nel 2020. Per quanto riguarda la Sicilia, regione nella quale ERG è presente con il proprio impianto CCGT e con parchi eolici e fotovoltaici, nel periodo si è registrato un fabbisogno di circa 19,0 TWh, in aumento (+3,5%) rispetto al 2020, inoltre nel raggruppamento di regioni Abruzzo-Lazio-Marche-Molise-Umbria, in cui ERG è stata attiva nel 2021 con i propri impianti idroelettrici, la richiesta di energia elettrica si è attestata a 44,8 TWh (+7,5%).

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Nello stesso periodo la produzione nazionale (netta) di energia elettrica è stata pari a 278,1 TWh, in aumento rispetto all’analogo periodo 2020, mentre il saldo netto degli scambi con l’estero ha registrato importazioni nette per 42,7 TWh +33 % rispetto al 2020). 

La produzione nazionale (netta) è stata garantita per il 65% da centrali termoelettriche e per il restante 35% da fonti rinnovabili; in particolare, tale produzione deriva per il 17% dall’idroelettrico, per il 9% dal fotovoltaico, per il 7% dall’eolico e per il 2% da fonte geotermica. Rispetto al 2020 risultano in aumento le produzioni derivanti da tutte le fonti rinnovabili ad eccezione della produzione idroelettrica che registra una riduzione del 5%.

Vendite del Gruppo

Le vendite di energia elettrica del Gruppo ERG, effettuate in Italia tramite l’UO di Energy Management & Sales di ERG Power Generation S.p.A., fanno riferimento all’energia elettrica prodotta dai propri impianti eolici, termoelettrici, idroelettrici e solari, nonché ad acquisti su mercati organizzati e tramite contratti bilaterali fisici. 

Nel corso del 2021, le vendite totali di energia elettrica sono risultate pari a 14,2 TWh (14,9 TWh nel 2020), a fronte di un valore complessivo della produzione degli impianti del Gruppo per circa 7,7 TWh (7,7 TWh nel 2020), di cui circa 1,9 TWh all’estero e 5,8 TWh in Italia. Quest’ultimo valore corrisponde a circa l’1,8% della domanda di energia elettrica in Italia (1,9% nel 2020).

La ripartizione dei volumi di vendita e di produzione di energia elettrica per tipologia di fonte è riportata nella tabella11 seguente: 

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). Queste ultime vengono realizzate dall’Unità Operativa Energy Management & Sales nell’ottica dello sviluppo delle attività di contrattazione a termine anche con l’obiettivo di hedging della generazione, in linea con le risk policy di Gruppo, anche attraverso l'utilizzo di Power Purchase Agreement (PPA).

11 Le fonti di energia elettrica fanno riferimento alle produzioni degli impianti del Gruppo ed agli acquisti effettuati sui mercati all’ingrosso; gli impieghi includono le vendite effettuate tramite contratti bilaterali fisici e sui mercati, a pronti ed a termine.

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EOLICO 

Il Gruppo ERG opera nel settore eolico attraverso le proprie società titolari di parchi eolici in Italia e all’estero. I parchi eolici sono costituiti da aerogeneratori in grado di trasformare l’energia cinetica del vento in energia meccanica la quale, a sua volta, viene utilizzata per la produzione di energia elettrica. Fermo restando la disponibilità degli impianti, i risultati attesi da ciascun parco eolico sono ovviamente influenzati dalle caratteristiche anemologiche del sito nel quale è localizzato il parco stesso.

I risultati economici sono inoltre influenzati dal prezzo di vendita dell’energia elettrica, che può variare in relazione alle aree geografiche in cui insistono gli impianti, e dai sistemi di incentivazione per le fonti rinnovabili che differiscono da paese a paese e dalla regolamentazione dei mercati organizzati dell’energia.

(1) potenza impianti installati a fine periodo. 

La potenza installata al 31 dicembre 2021, pari a 2.198 MW, si riferisce per 1.093 MW a parchi italiani (di cui 750 MW incentivati) e per 1.105 MW a parchi all’estero (di cui 946 MW incentivati). Si ricorda che nell’anno, la capacità è aumentata in Francia 105 MW, Germania 55 MW e UK 70 MW a seguito delle recenti acquisizioni di 13 parchi eolici in Francia e Germania e dell’entrata in esercizio di un parco in Francia e di due parchi in UK.

Sintesi dei risultati adjusted del periodo

(1)non includono gli special items come indicato nel capitolo “Indicatori alternativi di performance”, al quale si rimanda per maggiori dettagli.

(2)rapporto del margine operativo lordo adjusted sui ricavi della gestione caratteristica.

I ricavi consolidati registrati nel 2021 risultano in aumento principalmente a seguito dell’aumento delle produzioni in Italia, dello scenario di mercato in crescita oltre che dall’incremento derivante dal maggiore valore unitario dell’incentivo GRIN (da 99,0 a 109,4 €/MWh) in Italia, solo in parte compensato dalle minori produzioni Estero rispetto a quelle particolarmente elevate del 2020.

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Per quanto riguarda il ricavo netto unitario in Italia nel 2021, considerando il valore di cessione dell’energia, inclusivo del valore degli incentivi (ex certificati verdi) e degli effetti al netto delle coperture nonché altre componenti minori, per ERG è stato pari a 149 Euro/MWh, in aumento rispetto al valore di 119 Euro/MWh del 2020 principalmente per effetto del maggior ricavo unitario ottenuto sui mercati dell’energia al netto delle coperture e dal maggior valore dell’incentivo GRIN. 

Si ricorda infine che, a partire dal 2016, il valore di riferimento degli incentivi (ex certificati verdi) viene calcolato sulla base dei prezzi di mercato dell’energia dell’anno precedente. Di conseguenza, differentemente da quanto avveniva in passato, modifiche del livello dei prezzi dell’energia non trovano più parziale compensazione (78%) nei prezzi dell’incentivo riconosciuto nell’anno, ma hanno un impatto sul valore dell’incentivo dell’anno successivo. I maggiori prezzi di mercato dell’anno avranno quindi un forte impatto sul valore dell’incentivo GRIN del 2022 che passerà da 109,4 €/MWh a 42,9 €/MWh

Nella seguente tabella vengono rappresentati i ricavi per Paese:

Nel 2021 i ricavi netti unitari di Francia e Germania sono rispettivamente pari a 88 Euro/MWh e 112 Euro/MWh (includendo in Germania i rimborsi per limitazioni), con Francia in linea rispetto al 2020 e Germania in aumento per effetto del miglior scenario di mercato. Le principali variazioni dei ricavi netti unitari nell’Est Europa si sono verificate in Romania (+140%), Polonia (+30%) e Bulgaria (+92%) a seguito del forte aumento dei prezzi di cessione dell’energia.

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Nel 2021 la produzione di energia elettrica da fonte eolica, pari a 3.917 GWh risulta in linea con il 2020 (3.911 GWh), per effetto dei maggiori volumi in Italia (+9%) compensati delle condizioni anemologiche meno favorevoli all’estero (-9%) rispetto a quelle particolarmente elevate del 2020.

L’aumento delle produzioni in Italia (+176 GWh) è legato a condizioni anemologiche migliori a quelle registrate nel 2020, con volumi superiori in tutte le regioni ad eccezione della Calabria -5%. In particolare, la Sicilia ha registrato volumi fortemente superiori +22%.

Per quel che riguarda l’estero, la riduzione delle produzioni di 171 GWh per effetto della bassa ventosità riscontrata rispetto all’analogo periodo del 2020 è riconducibile a tutti i paesi e risulta più spiccata in Francia (-88 GWh), nonostante il consolidamento di cinque parchi a partire dal 30 giugno 2021 (+61 GWh) e tre parchi a partire dal 1 ottobre 2021 (+30 GWh), Germania (-42 GWh) nonostante il consolidamento di cinque parchi nel quarto trimestre (+28 GWh) e Polonia (-28 GWh).

Nella seguente tabella vengono rappresentati i load factor degli impianti eolici per le principali aree geografiche; tale dato, stimato tenendo conto dell’effettiva entrata in esercizio dei parchi all’interno dei singoli anni, fornisce una misura del livello di produzione dei vari parchi in termini relativi, ed è influenzato, oltre  che dalle caratteristiche dei parchi e dalle condizioni anemologiche nel periodo considerato, anche dal livello di disponibilità degli impianti e da eventuali limitazioni sulle reti di trasporto dell’energia.

(1)produzione effettiva rispetto alla produzione massima teorica (calcolata tenendo conto dell’effettiva entrata in esercizio di ogni singolo parco eolico)

Nel 2021 il load factor complessivo, pari al 22%, è risultato lievemente inferiore a quanto registrato nell’analogo periodo 2020 (23%).

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All’Estero la diminuzione del load factor dal 26% al 23% risente della bassa ventosità riscontrata nel 2021, che si confronta con quella eccezionale registrata nel 2020.

Il load factor in Italia è pari al 22% e risulta in aumento rispetto al medesimo periodo del 2020 per effetto delle migliori condizioni anemologiche riscontrate.

La ripartizione del margine operativo lordo adjusted tra i diversi settori geografici del business Eolico è la seguente:

Il margine operativo lordo adjusted del 2021 è pari complessivamente a 358 milioni, in aumento rispetto al 2020 (282 milioni), per effetto della maggiore ventosità Italia in un contesto generale di aumento dei prezzi di cessione dell’energia in tutta Europa, rispetto a quelli particolarmente depressi del 2020 affetti consistentemente dall’emergenza sanitaria.

Il contributo in Italia, in incremento rispetto al 2020 di 78 milioni, riflette principalmente le maggiori produzioni riscontrate oltre all’ aumento dei prezzi nel mercato di cessione dell’energia e del valore del prezzo dell’incentivo GRIN.

I risultati inferiori all’estero (-2 milioni) riflettono i minori volumi dovuti alla già commentata minor ventosità riscontrata in gran parte mitigati dal miglior scenario in Germania ed Est Europa e dall’effetto perimetro relativo al consolidamento dei parchi acquisiti in Francia e Germania. 

L’EBITDA margin del 2021 è risultato complessivamente pari al 70%, confermandosi su un valore assoluto particolarmente elevato, in linea rispetto all’analogo periodo dell’anno precedente (70%).

Gli ammortamenti del periodo risultano in diminuzione rispetto al corrispondente periodo del 2020 principalmente a seguito della rivisitazione della vita utile di alcuni asset e per il raggiunto termine della vita utile di alcune componenti dei parchi eolici.

Investimenti

Gli investimenti del 2021 (538 milioni) si riferiscono principalmente all’acquisizione di parchi eolici in Francia e Germania (154 MW), di un progetto per la realizzazione di un parco eolico in Svezia (62 MW) ed alle attività di sviluppo e costruzione di nuovi parchi eolici in UK (123 milioni), Polonia (47 milioni), Francia (20 milioni) e Svezia (16 milioni) all’avvio delle attività di Repowering sugli impianti di Partinico-Monreale e Mineo-Militello e Vizzini (5 milioni) e al completamento delle attività di Reblading sull’impianto di Lacedonia-Monteverde (6 milioni) oltre alle consuete manutenzioni finalizzate a incrementare ulteriormente l’efficienza degli impianti. 

Relativamente ai parchi eolici in costruzione, i due progetti in UK (nel Nord Irlanda), Evishagaran per 47 MW e Craiggore per 24 MW ed il progetto in Francia Valle dell’Aa Ext. per 7 MW sono stati avviati a fine 2021. Per i restanti parchi eolici in costruzione in UK (Scozia), Polonia e Francia le cui COD sono previste nel corso del 2022, sono confermate le timeline di costruzione. 

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Aggiornamenti normativi e regolatori di rilievo nel periodo 

Si veda anche il capitolo “Aggiornamenti normativi ed istituzionali di rilievo”.

Italia

•ARERA – Valore medio annuo EE per calcolo incentivi

Il 26 gennaio 2021 ARERA ha pubblicato la delibera n. 22/2021 sulla determinazione del valore medio del prezzo di cessione dell’energia elettrica dell’anno 2020, ai fini della quantificazione del valore degli incentivi sostitutivi dei Certificati Verdi per l’anno 2021. Tale valore medio è pari a 39,80 €/MWh; conseguentemente, il valore dell’incentivo per il 2021 è pari a 109,36 €/MWh. 

Per gli incentivi relativi all’anno 2022 è stato pubblicato attraverso la delibera n. 26/2022 il prezzo medio di cessione per il 2021, pari a 125,06 €/MWh €/MWh. L’incentivo per il 2022 si riduce pertanto a 42,85 €/MWh. 

•Aste eolico onshore – fotovoltaico: pubblicazione delle graduatorie della sesta e settima sessione d’asta. Calendario nuovi bandi 2022

Lo scorso 27 settembre il GSE ha pubblicato la graduatoria del sesto bando delle aste FER di giugno 2021 prevista dal DM 4 luglio 2019.

Nella graduatoria sono inclusi i 3 progetti ERG di Repowering ERG per un totale di 143 MW. I progetti ERG sono gli unici interventi di repowering presenti in graduatoria.

A fronte di un contingente disponibile per le aste del Gruppo A (eolico più fotovoltaico) di 2.308 MW, la capacità aggiudicata si è fermata a 595 MW - suddivisa in 23 progetti fotovoltaici e 12 eolici – con un residuo non utilizzato del 74%.

La tariffa di riferimento è stata di 66,5 €/MWh, mentre lo sconto massimo offerto dagli aggiudicatari ammonta al 2,06%, valore praticamente coincidente al minimo ribasso consentito del 2%. I progetti di ERG sono stati aggiudicati al minimo sconto del 2%.

La settima ed ultima asta ad oggi prevista dal DM 4 luglio 2019 si è tenuta nel periodo tra il 30 settembre e il 30 ottobre 2021; il contingente ad asta per il Gruppo A, che tiene conto anche della capacità non assegnata nei bandi precedenti, è pari a 3.312 MW.

Il 28 gennaio 2022 il GSE ha pubblicato i risultati della settima asta FER prevista dal Decreto.

Nella graduatoria sono risultati aggiudicatari 2 progetti ERG, uno di Repowering e uno di nuova costruzione per un totale di 97,2 MW. 

A fronte di un contingente disponibile per le aste del Gruppo A (eolico più fotovoltaico) di 3.312,5 MW, la capacità aggiudicata è stata pari a 975 MW - suddivisi in 59 progetti fotovoltaici per 582,5 MW e 18 eolici per 392,5 MW – con un residuo non utilizzato del 70%.

La tariffa di riferimento è stata di 66,5 €/MWh, mentre lo sconto massimo offerto dagli aggiudicatari ammonta al 3,5%, con uno sconto medio del 2,1%. I progetti di ERG sono stati aggiudicati al minimo sconto del 2%.

In attuazione del DLgs 199/2021 di recepimento della Direttiva RED II, il GSE ha pubblicato il nuovo calendario 2022 delle aste che mettono a disposizione la potenza non assegnata nelle precedenti gare previste dal DM 4/07/2019 (c.d. DM FER 1). È pertanto previsto un ottavo bando che si è aperto il 31 gennaio 2022, per l’assegnazione del contingente residuo delle aste precedenti.

Qualora anche con l'ottavo bando non venisse 

assegnata tutta la potenza a disposizione, il GSE aprirà una nuova procedura di gara il 31 maggio 2022.

•Attuazione della Strategia per l’Economia Circolare 

Lo scorso 28 settembre 2021 il Ministero della transizione ecologica ha pubblicato i decreti di attuazione della strategia per l’economia circolare definita nel Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza \- PNRR.

I Decreti ministeriali dispongono i criteri di selezione per i progetti relativi a raccolta differenziata, impianti di riciclo e iniziative “flagship” per le filiere di carta e cartone, plastiche, RAEE e tessili.

In particolare, attraverso appositi bandi sarà possibile finanziare progetti “faro” di economia circolare che promuovono l’utilizzo di tecnologie e processi innovativi in alcuni settori produttivi, tra cui impianti per il riciclo dei rifiuti di apparecchiature elettriche ed elettroniche (c.d. RAEE), comprese pale di turbine eoliche e pannelli fotovoltaici.

Francia

•Modifica delle procedure d’asta eoliche onshore relative all’ottava sessione 2021

Il 19 febbraio 2021 la CRE ha aggiornato le procedure per le aste eoliche onshore. In particolare, è stato incrementato a 700 MW il contingente di potenza stabilito per l’ottava e ultima asta, conclusasi il 16 aprile 2021. Viene inoltre specificato che nel caso in cui si registrino offerte conformi superiori al contingente disponibile sarà possibile incrementarne la capacità fino a 925 MW.

•Criteri di installazione degli aerogeneratori in aree limitrofe ai radar

Lo scorso giugno sono stati pubblicati i criteri per l’installazione di turbine eoliche in aree soggette al controllo radar, basati sul principio dell'intervisibilità, mantenendo una distanza massima di intervisibilità di 70 km.

L'applicazione di tali nuovi criteri e il loro impatto sul settore eolico verrà monitorata dai Ministeri della Transizione ecologica e della Difesa su base trimestrale, per la durata di due anni. 

•Modifica della disciplina delle aste eoliche onshore relative al periodo 2021-2026 

Dopo l’approvazione della Commissione Europea a fine luglio, lo scorso 6 agosto la Commissione di Regolazione dell’Energia ha pubblicato la nuova disciplina delle aste eoliche onshore per il periodo 2021 2026. Sono previste 10 sessioni d’asta a partire da novembre 2021 fino al 2026 per 9.025 MW complessivi, per l’assegnazione di un contratto CfD a due vie di durata ventennale, con prezzo di base (cap) invariato a 70 euro/MWh. Viene modificato il criterio di formazione delle graduatorie, non 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. 

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La prima sessione d’asta secondo le nuove procedure è stata a novembre 2021 con un contingente di 700 MW, che può 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.

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.

Bulgaria

•Definizione valore incentivi periodo regolatorio 1° luglio 2021 – 30 giugno 2022

La componente incentivo è calcolata come differenza tra la tariffa di riferimento per il singolo impianto e la stima del prezzo di mercato baseload (Forcasted Market Price for Wind Producers - FMP) aggiustato sul 

profilo eolico nazionale. 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).

UK

•CfD 

Lo scorso 25 novembre il Department for Business, Energy and Industrial Strategy (BEIS) del Governo britannico ha pubblicato il budget finale di spesa e la disciplina definitiva per il quarto ciclo di aste CfD (AR4). Per il raggruppamento delle tecnologie consolidate (Pot 1) - che include anche eolico onshore, solare e idroelettrico – è previsto un budget, di spesa di 10 milioni di sterline/anno (dal 2023/24 al 2026/27) in valori reali 2012, per una capacità target complessiva di 5 GW; la massima capacità di assegnazione per eolico onshore e fotovoltaico è pari a 3,5 GW per ogni fonte (fermo restando il tetto massimo complessivo di capacità di 5 GW). Gli impianti in fase di realizzazione \- come i progetti eolici di ERG di Creag Riabhach e Sandy Knowe - sono abilitati a partecipare all’asta.

I bandi sono rimasti aperti dal 13 dicembre 2021 al 14 gennaio 2022. I progetti selezionati all’asta indetta per il POT1 potranno far decorrere i CfD da aprile 2023 fino fine marzo 2025 (Delivery Year 2023/24 e 2024/25). 

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SOLARE 

ERG opera nel settore della produzione di energia elettrica da fonte solare con 220 MW di potenza installata, di cui 141 MW in Italia, con 33 impianti fotovoltaici collocati in 9 regioni, e 79 MW in Francia con due ulteriori impianti consolidati integralmente a partire dal 30 giugno 2021 e sette impianti consolidati a partire dal quarto trimestre 2021. 

Sintesi dei risultati adjusted del periodo

(1)non includono gli special items come indicate nel capitolo “Indicatori alternativi di performance”, al quale si rimanda per maggiori dettagli

(2)rapporto del margine operativo lordo adjusted sui ricavi della gestione caratteristica adjusted

Nel 2021 le produzioni sono risultate pari a circa 240 GWh, in aumento rispetto ai 228 GWh del 2020 per effetto delle nuove acquisizioni in Francia (+24 GWh). Il load factor risulta pari al 14% in riduzione rispetto al 2020 per effetto del minor irraggiamento riscontrato nel periodo; tale valore è stimato tenendo conto dell’effettiva entrata in esercizio dei parchi all’interno dei singoli periodi.

I ricavi del 2021 sono stati pari complessivamente a 75 milioni, di cui 59 milioni relativi a ricavi da conto energia e 16 milioni a ricavi da vendita di energia.

Nel 2021 i relativi ricavi netti unitari in Italia sono stati complessivamente pari a 335 €/MWh rispetto ai 315 €/MWh del 2020, di cui principalmente 273 €/MWh relativi a conti energia e circa 63 €/MWh ai ricavi da vendita di energia. L’ aumento è riconducibile principalmente ai maggiori ricavi unitari relativi alla vendita energia per effetto dello scenario in rialzo e ai ricavi derivanti dai parchi con diversi regimi incentivanti (cosiddetti “Conto Energia”). All’estero, si registrano ricavi netti unitari pari a 90 €/MWh. 

Il margine operativo lordo adjusted del 2021, pari a 66 milioni, è in linea all’anno precedente e presenta un effetto perimetro di 1 milione relativo all’acquisizione in Francia di due parchi fotovoltaici consolidati a partire dal 30 giugno 2021 e ulteriori sette parchi fotovoltaici consolidati a partire dal quarto trimestre. L’EBITDA margin del 2021 è risultato complessivamente pari al 88% (90% nel 2020).

Investimenti

Gli investimenti del 2021 (76 milioni) si riferiscono principalmente all’acquisizione di parchi solari in Francia (79 MW) e a commesse finalizzate a incrementare ulteriormente l’efficienza degli impianti.

Aggiornamenti normativi e regolatori di rilievo nel periodo

Si vedano anche il capitolo “Aggiornamenti normativi ed istituzionali di rilievo” e il paragrafo dedicato all’eolico.

Francia

•Modifica delle procedure d’asta fotovoltaiche relative alla decima sessione 2021

Il 15 giugno 2021 l’Autorità per l’energia francese (CRE) ha aggiornato le procedure per le aste dedicate al fotovoltaico a terra. La decima sessione si è tenuta dal 14 giugno al 26 luglio 2021, per un volume di 700 MW (di cui 450 MW per gli impianti a terra superiori a 5 MW, 180 MW per gli impianti a terra fra 500 kW e 5 MW ed il complemento per impianti di taglia minore) che può essere aumentato fino ad 1 GW qualora le adesioni superino il contingente. È pure 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.

•Modifica della disciplina delle aste FV relative al 

periodo 2021-2026 

Dopo l’approvazione della Commissione Europea a fine luglio, lo scorso 6 agosto 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 per 9.025 MW complessivi, per l’assegnazione di un contratto CfD a due vie di durata ventennale, con prezzo di base (cap) a 90 euro/MWh per tutte le tipologie di impianto FV. 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.

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IDROELETTRICO 

In data 3 gennaio 2022 ERG ha perfezionato il closing con Enel Produzione S.p.A. per la cessione degli asset idroelettrici di proprietà della controllata di ERG Hydro S.r.l. L’operazione si è conclusa in linea con quanto comunicato in data 2 agosto 2021 ed il corrispettivo in termini di enterprise value, è 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.

Ai fini di una maggiore chiarezza espositiva, si segnala che si è ritenuto opportuno esporre e commentare nei valori adjusted della presente Relazione i risultati degli assets in corso di cessione nell’attività ordinaria con il pieno contributo dei relativi ammortamenti per l’intero esercizio.

Gli asset idroelettrici si riferiscono al nucleo idroelettrico di Terni (527 MW), comprendente un sistema di impianti programmabili e flessibili dislocati nel centro Italia; tali impianti sono eserciti nell’ambito delle relative concessioni idroelettriche che scadranno alla fine del 2029.

La potenza efficiente complessiva delle centrali del nucleo di Terni è pari a 527 MW, di cui 512 MW relativi a grandi derivazioni e 15 MW relativi a piccole derivazioni e deflussi minimi vitali. 

Sintesi dei risultati adjusted del periodo

Si riporta di seguito il contributo apportato dagli asset idroelettrici ai risultati del Gruppo:

(1)non includono gli special items come indicate nel capitolo “Indicatori alternativi di performance”, al quale si rimanda per maggiori dettagli

(2)rapporto del margine operativo lordo adjusted sui ricavi della gestione caratteristica adjusted

Nel 2021 i ricavi, pari a 194 milioni, sono prevalentemente relativi alle vendite di energia elettrica (in particolare sul mercato spot) per 113 milioni, ai ricavi da tariffa incentivante (ex certificati verdi) iscritti per 80 milioni a fronte della maggiore produzione incentivata e maturata verso il GSE.

I costi sono principalmente riconducibili a canoni di concessione, costi del personale, di operation & maintenance, canoni assicurativi e costi per servizi. 

Il margine operativo lordo del 2021 è risultato pari a 151 milioni (81 milioni nel 2020), in incremento principalmente per effetto della buona idraulicità riscontrata nei primi mesi dell’anno, in particolare se confrontata con i livelli particolarmente depressi registrati nel 2020, e dal maggior valore dell’incentivo.

Le produzioni complessive di ERG Hydro nel 2021 pari a 1.637 GWh, hanno beneficiato di un ricavo netto unitario, considerando il valore di cessione dell’energia sui mercati e da incentivi nel periodo ed altre componenti minori, pari a circa 118 Euro/MWh, in lieve aumento rispetto ai 109 Euro/MWh dell’analogo periodo del 2020.

Si ricorda che i prezzi medi di vendita riflettono sia il prezzo di cessione dell’energia elettrica al netto delle coperture sia il valore della tariffa incentivante (ex certificato verde), riconosciuto su una quota superiore al 40% delle produzioni per un valore unitario maggiore a quello del 2020 di 99,0 Euro/MWh e pari a circa 109,4 Euro/MWh. 

L’EBITDA margin del 2021 è risultato complessivamente pari al 78%, in aumento rispetto al 69% del 2020. 

Il load factor consuntivo nel periodo, pari al 35% (rispetto al 24% del 2020) riflette la buona idraulicità riscontrata nei primi mesi dell’anno, con livelli superiori alla media storica.

Il livello degli invasi dei laghi Turano, Salto e Corbara a fine periodo risulta rispettivamente pari a circa 523, 519 e 128 metri s.l.m., rispetto ai valori 533, 529 e 137 metri s.l.m. al 31 dicembre 2020. Complessivamente l’energia invasata risulta in riduzione a seguito degli utilizzi del periodo e della bassa disponibilità idrica degli ultimi mesi dell’anno.

Gli ammortamenti del periodo risultano in diminuzione rispetto al corrispondente periodo del 2020 principalmente a seguito dell’allungamento della vita utile di alcuni asset del nucleo idroelettrico di Terni.

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Investimenti

Gli investimenti del 2021 (7 milioni) si riferiscono principalmente a commesse di sviluppo impianti mini-idro, di mantenimento ed a progetti previsti in ambito di miglioramento sismico delle infrastrutture e di Salute, Sicurezza e Ambiente. 

Aggiornamenti normativi e regolatori di rilievo nel periodo

Si vedano anche il capitolo “Aggiornamenti normativi ed istituzionali di rilievo” e il paragrafo dedicato all’eolico.

•Commissione Europea - archiviazione procedura di infrazione n. 2011/2026 contro l’Italia

Lo scorso settembre 2021 la Commissione europea ha proceduto con l’archiviazione della procedura di infrazione n. 2011/2026 contro l’Italia per la disciplina sulle concessioni idroelettriche.

Sono state contestualmente archiviate tutte le procedure aperte negli ultimi anni sull’idroelettrico nei confronti di altri Stati membri dell’Unione europea.

La procedura contro l’Italia era formalmente aperta dall'inizio di marzo 2011, con contestuale messa in mora. Una seconda messa in mora complementare era stata deliberata nel marzo del 2019.

•Aggiornamento sovracanoni BIM

Dopo l’aggiornamento dei sovracanoni per Enti rivieraschi di fine 2019, è stato pubblicato il Decreto Direttoriale del Ministero dell’Ambiente per la determinazione del valore del sovracanone BIM \- dovuto dai concessionari di derivazione d'acqua a scopo idroelettrico con potenza superiore a 220 kW - per il periodo 1º gennaio 2020 - 31 dicembre 2021 compresi nel perimetro di un Bacino Imbrifero Montano.

Tale valore è stato elevato per gli anni 2020-21 a 31,13 euro/kW.

•Aggiornamento canone demaniale Regione Umbria

Ad inizio 2021 la Regione Umbria ha pubblicato l’aggiornamento del valore del canone demaniale dovuto per le concessioni di grande derivazione a scopo idroelettrico, determinato adeguando il canone 2020 al tasso di inflazione programmato 

dello 0,5%; il canone 2021 è quindi pari a 32,63 euro/kW.

•Aggiornamento canone demaniale Regione Lazio

Il 9 marzo 2021 la Regione Lazio ha pubblicato i canoni demaniali dovuti per le concessioni di grande derivazione a scopo idroelettrico, determinato adeguando il canone 2020 al tasso di inflazione programmato dello 0,5%; il canone 2021 è quindi pari a 31,88 euro/kW.

•Meccanismo premiale per l’adeguamento degli impianti di produzione inseriti nel piano di riaccensione (Regolamento 2017/2196 in materia di emergenza e ripristino del sistema elettrico).

L'ARERA, con delibera 324/2020 ha stabilito un sistema premiale per l’adeguamento dei nuovi nuclei di ripartenza, individuati da Terna, inseriti nel piano di ripristino del sistema elettrico (PdRR). Gli adempimenti riguardano l’installazione di un apparato e l’attivazione della capacità di black start - laddove non già presenti - nonché la disponibilità di sistemi di alimentazione di riserva. Rispetto a questi interventi, la delibera (i) fissa al 18/12/2022 la data ultima per adeguare gli impianti e (ii) prevede un meccanismo premiale a favore dei titolari degli impianti correlato alla tempestività di adeguamento. Con successiva delibera 44/2021 l’ARERA ha introdotto un analogo meccanismo per l’installazione dei dispositivi Power System Stabilizer, a compensazione degli oneri sostenuti per l’adeguamento degli impianti al PdRR. La delibera fissa al 30/06/2022 la data ultima di intervento e prevede un meccanismo premiale per interventi di natura software/hardware commisurato alla tempestività di adeguamento.

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TERMOELETTRICO 

ERG opera nel settore della produzione di energia elettrica da fonte termoelettrica attraverso la partecipazione in ERG Power S.r.l., proprietaria della centrale a ciclo combinato CCGT (480 MW) cogenerativo ad alto rendimento, ad alta efficienza, basse emissioni, altamente modulabile e flessibile. Si precisa che in data 9 febbraio è stato 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) a basso impatto ambientale e ad alta efficienza, alimentata a gas naturale presso Priolo Gargallo, in provincia di Siracusa.

Il corrispettivo in termini di Enterprise Value, alla data del 31 dicembre 2021, è pari a 188 milioni di euro e sarà oggetto di aggiustamento prezzo al closing che includerà, tra gli altri, un meccanismo di décalage mensile coerente con i flussi di cassa attesi del business plan e la valorizzazione alla data del closing 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 Power.

Sintesi dei risultati adjusted del periodo

(1)Includono il contributo residuale dei portafogli minori gestiti da Energy Management non attribuibili a singoli business. La quota parte per rivendita di energia elettrica acquistata dal mercato è stata pari a circa 173 milioni (50 milioni nel 2020).

(2)non includono gli special items come indicati nel capitolo “Indicatori alternativi di performance”, al quale si rimanda per maggiori dettagli

(3)rapporto del margine operativo lordo adjusted sui ricavi della gestione caratteristica adjusted

A seguito dell’entrata in vigore dal 1° gennaio 2018 della normativa sulle Reti interne di utenza (RIU), la totalità della produzione di energia elettrica di ERG Power è destinata al mercato catturando il prezzo zonale Sicilia, mentre l’energia elettrica destinata alla copertura del fabbisogno del sito industriale di Priolo che rientra dal 2018 nella normativa RIU viene acquistata sul mercato all’ingrosso al Prezzo Unico Nazionale. 

Nel corso del 2021 la produzione netta di energia elettrica di ERG Power è stata di 1.869 GWh, in riduzione rispetto allo stesso periodo del 2020 (2.441 GWh) a fronte di un contesto di mercato con margini di generazione fortemente penalizzati dal significativo aumento del prezzo di gas e CO2, parzialmente compensati dalle politiche di copertura del clean spark spread effettuate in linea con le risk policy di Gruppo e dal maggior ricorso al mercato dei servizi di dispacciamento. I risultati risentono anche della fermata generale del Modulo 1 volta a garantire la qualifica di CAR, avviata ad inizio settembre e conclusasi nei primi giorni di dicembre.

La fornitura netta di vapore ai clienti captive del sito petrolchimico di Priolo Gargallo è risultata pari a 1.024 migliaia di tonnellate, in lieve riduzione rispetto alle 1.067 migliaia di tonnellate dell’analogo periodo del 2020. 

Il margine operativo lordo adjusted del 2021 è risultato pari a 21 milioni (67 milioni nel 2020), con risultati in decremento principalmente per effetto del termine a partire dal 1° gennaio 2021 del periodo di cogeneratività ad alto rendimento sul Modulo 2 dell’impianto CCGT e la contrazione dei margini per effetto dei maggiori costi di gas e CO2, solo in parte mitigati dall’effetto positivo delle coperture e dai maggiori introiti derivanti dai servizi di dispacciamento (MSD). Si rammenta che il 2020 aveva beneficiato di rimborsi assicurativi e conguagli relativi ai contratti di sito per circa 10 milioni di Euro.

Investimenti

Gli investimenti del 2021 (25 milioni) si riferiscono principalmente al progetto di revamping della turbina a vapore, del generatore elettrico e degli impianti per la generazione di vapore del modulo 1 della centrale CCGT, orientati ad una maggiore efficienza dell’impianto che permetteranno di rinnovare il diritto alla maturazione di titoli di efficienza energetica a partire dal primo parallelo dei nuovi componenti, avvenuto a fine 2021, per i successivi dieci anni.

Proseguono inoltre le iniziative mirate di investimento volte a preservare l’efficienza operativa, la flessibilità e l’affidabilità degli impianti. Sono proseguiti, altresì, i progetti previsti in ambito di Salute, Sicurezza e Ambiente.

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Aggiornamenti normativi e regolatori di rilievo nel periodo 

Si veda anche il capitolo “Aggiornamenti normativi ed istituzionali di rilievo”.

•Regolamento Operativo per il ristoro dell’elemento REtee 

Il 15 dicembre 2020 l’ARERA, con delibera 548/2020 ha approvato e integrato il Regolamento Operativo, predisposto dal GSE ai sensi della delibera 96/2020, concernente le modalità tramite le quali i produttori che prelevano gas naturale destinato alla produzione di energia elettrica, potranno presentare richiesta  di restituzione delle quota delle componenti tariffarie RE ed REt destinata alla copertura dei costi derivanti dal meccanismo dei TEE (elemento REtee, quota parte della componente tariffaria RE e RET a copertura dei soli oneri derivanti dal meccanismo dei TEE). Il Regolamento è stato pubblicato dal GSE il 23 febbraio 2021\. 

Il diritto alla restituzione dell’elemento REtee decorrerà dal primo giorno del secondo mese successivo a quello in cui sarà presentata l’istanza al GSE (in ogni caso non prima del 1° luglio 2021). 

•Determinazione degli obiettivi quantitativi nazionali di risparmio energetico per le imprese di distribuzione di energia elettrica e gas per gli anni 2021-2024

Il decreto ministeriale 21 maggio 2021 individua, mediante il rinvio al PNIEC, gli obiettivi quantitativi nazionali di risparmio energetico per gli anni 2021-2024, gli obblighi di risparmio per i distributori di energia elettrica e gas naturale e la disciplina per la realizzazione dei progetti di efficienza energetica per l'accesso ai titoli di efficienza energetica (TEE). Il decreto dispone la riduzione degli obiettivi quantitativi nazionali e dei relativi obblighi per l’anno 2020 e per il periodo 2021-2024, l’ammissione delle associazioni temporanee d’impresa tra i possibili soggetti titolari di un progetto di efficientamento energetico e l’introduzione di un nuovo sistema di incentivazione dei risparmi mediante procedure di aste al ribasso. Sono pure previste, tra le altre, la revisione della procedura di valutazione dei progetti da parte del GSE e il ripristino della cumulabilità con i crediti di imposta per tutti progetti presentati dal 1° gennaio 2020.

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Quadro Normativo - Incentivi 

Incentivi settore eolico

Italia

•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) che non abbiano aderito al c.d. “Spalmaincentivi” possono partecipare alle aste a condizione che vi sia un volume residuo di contingente dopo l’assegnazione a impianti greenfield e con un’ulteriore decurtazione della tariffa pari al 5% rispetto al prezzo di riferimento dell’asta.

Germania

•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 e EEG 2021).

Francia

•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 o ad accesso diretto nel caso di impianti con capacità inferiore a 18 MW e aerogeneratori di potenza unitaria non superiore a 3 MW.

Bulgaria

•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

•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 è calcolato come differenza tra il prezzo aggiudicato, inflazionato annualmente, e il prezzo medio giornaliero dell’energia elettrica (CFD a due vie).

Romania

•Green certificates per la durata di 15 anni con assegnazione differita rispetto alla produzione elettrica sottostante. In particolare:

a) periodo di recupero dei Certificati Verdi (CV) trattenuti dal 1° luglio 2013 al 31 marzo 2017 (avviene a rate costanti nel corso degli anni 2018-2025);

b) il periodo di validità dei CV è previsto fino al 31 marzo 2032 (solamente i CV emessi prima del 31 marzo 2017 mantengono la validità di 12 mesi);

•Il cap e il floor entro cui può oscillare il prezzo dei CV sono posti rispettivamente a 35 €/MWh e 29,4 €/MWh.

•La quota d’obbligo, in capo ai consumatori di energia elettrica, dal 2018 è determinata in funzione di un prestabilito volume fisso di CV sul mercato e di una spesa media massima sul consumatore finale.

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Incentivi settore solare

Italia

•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.

Germania

•Impianti entrati in esercizio dal 2017 in poi: incentivi di tipo FIP assegnati tramite aste al ribasso (EEG 2017).

•Il valore dell’incentivo è determinato sula base di un Contratto per Differenza (CfD) ad 1 via;

Impianti fotovoltaici installati a terra possono accedere all’incentivo per una capacità non superiore a 20 MW 

Francia

•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 

Spagna

•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.

•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.

Incentivi settore idroelettrico 

Italia

•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 che hanno richiesto l’incentivo ai sensi del DM 6 luglio 2012 e del DM 23 giugno 2016:

\- se di potenza inferiore a 250 KW, tariffa omnicomprensiva per 20 anni tramite accesso diretto;

•Impianti che richiedono l’incentivo ai sensi del DM 4 luglio 2019:

- se di potenza inferiore a 250 kW e rientranti in determinate casistiche, accesso a tariffa omnicomprensiva tramite Registro per 20 anni;

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La maggior parte degli impianti idroelettrici del Gruppo ERG sono incentivati tramite tariffa FIP per la durata di 15 anni a seguito di intervento di rifacimento parziale idroelettrico.

Ulteriori impianti di tipo mini-idroelettrico sono incentivati tramite tariffa fissa omnicomprensiva assegnata ad accesso diretto (secondo il DM 23 giugno 2016) o a seguito di positiva partecipazione alla selezione tramite registri ai sensi del DM 4 luglio 2019.

Incentivi settore Termoelettrico (Cogenerazione)

Italia

•La Cogenerazione ad Alto Rendimento - CAR (Cogenerazione di energia elettrica e calore utile) è incentivata tramite il riconoscimento dei Titoli di Efficienza Energetica - TEE (Certificati Bianchi), rilasciati per 10 anni sulla base del risparmio di energia primaria che la cogenerazione permette di ottenere rispetto alla produzione separata delle stesse quantità di energia elettrica e calore. I TEE sono scambiati in un mercato organizzato gestito dal Gestore dei Mercati Energetici (GME) ovvero attraverso contrattazione bilaterale tra operatori.

ERG è titolare di un impianto cogenerativo ad alto rendimento (CAR), basato su tecnologia a ciclo combinato alimentato a gas naturale, cui sono stati riconosciuti Titoli di Efficienza Energetica in funzione dei risparmi di energia realizzati annualmente. In particolare, si segnala che il modulo 1, che ne ha beneficiato fino al 2019, è stato oggetto di intervento di rifacimento e ha quindi il diritto al riconoscimento di TEE per ulteriori dieci anni a decorrere dalla data di entrata in esercizio successiva all’intervento, avvenuto a dicembre. Il modulo 2 ha invece terminato il periodo di riconoscimento dei TEE il 31 dicembre 2020.

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Aggiornamenti normativi ed istituzionali di rilievo 

UNIONE EUROPEA

•Fondi per la ripresa post-pandemica: MES-Covid e Next Generation EU 

Il pacchetto di finanziamenti disposto dall’Unione Europea per fronteggiare la crisi scatenata dalla pandemia di Covid-19 prevede l’incremento del Bilancio dell’Unione per il periodo 2021-2027 a circa 1.100 miliardi di euro e la costituzione di un fondo straordinario da 750 miliardi di euro - denominato Next Generation EU (NGEU) - formato in parte da contributi a fondo perduto (grants) ed in parte da prestiti (loans) e con ampi tempi di rientro (entro il 2058).

Larga parte del fondo da 750 miliardi (di cui 380 miliardi a fondo perduto) sarà destinato al Recovery and Resilience Fund, la cui fruizione da parte degli Stati membri è subordinata all’utilizzo esclusivo per investimenti mirati al Green Deal (almeno il 37%) e alla digitalizzazione.

Per accedere ai fondi gli Stati membri hanno presentato i propri Piani Nazionali di Ripresa e Resilienza (PNRR) con evidenza dei progetti funzionali al Green Deal, in coerenza con i Piani Nazionali Integrati Energia e Clima (PNIEC) già presentati alla Commissione. Nel corso del mese di giugno 2021 la Commissione Europea ha valutato positivamente buona parte dei Piani presentati, inclusi quelli di Italia, Germania, Francia e Spagna. L’Italia sarà il primo beneficiario del NGEU con circa 192 miliardi tra prestiti e sussidi, che salgono a 235 miliardi considerando anche gli altri fondi stanziati in ambito europeo.

•Tassonomia attività e investimenti sostenibili. Pubblicazione degli atti delegati.

Lo scorso 21 aprile la Commissione europea ha adottato il pacchetto di misure intese a favorire i flussi di capitale verso attività sostenibili in tutta l'Unione europea (noto come Taxonomy Regulation).

L’atto delegato su una prima lista di attività definite come “sostenibili per l'adattamento ai cambiamenti climatici e gli obiettivi di mitigazione” è stato adottato all’inizio di giugno 2021. Nella lista sono incluse le installazioni eoliche e fotovoltaiche.

Un secondo atto delegato per i restanti obiettivi, che dovrà chiarire la classificazione degli investimenti in impianti alimentati a gas o nucleari come “transizionali nel percorso di decarbonizzazione”, sarà definitivamente pubblicato nel 2022.

•European Green Deal – pacchetto Fit for 55.

Lo scorso 14 luglio la Commissione Europea ha pubblicato, conformemente alla tabella di marcia dell’European Green Deal, il pacchetto “Fit for 55”, consistente in una serie di provvedimenti nuovi e revisione di norme esistenti necessari per realizzare gli obiettivi di riduzione delle emissioni di gas serra al 2030.

Tra i provvedimenti di maggiore interesse, che verranno finalizzati non prima del 2023, sono inclusi le Direttive per l’Emission Trading System (ETS) - il sistema di scambio delle quote di emissione di gas-serra -, il nuovo meccanismo di valorizzazione delle emissioni di carbonio alle frontiere (CBAM), la Direttiva sulle fonti rinnovabili (RED III), la Direttiva sulla tassazione dell’energia e il Regolamento di effort sharing – la ripartizione degli obiettivi tra gli stati dell’Unione.

•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 modifiche introdotte rispetto alla precedente versione, scaduta a fine 2021 dopo la proroga di un anno, mirano ad allineare le linee guida alle politiche adottate con l’European Green Deal, in particolare agli obiettivi di neutralità carbonica netta al 2050 e di riduzione dei gas serra di almeno il 55% entro il 2030.

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.

ITALIA

•DL Semplificazioni 2020 e Legge di conversione n. 120/2020 

Il Decreto-legge “Semplificazioni 2020”, convertito il 14 settembre 2020 nella Legge n. 120/2020, prevede la partecipazione alle aste organizzate dal GSE - sotto alcune condizioni – anche per gli interventi di rinnovamento (integrale ricostruzione / repowering) su impianti esistenti che non hanno aderito alla Legge 21 febbraio 2014 (cosiddetta dello “Spalmaincentivi volontario”). A tali interventi viene pure concessa la partecipazione ad ogni eventuale ulteriore strumento di supporto in attuazione del Piano Nazionale Integrato Energia e Clima.

Sul piano autorizzativo, per gli interventi minori ove la modifica apportata comporti variazioni dimensionali degli aerogeneratori nei limiti del 15%, è sufficiente una dichiarazione di inizio lavori asseverata.

Il provvedimento definisce inoltre le procedure di 

autorizzazione per gli impianti di accumulo di energia e specifiche semplificazioni in base alla potenza degli stessi.

•DL Semplificazioni 2021 e legge di conversione 108/2021

A fine maggio 2021 è stato pubblicato il Decreto-legge n.77/2021 contenente la «Governance del Piano nazionale di rilancio e resilienza e prime misure di rafforzamento delle strutture amministrative e di snellimento delle procedure», cd. «Decreto Semplificazioni 2021».

La conversione in legge del decreto con Legge 108/2021 è stata pubblicata lo scorso 30 luglio. 

Tra le principali disposizioni introdotte rientra la definizione delle modifiche non sostanziali agli impianti FER esistenti. Per i parchi eolici, laddove ricorrano determinate condizioni di carattere dimensionale ma senza vincoli sulla potenza installata (modifiche “non 

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sostanziali”), è consentita l’effettuazione dei lavori di modifica tramite semplice comunicazione di inizio attività in edilizia libera, fatti salvi gli adempimenti in materia ambientale. Per gli impianti fotovoltaici e idroelettrici, sono inclusi interventi senza limiti sulla potenza elettrica post operam, purché vengano rispettate alcune condizioni dimensionali e di connessione alla rete. 

Vengono inoltre introdotte diverse disposizioni sul fronte delle procedure autorizzative, in primis la ridefinizione dei poteri del Ministero della Cultura nel procedimento di autorizzazione di impianti FER, relative interconnessioni e infrastrutture correlate.

•DL di attuazione del PNRR e legge di conversione n. 233/2021

Lo scorso dicembre 2021 è stata pubblicata Legge n. 233/2021 di conversione in legge del Decreto-legge n. 152/2021 per l'attuazione del PNRR.

La principale disposizione del provvedimento prevede la possibilità di partecipazione alle future aste del GSE ai progetti di integrale ricostruzione (i.e. repowering) insieme ai progetti green field all’interno dello stesso contingente.

Viene pertanto superata la limitazione introdotta dal DL Semplificazioni 2020 che subordinava la partecipazione alle aste FER dei repowering dopo i progetti di nuova realizzazione, solo in caso di capienza residua del contingente.

•Roadmap per la Strategia Energia Elettrica Rinnovabile del Ministero della Transizione Ecologica

Lo scorso ottobre 2021 il Ministero della Transizione Ecologica ha pubblicato la Roadmap del Governo per l’attuazione della strategia di crescita nell’energia elettrica rinnovabile allineata con gli obiettivi del pacchetto «Fit for 55» della Commissione europea.

La Roadmap prevede nuove installazioni di energie rinnovabili per circa 60 GW al 2030, di cui 43 GW per il settore fotovoltaico e 12 GW per l’eolico.

Le aste FER sono confermate come il principale strumento di pianificazione delle installazioni “wind & solar” per traguardare gli obiettivi.

È prevista una programmazione di lungo termine delle aste per un minimo di ulteriori 5 anni, con almeno 3 sessioni all'anno, per l’aggiudicazione di contratti per differenza (a due vie).

•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 per specifici contingenti di potenza. Conformemente alla Roadmap, le aste sono finalizzate all’aggiudicazione di contratti per differenza a due vie e vengono pianificate per almeno un quinquennio.

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. 

Nelle more della definizione da parte delle Regioni, sono considerate idonee le aree sede di progetti di repowering qualificati come “non sostanziali” secondo il DL Semplificazioni 2021.

Viene dato impulso alla semplificazione autorizzativa dei progetti di energie rinnovabili, mediante l’istituzione di una nuova Piattaforma Unica Digitale per Energie Rinnovabili e Modelli Unici unicamente digitali per le procedure di autorizzazione. In caso di progetti di impianti sulle aree idonee, le tempistiche standard di autorizzazione vengono ridotte di 1/3, mentre è prevista l’espressione obbligatoria ma non vincolante di Sovraintendenze e Ministero della Cultura per la valutazione di impatto ambientale.

Per la promozione dei contratti di fornitura di lungo termine tra privati, c.d. PPA, il GSE predispone una piattaforma di mercato a partecipazione volontaria.

Il GME viene incaricato di realizzare una bacheca informatica per l’incontro fra le parti interessate ai PPA, mentre Consip, la centrale acquisti della pubblica amministrazione italiana, definisce gli strumenti di gara per la fornitura di elettricità a lungo termine da rinnovabili a favore degli enti pubblici.

•Dlgs 210/2021 di recepimento della Direttiva 2019/944 sul mercato interno dell’energia elettrica

Lo scorso dicembre 2021 è stato pubblicato il Decreto legislativo 210/2021 di recepimento della direttiva UE 2019/944 in materia di mercato interno dell'energia elettrica, nonché per l’adeguamento della normativa nazionale ai regolamenti UE 943/2019 sul mercato interno dell'energia elettrica e 941/2019 sulla preparazione ai rischi nel settore energetico.

Tra le disposizioni di maggiore interesse si evidenziano il progetto di superamento del prezzo unico nazionale – PUN dell’elettricità, sostituito dai prezzi zonali previa verifica di fattibilità, nonché alcune norme sulle comunità energetiche e sullo sviluppo della capacità di accumulo. 

In particolare, sono previste aste definite da Terna per l’approvvigionamento a lungo termine di capacità di accumulo, secondo criteri e disciplina definiti dall’ARERA. Il GME è incaricato di strutturare una Piattaforma centralizzata per l’allocazione di tale capacità.

•Proroga termini adempimenti GSE – Emergenza Covid-19 

Alla luce della proroga del termine dello stato di emergenza nazionale, il 15 ottobre 2021 il GSE ha nuovamente aggiornato i termini per gli adempimenti per l’accesso agli incentivi FER e ai Certificati Bianchi per i nuovi progetti.

In relazione alla sesta procedura d’asta FER chiusa lo scorso giugno 2021, sono state prorogate di complessivi 95 giorni le seguenti tempistiche:

•il termine di 31 mesi dalla data di aggiudicazione dell’asta per l’entrata in esercizio per gli impianti eolici onshore;

•il termine dei 15 mesi per l'applicazione della decurtazione dell'1% della tariffa offerta, nel caso in cui gli impianti eolici aggiudicatari non siano ancora entrati in esercizio. 

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•Legge di bilancio 2022

Lo scorso dicembre 2021 è stata pubblicata la Legge n. 234/2021 relativa al bilancio di previsione dello Stato per l'anno finanziario 2022 e bilancio pluriennale per il triennio 2022 2024. 

A decorrere dal 2022, sono previste ulteriori misure per l’accesso al credito e la liquidità delle imprese; è stata prorogata l’entrata in vigore di sugar tax e plastic tax al 1° gennaio 2023; sono stati stanziati fondi per contenere l’aumento dei costi dell’energia.

•Nuova configurazione delle zone di mercato elettrico in vigore dal 1° gennaio 2021 

Dal 1° gennaio 2021 sono entrate in vigore le modifiche alla struttura delle zone di mercato previste dalla Delibera 103/2019. La suddivisione descritta nella nuova versione dell’Allegato 24 al Codice di Rete prevede lo spostamento della regione Umbria dalla zona Centro-Nord alla zona Centro-Sud, l’eliminazione del polo di produzione limitata di Rossano e la creazione della zona geografica Calabria (coincidente con la medesima regione).

•Disposizioni per l’attuazione del coupling unico del mercato elettrico infragiornaliero

L’ARERA, attraverso la delibera 218/2021, ha completato la modifica del mercato infra-giornaliero italiano, al fine di consentire l’avvio del trading in contrattazione continua e una gate closure all’ora precedente il momento di consegna dell’energia. Tali disposizioni consentono anche al nostro Paese di partecipare al mercato europeo infra-giornaliero dell’energia elettrica, integrando il nostro sistema con la piattaforma di coupling Single intra-day coupling (Sidc) e le Complementary regional intraday auctions (Crida).

L’avvio operativo dell’integrazione è avvenuto lo scorso 21 settembre.

•Capacity Market Aste 2024 – disposizioni attuative

Nel corso del 2021 sono stati pubblicati i provvedimenti per l’attuazione delle nuove aste per il Capacity Market (CM) italiano relativo agli anni di consegna 2024 e 2025.

L’ARERA ha pubblicato la delibera 370/2021 relativa ai parametri per qualificare lo standard di adeguatezza del sistema elettrico italiano (RS). 

Attraverso la successiva delibera 399/2021, successivamente modificata con la delibera 578/2021, ha stabilito i parametri economici sia per l’asta 2024 che per l’asta 2025.

In particolare, il premio massimo stabilito per la partecipazione all’asta del CM della capacità esistente è stato confermato pari a 33000 €/MW/anno, mentre il premio massimo stabilito per la nuova capacità non autorizzata è stato definito pari a 70000 €/MW/anno.

Il Ministero della transizione ecologica ha poi pubblicato il decreto di approvazione della disciplina, incaricando Terna di avviare le procedure d’asta per il solo anno 2024; solo in esito a tale procedura saranno valutate le condizioni per l’eventuale ulteriore asta per il 2025.

L’asta madre per il 2024 si è tenuta il 21 febbraio 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 lo scorso 6 novembre 2019.

In tale occasione, il Gruppo ERG è risultato assegnatario di 340 MW di capacità riferita all’impianto CCGT di Priolo per un controvalore economico pari a 

11.200.000 €/anno.

•Determinazione del valore di conguaglio, per l’anno 2008, del costo evitato di combustibile (CEC), per l’energia elettrica ritirata dal Gestore dei Servizi Energetici ai sensi del provvedimento Cip 6/92, in ottemperanza alla sentenza del Consiglio di Stato 4778/20

L’ARERA, con delibera 233/2021, conclude il procedimento avviato con la deliberazione 354/2020, confermando per l’anno 2008, in ottemperanza alla sentenza del Consiglio di Stato 4778/20, il valore di conguaglio, già definito con la deliberazione 553/2013, del costo evitato di combustibile (CEC) per l’energia elettrica ritirata dal GSE ai sensi del provvedimento Cip 6/92.

•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, con delibera 109/2021 come successivamente modificata dalla delibera 560/2021 definisce ed uniforma 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. I prelievi di energia elettrica dalla rete, sia per l’alimentazione dei servizi ausiliari, sia per i sistemi di accumulo (senza alcuna differenza), ai fini della successiva re-immissione in rete, saranno trattati come energia elettrica immessa negativa a partire dal 1° gennaio 2023, ovvero al cessare della validità dell’art. 16 del Testo Integrato sul Trasporto. L’applicazione della nuova regolazione è su base volontaria, l’operatore entro il 30 giugno 2022 dovrà scegliere se 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 restano per ora coincidenti con la zona di mercato, rimandando più avanti la determinazione di zone “dinamiche”.

Per l’individuazione del prezzo di sbilanciamento, viene prevista l’estensione del modello single pricing a tutte le unità, superando (i) il dual pricing oggi applicato alle Unità abilitate (UAB, come ad esempio il CCGT di ERG) e (ii) il regime di perequazione disponibile per le FER non programmabili.

Viene stabilito un corrispettivo di non arbitraggio macro-zonale per le UAB, per neutralizzare gli eventuali vantaggi economici derivanti da compravendite su base opportunistica, come pure un 

corrispettivo per il mancato rispetto degli ordini di dispacciamento ovvero per deviazioni in determinate circostanze.

•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.

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Si tratta di uno strumento di ultima istanza in vigore dal 1° gennaio 2022, da attivare in situazioni di scarsità di offerta e, in particolare, quando in situazioni climatiche avverse viene meno in maniera significativa l’apporto dell’import o la riserva terziaria di sostituzione è insufficiente.

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. 

Il provvedimento conferma la necessità di (I) un adeguamento degli impianti esistenti su rete MT al fine di essere visibili da parte di Terna; (II) garantire che i nuovi impianti siano dotati delle funzioni di osservabilità sin dalla data di entrata in esercizio; (III) prevedere l’erogazione di un contributo a copertura dei costi di adeguamento parametrato sul tempismo dell’intervento.

•Decreto “sostegni-ter” contenente misure per il contenimento degli effetti degli aumenti dei prezzi nel settore elettrico.

Lo scorso 27 gennaio è stato pubblicato il Decreto-legge n. 4/2022 che introduce misure urgenti in materia di sostegno alle imprese e agli operatori economici, di lavoro, salute e servizi territoriali, connesse all’emergenza da COVID-19, nonché per il contenimento degli effetti degli aumenti dei prezzi nel settore elettrico. 

Le disposizioni mirate al settore dell’energia prevedono l’annullamento – per il primo trimestre del 2022 - delle aliquote in bolletta elettrica relative agli oneri generali di sistema applicate alle utenze con potenza disponibile pari o superiore a 16,5 kW. Ai relativi oneri si provvede mediante corrispondente utilizzo di quota parte dei proventi delle aste delle quote di emissione di CO2.

Un’altra specifica disposizione è volta a garantire alle imprese energivore una parziale compensazione degli extra costi per l’eccezionale innalzamento dei costi dell’energia.

Nello stesso periodo, alle aziende che hanno subito un 

incremento del costo dell’energia in bolletta superiore al 30 rispetto al 2019, viene riconosciuto un contributo straordinario sotto forma di credito di imposta.

Uno specifico articolo del Decreto, 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 che non accedono a meccanismi di incentivazione, è 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.  Anche queste produzioni restano tuttavia escluse dal campo di applicazione della norma qualora siano oggetto di contratti di vendita dell’energia (contratti di fornitura) 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 al prezzo di riferimento indicato nel Decreto Antifrodi, limitatamente alla durata di tale contratto.

•Decreto “Energia” contenente ulteriori misure di contenimento dei costi dell’energia elettrica e del gas naturale e per lo sviluppo delle energie rinnovabili.

Anche a seguito delle ripercussioni del conflitto tra Russia ed Ucraina, 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. 

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. 

Per gli impianti rinnovabili installati su aree “idonee”, il parere del Ministero della Cultura, seppure obbligatorio, non è più considerato vincolante per la valutazione di impatto ambientale.

Viene inoltre regolamentato lo sviluppo del fotovoltaico in area agricola, concedendo l’accesso ai meccanismi di sostegno in relazione al grado di occupazione della superficie agricola. 

Sono infine previste misure di razionalizzazione e semplificazione delle procedure autorizzative per gli impianti rinnovabili off-shore.

GERMANIA

•Riforma EEG

Il parlamento tedesco ha approvato la riforma del Renewable Energy Sources Act denominato Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), entrata in vigore il 1 ° gennaio 2021. 

La nuova EEG 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 scenderà a 59 €/MWh. Dal 2022, sarà la media delle offerte più alte delle ultime tre aste maggiorata dell’8%.

Per l’eolico onshore la base d’asta sarà ridotta a 60 

€/MWh, mentre dal 2022 sarà ridotta del 2% all'anno.

L’EEG 2021 prevede anche un aumento del limite di capacità per gli impianti a terra che partecipano alle aste fotovoltaiche da 10 a 20 MW.

Lo scorso giugno 2021 il Governo federale ha trovato un accordo per incrementare i volumi ad asta per l’anno 2022 sia per l’eolico onshore che per il fotovoltaico. 

In dettaglio, il contingente eolico onshore viene incrementato da 2,9 GW a 4 GW; il contingente fotovoltaico viene più che triplicato, passando da 1,9 GW a quadi 6 GW, di cui 3.600 MW impianti a terra e 2.300 MW impianti roof-top.

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UK

•Isola d’Irlanda: Mercato elettrico

Il SEM Committee, l'Autorità che supervisiona il funzionamento del Mercato elettrico dell'Isola d'Irlanda denominato I-SEM (Integrated Single Electricity Market), ha confermato la prosecuzione dell’operatività del mercato elettrico unico tra la Repubblica d'Irlanda e il Nord Irlanda anche a valle dell’entrata in vigore della BREXIT. 

•Provvedimenti per la mitigazione dell’incremento del prezzo dell’energia elettrica e del gas.

Il 14 gennaio 2022 è stata approvata da Ofgem, l’Autorità inglese per l’energia, l’introduzione di un cap pari a 20£/MWh sui costi di bilanciamento del sistema, Balancing Services Use of System (BSUoS) charges per contenerne l’aumento come conseguenza del caro energia. Il cap si applica dal 17 gennaio al 31 marzo 2022 e gli eventuali costi eccedenti sono spostati in avanti all’anno 2022/23 fino a un massimo di 200 M£. Nel caso in cui si raggiunga il massimo di 200 M£ prima della fine del periodo di applicazione della misura, quest’ultima cesserà di essere applicata in anticipo.

FRANCIA

•Legge Clima e Resilienza

Lo scorso 24 agosto 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, per contribuire agli obiettivi nazionali del Piano energetico pluriennale (PPE). 

Attraverso il decreto saranno stabiliti modalità e indicatori comuni per monitorare l'attuazione degli obiettivi regionali. 

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.

•Provvedimenti per la mitigazione dell’incremento del prezzo dell’energia elettrica e del gas.

Il 19 gennaio 2022 la CRE ha approvato la delibera sulla determinazione delle tariffe regolamentate di vendita dell’energia contenente tutte le misure temporanee volte a mitigare l’impatto dell’aumento dei prezzi dell’energia sulle bollette elettriche del 2022\. Tali misure riguardano in estrema sintesi la forte riduzione dell’imposta nazionale sul consumo finale di energia elettrica (TICFE), la possibilità per il governo francese di limitare l’incremento delle tariffe di vendita dell’energia al 4% per tutto il 2022, l’obbligo per EDF di aumentare di 20 TWh il volume di energia nucleare venduto a prezzo ridotto, portandolo da 100 a 120 TWh nel 2022.

ROMANIA

•Provvedimenti per la mitigazione dell’incremento del prezzo dell’energia elettrica e del gas.

Per la mitigazione degli effetti legati all’incremento del prezzo dell’energia sono stati pubblicati emendamenti temporanei all’Ordinanza 118/2021 che disciplina il mercato dell’energia elettrica. Per il periodo 1° novembre 2021 - 31 marzo 2022, sono cancellati in bolletta i Certificati Verdi pagati sui primi 200 MWh di elettricità consumata ogni mese e viene applicata una nuova tassa sui produttori di energia dell'80% sui ricavi eccedenti una soglia prestabilita (450 LEI/MWh). Tale sovrattassa non riguarda i produttori di elettricità da combustibile fossile.

•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. 

POLONIA

•Aiuti di Stato: approvazione della Commissione UE dell’estensione degli incentivi alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili dal 2022 al 2027 

Il 30 novembre 2021 la Commissione europea ha 

approvato l’estensione al periodo 2022-2027 del meccanismo ad asta per l’assegnazione di CfD a due vie per un contingente di potenza rinnovabile complessivo di 9 GW, nei limiti di un budget di spesa di PNL 43,85 mld. 

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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; si segnala al riguardo che, nella successiva descrizione dei principali rischi a cui è soggetto il Gruppo, si è già tenuto conto degli effetti legati alla dismissione del business Hydro. 

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.

Con riferimento all’emergenza sanitaria in atto, all’interno del capitolo rischi vengono indicate, per ognuna della categorie di rischio sotto descritte, le possibili ricadute e le specifiche misure di mitigation in atto; inoltre, si rimanda al specifico capitolo sul Covid-19 della presente Relazione e all’interno delle Note Illustrative al Bilancio per la descrizione di tutte le principali azioni di presidio e di mitigazione, del sistema organizzativo implementato e delle attività e le procedure necessarie per fare fronte agli eventi che si sono evoluti durante la pandemia.

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.

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; 

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•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, determinare impatti economici significativi sul valore degli asset.

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; introduzione delle Aste);

•la certificazione dei risparmi energetici nell’ambito del meccanismo dei Certificati Bianchi da parte del Gestore dei Servizi Energetici;

•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.

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 questo contesto e con riferimento alle linee guida TCFD, ERG ha strutturato un percorso di analisi che si è sviluppato attraverso:

•L’identificazione degli scenari di riferimento: Sono stati presi a riferimento tre scenari, tra quelli più accreditati in letteratura: Uno scenario fisico elaborato dall’ Intergovernamental Panel of Climate Change (IPCC) che ipotizza l’assenza di azioni di mitigazione; Due scenari di transizione che si concentrano sulle azioni per limitare le emissioni di GHG (Below 2 Degree Scenario – B2DS; Based Target Initiative – SBT; Sustainable Development Scenario – SDS)

•L’identificazione delle variabili che impattano il business di ERG: Sono state indentificate le diverse variabili, classificate in eventi “Fisici” e “Transitori”. Rientrano tra i Fisici gli eventi “Acuti” (es: tempesta, alluvione, ondate di calore intese), e gli eventi “Cronici” (Aumento della temperatura media; Aumento del livello mare; Riduzione della piovosità). Rientrano tra gli eventi Transitori, gli aspetti “Regolatori” (es. Cambiamento di sussidi e incentivi; 

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Cambiamento del quadro regolatorio delle emissioni GHG, di “Mercato” (es. Incertezza della domanda di Energia Elettrica; Aumento pressione competitiva), “Reputazionali”, quelli legati all’Innovazione Tecnologica (es. Promozione de’l'efficienza energetica) e quelli sulla “Resilienza” in particolare riferiti alle azioni volte a contrastare gli effetti negativi dei cambiamenti climatici

•L’identificazione dei rischi e delle opportunità legati al climate change in relazione al business di ERG: Il progetto ha permesso di identificare i rischi e le opportunità determinate dai Cambiamenti Climatici,’l'eventuale impatto finanziario (in termini qualitativi e non quantitativi) e le relative strategie di gestione attuate per mitigare i rischi. In particolare, rientrano tra i rischi, ad esempio: (i) i possibili Danni agli impianti e/o alle infrastrutture e/o Interruzione nella Supply Chain dovuti ad eventi Fisici Acuti; (ii) Riduzione della performance degli impianti per ondate di calore con impatto negativo sulla loro efficienza. Rientrano tra le opportunità, ad esempio: (i) Aumento della domanda di energia elettrica per raffrescamento (ii) Possibile aumento del prezzo de’l'energia elettrica favorito da’l'uscita del carbone.Per contrastare i rischi derivanti e coglierne le eventuali opportunità, il Gruppo ERG, uno dei principali operatori rinnovabili a livello Nazionale ed Europeo, opera le proprie scelte in maniera “Consapevole e Responsabile”, attuando una strategia basata sulla lotta ai cambiamenti climatici strettamente integrata con la strategia di business. 

Il Gruppo ha peraltro 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.

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.

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 e 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 2021 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 

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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 ai seguenti rischi Prezzo:

•Oscillazione dei prezzi dell’Energia Elettrica per tutti gli impianti di produzione per i quali è prevista la vendita dell’Energia Elettrica sul Mercato 

•Oscillazione dei prezzi del Gas, CO2 e TEE riconducibili alla produzione della centrale cogenerativa alimentata a Gas naturale (CCGT) di ERG Power; 

Il Gruppo ERG minimizza l’impatto derivante dalle oscillazioni dei Prezzi delle Commodity attraverso:

•Una view aggregata per portafogli che consente di allocare i rischi dove possono essere più efficacemente gestiti, beneficiando della compensazione delle posizioni di segno opposto;

•La definizione dei limiti di esposizione al rischio e di un associato processo di escalation nel caso di superamento dei limiti con identificazione dei soggetti responsabili di definire / autorizzare le azioni per il rientro nei limiti;

•La definizione di processi e responsabilità per il monitoraggio del livello di esposizione utilizzando opportuni indicatori (e.g. P@R, V@R, Stop Loss, Profit Taking, Open positions);

•La definizione delle quantità minime e massime di coperture (c.d. Hedging Ratios) sulle vendite di EE per l’orizzonte di piano;

•L’utilizzo di strumenti derivati per stabilizzare i flussi di cassa generati, contribuendo a garantire l’equilibrio economico e finanziario del Gruppo. L’utilizzo di strumenti derivati è autorizzato esclusivamente a fronte dell’esistenza di un sottostante per perseguire 

la riduzione degli impatti economici legati alla volatilità dei prezzi sul mercato finanziario ed è monitorato costantemente;

•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 

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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.

Anche nell’attuale contesto di riferimento, con l’emergenza Covid-19 un atto, il rischio liquidità rimane limitato.

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: 

oValutano 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); 

oAnalizzano il profilo di rischio del portafoglio e i livelli di esposizione verso le controparti in termini di fido concesso e di fatturato;

oEffettuano 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.

Con riferimento all’emergenza sanitaria in corso, un portafoglio focalizzato principalmente vs grandi clienti Industriali sia in ambito nazionale che internazionale a cui viene riconosciuta una elevata solidità ed affidabilità, garantisce che il rischio credito rimanga su livelli estremamente contenuti.

Rischio Credito verso Controparti Finanziarie

Si definisce tale il rischio che la variazione inattesa del merito creditizio di una controparte finanziaria nei cui confronti esiste un’esposizione (es. deposito di liquidità) possa provocare conseguenti impatti negativi a livello economico/patrimoniale e danni d’immagine. L’obiettivo del Gruppo è quello di trovare un giusto bilanciamento tra il rendimento degli investimenti finanziari e la minimizzazione del relativo rischio controparte attraverso: 

•Il ricorso a controparti con Rating Pubblico Investment Grade, o in assenza dello stesso, di una specifica autorizzazione da parte del CEO sentito il Comitato Rischi;

•Strategie di diversificazione del rischio (ad esempio depositando la liquidità presso diverse banche e/o ricorrendo a fondi di investimento) come da indicazioni del Risk Committee;

•La verifica per ogni controparte finanziaria che la stessa sia esclusa da qualsiasi Black List Nazionale e/o Internazionale.

•Il monitoraggio continuo dello standing delle Controparti ed un processo di escalation in caso di eventi negativi e/o peggioramento del profilo di rischio 

A livello di Gruppo è in vigore un processo strutturato che prevede:

•L’autonomia dall’area Finance nel depositare la liquidità fino a 12 mesi presso banche con Rating Investment Grade (almeno un Rating Investment Grade da parte di una Agenzia tra S&P Moody’s e Fitch);

•Un processo autorizzativo (nell’ambito del Comitato Rischi) per gli impieghi di liquidità superiore a 12 mesi o presso banche con Rating inferiore all’Investment Grade.

Tassi di Interesse

Si definisce tale il rischio che una variazione in attesa 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:

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•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 mitigazione dell’esposizione al rischio cambio, riducendo i possibili impatti economici legati alla volatilità dei tassi di cambio sul mercato finanziario attraverso:

•La definizione dei limiti di esposizione 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. CashFlow@Risk, EBITDA@Risk);

•Il perseguimento di un bilanciamento tra asset e liabilities in valuta, minimizzando l’esposizione netta, e finanziando a M/L termine in valuta locale gli investimenti, la cui redditività e flussi di cassa sono in valuta diversa da quella funzionale per il Gruppo ERG;

•Il rimpatrio non appena possibile della cassa netta generata dalle Gestioni 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.

L’eventuale utilizzo di strumenti derivati a fini di copertura è autorizzato esclusivamente a fronte dell’esistenza di un sottostante ed è approvato del Risk Committee, nonché oggetto di monitoraggio periodico. 

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 da parte con il supporto degli specialisti delle aree legale e fiscale;

•La gestione dei contenziosi da parte di studi esterni di elevato standing, esperti nelle materie specifiche;

•Il monitoraggio costante dell’evoluzione dei contenziosi in corso e la valutazione della probabilità di soccombenza; per i rischi valutati con soccombenza “probabile”, viene effettuata una stima dell’impatto economico che considera tutte le possibili conseguenze e viene stanziato un fondo in bilancio;

•La predisposizione e l’invio di informativa periodica interna in merito all’aggiornamento dei contenziosi, anche attraverso i flussi 231 agli Organismi di Vigilanza.

Nei casi di operazioni straordinarie (es. acquisizione di Società, costituzione di JV), per mitigare il rischio di contenziosi vengono effettuate specifiche Due Diligence (es. legali, fiscali) e, se lo si ritiene opportuno, vengono richieste alla controparte garanzie specifiche riportate negli accordi contrattuali che disciplinano l’operazione.

In relazione all’emanazione di atti o provvedimenti lesivi dei propri interessi, il rischio è mitigato attraverso:

•Una regolare e corretta gestione coordinata a livello di Gruppo delle relazioni dirette o per il tramite delle associazioni di categoria con gli 

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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; 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: (i) il rispetto di tutte le normative in vigore; (ii) il perseguimento di specifici obiettivi di performance; (iii) la continua formazione del personale; (iv) la certificazione di specifici sistemi integrati di gestione in materia HSE.

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. 

Nel corso del 2020 sono state effettuate le visite periodiche da parte degli enti certificatori che hanno rilasciato e/o confermato le certificazioni in possesso dalle Società del Gruppo.

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. 

Per quanto riguarda l’emergenza sanitaria in atto, ERG ha prontamente reagito, mettendo in atto tutti i provvedimenti necessari a garantire la salute dei propri dipendenti.

La principale misura organizzativa assunta è stata il lavoro agile (smart working) esteso a tutte le sedi del Gruppo in Italia e all’estero, con oltre il 70% della popolazione aziendale coinvolta (e al 100%, del personale con funzioni “impiegatizie”), con la sola esclusione del personale dedicato all’esercizio e alla manutenzione degli impianti a salvaguardia della continuità operativa e gestionale in sicurezza degli asset aziendali per il quale sono state definite ed adottate opportune misure di sicurezza “Organizzative” (atte a garantire il distanziamento sociale e la rimodulazione delle attività operative e logistiche) e di “Prevenzione e Protezione” (formazione e informazione, dispositivi di protezione individuale, misure di igiene personale e pulizia/sanificazione degli ambienti di lavoro), nel rispetto delle indicazioni delle Autorità Competenti e di concerto con le Organizzazioni Sindacali.

In tutti i siti operativi sono state predisposte e puntualmente aggiornate tutte le azioni organizzative, logistiche e di facility a tutela della salute dei lavoratori e a presidio di tutte le attività fondamentali per garantire la continuità di servizio e la marcia in sicurezza degli impianti. 

I protocolli di sicurezza emessi dalle autorità competenti sono stati integrati all’interno dei Documenti di Valutazione dei Rischi (DVR) delle diverse Società del Gruppo.

ERG ha inoltre attribuito un incarico ad una società terza indipendente, accreditata ad effettuare Audit in campo per verificare l’applicazione dei protocolli di sicurezza Anti-Covid, che ha confermato l’adeguatezza delle misure messe in campo dalla società.

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Rischi di Information & Communication Technology

In ambito ICT i rischi principali riguardano attacchi ai sistemi con sottrazioni di dati (data breach), violazioni della sicurezza, o l’interruzione dei servizi informatici per attacchi di hacker o disfunzioni dei sistemi. In pratica, tutto ciò che compromette la disponibilità, confidenzialità o integrità dei dati

ERG, attraverso i propri sistemi ICT, adotta un approccio risk-based al fine di definire misure di sicurezza sia di natura preventiva che reattiva, e specifici programmi di miglioramento continuo volti a incrementare la resilienza aziendale rispetto al rischio di cyber security tra cui:

- A livello di sistemi ed Infrastrutture: (i) Security assessment per l’individuazione delle principali criticità dei sistemi SCADA e/o infrastrutture, con piani di remediation (organizzativo / tecnologico); (ii) Security program per adeguare i processi, i sistemi e l’infrastruttura alle best practice; (iii) Piani di security awareness e training rivolte agli utenti; (iv) strumenti automatici per la prevenzione, rilevazione e gestione di incidenti e anomalie (es. intrusion detection systems);

\-  A livello di device: (i) Formalizzazione del corpus procedurale per regolamentare i processi ICT; (ii) Programmi di “Awareness” agli utenti; (iii) soluzioni tecnologiche in grado di rilevare attacchi informatici (es. antivirus evoluti, doppio sistema di protezione e-mail, sonda di Intrusion Detection System) e di politiche di Back Up delle cartelle di rete e dei Pc del TOP Management; (iv) clausole contrattuali e accordi di riservatezza sottoscritti dai fornitori. 

Per mitigare i potenziali rischi di interruzione delle attività di business sui processi ICT ritenuti strategici, il Gruppo dispone di un sistema di Disaster Recovery che assicura la continuità del servizio e dei dati su un Data Center alternativo la cui efficienza è soggetta a verifiche periodiche.

In considerazione della rilevanza delle attività svolte quotidianamente sulla Borsa Elettrica, particolare attenzione viene prestata al presidio dei sistemi di interfacciamento con il Mercato. Tali sistemi sono sottoposti a specifiche procedure di gestione e manutenzione finalizzate a proteggerne la stabilità.

È inoltre presente un accordo con il CERT (Computer Emergency Response Team), che supporta ERG nella prevenzione degli attacchi e sono presenti polizze assicurative sui rischi Cyber.

Con riferimento all’emergenza sanitaria Covid-19, si segnala 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.. 

In ambito Cyber Risk si segnala che alla fine del mese di Luglio 2021 il Gruppo è stato coinvolto in un evento di Supply Chain Cyber Attack che ha colpito un fornitore di servizi infrastrutturali. Le procedure di ICT Security definite dal Gruppo sono immediatamente scattate, in particolare per garantire la salvaguardia degli impianti e l'erogazione dei relativi servizi, che non hanno mai subito interruzioni. A seguito di approfondite attività di verifica effettuate in seguito su tutti i sistemi del Gruppo, è stato inoltre appurato che l’evento non ha comportato alcuna esfiltrazione di dati, confermando la validità della risk posture e degli investimenti effettuati dal Gruppo in misure di prevenzione, protezione e gestione del Cyber Risk.

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, 

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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.

Per quanto riguarda l’emergenza Covid 19, sono state messe in atto tutte le azioni per garantire la continuità operativa degli asset di produzione sia in Italia che all’estero, attraverso un approccio strutturato di Business Continuity Management. A riprova dell’efficacia delle misure adottate, dall’inizio dell’emergenza non vi sono state interruzioni dell’attività in nessun sito produttivo.

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;

•specifiche funzioni responsabili della selezione e controllo delle performance dei fornitori;

•Previsione di clausole di salvaguardia sia nelle Condizioni Generali che negli specifici contratti;

•Un monitoraggio strutturato del parco fornitori e di controllo sugli acquisti, volti a garantire il rispetto dei parametri qualitativi e di concentrazione degli ordini definiti nelle policy di Gruppo.

Con riferimento al Covid 19, sono state messe in atto tutte le opportune azioni per garantire la continuità delle forniture sia in Italia che all’estero, attraverso la definizione dei piani di approvvigionamento e l’identificazione di fornitori di backup per tutti i Main Component. La presenza di proprio personale in campo per le attività di O&M e di propri magazzini vicini agli impianti si è rivelata una scelta determinante per la Business Continuity, minimizzando la dipendenza da fornitori.

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 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 

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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 dei primi mesi del 2021

RISCHI COMPLIANCE

Rischio di violazione delle Normative Anticorruzione

Tale rischio attiene alla possibilità che un dipendente e/o una Società del Gruppo siano coinvolti in un procedimento per reati commessi in violazione delle normative anticorruzione vigenti. 

ERG condanna il ricorso a qualsiasi pratica corruttiva con il massimo rigore e senza eccezione. Per prevenire i reati corruttivi, il Gruppo si è dotato di un sistema di regole e controlli definit in relazione al contesto normativo nazionale ed internazionale in cui opera. Per tutte le Società del Gruppo:

•È definito il sistema di regole comportamentali adottate dalle Società del Gruppo (Codice Etico, Modello 231 e Policy Anticorruzione), che tutti i dipendenti sono tenuti a rispettare nello svolgimento delle proprie attività e che proibiscono ogni forma di corruzione, attiva o passiva, che coinvolga non solo pubblici ufficiali ma anche parti private;

•Sono definite e attribuite le responsabilità e specifici poteri di spesa (autorizzativi e di firma) per limitare la possibilità che un solo soggetto possa terminare un intero processo in autonomia; 

•Sono definiti e attuati specifici programmi di formazione, rivolti ai dipendenti, volti a far conoscere da un lato il panorama normativo sull’anticorruzione (ed il relativo sistema sanzionatorio) e dall’altro le regole comportamentali adottate dal Gruppo (e.g. Codice Etico, Modelli 231 e Policy Anticorruzione); tali attività coinvolgono anche i Consiglieri di Amministrazione;

•È attivo un processo, presidiato dagli Organismi di Vigilanza ex D.Lgs. 231/01, per la gestione delle segnalazioni dei comportamenti contrari ai principi sanciti dal Codice Etico e dai Modelli 231; tale processo, con riferimento a possibili violazioni della Policy Anticorruzione, è presidiato da “Compliance 231”;

•È definito un processo di verifica delle “Terze Parti Significative” attraverso il quale viene valutato in concreto il rischio corruzione collegabile all’instaurazione di un rapporto 

contrattuale, individuando, ove del caso, le opportune misure di mitigazione e gestione del rischio;

•Sono svolte specifiche attività di controllo di terzo livello da parte dell’Internal Audit, sul rispetto dei principi sanciti dal Codice Etico, dai Modelli 231 e dalla Policy Anticorruzione.

Rischio Paese

Il rischio fa riferimento a possibili evoluzioni del quadro politico, legislativo, economico e/o sociale di un Paese che possono avere impatti negativi, sull’operatività, sui risultati economici e/o l’equilibrio finanziario. Alcuni esempi sono: (i) la mancanza di un quadro legislativo stabile e incertezze sulla tutela dei diritti degli operatori stranieri in caso di inadempienze contrattuali da parte di Enti di Stato o altri soggetti privati; (ii) l’applicazione penalizzante di leggi o modifiche contrattuali unilaterali che comportano la riduzione di valore degli asset (iii) incrementi della pressione fiscale; (iv) complessi iter autorizzativi che impattano sul time-to-market dei progetti di sviluppo; (v) ritardi, revisione o inadempienza vs gli obbiettivi di contrasto al Cambiamento Climatico con conseguente riduzione di investimenti in Rinnovabili ivi compresi in infrastrutture di supporto allo sviluppo della Generazione Rinnovabile (e.g. reti di trasmissione e distribuzione). 

In particolare, il Gruppo ERG attua una strategia di mitigazione che prevede:

•La non assunzione del rischio e quindi la mancata esecuzione degli investimenti in paesi dove è presente un’instabilità politico / sociale non adeguata al profilo di rischio che il Gruppo vuole assumere;

•La mitigazione del rischio nei paesi nei quali c’è un elevato interesse ad effettuare nuovi investimenti, richiedendo un ritorno adeguato in relazione al profilo di rischio atteso. Tale valutazione viene effettuata attraverso l’analisi dei principali indicatori del paese preso in considerazione (e.g. indicatori macroeconomici, finanziari).

La mitigazione del rischio prevede inoltre, l’attivazione, lo sviluppo e il mantenimento delle relazioni con le istituzioni e gli Stakeholder di riferimento volte a comprendere lo scenario politico, istituzionale e normativo del Paese di interesse per il Gruppo e i suoi possibili impatti sul business. La valutazione circa l’interesse se investire o meno in un paese tiene peraltro conto della sua adesione ai trattati internazionali per la lotta al cambiamento climatico e/o degli obiettivi che lo stesso paese si è dato per contrastare il Climate Change (es. obiettivi di penetrazione delle rinnovabili).

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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.

Anche nel 2021, l’evento senza dubbio più significativo dal punto di vista Health&Safety è stato il proseguimento dell’emergenza sanitaria su scala globale da Covid 19, per il quale si rimanda allo specifico paragrafo all’interno della Relazione e delle Note illustrative al Bilancio.

Inoltre, il Gruppo ERG, ha offerto la possibilità del vaccino antinfluenzale per tutto il proprio personale, circostanza che ha assunto quest’anno una particolare importanza, data la concomitanza di sintomi tra l’annuale influenza e la malattia Covid 19. 

Gli sforzi profusi nel corso del 2021 hanno consentito di mantenere gli indici infortunistici sostanzialmente allo stesso livello del 2020, in particolare si sono avuti due infortuni per il personale interno del gruppo in Italia, mentre si sono registrati quattro infortuni a dipendenti di ditte terze nell’ambito delle attività affidate in appalto nei diversi siti del gruppo, di cui uno in Italia nell’Hydro, uno in UK, uno in Germania ed uno in Francia nell’Unità Wind&Solar. 

Nel corso del 2021 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, partendo dal vertice fino ai preposti locali che gestiscono direttamente le attività operative dei lavoratori. Nel 2021 il focus è stato sul personale degli appaltatori, offrendo workshop sui modelli di leadership Health&Safety del tutto simili a quelli dedicati al personale interno negli anni passati.

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

Sistemi di Gestione e Certificazioni

Come ormai prassi consolidata, il gruppo ERG ha adottato come strumenti di miglioramento continuo, sistemi gestione per la sicurezza e l’ambiente, 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 2021 la certificazione è stata rinnovata per altri tre anni.

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•ERG Power Generation S.p.A., comprese tutte le società controllate, ha ottenuto nel luglio 2020 il passaggio allo standard ISO 45001 per la gestione degli aspetti salute e sicurezza. Nel 2021 è stato effettuato un audit di sorveglianza con esito positivo.

Altro importante obiettivo, raggiunto da ERG Power e da ERG Hydro nel corso del 2021, è 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”) 12.

Gli elementi che costituiscono il Governo Societario sono gli organi statutari, i comitati consiliari e i documenti di corporate governance che ne regolano il funzionamento13.

Il Consiglio di Amministrazione, nominato dall’Assemblea degli Azionisti del 26 aprile 2021, è composto da 12 membri – dei quali 6 indipendenti14 (uno di espressione degli azionisti di minoranza) - nel rispetto del criterio di equilibrio tra generi15; il mandato allo stesso conferito scadrà alla data dell’Assemblea convocata per l’approvazione del Bilancio al 31 dicembre 2023.

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.

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 rilevanti16.

Il Comitato Controllo Rischi e Sostenibilità17 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. 

12 Il Consiglio di Amministrazione, in data 15 ottobre 2020, ha deliberato di aderire al Nuovo Codice, pubblicato in data 31 gennaio 2020. Gli emittenti sono stati chiamati ad applicarlo a partire dal 1° gennaio 2021, informandone il mercato nella relazione sul governo societario e gli assetti proprietari da pubblicarsi nel corso del 2022. Il processo di adesione al Nuovo Codice è stato ultimato nel corso del 2021.

13 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 2021 disponibili sul sito internet della Società (www.erg.eu).

14 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 30 luglio 2021 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.

15 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.

16 Per informazioni di dettaglio si rimanda alla Relazione sulla politica in materia di Remunerazione e sui compensi corrisposti

17 Il Consiglio di Amministrazione, in data 26 aprile 2021, in continuità con la governance della Società, ne ha esteso le competenze in materia di sostenibilità, pur ritenendo che il predetto Comitato fosse già in parte coinvolto in tematiche a tal fine rilevanti. Ha modificato conseguentemente la denominazione in Comitato Controllo Rischi e Sostenibilità, con il compito di svolgere il ruolo e i compiti previsti dal Nuovo Codice per il Comitato Controllo e Rischi nonché in materia di sostenibilità.

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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 indipendente18 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. 

18 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.

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CAPITALE UMANO

In linea con gli obiettivi del Business Plan 2021-2025 anche nel 2021 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 2021 ERG conteggia 808 unità (+24 rispetto al 31 dicembre 2020), così suddivise: 

-ERG S.p.A. 205 persone in riduzione rispetto alle 247 della fine anno precedente;

-ERG Power Generation S.p.A. e le sue controllate 500 persone con un incremento di 28 unità rispetto al 2020 e con un importante continuo lavoro di affinamento organizzativo, inserimento di giovani talenti e remix qualitativo;

-ERG Hydro S.r.l. 103 persone (+38 rispetto al 2020), registrando in corso d’anno l’inserimento di risorse di tutte le aree aziendali necessarie alla costituzione del ramo di azienda in previsione della cessione della società avvenuta ad inizio 2022. 

L’incremento di organico è stato generato dalla volontà del Gruppo di rafforzare la propria struttura organizzativa, in particolare nelle Country estere (+24 unità rispetto al 2020) 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 Countries 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 43,4 anni, in leggera riduzione rispetto al dato 2020 (43,5), a seguito dell’inserimento di giovani talenti, ed il livello della scolarità registra un’incidenza di diplomati e laureati sul totale della popolazione pari a circa il 97%.

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 2021 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; in particolare nel 2021 ha focalizzato la sua attenzione sul consolidamento dei percorsi di crescita manageriale verso la nomina Manager e Senior Manager, sui programmi volti a diffondere una cultura maggiormente inclusiva e 

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capace di valorizzare le diversità oltre al monitoraggio dell’internal reputation di ERG  e dell’engagement delle persone.

Inoltre, in linea con la propria missione, anche nel 2021 il Committee ha dato un impulso fondamentale per lo sviluppo dei processi di:

•job evaluation, con gli aggiornamenti derivanti dalla nuova organizzazione One Group

•succession planning;

•career planning;

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.

Per quanto concerne le competenze manageriali, nel 2021 è stato ultimato il ciclo di Feedback Manageriale, il processo che guida il confronto People Manager / Collaboratore sullo stile di leadership espresso attraverso l’adozione dei comportamenti e delle competenze del Modello ERG.

Nel 2021 ERG ha consolidato lo sviluppo di iniziative formative in modalità remota, in particolare in ambito manageriale e linguistico. L’investimento nelle attività formative è cresciuto rispetto al 2021 (circa 39.600 ore che hanno coinvolto 781 persone). Per quanto concerne la formazione manageriale, sono state realizzate oltre 9.000 ore di formazione. Alle iniziative sullo sviluppo della leadership e della cultura inclusiva, sono stati integrate sessioni dedicate al digital mindset, alla multiculturalità e alla learning agility per supportare le persone nell’evoluzione dell’interpretazione del ruolo richiesta dal nuovo piano strategico. 

Importante l’investimento sull’aggiornamento delle competenze tecnico -specialistiche, in particolare grazie alla quasi totale riattivazione dei percorsi dedicati ai tecnici di manutenzione della Tecnologia Wind. Complessivamente sono state realizzate oltre 16.000 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.

La Diversity e l’Inclusion 

Nel 2021 ERG ha confermato il suo impegno per lo sviluppo di un ambiente di lavoro sempre più capace di includere le diversità inserendo nel piano ESG obiettivi di incremento tra i key leader del Gruppo di donne e di persone con sede di lavoro all’estero e attraverso l’emissione della Diversity and Inclusion Policy. Il deployment del piano strategico è stato supportato dalla declinazione di obiettivi specifici nei sistemi di incentivazione breve e di lungo periodo, dall’attivazione di percorsi di formazione e sviluppo dedicati e da politiche di recruiting che hanno portato a:

•+ 1,2% donne sul totale organico (equivale al 60% di ingressi di donne su incremento organico netto nel 2021)

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•54% degli inserimenti nelle Country estere

•Nomina di 2 donne Dirigenti 

•\+ 5% donne tra i Key Leader del Gruppo

Inoltre, a conferma dell’efficacia del percorso intrapreso ERG è stata inserita nel Gender Equality Index di Bloomberg indice internazionale che misura le performance delle aziende sulla parità di genere attraverso cinque criteri: leadership femminile, parità di retribuzione, cultura inclusiva, politiche di contrasto alle molestie sessuali, posizionamento del brand come azienda a favore delle donne. Nel 2021 Bloomberg ha esaminato oltre 11.700 aziende, includendo infine 418 società, appartenenti a tutti i settori in 45 Paesi, Bloomberg ha riconosciuto ad ERG l’efficacia delle iniziative volte a promuovere la gender equality in particolar modo nella trasperenza dei dati diffusi, gestione del gender pay gap e della cultura inclusiva.

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, nel corso del 2021, con il lancio del Piano ESG 2021-2025, gli obiettivi di sostenibilità sono diventati parte integrante degli obiettivi dei sistemi di incentivazione di breve (MBO) e medio/lungo termine (LTI): tutti i beneficiari dei sistemi sono anche remunerati  in base al raggiungimento degli obiettivi comuni di sostenibilità, definiti in linea con il Piano ESG 2021-2025.

Gli obiettivi di sostenibilità definiti per l’MBO e l’LTI si compongono di 4 sotto obiettivi collegati ai Pillars di sostenibilità del Piano (Planet, Engagement, People, Governance).

L’incentivazione di Breve termine è dedicata all’Amministratore Delegato, ai Manager del Guppo 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. 

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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 2021

Le risposte delle Relazioni Industriali al perdurare della pandemia Covid 19

Nel 2021 il modello di relazioni industriali di ERG è stato ancora fortemente impattato dalla gestione della pandemia Covid 19, sia in termini di contenuti che in termini di modalità di lavoro.

La risposta più importante delle Relazioni Industriali di fronte alla situazione emergenziale ha riguardato lo sviluppo di numerose soluzioni (alcune già messe in atto nel 2020) relative alla flessibilità oraria ed organizzativa con particolare riferimento alla conciliazione vita-lavoro (banche ore, ferie solidali oltre al mantenimento del lavoro agile), confermando altresì alle parti sociali la rilevanza della funzione organizzativa e produttiva del welfare aziendale. 

Il lavoro agile in particolare è stato utilizzato anche in ragione dei provvedimenti emergenziali del Governo, per il sostegno dei lavoratori fragili o con problematiche familiari o di assistenza dei componenti del nucleo familiare. 

Un’altra risposta rilevante delle relazioni industriali di fronte alla situazione emergenziale ha riguardato l’ambito sanitario.

In particolare, un ruolo di primaria importanza è stato assunto dall’estensione e dall’ampliamento di specifiche polizze sanitarie che hanno integrato le classiche prestazioni/coperture assicurative contrattuali ed extracontrattuali.

Ulteriore misura di welfare adottate presso i centri produttivi (in particolare presso lo stabilimento Hydro di Terni) è stata l’introduzione della possibilità dell’utilizzo dei buoni pasto come modalità alternativa al servizio mensa a causa della chiusura di tali esercizi. 

L’interlocuzione con le OO.SS. del settore elettrico

Sin dall’inizio dell’anno, il livello di interlocuzione tra Azienda e OO.SS. ha svolto un ruolo fondamentale nella condivisione delle misure attuative di limitazione del contagio da Covid sul luogo di lavoro. Le parti si sono confermate l’efficacia del lavoro alternato per far fronte allo stato emergenziale.

Nel mese di luglio 2021 Azienda ed OO.SS.  hanno condiviso il passaggio ad un sistema di lavoro alternato che prevede due giorni di smart working alla settimana e tre giorni settimanali presso la propria sede di lavoro, 

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fermo restando l’impegno dell’Azienda a valutare specifiche richieste di forme di flessibilità finalizzate ad una migliore gestione del nucleo familiare. 

Nel corso del 2021 le interlocuzioni con le OO. SS, sia nazionali che locali, sono state anche caratterizzate da due importanti Accordi Sindacali; il primo inerente la decisione dell’ Azienda di valutare la cessione dei propri asset di produzione idroelettrica e termoelettrica per focalizzarsi principalmente sullo sviluppo delle tecnologie rinnovabili (eolico e fotovoltaico); il secondo per disciplinare gli aspetti organizzativi, di sicurezza ed economici relativi alla più lunga e complessa fermata degli ultimi anni del Modulo 1 degli impianti ERG Power.

L’Accordo Sindacale relativo alla valutazione della cessione degli asset Idroelettrico e Termoelettrico ha in primo luogo stabilito importanti garanzie e tutele a titolo di miglior favore per tutti i dipendenti facenti parte degli asset in vendita ed in particolare: 

•la conservazione del posto di lavoro per 24 mesi post closing; allo scadere dei 24 mesi riconoscimento di una indennità minima pari a 12 mensilità qualora il licenziamento (salvo giustificato motivo oggettivo) avvenga nei successivi 18 mesi;

•garanzia del mantenimento della sede di lavoro non inferiore a 24 mesi e nell’ipotesi di cambio sede per chiusura totale della stessa o trasferimento in comune diverso nei successivi 18 mesi, garanzia della copertura delle spese logistiche secondo le policy attualmente in vigore in ERG o trattamenti contrattuali/aziendali migliorativi ove in essere;

•riconoscimento al personale della sede di Roma trasferito presso la sede di Genova di un package di trasferimento in linea con le policy in vigore in ERG. 

Inoltre al fine di gestire le “ridondanze” nelle funzioni di staff del sito di Genova od eventualmente mantenute nelle altri sedi dell’Azienda conseguenti all’operazione di cessione degli asset Termo e d Hydro o comunque per favorire crescite individuali all’interno del Gruppo, l’Azienda si è impegnata a realizzare percorsi di reskilling ed upskilling volti a sviluppare competenze tecniche e manageriali in linea con il nuovo assetto societario funzionale al raggiungimento degli obiettivi fissati dal piano industriale del prossimo quinquennio. L’Azienda si è, altresì, impegnata a sviluppare analogo percorso formativo per il personale Wind & Solar con la finalità di traguardare gli obiettivi del piano industriale. 

Tale accordo ha confermato l’impegno delle parti Sociali di concentrarsi sulle necessità e tutele dei dipendenti sia coinvolti direttamente nell’operazione di cessione sia su coloro che rimangono nel perimetro ERG; anche per tale ragione l’accordo raggiunto è stato definito “innovativo nel settore elettrico”.

L’Accordo Sindacale raggiunto con le OO.SS. locali di Priolo per la gestione della fermata del Modulo 1 degli impianti ERG Power ha disciplinato trattamenti economici di miglior favore per il personale coinvolto definendo nel contempo una specifica modalità di lavorare che, considerata la situazione pandemica, garantisse a tutte le persone di operare nella massima sicurezza. 

Tale accordo è stato anche discusso presso Confindustria Siracusa allo scopo di rendere partecipi oltre alle nostre persone anche il personale esterno coinvolto. 

L’attenzione alle problematiche sulla sicurezza e la condivisione con le parti sociali hanno prodotto un risultato senza precedenti: nessuna ora di sciopero e di malattia. 

Le relazioni con le OO. SS. animate da uno spirito di collaborazione, condivisione e trasparenza hanno favorito e reso possibile la gestione del periodo di cambiamento che sta vivendo il Gruppo, ponendo le basi per traguardare gli obiettivi del nostro piano industriale.

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ATTIVITÀ CULTURALI E SOCIALI

Nel corso del 2021 ERG ha rinnovato il proprio impegno in campo culturale e sociale attraverso iniziative che hanno riguardato principalmente:

•L’impegno nel sociale con particolare riferimento ad attività di recupero urbano e al sostegno ad 

associazioni di volontariato;

•La Next Generation, con attività formative su ambiente, cambiamenti climatici e fonti rinnovabili; 

•La valorizzazione di attività culturali e di educational nei territori nei quali l’azienda opera.

Tutte le informazioni e gli approfondimenti sulle attività svolte nel corso dell’anno sono riportate nella Dichiarazione Consolidata di carattere non Finanziario redatta ai sensi del D.lgs. 254/2016 al 31 dicembre 2021\. Di seguito si fa cenno ad alcune delle principali iniziative.

L’impegno nel sociale

ERG ha contribuito alla realizzazione della “Radura della Memoria”, la nuova area pubblica inaugurata a marzo 2021 a Genova sottostante il Ponte Genova San Giorgio. Uno spazio aperto e inclusivo, nato dalla volontà di sostenere la rinascita di quest’area della città pesantemente colpita dalla caduta del Ponte Morandi.

ERG ha inoltre confermato il proprio sostegno alla Fondazione Mus-E Onlus e all’Associazione Flying Angels Foundation Onlus in occasione delle festività natalizie.

La Next Generation al centro della strategia di ERG

Insieme a Confindustria Genova, ERG ha supportato la prima edizione del Master di II Livello Energia e sostenibilità organizzato dall’Università di Genova.

In collaborazione con Talent Garden Genova e Master SAFE in Gestione delle Risorse Energetiche, ERG ha lanciato “Beyond Net Zero”, una competizione di idee dedicata agli studenti delle università, ai neolaureati e ai ricercatori universitari, con l’obiettivo di trovare soluzioni innovative verso gli obiettivi di carbon neutrality e sostenibilità delle aziende. Coinvolti 12 team con compessivi 38 partecipanti.

In occasione della “Youth COP 26”, svoltasi a Milano ad ottobre, ERG ha organizzato il convegno “Green Leaders: come la storia di decarbonizzazione di ERG e l’esperienza delle aziende leader possono guidare il percorso verso la neutralità”, con un panel – rivolto in particolare alla Next Generation – in cui esperti, istituzioni e rappresentanti del mondo accademico hanno condiviso intuizioni, esperienze e consigli su come gestire con successo la transizione green. 

Nell’ambito del progetto “Role Model”, donne laureate in discipline STEM che lavorano in ERG hanno incontrato studenti di scuole medie e superiori per raccontare la loro esperienza e sostenere la scelta di percorsi scientifici. In tale attività sono stati coinvolti 132 studenti.

Le attività educational sui territori 

ERG è stata partner della diciannovesima edizione del Festival della Scienza svoltosi a Genova. Nello specifico ha sponsorizzato la conferenza dedicata ai temi del climate change dal titolo “La Transizione Energetica non può aspettare” e il laboratorio “M come Matematica” volti a sensibilizzare le nuove generazioni sull’importanza della scienza per un futuro sostenibile, nei quali sono stati convolti circa 1200 studenti.

Nei territori italiani in cui sono presenti gli impianti eolici di ERG, è stata organizzata l’edizione 2021 di “Vai col Vento!”, utilizzando una piattaforma digitale in relazione alle nuove esigenze determinate dalla DAD.

Sono inoltre proseguite le attività di educazione ambientale in Francia, alla scoperta dell’energia eolica. Tali attività hanno coinvolto complessivamente circa 4500 studenti.

ERG ha inoltre sponsorizzato la ventiduesima edizione di “Stelle nello Sport”, manifestazione sportiva e di aggregazione sociale dedicata in maniera particolare ai giovani, tenutasi a Genova.

Fondazione Edoardo Garrone

Nel 2021 Fondazione Edoardo Garrone conferma la propria mission dando forma all’impegno filantropico delle famiglie Garrone e Mondini. 

La formazione resta la principale vocazione della Fondazione, con un’offerta d’eccellenza, ampia e trasversale.

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In quest’ottica, nel 2021 si è svolta la prima edizione del Progetto Appennino, in collaborazione con Fondazione Cassa di Risparmio di Ascoli Piceno, che ha visto affiancarsi a ReStartApp, il Campus di incubazione per le giovani imprese del territorio appenninico italiano, i percorsi di accelerazione e i laboratori di rete per le imprese del territorio, Vitamine in Azienda e Imprese in rete.

Con Tracce per la Genova del futuro, Fondazione Edoardo Garrone ha condotto un’indagine approfondita sui bisogni e le prospettive della città, coinvolgendo, oltre ad autorevoli opinion leader, un campione rappresentativo della cittadinanza; un percorso finalizzato a focalizzare opportunità e bisogni dell’attualità e orientare ancor più efficacemente nuovi progetti formativi.

Cultura e conoscenza

Nell’ambito delle manifestazioni in programma presso la “Radura della Memoria” a Genova, ERG ha organizzato in ottobre la tavola rotonda dal titolo “Le tecnologie rinnovabili e il paesaggio nella sfida della transizione energetica” a cui hanno partecipato le istituzioni cittadine e il top management di ERG.

ERG nel 2021 ha confermato il sostegno alla Fondazione INDA Onlus e alla Fondazione Umbria Jazz. 

ERG infine ha portato la sua testimonianza di azienda fortemente impegnata verso la realizzazione degli obiettivi di sostenibilità (SDGs) dell’ONU ed in particolare quelli relativi alla lotta ai cambiamenti climatici nell’ambito anche nell’ambito dell’edizione 2021 del Salone della CSR e Innovazione Sociale.

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Prospetti contabili e altre informazioni

PROSPETTI CONTABILI 

Conto economico 

Al fine di facilitare la comprensione dell’andamento gestionale del Gruppo, come già indicato nelle Premesse, 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 e degli special items, nonchè con la riclassifica del principio IFRS 16

I risultati economici Adjusted comprendono nell’attività ordinaria anche i risultati degli assets idroelettrici in corso di cessione, includendo tra l’altro il pieno contributo degli ammortamenti del 2021.

Si ricorda infine che la presente Relazione riflette gli impatti economici del consolidamento delle società acquisite nel corso dell’esercizio a partire:

-dal 1° luglio 2021 per le società eoliche francesi acquisite nel mese di giugno 2021;

-dal 1° ottobre 2021 per le società eoliche e solari in Francia e Germania acquisite nel mese di ottobre 2021\. 

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 e termoelettrici. L’energia è venduta nei canali wholesale, ad operatori industriali del Sito di Priolo 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 Francia. Si segnalano infine le vendite di vapore e altre utilities somministrate agli operatori industriali del sito di Priolo.

•dagli incentivi relativi alla produzione dei parchi eolici in funzione e degli impianti solari. 

I ricavi reported del 2021 sono pari a 1.038 milioni in aumento rispetto agli 856 milioni del 2020. 

La variazione riflette i seguenti fattori:

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•l’incremento (+113 milioni) del settore Eolico principalmente a seguito dello scenario di mercato in forte crescita e dall’incremento derivante dal maggiore valore unitario dell’incentivo italiano GRIN in parte compensate da minori produzioni sul portafoglio estero (complessivamente 515 milioni verso 402 milioni);

•il settore Solare in lieve aumento rispetto al 2020 anche grazie al pieno contributo delle società neoacquisite in Francia nello scorso giugno e ottobre (75 milioni verso 73 milioni);

•il settore Termoelettrico in incremento rispetto al 2020 (448 milioni verso 381 milioni), a seguito del miglioramento dello scenario, in parte compensato dal termine del periodo di cogeneratività ad alto rendimento su entrambi i moduli dell’impianto CCGT, il primo dei quali è rientrato in esercizio a dicembre 2021. Si ricorda inoltre che nel 2020 la voce comprendeva conguagli positivi relativi ai contratti di sito per circa 5 milioni;

Si segnala che i ricavi adjusted comprendono i ricavi derivanti dal settore Idroelettrico, in forte incremento nel 2021 (+76 milioni) per effetto della straordinaria idraulicità e dalle maggiori produzioni riscontrate nell’anno, e del maggior valore dell’incentivo (194 milioni verso 118 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. 

Si ricorda che nel 2020 la voce includeva il rimborso assicurativo (pari a 4,7 milioni) a titolo di indennizzo di incidentalità verificatesi in anni pregressi in relazione all’impianto CCGT. 

Gli altri proventi adjusted comprendono gli altri proventi derivanti dal settore Idroelettrico pari a circa 3 milioni.

3 - Costi per acquisti e variazioni delle rimanenze

I costi per acquisti comprendono i costi per l’acquisto di gas e CO2, utilities e vapore destinati ad alimentare l’impianto CCGT di ERG Power S.r.l. e costi di energia elettrica destinata alla rivendita sul mercato nell’ambito dell’attività di Energy Management.

4 - Costi per servizi ed altri costi operativi

I costi per servizi includono i costi di manutenzione, le spese commerciali (inclusi i costi per il trasporto dell’energia elettrica), i costi per utilities,  per convenzioni con enti locali, per consulenze, costi assicurativi e per servizi forniti da terzi. 

Gli altri costi operativi sono relativi principalmente agli affitti passivi, agli accantonamenti per rischi ed oneri ed alle imposte diverse da quelle sul reddito.

I valori adjusted comprendono il pieno contributo degli asset idroelettrici e nel 2021 non includono:

-gli oneri accessori legati ad operazioni straordinarie pari a circa 7 milioni;

-l’indennità di Cessazione Carica in conseguenza dell’avvicendamento dell’Amministratore Delegato avvenuto in data 26 aprile 2021, pari a 2,8 milioni.

-gli accantonamenti al fondo Business Dismessi pari a circa 2 milioni.

Ai fini dei valori adjusted  inoltre, gli oneri per locazione (costi di leasing ai fini IFRS 16) per 10 milioni (10 milioni nel 2020) sono classificati nella presente voce del conto economico riclassificato. Per una spiegazione più approfondita di tale classificazione, si rinvia al paragrafo “IFRS 16” consultabile in “Definizioni” all’interno della sezione “Indicatori alternativi di performance”.

5 - Ammortamenti e svalutazioni

Gli ammortamenti reported si riferiscono agli impianti eolici, all’impianto CCGT e agli impianti solari. L’incremento del periodo è legato principalmente al contributo apportato dagli asset eolici e solari acquisiti nell’esercizio ed alle svalutazioni effettuate nell’ambito Repowering in Italia, parzialmente compensati dalla rivisitazione della vita utile di alcuni asset relativi agli impianti eolici ed al raggiunto termine della vita utile di alcune componenti dei parchi eolici.

Si precisa che i valori adjusted del 2021 non includono:

•la svalutazione del valore netto residuo delle immobilizzazioni materiali ed immateriali di parchi eolici del portafoglio Italia, a seguito dell’autorizzazione di tre progetti di Repowering ottenute nell’anno pari a circa 22 milioni

•la svalutazione dell’impianto CCGT in Sicilia a seguito delle procedure di impairment test pari a circa 3 milioni; 

•gli ammortamenti legati all’applicazione del principio contabile IFRS 16, come già commentato alla voce 4.

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La voce include inoltre il pieno contributo degli ammortamenti del nucleo idroelettrico destinato alla cessione. A tal fine si precisa che il risultato netto reported include invece gli ammortamenti dei suddetti assets idroelettrici calcolati solo per i primi sei mesi del 2021, fino alla data di prima applicazione del principio IFRS 5 su ERG Hydro. 

6 - Proventi (oneri) finanziari netti

Gli oneri finanziari netti reported del 2021 sono stati pari a 51 milioni, in significativa diminuzione rispetto al 2020 (89 milioni), grazie agli effetti derivanti dalle importanti operazioni di liability management sopracitate.

Il costo medio del debito a medio-lungo termine del 2021 si è attestato all’1,7% rispetto al 2,3% del 2020 a seguito dei medesimi effetti sopra descritti. Il rendimento della liquidità è maggiore di quello rilevato nel 2020 grazie all’ottimizzazione del mix liquidità a vista e liquidità investita.

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 (-16 milioni) relativi ai rimborsi di alcuni project financing in capo a società eoliche operative e dei correlati strumenti derivati IRS e al rimborso dei residui 25 milioni della passività derivante dall’emissione del prestito obbligazionario non convertibile effettuato nel 2017;

•oneri finanziari (-2,4 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 (-4 milioni), come già commentato alla voce 4.

7 - Imposte sul reddito

Le imposte sul reddito reported del 2021 sono pari a 30 milioni, in aumento rispetto agli 8 milioni del 2020, principalmente per effetto di un imponibile superiore per i già commentati risultati del periodo.

Le imposte sul reddito adjusted sono pari a 72 milioni, in sensibile aumento rispetto ai 29 milioni del 2020 principalmente per effetto di un imponibile superiore per i risultati del periodo. 

Le imposte del 2021 includono gli effetti (circa 5 milioni) della Wind Fall Tax introdotta in Romania a fronte degli elevati prezzi di cessione dell’energia.

Il tax rate adjusted del 2021, ottenuto dal rapporto tra le imposte e l’utile ante imposte, è risultato pari al 26% (21% nel 2020).

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 2021 non includono:

•gli impatti derivanti dall’applicazione del principio IFRS 16 pari a circa 129 milioni di maggiore indebitamento finanziario netto con contropartita sul Capitale investito netto pari a circa 126 milioni

•gli impatti legati all’applicazione del principio IFRS 5 sul perimetro idroelettrico. 

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1 - Capitale immobilizzato

La “Variazione dell’area di consolidamento” si riferisce all’acquisizione di:

-parchi eolici e solari in Francia, consolidati integralmente nel secondo semestre 2021;

-all’acquisizione di un progetto per lo sviluppo di un parco eolico in Svezia;

-parchi eolici e solari in Francia e Germania, consolidati integralmente dal quarto trimestre 2021

La riga “Disinvestimenti e altre variazioni” comprende le cessioni di immobilizzazioni, gli utilizzi dei ricambi di main component e riclassifiche. 

2 - Capitale circolante operativo netto

Include le rimanenze di magazzino di parti di ricambio, i crediti per incentivi, i crediti per vendita di energia elettrica, e i debiti commerciali principalmente riguardanti l’acquisto di energia elettrica e gas, la manutenzione degli impianti eolici ed altri debiti commerciali. 

La variazione del periodo è legata principalmente all’aumento del prezzo di cessione dell’energia nel secondo semestre 2021.

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.

La variazione del periodo è legata principalmente all’effetto positivo del fair value degli strumenti derivati di copertura sul gas dovute all’andamento del prezzo delle commodities, alla correlata variazione delle imposte differite attive ed ai maggiori crediti IVA legati agli investimenti sostenuti per i parchi in costruzione all’estero.

4 - Altre passività

Sono relative principalmente all’effetto negativo del fair value degli strumenti derivati di copertura sull’energia elettrica dovute all’andamento del prezzo delle commodities, alle imposte differite calcolate sulle differenze fra i valori civilistici ed i relativi valori fiscali (principalmente concessioni e cespiti), alla stima delle imposte di competenza del periodo ed ai fondi per rischi ed oneri.

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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 129 milioni (101 milioni al 31 dicembre 2020).

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 due 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 2021 le fonti di Sustainable Finance, pari a 2.038 milioni di Euro su un totale di fonti finanziarie pari a 2.352 milioni di valore nominale (1.396 milioni di Euro al 31 dicembre 2020 su un totale di fonti finanziarie pari a 2.062 milioni di valore nominale) comprendono: 

•Green Bonds, per complessivi Euro 1.600 milioni (pari a Euro 1.100 milioni al 31 dicembre 2020), 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 350 milioni (pari a Euro 200 milioni al 31 dicembre 2020), 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 88 milioni, pari ad Euro 96 milioni al 31 dicembre 2020, sottoscritto per tre parchi eolici in Italia di complessivi 154 MW di capacità e strutturato nel rispetto dei "Sustainability Linked Loan Principles" emessi dal 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.

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Si riporta nella tabella seguente l’indebitamento finanziario a medio-lungo termine del Gruppo ERG:

•I “Finanziamenti bancari a medio-lungo termine” al 31 dicembre 2021 sono pari a 249 milioni di Euro e si riferiscono a:

-un corporate loan bilaterale con UBI Banca S.p.A. (ora Gruppo Intesasanpaolo) (100 milioni) sottoscritto nel primo semestre 2016 per rifinanziare la parte a breve termine del corporate acquisition loan sottoscritto per l’acquisizione di ERG Hydro S.r.l. ed il finanziamento del progetto relativo al parco eolico di Corni (Romania).

-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 (0,2 milioni) e dell’effetto della rinegoziazione dei finanziamenti (0,8 milioni) a seguito dell’applicazione dell’IFRS 9.

•I “Debiti finanziari a medio-lungo termine”, pari a 1.614 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 (9 milioni); 

-passività correlate a componenti differite dei corrispettivi di acquisto di assets ed autorizzazioni (14 milioni)

-passività nette derivanti dalla valutazione al fair value degli strumenti derivati a copertura dei tassi di interesse per 9 milioni.

•I debiti per “Project Financing” pari a 237 milioni di Euro al 31 dicembre 2021 sono relativi a:

-finanziamenti per 108 milioni di Euro relativi alla società acquisita da Soles Montalto nel 2019;

-finanziamenti per 136 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.

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L’indebitamento finanziario netto a breve è così costituito:

I finanziamenti bancari a breve termine comprendono:

-due Environmental, Social e Governance senior loan (“ESG Loans”) con BNL (100 milioni) sottoscritto nel secondo semestre 2018, e con Credit Agricole (100 milioni), sottoscritto nel primo semestre 2019, con l’obiettivo di supportare l’ingente piano di investimenti del Gruppo e di rifinanziare alcune linee di credito Corporate, consentendo quindi un importante allungamento della duration del debito e migliorandone nel contempo le condizioni economiche.

-un corporate loan con Commerzbank (60 milioni) sottoscritto nel secondo semestre 2019 nell’ambito delle attività di Liability Management.

-le posizioni a breve termine riferite a linee di finanziamento a breve termine. Tali erogazioni sono state utilizzate per gestire l’impatto sulla liquidità della regolazione giornaliera della variazione del fair value degli strumenti di copertura futures su commodities. 

Si segnala che i finanziamenti bancari a breve termine sopracitati sono stati integralmente rimborsati nel mese di gennaio 2022.

Gli altri debiti finanziari a breve termine comprendono principalmente i debiti finanziari su strumenti derivati fisici non di copertura (67 milioni).

Le attività finanziarie a breve termine includono investimenti in titoli e depositi a garanzia dell’operatività su strumenti derivati “futures”.

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Flussi finanziari 

Si rappresenta lo schema di rendiconto finanziario a partire dai valori adjusted, (comprensivo tra gli altri dei flussi generati da ERG Hydro S.r.l ora ENEL Hydro Appennino Centrale S.r.l) 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:

Il Cash Flow operativo dei 2021 è positivo per 527 milioni, in aumento di 87 milioni rispetto al corrispondente periodo del 2020 principalmente per i risultati operativi dell’esercizio e le dinamiche puntuali del circolante. 

Il Cash flow da investimenti del 2021 è legato principalmente all’attività di M&A ed in particolare all’acquisizione di parchi eolici e solari operativi in Francia e Germania (348 milioni) e di un progetto per la realizzazione di un parco eolico in Svezia (41 milioni), oltreché agli investimenti del periodo (258 milioni) finalizzati allo sviluppo dei parchi eolici in Regno Unito, Polonia, Francia e Svezia nonché gli sviluppi sui progetti di Repowering e Reblading.

Il Cash flow da gestione finanziaria si riferisce agli interessi maturati nel periodo e agli oneri finanziari nell’ambito delle attività di Liability Management. Si ricorda che nel secondo semestre 2021 sono stati rimborsati anticipatamente alcuni Project Financing, sostenendo oneri correlati alla chiusura anticipata pari a circa 16 milioni.

Il Cash flow da Gestione Fiscale si riferisce al versamento delle imposte dirette avvenute nell’esercizio.

Il Cash flow da Patrimonio Netto si riferisce ai movimenti della riserva di cash flow hedge legata agli strumenti finanziari derivati, alla riserva di traduzione cambi, oltreché dei dividendi distribuiti. 

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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 19sono 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 19 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 19è 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 19  è calcolato rapportando i valori adjusted delle imposte e dell’utile ante imposte;

•Il Risultato netto di Gruppo adjusted 19 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. 

19 I risultati adjusted non riflettono inoltre gli effetti dell’applicazione dell’IFRS 5 agli asset idroelettrici in corso di cessione.

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•L’indebitamento finanziario netto adjusted è l’indebitamento finanziario netto, come sopra definito, con l’esclusione della componente di debito legato all’attualizzazione dei pagamenti futuri dei canoni di locazione, a seguito dell’applicazione dell’IFRS 16.

•La leva finanziaria è calcolata rapportando l’indebitamento finanziario netto adjusted (inclusi i Project Financing) ed il capitale investito netto adjusted.

•Gli special item includono componenti reddituali significative aventi natura non usuale. Tra queste sono considerati:

•proventi ed oneri legati ad eventi il cui accadimento risulta non ricorrente, ovvero quelle operazioni o fatti che non si ripetono frequentemente nel consueto svolgimento dell’attività; 

•proventi ed oneri legati ad eventi non caratteristici della normale attività del business, quali gli oneri di ristrutturazione e ambientali; 

•plusvalenze e minusvalenze legate alla dismissione di asset;

•le svalutazioni significative rilevate sugli asset a esito degli impairment test;

•i proventi ed i relativi reversal rilevati in applicazione dell’IFRS 9 in relazione alle operazioni di ristrutturazione dei finanziamenti in essere

Emergenza Covid-19

Non si segnalano poste correlate all’emergenza sanitaria Covid-19 nel 2021; si ricorda che nel corso del 2020 era stata isolata come special item l’elargizione liberale deliberata dal Gruppo pari a 2 milioni di Euro. 

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 nel 2021:

•il miglioramento del Margine Operativo Lordo nella misura dei canoni di locazione che rientrano nello scope dell’IFRS 16, pari a circa 10 milioni; 

•l’incremento (circa 129 milioni) dell’indebitamento finanziario netto e del capitale investito netto (circa 126 milioni) in relazione all’applicazione del metodo patrimoniale indicato dal Principio; 

•maggiori ammortamenti (6 milioni) e maggiori oneri finanziari (4 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. 

Asset Rotation ERG Hydro 

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 Idroelettrici 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 valutazioni di mercato, ha deciso quindi, a partire dalla seconda decade di luglio, di avviare un programma per la potenziale dismissione degli impianti Idroelettrici, affidando al proprio management l’avvio delle trattative e dei relativi approfondimenti per la potenziale cessione dei citati asset.

In data 2 agosto 2021 ERG ha concluso tale programma firmando un accordo con Enel Produzione S.p.A. per la cessione dell’intero capitale di ERG Hydro S.r.l. Il closing è avvenuto in data 3 gennaio 2022 e il corrispettivo è pari a 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.. 

Il perimetro dell’operazione comprende il portafoglio di asset di proprietà di ERG Hydro S.r.l. che consta di un sistema integrato di produzione di energia idroelettrica che si estende fra Umbria, Lazio e Marche. Si compone di 19 impianti idroelettrici, 7 impianti minihydro, 7 dighe, 4 bacini (corrispondenti a Salto, Turano, Corbara e Piediluco) e una stazione di pompaggio, per una potenza efficiente di 527 MW. Il funzionamento del complesso idroelettrico è garantito da 114 persone, 

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incluse nel perimetro, tra tecnici altamente specializzati nella gestione operativa degli impianti, specialisti di energy management e staff dedicate.

In considerazione di quanto sopra, ai fini dell’applicazione di quanto previsto dall’IFRS 5, pertanto si è proceduto a classificare i Net Asset ed i risultati relativi al perimetro idroelettrico sopra descritto, come attività/passività possedute per la vendita negli schemi reported al 31 dicembre 2021.

Ai fini di una maggiore chiarezza espositiva, si segnala che si è ritenuto opportuno esporre e commentare nei valori adjusted della presente Relazione i risultati degli assets in corso di cessione nell’attività ordinaria.

Si precisa, inoltre, che in applicazione dell’IFRS 5 sono stati calcolati gli ammortamenti degli asset idroelettrici fino alla data di classificazione IFRS 5 (inizio luglio 2021, corrispondente alla data in cui è stata affidata al management del Gruppo l’avvio delle trattative per la cessione degli asset): ai fini dei risultati adjusted è stato invece considerato il pieno contributo degli ammortamenti nel 2021.

Asset Rotation ERG Power 

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 della presente Relazione) risultava ancora in corso di definizione. Alla Reporting Date, inoltre, l’impianto termoelettrico non risultava ancora disponibile per l’immediata vendita nelle sue condizioni correnti.

In considerazione di quanto sopra ed in applicazione di quanto previsto dal paragrafo 12 dell’IFRS 5, nella presente Relazione non si è proceduto alla classificazione dei relativi Net Assets come attività/passività possedute per la vendita al 31 dicembre 2021

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 2022 un accordo con Enel Produzione S.p.A per la cessione dell’intero capitale di ERG Power S.r.l. Il corrispettivo in termini di Enterprise Value, alla data del 31.12.2021, è pari a 188 milioni di euro e sarà oggetto di aggiustamento prezzo al closing che includerà, tra gli altri, un meccanismo di décalage mensile coerente con i flussi di cassa attesi del business plan e la valorizzazione alla data del closing 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 Power.

Il closing, subordinato all’approvazione delle competenti autorità antitrust e dal positivo completamento della procedura Golden Power presso la Presidenza dei Consigli dei Ministri, è previsto entro il terzo trimestre 2022.

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Riconciliazione con i risultati economici adjusted

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1.Oneri accessori relativi ad altre operazioni di natura non ricorrente ed alle acquisizioni avvenute nel corso del 2021 relative a parchi eolici e solari operativi in Francia e Germania, all’acquisizione di un progetto per lo sviluppo di un parco eolico in Svezia, nonché alle acquisizioni non andate a buon fine.

2.Riclassifica su impatto applicazione IFRS 16. Si rimanda a quanto già commentato nel precedente paragrafo.

3.Erogazione liberale deliberata nel primo semestre del 2020.

4.Indennità di cessazione carica in conseguenza dell’avvicendamento dell’Amministratore Delegato avvenuto in data 26 aprile 2021.

5.Accantonamenti correlati a poste straordinarie sui Business dismessi dal Gruppo.

6.Accantonamenti su fondi rischi verso controparti istituzionali a fronte di oneri legati a canoni da riconoscere ad Enti Locali in materia di concessioni pubbliche.

7.Esclusione della rettifica ammortamenti di ERG Hydro, in applicazione dell’IFRS 5 a seguito della classificazione come Attività posseduta per la vendita.

8.Svalutazione del valore netto residuo delle immobilizzazioni materiali ed immateriali di parchi eolici del portafoglio Italia, a seguito dell’autorizzazione di quattro progetti di Repowering ottenute nell’anno.

9.Svalutazione dell’impianto CCGT in Sicilia a seguito della procedura di impairment test a Bilancio 2021\. Svalutazione di alcuni parchi eolici in Germania a seguito della procedura di Impairment Test a Bilancio 2020.

10.Oneri finanziari correlati alla chiusura anticipata di finanziamenti Corporate e di Project Financing nell’ambito di attività di Liability Management.

11.Storno del beneficio IRAP derivante dal c.d. "Decreto Rilancio", che ha introdotto la cancellazione del versamento del saldo IRAP relativo al periodo di imposta 2019.

12.Esclusione dell’effetto positivo correlato al rilascio della tassazione differita sulla rivalutazione degli impianti idroelettrici e all’affrancamento dei plusvalori afferenti alla Business Combination Andromeda (Solare) avvenuta nel 2019.

13.Accantonamenti correlati a poste straordinarie sui Business dismessi dal Gruppo

14.Nel corso del periodo il Gruppo ha proceduto alla rinegoziazione di alcuni finanziamenti. 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 2021 di oneri finanziari netti per circa 2 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.

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Di seguito la riconciliazione tra lo schema di Bilancio e gli schemi adjusted esposti e commentati nella presente Relazione:

Conto Economico 2021

Stato patrimoniale riclassificato al 31 dicembre 2021

Per quanto riguarda la riconduzione dai valori reported ai valori adjusted dei periodi comparativi si rimanda ai rispettivi Resoconti e Relazioni.

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Risultati economici, patrimoniali e finanziari ERG S.p.A.

Il bilancio d’esercizio di ERG S.p.A. al 31 dicembre 2021 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 (+9,8 milioni), interessi attivi sulla gestione della liquidità (+3,3 milioni) e oneri su finanziamenti bancari e obbligazioni emesse (-15,5 milioni). Sono inoltre inclusi gli effetti degli strumenti derivati di copertura dal rischio fluttuazione dei tassi per circa 4 milioni, gli oneri derivanti dalla valutazione al costo ammortizzato dei mutui per un importo pari a 2,4 milioni oltre agli oneri sostenuti per il rimborso della quota rimanente del Bond emesso nel 2017 pari a circa 1 milione.

Proventi (oneri) da partecipazioni nettiLa voce include i dividendi distribuiti dalla società controllata ERG Power Generation S.p.A.

SITUAZIONE PATRIMONIALE

Capitale immobilizzato

Il capitale immobilizzato è costituito principalmente dalle immobilizzazioni finanziarie. Il decremento del periodo è dovuto principalmente alla riclassifica di 257 milioni del finanziamento verso la controllata ERG Power Generation tra le attività correnti. 

Indebitamento (disponibilità) finanziario netto

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Il decremento di 171 milioni rispetto al 31 dicembre 2020 è principalmente legato al significativo incremento dei crediti finanziari correnti rappresentati dal finanziamento verso società controllata ERG Power Generation solo parzialmente compensato dalla nuova emissione obbligazionaria (500 milioni) e dall’incremento 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:

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. 

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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

-Rigghill Wind Farm Limited (società a controllo congiunto)

-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 

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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 Limited21 ed ERG Wind MEI 2-14-1 Limited21, lo statuto, la composizione e i poteri dei relativi organi sociali; (ii) ERG UK Holding Limited  ed ERG Wind MEI 2-14-1 Limited 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 controllate ERG UK Holding Limited 21 ed ERG Wind MEI 2-14-1 Limited 21

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:

• definizione delle strategie di business, del sistema di corporate governance e degli assetti societari;

• determinazione di politiche generali comuni in materia di risorse umane, information & communication technology, contabilità, bilancio, fiscalità, procurement, finanza, investimenti, risk management, affari legali e societari, comunicazione, relazioni istituzionali, corporate social responsibility, business development and M&A ed engineering development. 

Tenuto conto del modello organizzativo societario adottato dal Gruppo a partire dal 1° gennaio 2017, le società italiane controllate direttamente e indirettamente nei confronti delle quali è stata svolta, nel corso del 2021, 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 Hydro S.r.l.20

•ERG Power S.r.l.

•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.

•Green Vicari S.r.l.

•ERG Wind Holdings (Italy) S.r.l.

•ERG Wind Investments S.r.l.

•ERG Wind Sardegna S.r.l.

•ERG Wind Sicilia 2 S.r.l.

•ERG Wind Sicilia 3 S.r.l.

•ERG Wind Sicilia 4 S.r.l.

•ERG Wind Sicilia 5 S.r.l.

•ERG Wind Sicilia 6 S.r.l.

•ERG Wind 2000 S.r.l.

•ERG Wind 4 S.r.l.21

•ERG Wind 6 S.r.l.

•ERG Wind Leasing 4 S.r.l.20

•ERG Wind Energy S.r.l.

•ERG Wind Bulgaria S.p.A.

•Eolico Troina S.r.l. in liquidazione

•ISAB Energy Solare S.r.l.

•ERG Solar Holding 1 S.r.l.

20 Società ceduta il 3 gennaio 2022.

21 Società fusa per incorporazione in ERG Wind Energy S.r.l. con efficacia reale al 1° novembre 2021

•ERG Solar Holding S.r.l.22

•ERG Solar Piemonte 3 S.r.l.

•Calabria Solar S.r.l.

•ERG Solar Campania S.r.l. 23

•ERG Solar Marche 1 S.r.l.23

•ERG Solar Marche 2 S.r.l.23

•ERG Solar Puglia 1 S.r.l.23

•ERG Solar Puglia 2 S.r.l.23

•Andromeda S.r.l.

22 Società fusa per incorporazione in ERG Solar Holding 1 S.r.l. con efficacia reale al 31 dicembre 2021

23 Società fusa per incorporazione in ERG Solar Calabria S.r.l. con efficacia reale al 31 dicembre 2021 

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Nel 2021 ERG S.p.A. ha svolto la propria attività di gestione delle varie partecipazioni, direttamente e indirettamente possedute, anche attraverso contratti di service delle attività di staff per un corrispettivo complessivo pari a 34,4 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 2021, 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).

Attività di ricerca e sviluppo

Come anticipato nei fatti di rilievo dell’esercizio, ERG ed Istituto Italiano di Tecnologia (IIT) hanno siglato nel mese di ottobre un accordo di collaborazione pluriennale finalizzato ad accelerare il processo di digitalizzazione nel settore delle energie rinnovabili. 

I costi ad oggi consuntivati ammontano a circa 33 migliaia di Euro.

Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del periodo

Data

Settore

Fatto di rilievo

Comunicato stampa 

3 gennaio 2022

Idroelettrico

ERG ha perfezionato, attraverso la propria controllata ERG Power Generation S.p.A, il closing con Enel Produzione S.p.A. per la cessione dell’intero capitale di ERG Hydro S.r.l. Il corrispettivo è 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. 

Comunicato Stampa del 03/01/2022

26 gennaio 2022

Corporate

ERG è stata inserita nel Gender Equality Index (GEI) di Bloomberg che include più di 400 imprese in 45 paesi nel mondo, misurandone l’impegno nel supportare la parità di genere attraverso la promozione di un ambiente più inclusivo ed assicurando una trasparente ed esaustiva rappresentazione delle informazioni. Bloomberg ha riconosciuto ad ERG l’efficacia delle iniziative volte a favorire la diversità di genere fra le proprie persone in Italia e all’estero, attraverso chiare linee guida nei processi di recruitment, offrendo piani di sviluppo in linea con le migliore pratiche e garantendo al contempo la parità di retribuzione tra i generi, oltre che la massima chiarezza e qualità nella rendicontazione dei dati.

Comunicato Stampa del 26/01/2022

31 gennaio 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. Si tratta, in particolare, del progetto di repowering di Camporeale (50,4 MW), e del progetto greenfield di Roccapalumba (46,8 MW), entrambi ubicati in Sicilia, per i quali 

Comunicato Stampa del 31/01/2022

90

ERG aveva ottenuto le Autorizzazioni Uniche rispettivamente lo scorso 22 settembre e 4 ottobre 2021.

31 gennaio 2022

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 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.

Comunicato Stampa del 31/01/2022

9 febbraio 2022

Termoelettrico

ERG ha firmato, attraverso la propria controllata ERG Power Generation S.p.A., 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) a basso impatto ambientale e ad alta efficienza, alimentata a gas naturale presso Priolo Gargallo, in provincia di Siracusa. Con una potenza installata pari a 480 MW, la produzione media annua si attesta a circa 2,4 TWh.

Il corrispettivo in termini di Enterprise Value, alla data del 31.12.2021, è pari a 188 milioni di euro e sarà oggetto di aggiustamento prezzo al closing. Il closing è previsto entro il terzo trimestre 2022.

Comunicato Stampa del 09/02/2022

10 febbraio 2022

Corporate

ERG entra nel “Suppliers Engagement Leaderboard” di CDP (Carbon Disclosure Project), che racchiude le imprese, a livello globale, con le migliori performance nella creazione di una catena di approvvigionamento sostenibile. Tra più di 13.000 aziende valutate nel 2021, ERG rientra nell’ 8% delle società che hanno ottenuto il rating “A”, il più alto nella scala di valutazione realizzata sulla base del questionario “Climate Change” di CDP. 

Comunicato Stampa del 10/02/2022

23 febbraio 2022

Corporate

ERG entra nel mercato dello storage con due progetti per complessivi 22 MW di capacità installata nell’area Centro-Sud e Sicilia. I due progetti sono attualmente in fase di autorizzazione e la realizzazione è prevista in prossimità di due parchi eolici ERG in esercizio a Ginestra degli Schiavoni in Campania e a Vicari in Sicilia

Comunicato Stampa del 23/02/2022

Come già commentato negli “Aggiornamenti normativi di rilievo” nella prima parte del 2022 sono state introdotte misure urgenti in materia di contenimento degli effetti degli aumenti dei prezzi nel settore elettrico. Risultano ancora in corso di emanazione le modalità attuative da parte dell’ARERA, in base alle quali potranno essere meglio definiti gli impatti per il Gruppo.

Infine, si segnala che 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.

Si rileva che le tensioni geopolitiche stanno avendo forti impatti sui mercati, sia finanziari che delle commodities, con un forte aumento 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.

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Evoluzione prevedibile della gestione 

In un contesto di prezzi di mercato elevati per effetto della crisi energetica e degli elevati prezzi del gas naturale, si evidenzia che ERG, in linea con le migliori pratiche del settore e la propria consolidata politica di rischio che riflette un approccio al business non speculativo, 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, a prezzi considerevolmente inferiori rispetti a quelli attuali. Tali coperture, effettuate con una logica di portafoglio dall’Energy Management di Gruppo per mezzo di ERG Power Generation S.p.A., vengono poi convenzionalmente 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.

In coerenza all’evoluzione del modello di business del gruppo, a partire dal 2022 i risultati economico finanziari saranno rappresentati per area geografica. 

Si riporta di seguito la prevedibile evoluzione dei principali indicatori di scenario e performance nel 2022:

Italia 

Wind: il margine operativo lordo è previsto in riduzione rispetto al 2021 a seguito della consistente diminuzione del valore dell’incentivo, determinato per differenza tenendo conto della media dei prezzi dell’energia dell’esercizio 2021. 

Solare: si conferma nel tempo la stabilità della performance che continuerà a beneficiare di alcune sinergie derivanti dall’ottimizzazione del portafoglio di Energy Management. 

In base ai criteri allocativi delle coperture di cui in premessa e delle stime di produzione basate sulle medie storiche, si prevede che una larga maggioranza delle produzioni eoliche e solari in Italia a vario titolo esposte al rischio mercato vengano valorizzate a termine ad un prezzo medio di circa 65 €/Mwh. 

Si stima per l’esercizio 2022 un Margine Operativo Lordo Wind & Solar Italia in riduzione rispetto al 2021. 

Estero

Il risultato Wind Estero è previsto in incremento rispetto a quello del 2021 per previsioni anemologiche statistiche più favorevoli rispetto a quelle particolarmente depresse del 2021, in un contesto di scenario prezzi di mercato in rialzo in Europa. Inoltre, i risultati beneficeranno del pieno contributo dei parchi Eolici e Solari acquisiti nel corso del 2021 nonché dei due impianti in Nord Irlanda (70 MW) ed uno in Francia (7MW) sviluppati organicamente ed entrati in esercizio a fine 2021. I risultati inoltre rifletteranno l’apporto dei nuovi impianti in Francia (20 MW), UK (142 MW) e Polonia (61 MW) che si prevede entrino in esercizio nel corso del 2022. Il Solare Estero, in particolare, beneficerà del contributo per l’intero esercizio dei parchi consolidati in Francia (79 MW) tra giugno e ottobre 2021 e dei nuovi parchi acquisiti in Spagna (92 MW) a gennaio 2022.

Il risultato in Francia è previsto in rialzo, oltre che per previsioni anemologiche più favorevoli rispetto a quelle consuntivate nel 2021, principalmente per effetto dell’apporto sull’intero esercizio dei parchi eolici (98 MW) e fotovoltaici (79 MW) acquisiti tra giugno e ottobre 2021, dell’entrata in esercizio di un parco eolico a fine 2021 (7MW) e, nel corso del 2022, di un parco attualmente in costruzione (20 MW).

Il risultato in Germania è previsto in rialzo principalmente per effetto di volumi stimati su base statistica più elevati rispetto a quelli particolarmente depressi del 2021 oltre all’apporto per l’intero esercizio del perimetro derivante dai parchi eolici acquisiti a ottobre 2021 (55 MW).

Il risultato in Est Europa risulta influenzato principalmente dal contesto di scenario prezzi favorevole e dall’entrata in esercizio di due parchi eolici in Polonia (61 MW).

Ai risultati del 2022 contribuiranno gli apporti degli impianti in due nuovi paesi, il Regno Unito e la Spagna. 

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Il Margine Operativo Lordo Wind & Solar Estero è pertanto atteso in significativo aumento rispetto al 2021. 

Nel complesso per l’esercizio 2022 si stima un margine operativo lordo complessivo nell’intervallo compreso tra 400 e 430 milioni. Il dato di riferimento del 2021 a parità di perimetro wind & solar, ed al netto della completa allocazione dei costi centrali residui, è pari a 399 M€ (580 M€ invece includendo anche Hydro e CCGT).

Gli investimenti per il 2022, previsti nel range compreso tra 420 e 480 milioni (617 M€ nel 2021 a parità di perimetro wind & solar e 648 milioni includendo Hydro e CCGT), comprendono l’acquisizione di due parchi solari in Spagna (92 MW) avvenuta a gennaio 2022, le attività di Repowering dei parchi italiani e lo sviluppo di investimenti greenfield attraverso la costruzione dei parchi in Regno Unito per circa 142 MW, in Polonia per 61 MW ed in Francia per 20 MW, oltre ai consueti investimenti di mantenimento della flotta. 

L’indebitamento finanziario netto a fine 2022 è atteso nel range tra 750 e 850 milioni (2.051 milioni a fine 2021), inclusivo della distribuzione del dividendo ordinario di 0,90 Euro per azione.

Per quanto riguarda il Business termoelettrico, si prevede la cessione degli assets entro il terzo trimestre 2022: 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 2022

per il Consiglio di Amministrazione

Il Presidente

Edoardo Garrone

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Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari

1.EXECUTIVE SUMMARY

1.1ORGANI SOCIALI E COMITATI CONSILIARI

L’attuale modello di governo societario di ERG S.p.A. (di seguito anche “ERG” e la “Società”) è conforme al sistema di amministrazione e controllo tradizionale e si articola su due organi nominati dall’Assemblea degli Azionisti, ovvero il Consiglio di Amministrazione, titolare dei più ampi poteri di amministrazione ordinaria e straordinaria della società, e il Collegio Sindacale, con funzione di vigilanza sull’amministrazione e sull’osservanza della legge e dello Statuto. 

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1.2.COMITATI INTERNI

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1.3.PRINCIPALI HIGHLIGHTS DEL GRUPPO ERG

ANDAMENTO ECONOMICO-FINANZIARIO, 2019 -2021

ANDAMENTO DEL TITOLO, 2019 - 2021

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1.4.AZIONARIATO

ASSETTI PROPRIETARI AL 31/12/2021

ALTRE CARATTERISTICHE DELL’AZIONARIATO AL 31/12/2021

1 Consiglieri di Amministrazione e Dirigenti con responsabilità strategiche.

1.5. QUALIFICAZIONE DELLA SOCIETÀ AI SENSI DEL CODICE DI CORPORATE GOVERNANCE

ERG, ai sensi di quanto previsto dal Codice di Corporate Governance, è una società grande a proprietà concentrata.

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1.6.COMPOSIZIONE DEL CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE

STRUTTURA DEL CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE E DEI COMITATI CONSILIARI

LA DIVERSITÀ NEL CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE

98

LE COMPETENZE DEL CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE

LE CARATTERISTICHE PROFESSIONALI E PERSONALI DEL CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE

99

ANZIANITÀ DI CARICA DEI CONSIGLIERI NEL C.D.A.

EVOLUZIONE RISPETTO AL PRECEDENTE MANDATO

100

1.7.FUNZIONAMENTO DEL CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE

NUMERO DI RIUNIONI DEL CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE E TASSO DI PARTECIPAZIONE 

CARICHE DA AMMINISTRATORE O SINDACO DEI CONSIGLIERI IN ALTRE SOCIETÀ

PROCESSO DI BOARD EVALUATION

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1.8.COMPOSIZIONE DEL COLLEGIO SINDACALE

STRUTTURA DEL COLLEGIO SINDACALE 

LA DIVERSITÀ NELL’ATTUALE COLLEGIO SINDACALE

LE COMPETENZE PRESENTI NELL’ATTUALE COLLEGIO SINDACALE

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LE CARATTERISTICHE PROFESSIONALI E PERSONALI DEL COLLEGIO SINDACALE

103

1.9.FUNZIONAMENTO DEL COLLEGIO SINDACALE

NUMERO DI RIUNIONI DEL COLLEGIO SINDACALE E TASSO DI PARTECIPAZIONE

CARICHE DA AMMINISTRATORE O SINDACO DEI SINDACI IN ALTRE SOCIETÀ

PROCESSO DI STATUTORY AUDITORS EVALUATION

104

1.10.REMUNERAZIONE

NUMERO DI RIUNIONI DEL COMITATO NOMINE E COMPENSI E TASSO DI PARTECIPAZIONE 

COMPETENZE PRESENTI ALL’INTERNO DEL COMITATO

*

*

105

POLITICA RETRIBUTIVA 2021-2022

106

107

LA REMUNERAZIONE DEL SUCCESSO SOSTENIBILE - OBIETTIVI PIANO ESG 2022-2026

108

1.11.SISTEMA DEI CONTROLLI, RISCHI E SOSTENIBILITÀ

NUMERO DI RIUNIONI DEL COMITATO CONTROLLO RISCHI E SOSTENIBILITÀ E TASSO DI PARTECIPAZIONE 

COMPETENZE PRESENTI ALL’INTERNO DEL COMITATO

PRINCIPALI ELEMENTI DEL SISTEMA DEI CONTROLLI E RISCHI 

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PRINCIPALI RISCHI 

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111

1.12.PIANO ESG 

PIANO ESG 2021-2025 

Si ricorda che ad esito della cessione dell’intero capitale sociale di ERG Hydro S.r.l a Enel Produzione S.p.A., avvenuta il 3 gennaio 2022 (di seguito anche “Cessione dell’Hydro”), e della firma dell’accordo, sempre con Enel Produzione S.p.A., per la cessione dell’intero capitale sociale di ERG Power S.r.l., avvenuta il 9 febbraio 2022 (di seguito anche “Accordo sul Thermo”), si è reso necessario rivedere il Piano Industriale e il Piano ESG 2021-2025 (di seguito anche il “Piano Industriale” e il “Piano ESG”). Conseguentemente, il Consiglio di Amministrazione, in data 14 marzo 2022, previa valutazione preventiva del Comitato Strategico e del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità, ha approvato, rispettivamente, il Piano Industriale e il Piano ESG 2022-2026 (di seguito anche il “Nuovo Piano Industriale” e il “Nuovo Piano ESG”) presentati al mercato il 15 marzo 2022.

PIANO ESG 2022-2026

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1.13.DNF 202124

Indice di Frequenza25 (IF) e di Gravità26 (IG) degli infortuni

24 Approvata, su base obbligatoria, dal Consiglio di Amministrazione del 14 marzo 2022, previa valutazione preventiva del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità, sarà messa a disposizione del pubblico sul sito internet della Società ([ www.erg.eu ](http://www.erg.eu)) nonché con le altre modalità e nei termini previsti dalle vigenti disposizioni legislative e regolamentari.

25 n. infortuni*1.000.000/ore lavorate.

26 n. giornate perse*1.000/ore lavorate.

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2.IL NOSTRO PERCORSO EVOLUTIVO VERSO IL SUCCESSO SOSTENIBILE

L’attuale struttura di governo societario di ERG si è formata nel tempo attraverso la progressiva introduzione nell’ordinamento societario di regole di comportamento rispondenti ai più evoluti principi riconosciuti della Corporate Governance.

L’attenzione ai temi di un corretto rapporto tra management, azionisti e stakeholder e di una equilibrata gestione aziendale orientata alla creazione di valore in un orizzonte di medio-lungo periodo ha caratterizzato la Società anche prima della sua quotazione avvenuta nell’ottobre del 1997.

Tale politica societaria è stata attuata attraverso:

•una coordinata attribuzione di deleghe nell’ambito del Consiglio di Amministrazione di ERG (il “Consiglio di Amministrazione”) volta ad assicurare, da un lato, la chiarezza e la completezza dei poteri e delle responsabilità gestionali e, dall’altro, il monitoraggio dell’attività svolta e la valutazione dei risultati conseguiti;

•una sistematica e adeguata informativa al Consiglio di Amministrazione su quanto svolto nell’esercizio dei poteri e delle responsabilità gestionali;

•l’adozione di specifiche procedure per la determinazione dei compensi per gli Amministratori e il management.

L’apertura al mercato del capitale azionario ha accentuato la propensione della Società a improntare a criteri di trasparenza, correttezza e sostenibilità i propri comportamenti e ha accelerato il processo di adeguamento della propria governance a tali criteri.

ERG oggi persegue il proprio successo sostenibile attraverso la creazione di valore per gli azionisti, in un orizzonte di medio-lungo periodo, tenendo conto degli interessi degli altri stakeholder rilevanti per la Società e contribuendo positivamente allo sviluppo socio economico dei territori e delle relative comunità locali interessati dagli asset produttivi del Gruppo ERG e dai progetti di sviluppo del business, in modo da preservare la possibilità delle generazioni future di soddisfare i propri bisogni.

Al fine di garantire il perfetto allineamento del management a tali obiettivi, l’attuale Consiglio di Amministrazione:

•coerentemente con le raccomandazioni del Comitato italiano per la Corporate Governance (Relazione 2020) e del Nuovo Codice (come di seguito definito), ha nominato, in data 26 aprile 2021, un Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità27, il quale, oltre ad esaminare preventivamente il processo di definizione della Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario (in continuità con la governance della Società), è chiamato a valutare preventivamente il Piano ESG e a monitorare l’attività di volta in volta posta in essere rispetto agli obiettivi del Piano medesimo;

•nell’adunanza del 13 maggio 2021, (i) ha approvato, congiuntamente al Piano Industriale 2021-2025, previo parere favorevole del Comitato Controllo Rischi e Sostenibilità, il Piano ESG 2021-2025, ponendo così gli obiettivi ESG al centro della strategia di ERG ed integrando la sostenibilità nel business; (ii) ha definito ed introdotto, su proposta del Comitato Nomine e Compensi28, specifici obiettivi di sostenibilità, tratti dal Piano ESG, all’interno del Sistema LTI 2021-2023 e del Sistema MBO, conformemente a quanto indicato nella Politica in materia di remunerazione, approvata dall’Assemblea del 21 aprile 2021;

•nell’adunanza del 14 marzo 2022, a seguito della Cessione dell’Hydro e dell’Accordo sul Thermo, ha approvato il Nuovo Piano Industriale e il Nuovo Piano ESG, dei quali si è tenuto conto nella definizione dell’obiettivo economico e di sostenibilità del Sistema MBO per il 2022 e si terrà conto nell’aggiornamento degli obiettivi del Sistema LTI 2021-2023, conformemente a quanto previsti dai relativi regolamenti.

Il successo sostenibile di ERG trova il suo fondamento nei quattro “pillars” declinati all’interno del Piano ESG e del Nuovo Piano ESG:

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.

I “pillars” sono strettamente correlati ed integrati nel nostro modello di business. Prevedono 13 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 

27 Interamente composto da Amministratori Indipendenti facenti parte del genere meno rappresentato nel Consiglio di Amministrazione.

28 Interamente composto da Amministratori Indipendenti facenti parte del genere meno rappresentato nel Consiglio di Amministrazione.

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al raggiungimento degli SDGs stabiliti dalle Nazioni Unite.

Più in generale, è stato possibile dare concreta attuazione a questo percorso evolutivo verso una creazione di valore condivisa grazie ai valori che da sempre ispirano il nostro modo di fare impresa, riflessi, nel tempo, all’interno della nostra governance.

Tra le principali misure di corporate governance a tal fine adottate si segnalano:

•l’adozione, nel dicembre 2004, di un Codice Etico del Gruppo ERG (di seguito anche il “Gruppo”), successivamente aggiornato fino all'attuale edizione approvata il 3 agosto 2018, quale strumento diretto a definire e comunicare i doveri e le responsabilità di ERG nei confronti dei propri stakeholders (ivi inclusi i territori e le relative comunità locali interessati dagli asset produttivi del Gruppo ERG e dai progetti di sviluppo del business) nonché come elemento essenziale di un Modello di Organizzazione e Gestione coerente con le previsioni del D.Lgs. 231/01, aggiornato da ultimo il 31 luglio 2020;

•l’adesione al Codice di Autodisciplina delle Società Quotate promosso da Borsa Italiana S.p.A. (il “Codice di Autodisciplina”) sin dalla prima edizione del 1999;

•l’adesione al nuovo Codice di Corporate Governance promosso da Borsa Italiana S.p.A. (anche il “Nuovo Codice”) pubblicato in data 31 gennaio 2020;

•l’adozione di un Codice di Comportamento per gli Amministratori delle società appartenenti al Gruppo ERG con lo scopo di fornire agli stessi criteri omogenei di condotta per lo svolgimento del proprio incarico in un quadro organico di riferimento e nel rispetto dei principi di corporate governance;

•l’adozione di una Politica in materia di remunerazione dei componenti del Consiglio di Amministrazione e dei Dirigenti con responsabilità strategiche, aggiornata da ultimo il 14 marzo 2022, che prevede l’inserimento di specifici obiettivi di sostenibilità per il management nel Sistema MBO e nel Sistema LTI 2021-2023 e sempre maggiori elementi di trasparenza in linea con le best practice;

•la definizione delle Linee guida per l’identificazione e l’effettuazione delle operazioni significative, successivamente aggiornate fino all'attuale edizione approvata il 10 novembre 2020, con l’obiettivo di individuare le operazioni il cui esame e la cui approvazione, così come raccomandato dal Nuovo Codice, restano nella competenza esclusiva del Consiglio di Amministrazione (di seguito anche le “Operazioni Significative”);

•l’adozione di una Procedura per la gestione e il trattamento delle informazioni rilevanti e delle informazioni privilegiate e per la diffusione dei comunicati e delle informazioni al pubblico, aggiornata da ultimo in data 20 luglio 2021 (di seguito anche la “Procedura Info Mercato”), volta ad assicurare che ogni comunicazione e ogni informativa al mercato, alla Consob e a Borsa Italiana S.p.A. venga effettuata a conclusione di un processo formativo che ne garantisca, al contempo, la tempestività e la correttezza;

•la definizione delle Linee di Indirizzo del Sistema di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi, aggiornate da ultimo il 3 agosto 2018, con la finalità di individuare l’insieme di strumenti, strutture organizzative, norme e regole aziendali volte a consentire una conduzione dell’impresa sana, corretta e coerente con gli obiettivi aziendali definiti dal Consiglio di Amministrazione, attraverso un adeguato processo di identificazione, misurazione, gestione e monitoraggio dei principali rischi, così come attraverso la strutturazione di adeguati flussi informativi volti a garantire la circolazione delle informazioni;

•l’adozione di un Modello integrato di gestione dei rischi, con l’obiettivo di procedere a una identificazione, quanto più possibile esaustiva, dei rischi inerenti alla complessiva attività del Gruppo;

•l’adozione di una Procedura per le operazioni con Parti Correlate, volta ad assicurare la trasparenza e la correttezza sostanziale e procedurale delle operazioni con parti correlate realizzate direttamente da ERG o per il tramite di società dalla stessa controllate, aggiornata da ultimo il 13 maggio 2021;

•la definizione di un Codice di comportamento in materia di Internal Dealing, approvato nella sua versione aggiornata l'11 maggio 2017, volto a disciplinare gli obblighi informativi nei confronti del mercato, della Società e della Consob con riferimento alle operazioni aventi a oggetto azioni ERG titoli/strumenti di debito emessi da ERG o strumenti derivati o altri strumenti finanziari a essi collegati effettuate, direttamente o indirettamente, dai componenti degli organi di amministrazione e di controllo di ERG e di società controllate rilevanti, dai top manager del Gruppo nonché dalle persone a essi strettamente legate; 

•l’adozione delle Linee guida per la compliance al D.Lgs. 231/01 e alle leggi anticorruzione nelle società del Gruppo ERG, approvate, nella loro ultima versione, il 9 ottobre 2017, che sintetizzano i principi e le regole generali di riferimento che le società controllate del Gruppo ERG29 (le “Società Controllate” e, insieme ad ERG, le “Società del Gruppo ERG” o il “Gruppo ERG”) sono chiamate a tenere in merito all’adozione del Codice Etico e della Policy Anticorruzione e alla valutazione circa l’implementazione di strumenti idonei ai fini della compliance al D.Lgs. 231/01;

•l'adozione del Sistema e della Policy Anticorruzione, successivamente aggiornate fino all'attuale edizione approvata il 2 agosto 2019 nonché di una Procedura per la due diligence delle terze parti significative, aggiornata da ultimo il 26 novembre 2020, con l'obiettivo di contribuire a garantire, insieme al Codice Etico e ai Modelli 231, il rispetto delle leggi anticorruzione nazionali e internazionali dei Paesi nei quali il Gruppo opera;

29 Trattasi delle società direttamente o indirettamente controllate da ERG ai sensi dell’art. 93 del TUF.

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•l’adozione di un Tax Control Framework, ovvero di un sistema di rilevazione, gestione e monitoraggio del rischio fiscale, con l’obiettivo di razionalizzare, potenziare e rendere più efficaci le regole e le procedure di Tax Governance;

•l'adozione, in data 13 maggio 2021, del Regolamento per l'operatività del Consiglio di Amministrazione, del Comitato Controllo Rischi e Sostenibilità e del Comitato Nomine e Compensi (di seguito anche il “Regolamento”) finalizzato, tra l’altro, a disciplinare (i) le regole di funzionamento dell’organo stesso e dei suoi comitati, le modalità di verbalizzazione delle riunioni e le procedure per la gestione dell’informativa agli amministratori, (ii) i criteri «quantitativi» e «qualitativi» funzionali a determinare, ai fini della valutazione dell’indipendenza dei componenti del Consiglio di Amministrazione e del Collegio Sindacale, la rilevanza o meno di eventuali rapporti intrattenuti dagli stessi con la Società o altri soggetti ad essa collegati; (iii) il numero massimo di incarichi negli organi di amministrazione o controllo in altre società rilevanti che possa essere considerato compatibile con un efficace svolgimento dell’incarico di Amministratore e (iv) il piano per la successione dell’Amministratore Delegato;

•l'adozione, in data 13 maggio 2021, di una Politica per la gestione del dialogo con gli azionisti e la generalità degli investitori volta a disciplinare e promuovere lo sviluppo e il mantenimento di un dialogo continuativo, proficuo e trasparente con gli azionisti e gli investitori in genere (di seguito anche la “Politica di Engagement”);

•la definizione, in data 30 luglio 2021, della Diversity & Inclusion Policy, con l’obiettivo di promuove le pari opportunità, garantire il rispetto dei diritti e delle libertà personali e valorizzare le diversità come elementi chiave per il successo e lo sviluppo sostenibile del Gruppo ERG nonché contribuire al raggiungimento degli obiettivi dell’Agenda 2030 delle Nazioni Unite per lo Sviluppo Sostenibile.

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3.INFORMAZIONE SUGLI ASSETTI PROPRIETARI ALLA DATA DEL 31 DICEMBRE 2021 AI SENSI DELL’ART. 123-BIS DEL D.LGS. 24 FEBBRAIO 1998 N. 58 (“TUF”)

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Si segnala, in particolare che:

•riguardo al disposto dell’art. 123-bis, comma 1, lettera a) del TUF, l’Assemblea Straordinaria degli Azionisti del 21 aprile 2020 

ha approvato la modifica dell'art. 10 dello Statuto Sociale, finalizzata ad introdurre un meccanismo di maggiorazione del diritto di voto secondo quanto previsto dall'art. 127-quinquies del TUF. L'adozione del meccanismo di maggiorazione del diritto di voto ha l'obiettivo di incentivare - grazie al maggior peso nel processo decisionale assembleare - investimenti di medio/lungo periodo, che possano, in primis, supportare strategie di lungo termine per lo sviluppo e la crescita del Gruppo nonché contrastare la volatilità del titolo che può, a propria volta, essere innescata da scelte di breve periodo degli investitori. Verrebbero in tal modo favoriti un più efficiente processo di formazione dei prezzi e un approccio all'investimento di carattere non speculativo, in linea con le best practice internazionali in materia di corporate governance nonché con la Direttiva (UE) 2017 /828, finalizzata a promuovere l'impegno, efficace e sostenibile, e l'orientamento al lungo periodo degli azionisti, anche attraverso il maggiore coinvolgimento degli stessi. Ai sensi della predetta modifica statutaria, ciascuna azione dà diritto a voto doppio (e dunque a due voti per ogni azione) ove siano soddisfatte entrambe le seguenti condizioni: (a) l'azione sia appartenuta al medesimo soggetto, in virtù di un diritto reale legittimante, per un periodo continuativo di almeno 24 (ventiquattro) mesi; e (b) la ricorrenza del presupposto sub (a) sia attestata dall'iscrizione continuativa, per un periodo di almeno 24 (ventiquattro) mesi, nell'elenco speciale appositamente istituito dalla Società (l'"Elenco Speciale"). In data 18 giugno 2020, il Consiglio di Amministrazione, in virtù della delega ad esso conferita dall'Assemblea del 21 aprile 2020, ha adottato il regolamento per disciplinare le modalità di iscrizione, di tenuta e di aggiornamento dell'Elenco Speciale nel rispetto della normativa applicabile, dello Statuto Sociale e delle prassi di mercato. Ad oggi, in considerazione della data di introduzione del meccanismo, non vi sono azioni che beneficiano della maggiorazione del diritto di voto.

•riguardo al disposto dell’art. 123-bis, comma 1, lettera h) del TUF, l’esistenza di rapporti di finanziamento contenenti usuali 

disposizioni sul cambiamento di controllo del debitore che possono teoricamente comportare il rimborso del finanziamento medesimo qualora si verifichi tale cambiamento di controllo in capo a ERG S.p.A. e in particolare: (i) finanziamento bilaterale erogato da UBI in data 26 febbraio 2016, con un importo outstanding, al 31 dicembre 2021, di 100 milioni di Euro e scadenza ultima a marzo 2023; (ii) finanziamento bilaterale erogato da Mediobanca in data 11 marzo 2016, con un importo outstanding, al 31 dicembre 2021, di 150 milioni di Euro e scadenza ultima a giugno 2023; (iii) finanziamento bilaterale erogato da BNL in data 20 dicembre 2018, con un importo outstanding al 31 dicembre 2021 di 100 milioni di Euro e scadenza ultima a novembre 2023 (integralmente prepagato il 31 gennaio 2022); (iv) finanziamento bilaterale erogato da Credit Agricole in data 4 febbraio 2019, con un importo outstanding al 31 dicembre 2021 di 100 milioni di Euro e scadenza ultima a novembre 2023 (integralmente prepagato il 31 gennaio 2022); (v) finanziamento bilaterale erogato da Commerzbank in data 2 maggio 2019, con un importo outstanding al 31 dicembre 2021 di 60 milioni di Euro e scadenza ultima a maggio 2024 (integralmente prepagato il 31 gennaio 2022);

•riguardo al disposto dell’art. 123-bis, comma 1, lettera i) del TUF, il Consiglio di Amministrazione, nell’adunanza del 13 maggio 

2021, su proposta del Comitato Nomine e Compensi e sentito il Collegio Sindacale, nel pieno rispetto dei valori e degli interessi di medio-lungo termine del Gruppo ERG, ha riconosciuto all’Amministratore Delegato il diritto a ricevere un’indennità di cessazione della carica pari a € 3.000.000, spettante in caso di dimissioni per giusta causa o revoca senza giusta causa, così come in determinate ipotesi di sopravvenuta impossibilità della prestazione, di mancato rinnovo o di modifica del mandato, anche riconducibili a modifiche dell’assetto proprietario. Non si farà luogo al riconoscimento di tale indennità quando la cessazione, la revoca od il mancato rinnovo dipendano da giusta causa. L’indennità di cessazione della carica non è corrisposta se la cessazione del rapporto è dovuta al raggiungimento di risultati inferiori al 1/3 dei target fissati nel Sistema Performance Share 2021-2023, salvo eventi straordinari non imputabili all’operato dell’Amministratore Delegato. Si precisa che a favore degli Amministratori Esecutivi non esistono ulteriori accordi che prevedono indennità in caso di cessazione dalla carica o risoluzione del rapporto di lavoro.

•riguardo al disposto dell’art. 123-bis, comma 1, lettera l) del TUF, le norme applicabili alla nomina e alla sostituzione dei 

componenti del Consiglio di Amministrazione e del Collegio Sindacale nonché alla modifica dello Statuto Sociale sono dettagliatamente descritte nelle pertinenti sezioni della presente relazione (di seguito anche la “Relazione”);

•riguardo al disposto dell’art. 123-bis, comma 1, lettera m) del TUF, l’Assemblea degli Azionisti del 26 aprile 2021 ha autorizzato 

il Consiglio di Amministrazione

oai sensi dell’art. 2357 del Codice Civile – previa revoca, per il periodo ancora mancante, della precedente autorizzazione deliberata dall’Assemblea degli Azionisti il 21 aprile 2020 – per un periodo di 18 mesi a decorrere dal 26 aprile 2021, ad acquistare azioni proprie entro un massimale rotativo (per ciò intendendosi il quantitativo massimo di azioni proprie di volta in 

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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;

oai sensi dell’art. 2357-ter del Codice Civile – previa revoca, per il periodo ancora mancante, della precedente autorizzazione deliberata dall’Assemblea degli Azionisti il 21 aprile 2020 – per un periodo di 18 mesi a decorrere dal 26 aprile 2021, 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.

•riguardo al disposto dell’art. 2497 e ss. del Codice Civile, ERG è controllata da San Quirico S.p.A. (anche la “Società 

Controllante”), che non esercita peraltro alcuna attività di direzione e coordinamento ai sensi degli artt. 2497 e seguenti del Codice Civile sulla propria controllata pure in considerazione del fatto che una norma del proprio Statuto Sociale vieta espressamente alla società di svolgere attività di direzione e coordinamento nei confronti di proprie controllate.

Tale circostanza è periodicamente valutata dal Consiglio di Amministrazione anche sulla base di un esame preliminare condotto dal Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità. 

ERG svolge, a sua volta, attività di direzione e coordinamento nei confronti delle società controllate, direttamente o indirettamente. 

Il perimetro delle società interessate e il contenuto dell’attività eventualmente esercitata nei confronti di ciascuna sono periodicamente valutati dal Consiglio di Amministrazione, sulla base di un esame preliminare condotto dal Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità.

In particolare, il Consiglio di Amministrazione, nell’adunanza del 20 luglio 2021, ha dato atto che:

oSan Quirico S.p.A. non esercita alcuna attività di direzione e coordinamento ai sensi degli artt. 2497 e seguenti del Codice Civile sulla propria controllata;

oERG svolge un’attività di direzione e coordinamento nei confronti delle Società Controllate, 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 ed operativa delle suddette società controllate e si articola

➢nella definizione delle strategie di business, del sistema di corporate governance e degli assetti societari;

➢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 ed engineering development and M&A ed engineering development.

Si segnala, inoltre, che, a seguito di quanto deliberato in data 30 luglio 2021 dal Consiglio di Amministrazione, il 5 agosto 2021 è stato perfezionato il rinnovo del programma di emissioni di prestiti obbligazionari non convertibili a medio lungo termine (Euro Medium Term Notes Programme - EMTN), della durata di un anno e rinnovabile a scadenza, aumentandone l’importo massimo complessivo a Euro 3.000 milioni (1.900 milioni al netto delle emissioni già avvenute negli scorsi anni). Nell'ambito del predetto programma in data 8 settembre 2021 è stato collocato un ulteriore prestito obbligazionario green, di importo pari ad Euro 500.000.000, della durata di 10 anni a tasso fisso, quotato presso il mercato regolamentato della Borsa di Lussemburgo. Pertanto, considerando le emissioni già avvenute nel corso degli anni, l’importo massimo complessivo residuo del suddetto programma EMTN è di 1.400 milioni.

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4.COMPLIANCE

La Società, al fine di adeguare la propria governance alle migliori best practice di mercato, ha aderito al Codice di Autodisciplina sin dalla prima edizione del 1999.

In data 31 gennaio 2020 è stato pubblicato il Codice di Corporate Governance promosso da Borsa Italiana S.p.A., alle cui raccomandazione gli emittenti sono chiamati ad aderire a partire dal 1° gennaio 2021, informandone il mercato nella presente relazione sul governo societario e gli assetti proprietari.

In data 15 ottobre 2020, il Consiglio di Amministrazione di ERG ha deliberato all’unanimità di aderire al Nuovo Codice dando mandato al Presidente di porre in essere quanto necessario ovvero opportuno per dare compiuta esecuzione alla delibera assunta. Il Nuovo Codice è accessibile al pubblico sul sito web del Comitato per la Corporate Governance alla pagina [ https://www.borsaitaliana.it/comitato- ](https://www.borsaitaliana.it/comitato-corporate-governance/codice/2020.pdf)

[ corporate-governance/codice/2020.pdf ](https://www.borsaitaliana.it/comitato-corporate-governance/codice/2020.pdf)

Si riportano di seguito le principali milestone del percorso di adeguamento del Gruppo ERG alle raccomandazioni del Nuovo Codice:

•approvazione, in data 11 marzo 2021, della Politica in materia di remunerazione che prevede l’inserimento di specifici obiettivi di sostenibilità per il management nel Sistema MBO e nel Sistema LTI 2021-2023 e sempre maggiori elementi di trasparenza in linea con le best practice;

•nomina, in data 21 aprile 2021, di un Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità, il quale, oltre ad esaminare preventivamente il processo di definizione della Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario (in continuità con la governance della Società), è chiamato a valutare preventivamente il Piano ESG e a monitorare l’attività di volta in volta posta in essere rispetto agli obiettivi del Piano medesimo;

•approvazione, in data 13 maggio 2021, congiuntamente al Piano Industriale 2021-2025, previo parere favorevole del Comitato Controllo Rischi e Sostenibilità, del Piano ESG 2021-2025, ponendo così gli obiettivi ESG al centro della strategia di ERG ed integrando la sostenibilità nel business;

•definizione, in data 13 maggio 2021, su proposta del Comitato Nomine e Compensi, di specifici obiettivi di sostenibilità, tratti dal Piano ESG, all’interno del Sistema LTI 2021-2023 e del Sistema MBO, conformemente a quanto indicato nella Politica in materia di remunerazione, approvata dall’Assemblea del 21 aprile 2021;

•adozione, in data 13 maggio 2021, del Regolamento per l'operatività del Consiglio di Amministrazione, del Comitato Controllo Rischi e Sostenibilità e del Comitato Nomine e Compensi finalizzato, tra l’altro, a disciplinare (i) le regole di funzionamento dell’organo stesso e dei suoi comitati, le modalità di verbalizzazione delle riunioni e le procedure per la gestione dell’informativa agli amministratori, (ii) i criteri «quantitativi» e «qualitativi» funzionali a determinare, ai fini della valutazione dell’indipendenza dei componenti del Consiglio di Amministrazione e del Collegio Sindacale, la rilevanza o meno di eventuali rapporti intrattenuti dagli stessi con la Società o altri soggetti ad essa collegati; (iii) il numero massimo di incarichi negli organi di amministrazione o controllo in altre società rilevanti che possa essere considerato compatibile con un efficace svolgimento dell’incarico di Amministratore e (iv) il piano per la successione dell’Amministratore Delegato;

•adozione, in data 13 maggio 2021, di una Politica per la gestione del dialogo con gli azionisti e la generalità degli investitori volta a disciplinare e promuovere lo sviluppo e il mantenimento di un dialogo continuativo, proficuo e trasparente con gli azionisti e gli investitori in genere;

•definizione, in data 30 luglio 2021, della Diversity & Inclusion Policy, con l’obiettivo di promuove le pari opportunità, garantire il rispetto dei diritti e delle libertà personali e valorizzare le diversità come elementi chiave per il successo e lo sviluppo sostenibile del Gruppo ERG contribuendo al raggiungimento degli obiettivi dell’Agenda 2030 delle Nazioni Unite per lo Sviluppo Sostenibile.

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5.IL GOVERNO SOCIETARIO

Il governo societario di ERG è conforme alle disposizioni del Codice Civile e alle altre disposizioni legislative e regolamentari in materia di società, in particolare di quelle contenute nel TUF, e riflette, nel suo complesso, l’adesione al 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.

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5.1ORGANI STATUTARI 

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Consiglio di Amministrazione

Edoardo GarroneAlessandro Garrone Giovanni Mondini

Presidente Vice Presidente Vice Presidente 

Paolo Luigi Merli Luca Bettonte Emanuela Bonadiman

Amministratore Delegato Consigliere Consigliere 

Mara Anna Rita Caverni  Marco Costaguta Elena Grifoni Winters

Consigliere Consigliere Consigliere

Federica Lolli  Elisabetta Oliveri  Mario Paterlini

Consigliere Consigliere Consigliere

L’attuale Consiglio di Amministrazione, composto da dodici membri, è stato nominato dall’Assemblea degli Azionisti del 26 aprile 202130; conseguentemente, il mandato conferito al Consiglio di Amministrazione scadrà alla data dell’Assemblea convocata per l’approvazione del Bilancio al 31 dicembre 2023.

Nomina

Per la nomina dell'attuale Consiglio di Amministrazione sono state presentate due liste di candidati, una da parte dell’azionista San Quirico S.p.A. e l’altra da parte di alcuni investitori, così composte31:

30 L’Assemblea degli Azionisti non ha autorizzato in via generale e preventiva deroghe al divieto di concorrenza previsto dall’art. 2390 del Codice Civile.

31 Per la percentuale dei voti ottenuti dalle liste in rapporto al capitale votante si rimanda al Rendiconto sintetico delle votazioni sui punti all’ordine del giorno dell’Assemblea degli Azionisti del 26 aprile 2021, disponibile sul sito internet della Società (www.erg.eu) nella sezione “Corporate Governance/Assemblea degli Azionisti 2021”.

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Lista San Quirico S.p.A.Lista Investitori

1\. Edoardo Garrone7\. Elisabetta Oliveri*1\. Mario Paterlini*

2\. Alessandro Garrone8\. Mara Anna Rita Caverni*

3\. Giovanni Mondini9\. Federica Lolli*

4\. Paolo Luigi Merli10.Emanuela Bonadiman*

5\. Luca Bettonte11.Elena Grifoni Winters*

6\. Marco Costaguta12\. Paolo Francesco Lanzoni

* Candidato indicato nella lista come in possesso dei requisiti di indipendenza ai sensi di quanto previsto dal TUF nonché idoneo a qualificarsi come indipendente ai sensi del Codice di Corporate Governance.

Ai sensi dello Statuto Sociale la Società è amministrata da un Consiglio di Amministrazione composto, nel rispetto del criterio di equilibrio tra generi previsto dalle vigenti disposizioni legislative e regolamentari32, da non meno di 5 e da non più di 15 componenti. 

La nomina degli Amministratori avviene sulla base di liste presentate dagli azionisti – nelle quali i candidati devono essere elencati mediante un numero progressivo – che, corredate dalle informazioni sulle caratteristiche personali e professionali dei candidati e dall’indicazione circa l’eventuale possesso dei requisiti di indipendenza previsti dal TUF, devono essere depositate, ai sensi dell’art. 147-ter, comma 1-bis, del TUF, entro il venticinquesimo giorno precedente la data dell’Assemblea ed essere messe a disposizione del pubblico almeno ventuno giorni prima di tale Assemblea. Hanno diritto di presentare le liste soltanto gli azionisti che - da soli o insieme ad altri azionisti - rappresentino almeno la quota di partecipazione al capitale sociale stabilita dall’art. 144-quater del Regolamento di attuazione del TUF, adottato dalla CONSOB con delibera n. 11971 del 14 maggio 1999 (il “Regolamento Emittenti”), attualmente pari all’1%33. Tale quota è la medesima di quella necessaria per la presentazione di liste in occasione della nomina del Consiglio di Amministrazione in carica34. Lo Statuto non prevede la possibilità che il Consiglio di Amministrazione uscente possa presentare una lista.

Ogni azionista può presentare o concorrere alla presentazione di una sola lista e ogni candidato può presentarsi in una sola lista a pena di ineleggibilità. Ogni lista deve contenere un numero di candidati non superiore al numero massimo degli amministratori previsti dal primo comma dell’art. 15 dello Statuto e, ad eccezione di quelle che presentano un numero di candidati inferiore a tre, rispettare il criterio di equilibrio tra generi previsto dalle vigenti disposizioni legislative e regolamentari.

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 deve essere riservato al genere meno rappresentato una quota pari ad almeno due quinti degli Amministratori eletti.

Le liste indicano quali sono gli Amministratori in possesso dei requisiti di indipendenza stabiliti dall’articolo 147-ter, comma 4, del TUF. Almeno un candidato per ciascuna lista, ovvero due candidati nel caso di lista con più di sette membri, deve/ono possedere i suddetti requisiti di indipendenza. È, pertanto, possibile presentare liste (i) con un unico candidato, il quale dovrà essere in possesso dei requisiti di indipendenza stabiliti dall’articolo 147-ter, comma 4, del TUF ovvero (ii) con più candidati, nel limite massimo previsto dall’art. 15, comma 1 (15 componenti), restando inteso che nelle liste con più di sette candidati almeno due di essi dovranno essere in possesso dei requisiti di indipendenza stabiliti dall’articolo 147-ter, comma 4, del T.U.F.

Tutti i candidati devono possedere i requisiti di onorabilità stabiliti per i membri degli Organi di controllo dalla normativa vigente, nonché i requisiti di professionalità adeguati al ruolo da ricoprire.

Unitamente a ciascuna lista, entro il termine sopra indicato, deve essere depositata per ciascun candidato la dichiarazione con la quale quest’ultimo accetta la propria candidatura e attesta, sotto la propria responsabilità, l’inesistenza di cause di ineleggibilità e di incompatibilità, nonché l’esistenza dei requisiti prescritti dalla normativa applicabile e fornisce l’eventuale indicazione a qualificarsi come indipendente.

Ai fini del riparto degli Amministratori da eleggere, non si tiene conto delle liste che non hanno conseguito tanti voti che rappresentino una percentuale di partecipazione al capitale sociale almeno pari alla metà di quella richiesta per la presentazione delle stesse.

Ogni avente diritto al voto può votare una sola lista.

All’elezione degli Amministratori si procede come segue:

a)dalla lista che ha ottenuto la maggioranza dei voti espressi vengono tratti, nell’ordine progressivo con il quale sono elencati nella lista stessa, un numero di Amministratori pari al numero dei componenti da eleggere meno uno, fatto salvo quanto previsto all’art. 

32 Ai sensi dell’art. 147-ter, comma 1-ter, del TUF, così come modificato dalla legge 27 dicembre 2019, n. 160, lo statuto delle società quotate deve riservare al genere meno rappresentato almeno i due quinti dei componenti degli organi di amministrazione, per sei mandati consecutivi. Tale criterio di riparto si applica a decorrere dal primo rinnovo degli organi di amministrazione delle società quotate successivo al 1° gennaio 2020.

33 Ai sensi della Delibera CONSOB n. 60 del 28 gennaio 2022. 

34 Ai sensi della Delibera CONSOB n. 44 del 29 gennaio 2021.

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15, comma 5 e 5-bis, dello Statuto Sociale rispettivamente per la nomina degli Amministratori indipendenti e in merito al rispetto del criterio di equilibrio tra generi nella composizione del Consiglio di Amministrazione;

b)il restante Amministratore viene tratto dalla lista di minoranza che ha ottenuto il maggior numero di voti;

c)in caso di presentazione di una sola lista, ovvero, in caso di mancato raggiungimento del quorum richiesto da parte delle altre liste, gli Amministratori sono eletti nell’ambito della lista presentata o che ha raggiunto il quorum fino a concorrenza dei candidati in essa presentati, fatto salvo quanto previsto all’art. 15, comma 5-bis, dello Statuto Sociale in merito al rispetto del criterio di equilibrio tra generi nella composizione del Consiglio di Amministrazione.

È in ogni caso considerato eletto il candidato o, nel caso di lista con più di sette membri i primi due candidati, nell’ordine progressivo con il quale sono elencati nella lista stessa, in possesso dei requisiti di indipendenza appartenente/i alla lista che abbia ottenuto il maggior numero di voti35.

Sostituzione

In caso di vacanza di uno o più posti di Consigliere si provvederà ai sensi di legge. Il Consiglio di Amministrazione, ai sensi del Regolamento, viene supportato dal Comitato Nomine e Compensi nell’individuazione dei candidati alla carica di amministratore in caso di cooptazione. Qualora, tuttavia, per qualsiasi causa venga a mancare, prima della scadenza del mandato, la maggioranza degli Amministratori nominati dall’Assemblea, decade l’intero Consiglio e l’Assemblea dovrà essere convocata d’urgenza dagli Amministratori rimasti in carica per la ricostituzione dello stesso. Il Consiglio resterà peraltro in carica per il compimento dei soli atti di ordinaria amministrazione fino a che l’Assemblea avrà deliberato in merito al suo rinnovo e sarà intervenuta l’accettazione da parte della maggioranza dei nuovi Amministratori.

Composizione

Gli Amministratori in carica alla data di approvazione della Relazione sono i seguenti36:

Edoardo GarronePresidente

Alessandro GarroneVice Presidente

Giovanni MondiniVice Presidente

Paolo Luigi Merli Amministratore Delegato

Luca Bettonte Consigliere

Emanuela BonadimanConsigliere

Mara Anna Rita CaverniConsigliere

Marco CostagutaConsigliere

Elena Grifoni Winters Consigliere

Federica LolliConsigliere

Elisabetta OliveriConsigliere

Mario PaterliniConsigliere

Amministratori esecutivi

Edoardo Garrone

Alessandro Garrone37

Paolo Luigi Merli

Amministratori non esecutivi

Luca Bettonte 

Giovanni Mondini

Marco Costaguta

Amministratori indipendenti ai sensi del TUF e del Nuovo Codice 

Emanuela Bonadiman 

Mara Anna Rita Caverni38

Elena Grifoni Winters 

35 Per ulteriori informazioni, ivi incluse quelle relative alle disposizioni volte a garantire il rispetto del criterio di equilibrio tra generi nella composizione del Consiglio di Amministrazione, si rimanda allo Statuto Sociale, disponibile sul sito internet della Società (www.erg.eu) nella sezione “Corporate Governance/Etica d'Impresa”.

36 Per le caratteristiche personali e professionali di ciascun amministratore in carica si rimanda ai relativi curriculum vitae disponibili sul sito internet della Società (www.erg.eu) nella sezione “Corporate Governance/Consiglio di Amministrazione”.

37 Ricopre la carica di Amministratore incaricato del Sistema di controllo interno e di gestione dei rischi.

38 Lead Independent Director.

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Federica Lolli

Elisabetta Oliveri

Mario Paterlini

Segretario

Giovanni Marco Scollo

Valutazione di indipendenza

Il Consiglio di Amministrazione nella prima riunione successiva alla nomina – tenutasi in data 26 aprile 2021– ha valutato positivamente, sulla base delle informazioni dagli stessi fornite o comunque a disposizione della Società, l’indipendenza dei Consiglieri Emanuela Bonadiman, Mara Anna Rita Caverni, Elena Grifoni Winters, Federica Lolli, Elisabetta Oliveri e Mario Paterlini sia con riferimento a quanto previsto dall’art. 148, comma terzo, del Testo Unico della Finanza che con riferimento a quanto contenuto nel Nuovo Codice. 

Ai sensi di quanto previsto dall’art. 2, raccomandazione 7, secondo paragrafo, del Nuovo Codice, il Consiglio di Amministrazione, nell’adunanza del 13 maggio 2021, ha definito al paragrafo 1.4.1 del Regolamento i criteri «quantitativi» e «qualitativi» funzionali a determinare, ai fini della valutazione dell’indipendenza dei componenti del Consiglio di Amministrazione e del Collegio Sindacale, la rilevanza o meno di eventuali rapporti intrattenuti dagli stessi con la Società o altri soggetti ad essa collegati.

Il Consiglio di Amministrazione, in particolare, considera come significativa (ovvero come circostanza potenzialmente idonea a compromettere l’indipendenza di un Amministratore, da valutarsi pertanto in concreto da parte del Consiglio di Amministrazione):

a)una relazione commerciale o finanziaria, in essere o intrattenuta nei tre esercizi precedenti, con la Società, le Società Controllate, la Società Controllante o con i relativi Amministratori esecutivi o Dirigenti con Responsabilità Strategiche il cui corrispettivo annuo complessivo a favore dell’Amministratore (o dell’impresa o dell’ente di cui l’Amministratore abbia il controllo o sia amministratore esecutivo) incida in maniera superiore (i) al 5% sul fatturato annuo complessivo dell’Amministratore (ove imprenditore individuale) o (ii) al 5% sul fatturato annuo complessivo dell’impresa o dell’ente di cui l’Amministratore abbia il controllo o sia amministratore esecutivo;

b)una relazione professionale, in essere o intrattenuta nei tre esercizi precedenti, con la Società, le Società Controllate, la Società Controllante o con i relativi Amministratori Esecutivi o Dirigenti con Responsabilità Strategiche il cui corrispettivo annuo complessivo a favore dell’Amministratore (o dello studio professionale o della società di consulenza di cui l’Amministratore sia partner) incida in maniera superiore (i) al 5% sul fatturato annuo complessivo dell’Amministratore (ove consulente individuale) o (ii) al 5% sul fatturato annuo complessivo dello studio professionale o della società di consulenza di cui l’Amministratore sia partner;

c)una remunerazione aggiuntiva, in essere o ricevuta dall’Amministratore nei tre esercizi precedenti, da parte della Società, di Società Controllate o della Società Controllante che risulti, complessivamente e su base annuale, superiore al 45% rispetto (i) al compenso fisso per la carica di Amministratore deliberato dall’Assemblea e (ii) alla remunerazione prevista per la partecipazione ai Comitati Consiliari (incluso il Comitato Strategico che  è chiamato a svolgere le funzioni previste dall’art. 1, lett. a) del Nuovo Codice) e ad altri comitati/organismi previsti dalla normativa vigente, con esclusione della remunerazione derivante dalla partecipazione a eventuali comitati esecutivi. 

Costituisce, inoltre, circostanza idonea a compromettere l’indipendenza di un Amministratore anche il fatto di essere uno Stretto Familiare39 di una persona che si trovi in una delle predette situazioni. 

Ai fini di quanto previsto dalla raccomandazione 9 del Nuovo Codice, i predetti criteri vengono utilizzati anche per la valutazione dell’indipendenza dei componenti il Collegio Sindacale. A tal fine non verranno considerate come significative anche le retribuzioni

aggiuntive previste per la partecipazione agli organi di controllo delle Società Controllate.

Il Consiglio di Amministrazione, con il parere del Comitato Nomine e Compensi, sarà comunque chiamato a valutare ogni singolo caso dando prevalenza alla sostanza sulla forma, con la facoltà quindi di (i) accordare eventuali deroghe (anche temporanee) ai parametri sopra indicati o (ii) considerare come significativa una relazione indipendentemente dai predetti parametri.

Delle valutazioni effettuate in tal senso da parte del Consiglio di Amministrazione viene data informativa nella relazione annuale sul governo societario e gli assetti proprietari.

39 Si considerano stretti familiari di una persona quei familiari che ci si attende possano influenzare, o essere influenzati da, tale persona nei loro rapporti con la società, tra cui: (a) i figli e il coniuge o il convivente di quella persona; (b) i figli del coniuge o del convivente di quella persona; (c) le persone a carico di quella persona o del coniuge o del convivente.

127

Il Consiglio di Amministrazione, nell’adunanza del 30 luglio 2021, ha confermato la valutazione positiva effettuata il 26 aprile 2021 circa l’indipendenza dei Consiglieri Emanuela Bonadiman, Mara Anna Rita Caverni, Elena Grifoni Winters, Federica Lolli, Elisabetta Oliveri e Mario Paterlini anche sulla base dei criteri «quantitativi» e «qualitativi» definiti nel paragrafo 1.4.1 del Regolamento.

Il Collegio Sindacale ha verificato la corretta applicazione dei criteri e delle procedure di accertamento adottate dal Consiglio di Amministrazione per valutare l’indipendenza dei propri componenti. 

Cumulo massimo di incarichi ricoperti in altre società

Ai sensi di quanto previsto dall’art. 3, raccomandazione 15 del Nuovo Codice, il Consiglio di Amministrazione ha definito, al paragrafo 1.4.2 del Regolamento, previa valutazione preventiva da parte del Comitato Nomine e Compensi, il proprio orientamento in merito al numero massimo di incarichi negli organi di amministrazione o controllo in società diverse dalle Società del Gruppo (i) italiane o estere, con azioni quotate in mercati regolamentati; (ii) italiane o estere, con azioni non quotate in mercati regolamentati e che operano nei settori assicurativo, bancario o finanziario; (iii) italiane o estere, con azioni non quotate in mercati regolamentati e che, pur operando in settori diversi da quelli indicati sub (ii), siano qualificabili come “società grandi” ai sensi di quanto previsto art. 144-duodecies, comma 1, lettera f) del Regolamento Emittenti (le “Società Rilevanti”):

•l’Amministratore Delegato non dovrebbe ricoprire alcun incarico di amministratore esecutivo ovvero di componente dell’organo di controllo e più di due incarichi di amministratore non esecutivo;

•un Amministratore esecutivo, diverso dall’Amministratore Delegato, non dovrebbe ricoprire più di due incarichi di amministratore esecutivo (con deleghe gestionali) ovvero di componente dell’organo di controllo, restando inteso che in ogni caso il numero degli incarichi non può essere complessivamente superiore a cinque;

•un Amministratore non esecutivo non dovrebbe ricoprire più di sei incarichi complessivi.

Il Consiglio di Amministrazione è comunque chiamato a valutare ogni singolo caso dando prevalenza alla sostanza sulla forma, con la facoltà quindi, sentito il Comitato Nomine e Compensi, di accordare eventuali deroghe (anche temporanee) ai parametri sopra indicati.

Delle valutazioni effettuate in tal senso da parte del Consiglio di Amministrazione viene data informativa nella relazione annuale sul governo societario e gli assetti proprietari 

Cariche di amministratore o sindaco ricoperte dagli Amministratori in Società Rilevanti al 31 dicembre 2021:

Edoardo GarronePresidente del Consiglio di Amministrazione di San Quirico S.p.A.

Presidente del Consiglio di Amministrazione de Il Sole 24 Ore S.p.A.

Alessandro GarroneConsigliere di Banca Passadore e C. S.p.A.

Giovanni MondiniVice Presidente del Consiglio di Amministrazione di San Quirico S.p.A.

Luca BettonteConsigliere ed Amministratore Delegato di San Quirico S.p.A.

Emanuela Bonadiman Consigliere di Brunello Cucinelli S.p.A.

Mara Anna Rita CaverniConsigliere di Cordusio SIM S.p.A. 

Consigliere di Consigliere di Arcturus S.r.l.

Presidente del Consiglio di Amministrazione di Italcanditi S.p.A.

Marco CostagutaConsigliere di Fine Foods & Farmaceuticals N.T.M. S.p.A.

Consigliere di Eurotech S.p.A.

Consigliere di Goglio S.p.A.

Consigliere di De Agostini S.p.A.

Consigliere di Messaggerie Italiane S.p.A.

Consigliere di Artsana S.p.A.

Federica LolliConsigliere di Basell Poliolefine Italia S.r.l.

Elisabetta OliveriConsigliere di Fincantieri S.p.A. 

Presidente del Consiglio di Amministrazione di SAGAT S.p.A.

Consigliere di TREVI - Finanziaria Industriale S.p.A.

Mario PaterliniConsigliere di Buzzi Unicem S.p.A.

128

Piano di successione dell’Amministratore Delegato

Ai sensi di quanto previsto dal principio XIII e dalla raccomandazione 19 dell’articolo 4 del Nuovo Codice, Il Consiglio di Amministrazione ha definito, al paragrafo 1.4.3 del Regolamento, un piano per la successione dell’Amministratore Delegato.

Nel caso di cessazione anticipata dall’incarico dell’Amministratore Delegato, ovvero di impedimento permanente allo svolgimento delle sue funzioni: 

•il Presidente del Consiglio di Amministrazione convoca d’urgenza (con un preavviso di due giorni liberi) il Consiglio di Amministrazione;

•il Consiglio di Amministrazione, preso atto della cessazione anticipata dell’Amministratore Delegato ovvero dell’impedimento permanente allo svolgimento delle sue funzioni:

oconferisce temporaneamente i poteri per la gestione ordinaria della Società al Vice Presidente Esecutivo o ad altro Consigliere;

oincarica il Comitato Nomine e Compensi di avviare tempestivamente il processo per l’individuazione (anche attraverso società di consulenza specializzata nel settore) di possibili candidati alla carica di Consigliere di Amministrazione e di Amministratore Delegato;

•il Consiglio di Amministrazione, su proposta del Comitato Nomine e Compensi, procede alla cooptazione di un Consigliere e individua il nuovo Amministratore Delegato conferendogli i relativi poteri.

Nel caso di impedimento temporaneo dell’Amministratore Delegato allo svolgimento delle sue funzioni:

•il Presidente del Consiglio di Amministrazione convoca d’urgenza (con un preavviso di due giorni liberi) il Consiglio di Amministrazione;

•il Consiglio di Amministrazione, preso atto dell’impedimento temporaneo dell’Amministratore Delegato allo svolgimento delle sue funzioni conferisce, fino al protrarsi dell’impedimento temporaneo, i poteri per la gestione ordinaria della Società al Vice Presidente Esecutivo o ad altro Consigliere.

Inoltre, ai sensi di quanto previsto dalla raccomandazione 19 dell’articolo 4 del Nuovo Codice, si precisa che il Comitato Nomine e Compensi, nella riunione del 3 marzo 2021, ha condiviso il processo seguito ai fini della definizione del succession plan 2021 per il top management del Gruppo ERG, riferendo al Consiglio di Amministrazione, nella prima adunanza consiliare utile.

Compensi e remunerazioni degli Amministratori – Percorso evolutivo della Politica in materia di remunerazione 

Il Consiglio di Amministrazione, su proposta del Comitato Nomine e Compensi, ha approvato in data 20 dicembre 2011 la propria Politica in materia di remunerazione dei componenti del Consiglio di Amministrazione e dei Dirigenti con responsabilità strategiche (di seguito anche la “Politica sulla Remunerazione”) tenendo conto, in particolare:

•dell’articolo 6 del Codice di Autodisciplina; 

•delle disposizioni del TUF e del Regolamento Emittenti in materia di trasparenza delle remunerazioni degli amministratori delle società quotate e dei dirigenti con responsabilità strategiche;

•della Procedura per le operazioni con Parti Correlate e dei principi espressi nel Codice Etico del Gruppo.

La Politica sulla Remunerazione, nel corso degli anni, è stata oggetto di diverse revisioni finalizzate a recepire, in particolare, (i) variazioni di carattere organizzativo, (ii) nuove disposizioni legislative e regolamentari, (iii) raccomandazioni del Codice di Autodisciplina e (iv) best practice in genere. 

Tra le più recenti revisioni della Politica sulla Remunerazione si segnalano quelle approvate dal Consiglio di Amministrazione, su proposta del Comitato Nomine e Compensi:

•in data 11 marzo 2021, al fine di tener conto (i) delle modifiche introdotte dalla Consob, con delibera n. 21623 del 10 dicembre 2020, al Regolamento Emittenti e allo schema 7-bis dell’allegato 3A al Regolamento Emittenti, in attuazione della delega alla stessa attribuita dal suddetto art. 123-ter del TUF; (ii) con efficacia a decorrere dall'esercizio 2021, dei principi generali del Sistema LTI 2021-2023; (iii) delle raccomandazioni del Nuovo Codice e del Comitato italiano per la Corporate Governance in termini di sostenibilità.

•in data 14 marzo 2022, al fine di recepire (i) le modifiche intervenute a seguito della nomina del nuovo Consiglio di Amministrazione, della nomina del nuovo Amministratore Delegato e del venir meno della figura del Direttore Generale (ii) la delibera del Consiglio di Amministrazione, avvenuta in data 13 maggio 2021, con la quale sono state definite le condizioni necessarie a dare attuazione al Sistema LTI 2021-2023, in linea con la vigente Politica sulla Remunerazione e alla luce del Piano Industriale e del Piano ESG 2021-2025 nonché (iii) l’intervenuta approvazione del Nuovo Piano Industriale e del Nuovo Piano ESG ad esito della Cessione dell’Hydro e dell’Accordo sul Thermo.

129

Nel corso del 2021, i membri del Comitato Nomine e Compensi hanno provveduto a formulare al Consiglio di Amministrazione proposte sulla remunerazione degli Amministratori (nominati dall’Assemblea del 26 aprile 2021) esecutivi o investiti di particolari cariche o chiamati a far parte del Comitato Strategico40, conformemente a quanto previsto dalla vigente Politica sulla Remunerazione41.

Deleghe

Il Consiglio di Amministrazione, nell’adunanza del 26 aprile 2021, ha attribuito per tre esercizi e pertanto sino alla data dell’Assemblea convocata per l’approvazione del Bilancio di Esercizio al 31 dicembre 2023:

•al Presidente Edoardo Garrone

-la delega a gestire, attraverso compiti di supervisione, indirizzo e controllo, le attività di affari societari, tenuto conto del ruolo dallo stesso svolto quale Presidente del Consiglio di Amministrazione e di quanto precisato in merito dal Nuovo Codice42. 

•al Vice Presidente Alessandro Garrone

-la delega a sovrintendere alle attività preliminari e funzionali alla definizione degli obiettivi strategici della Società e del Gruppo e alla predisposizione del relativo Piano Industriale, da sottoporre al Consiglio di Amministrazione per l’esame e l’eventuale approvazione; conseguentemente, provvedere al coordinamento strategico delle Società Controllate;

-la delega a esercitare la supervisione e il controllo sulle attività finalizzate alla predisposizione dei progetti di Budget da presentare all’esame e all’eventuale approvazione del Consiglio di Amministrazione; 

-la delega a condurre attività di indirizzo e supervisione nella ricerca, elaborazione e negoziazione con terzi dei progetti di fusione e acquisizione nonché nelle operazioni di finanza strutturata che, per la loro rilevanza, siano soggette all’approvazione del Consiglio di Amministrazione;

-la delega a sovrintendere alla definizione della struttura organizzativa della Società fino al livello dei secondi riporti dell’Amministratore Delegato, concorrendo con quest’ultimo all’assunzione delle decisioni in merito alla nomina di direttori e dirigenti, ai licenziamenti di qualsiasi dipendente nonché alle politiche retributive e di incentivazione; 

-la delega a sovrintendere, attraverso compiti di supervisione, indirizzo e controllo, alle attività e ai processi di internal audit, risk management e compliance;

-la carica di Amministratore incaricato del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, conferendo allo stesso i poteri e le responsabilità previste al riguardo dal Nuovo Codice coerentemente con le Linee di indirizzo del Sistema di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi approvate dalla Società;

•all’Amministratore Delegato Paolo Luigi Merli (Chief Executive Officer della Società) 

-i poteri necessari per compiere tutti gli atti pertinenti l’attività sociale, salvo quanto riservato al Consiglio di Amministrazione (per legge o per Statuto) e quanto delegato ad altri Consiglieri;

-l’incarico di curare l’identificazione dei principali rischi aziendali, tenendo conto delle caratteristiche delle attività svolte dalla Società e dalle Società Controllate;

-i poteri e le responsabilità in materia di tutela della salute, della sicurezza nei luoghi di lavoro e dell’ambiente;

-la delega in materia di tutela delle persone e di altri soggetti rispetto al trattamento dei dati personali.

In conformità a quanto previsto dallo Statuto Sociale la rappresentanza della Società ai sensi dell’art. 2384 del Codice Civile spetta al Presidente. Spetta pure disgiuntamente all’Amministratore Delegato o agli Amministratori Delegati nei limiti delle attribuzioni a essi conferite.

Il Consiglio di Amministrazione, peraltro, in conformità a quanto raccomandato in merito dal Nuovo Codice, ha precisato che le deleghe conferite al Vice Presidente Esecutivo e all’Amministratore Delegato devono essere esercitate nel contesto delle direttive e delle istruzioni agli stessi impartite dal Consiglio di Amministrazione al quale devono intendersi riservati, oltre alle competenze non delegabili per legge o per Statuto, l’esame e l’approvazione delle operazioni significative individuate sulla base dei criteri indicati nelle Linee guida per l’individuazione e l’effettuazione delle operazioni significative, approvate dal Consiglio di Amministrazione.

Gli organi delegati riferiscono al Consiglio di Amministrazione circa l’attività svolta nell’esercizio delle deleghe loro conferite con una periodicità trimestrale.

Lead Independent Director

Il Consiglio di Amministrazione, nell’adunanza del 30 luglio 2021, pur non ricorrendo le condizioni previste dall’art. 3, raccomandazione 13, del Nuovo Codice, su proposta del Presidente, ha nominato il Consigliere indipendente Mara Anna Rita Caverni Lead Independent Director affinché, attraverso le competenze ed esperienze maturate nell’ambito del Gruppo, possa (i) rappresentare un punto di riferimento e di coordinamento delle istanze e dei contributi degli amministratori non esecutivi (con 

40 Purché non dipendenti del Gruppo e privi di cariche nel Consiglio di Amministrazione.

41 Per qualsiasi informazione di dettaglio al riguardo si rimanda alla Relazione sulla politica in materia di remunerazione e sui compensi corrisposti di cui all’art. 123-ter del T.U.F. che verrà messa a disposizione del pubblico ai fini dell’approvazione dall'Assemblea degli Azionisti del 26 aprile 2022.

42 Raccomandazione 12 del Nuovo Codice.

130

particolare riferimento a quelli indipendenti), (ii) coordinare le riunioni dei soli amministratori indipendenti e (iii) collaborare con il Presidente stesso per garantire che gli amministratori siano destinatari di flussi informativi completi e tempestivi.

Il Lead Independent Director, nel corso dell’adunanza dell’11 novembre 2021, ha informato Consiglieri e Sindaci in merito alle risultanze della riunione dei Consiglieri indipendenti, tenutasi in data 18 ottobre 2021, nonché agli ulteriori elementi emersi ad esito della riunione del Lead Independent Director con il Presidente e il Vice Presidente Esecutivo. 

È stato segnalato, in particolare:

•il generale apprezzamento per (i) il processo di on-boarding dei nuovi Consiglieri di Amministrazione, valutato come ben strutturato e impegnativo in termini di informazioni da acquisire e (ii) il processo di presentazione del Piano Industriale, da parte dell’Amministratore Delegato e dei suoi primi riporti, e la chiarezza dei razionali alla base dello stesso nonché la relativa informativa di volta in volta data che consente al Consiglio di Amministrazione di poter monitorare nel tempo il grado di raggiungimento dei relativi obiettivi;

•l’opportunità di effettuare ulteriori attività di induction mirata su energy management, finanza, storia del gruppo, aste, ciclo produttivo degli asset ed evoluzione del quadro normativo/regolatorio di settore.

Non sono stati segnalati particolari temi di governance anche in considerazione del processo di adeguamento al Nuovo Codice effettuato nel corso dell’anno.

Segretario del Consiglio di Amministrazione 

Il Consiglio di Amministrazione, nell’adunanza del 26 aprile 2021, su proposta del Presidente, ha confermato Giovanni Marco Scollo, Head of Corporate Affairs di ERG, Segretario del Consiglio di Amministrazione, in possesso, come richiesto dal Regolamento, di adeguate competenze legali in materia di diritto societario e corporate governance, con particolare riferimento agli emittenti quotati. Il Segretario è chiamato a supportare l’attività del Presidente e fornire, con imparzialità di giudizio, assistenza e consulenza al Consiglio di Amministrazione su ogni aspetto rilevante per il corretto funzionamento del sistema di governo societario del Gruppo ERG. Il Presidente assicura che il Segretario disponga di poteri, strumenti, struttura organizzativa e personale adeguati all’esercizio delle sue funzioni.

In particolare, il Segretario, nel corso del 2021, ha supportato il Presidente nelle seguenti attività previste dallo Statuto e dal Nuovo Codice:

a)organizzare e verbalizzare le riunioni del Consiglio di Amministrazione, dell’Assemblea, ove la redazione del verbale non sia 

affidata ad un notaio; con riferimento a tale attività, si segnala che il Segretario ha supportato il Presidente del Consiglio di 

Amministrazione nell’organizzazione e verbalizzazione di tutte le adunanze del Consiglio di Amministrazioni (11 riunioni) e nell’organizzazione dell’Assemblea (1 riunione), oggetto di verbalizzazione da parte di un notaio;

b)curare che l’informativa pre-consiliare e consiliare fornita, d’intesa con l’Amministratore Delegato, anche attraverso l’intervento 

di Dirigenti con Responsabilità Strategiche e del Management competenti per materia, sia idonea a consentire agli Amministratori 

di agire in modo informato nello svolgimento del loro ruolo; con riferimento a tale attività, si evidenzia che

ol’Amministratore Delegato ha fornito, in tutte le riunioni consiliari, un’informativa al Consiglio di Amministrazione in ordine all’esercizio della delega e all’andamento della Società e del Gruppo;

oin 9 riunioni del Consiglio di Amministrazione su 11 hanno partecipato dei manager in diversi casi a supporto della trattazione di più argomenti all’ordine del giorno;

c)curare che l’attività dei Comitati sia coordinata con l’attività del Consiglio di Amministrazione; in relazione a tale compito, si 

precisa che i Presidenti del Comitato Controllo Rischi e Sostenibilità e del Comitato Nomine e Compensi, con il supporto del Segretario, hanno riferito al Consiglio di Amministrazione, nella prima adunanza consiliare utile, sulle riunioni dei Comitati medio tempore tenutesi; si riportano, di seguito, le valutazioni espresse dai Consiglieri e Sindaci nell’ambito del processo di autovalutazione

131

d)assicurare che tutti i componenti del Consiglio di Amministrazione e del Collegio Sindacale possano partecipare, 

successivamente alla nomina e durante il mandato, a iniziative finalizzate a fornire loro un’adeguata conoscenza dei settori di 

attività in cui opera la Società, delle dinamiche aziendali e della loro evoluzione anche nell’ottica del successo sostenibile della 

Società stessa nonché dei princìpi di corretta gestione dei rischi e del quadro normativo e autoregolamentare di riferimento; in 

relazione a tale attività, si rimanda al processo di on-boarding dei nuovi Consiglieri di Amministrazione e ai periodici approfondimenti fatti dall’Amministratore Delegato nell’ambito delle proprie informative a Consiglieri e Sindaci; ulteriori attività di induction verranno effettuate inoltre per tenere conto degli esiti del processo di autovalutazione del Consiglio di Amministrazione, ultimato in data 24 febbraio 2022;

e)curare l’adeguatezza e trasparenza del processo di autovalutazione del Consiglio di Amministrazione, con il supporto del 

Comitato Nomine e Compensi; con riferimento a tale compito si rimanda al processo di autovalutazione del Consiglio di 

Amministrazione dettagliatamente descritto nella presente sezione al paragrafo Board Performance Review. 

Funzionamento del Consiglio di Amministrazione

Il Consiglio di Amministrazione, nell’adunanza del 13 maggio 2021, con il supporto del Comitato Controllo Rischi e Sostenibilità e del Comitato Nomine e Compensi, per quanto di rispettiva competenza, ha adottato il Regolamento finalizzato a definire (i) le regole di funzionamento dell’organo stesso e dei suoi comitati, le modalità di verbalizzazione delle riunioni e le procedure per la gestione dell’informativa agli amministratori, i requisiti di professionalità e le attribuzioni del segretario del Consiglio di Amministrazione dallo stesso nominato; (ii) i criteri «quantitativi» e «qualitativi» funzionali a determinare, ai fini della valutazione dell’indipendenza dei componenti del Consiglio di Amministrazione e del Collegio Sindacale, la rilevanza o meno di eventuali rapporti intrattenuti dagli stessi con la Società o altri soggetti ad essa collegati; (iii) il numero massimo di incarichi negli organi di amministrazione o controllo in altre società rilevanti che possa essere considerato compatibile con un efficace svolgimento dell’incarico di Amministratore, tenendo conto dell’impegno derivante dal ruolo ricoperto; e (iv) un piano per la successione dell’Amministratore Delegato.

Il Regolamento, anche secondo quanto disposto dallo Statuto Sociale, prevede che il Consiglio di Amministrazione si riunisca almeno trimestralmente, secondo un calendario fissato con sufficiente anticipo, per riferire al Collegio Sindacale, eventualmente anche attraverso l’Amministratore Delegato, sull’attività svolta e sulle operazioni di maggior rilievo economico, finanziario e patrimoniale effettuate dalla Società o dalle Società del Gruppo. 

Ai lavori del Consiglio di Amministrazione partecipano tutti i membri del Collegio Sindacale, nonché, su invito del Presidente, d’intesa con l’Amministratore Delegato, i Dirigenti con Responsabilità Strategiche e i Manager competenti per materia, per fornire gli opportuni approfondimenti sugli argomenti posti all’ordine del giorno ed, in generale, i soggetti la cui presenza sia ritenuta necessaria od opportuna ai fini della trattazione degli argomenti in agenda.

Il Presidente, con il supporto del Segretario, sentito l’Amministratore Delegato, garantisce che ai Consiglieri di Amministrazione vengano fornite almeno 48 ore prima dell’adunanza consiliare, fatti salvi i casi eccezionali, la documentazione e le informazioni necessarie per permettere al Consiglio di Amministrazione di deliberare con consapevolezza sulle materie sottoposte al suo esame. Tale documentazione viene messa a disposizione attraverso l’utilizzo di specifici sistemi informatici idonei a tutelarne la riservatezza. Gli Amministratori ed i Sindaci sono tenuti a mantenere riservati i documenti e le informazioni acquisiti nello svolgimento delle rispettive funzioni nonché a rispettare le regole adottate dalla Società per la gestione ed il trattamento delle informazioni rilevanti e delle informazioni privilegiate e per la diffusione dei comunicati e delle informazioni al pubblico come dettagliatamente indicate nella vigente Procedura per la gestione ed il trattamento delle informazioni rilevanti e delle informazioni privilegiate e per la diffusione dei comunicati e delle informazioni al pubblico.

Nel caso in cui per alcuni argomenti trattati non fosse possibile inviare preventivamente la relativa documentazione, il Presidente, con il supporto del Segretario, sentito l’Amministratore Delegato, fa in modo che siano comunque garantiti e/o del caso effettuati specifici e puntuali approfondimenti anche con il supporto dei Dirigenti con Responsabilità Strategiche o dei Manager, all’uopo invitati a partecipare.

Il Consiglio di Amministrazione è presieduto dal Presidente, o in sua vece da uno dei due Vice Presidenti (ove nominati), o in vece di uno di questi dall’Amministratore Delegato (ove nominato) nello stesso ordine indicato nella convocazione. In caso di assenza di tutti i soggetti sopra indicati il Consiglio di Amministrazione è presieduto dal membro più anziano presente all’adunanza.

Per la validità delle adunanze è necessaria la presenza della maggioranza dei membri in carica. Il Consiglio di Amministrazione delibera a maggioranza assoluta dei presenti; in caso di parità prevarrà il voto di chi presiede.

Criteri di verbalizzazione

I processi verbali delle adunanze sono sottoscritti dal Presidente e dal Segretario.

La verbalizzazione delle riunioni prevede in termini generali:

•l’illustrazione sintetica dell’argomento trattato e, ove fornita, della documentazione di supporto;

•il richiamo sintetico alla discussione effettuata e alle dichiarazioni rese;

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•il riferimento alla proposta presentata al termine della discussione;

•la formulazione, analitica e per punti, della delibera assunta;

•la trascrizione in calce al verbale del bilancio consolidato, del progetto di bilancio di esercizio, del bilancio semestrale abbreviato, dei resoconti intermedi sulla gestione e dei progetti di fusione/scissione;

•il riferimento, negli altri casi, al documento conservato agli atti della Società firmato digitalmente dal Presidente e dal Segretario.

A seguito della riunione, la bozza del verbale viene trasmessa a tutti i Consiglieri e Sindaci al fine di recepire eventuali ulteriori commenti ed osservazioni. Il testo definitivo del verbale viene di norma sottoposto alla formale approvazione del Consiglio di Amministrazione nella prima riunione utile.

Competenze

Il Consiglio di Amministrazione nel corso del 2021 ha svolto le attività e i compiti indicati nell’articolo 1, raccomandazione 1 del Nuovo Codice, nel rispetto del ruolo che il Codice attribuisce all’organo consiliare di una società quotata.

In particolare, il Consiglio di Amministrazione:

a)esamina e approva il piano industriale della Società e del Gruppo ERG (il “Piano Industriale”) anche in base all’analisi dei 

temi rilevanti per la generazione di valore nel lungo termine effettuata, con il supporto del Comitato Strategico; con 

riferimento a tale competenza, si segnala che

oil Consiglio di Amministrazione, nell’adunanza del 13 maggio 2021, ha approvato il Piano Industriale 2021-2025, previa valutazione preventiva da parte del Comitato Strategico, e il Piano ESG 2021-2025, previa valutazione preventiva da parte del Comitato Controllo Rischi e Sostenibilità;

oil Consiglio di Amministrazione, nell’adunanza del 14 marzo 2022, ad esito della Cessione dell’Hydro e dell’Accordo sul Thermo, ha approvato il Piano Industriale 2022-2026, previa valutazione preventiva da parte del Comitato Strategico, e il Piano ESG 2022-2026, previa valutazione preventiva da parte del Comitato Controllo Rischi e Sostenibilità;

b)monitora periodicamente l’attuazione del Piano Industriale e valuta il generale andamento della gestione, confrontando 

periodicamente i risultati conseguiti con quelli programmati; in relazione a tale competenza, si segnala che

ol’Amministratore Delegato, in occasione dell’approvazione delle relazioni finanziarie periodiche, ha fornito al Consiglio di Amministrazione informazioni sull’andamento degli obiettivi del Piano Industriale 2021-2025 e sul generale andamento della gestione;

oil Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità ha analizzato su base semestrale l’andamento degli obiettivi del Piano ESG 2021-2025, riferendo al Consiglio di Amministrazione, nella prima adunanza consiliare utile; 

c)definisce la natura e il livello di rischio compatibile con gli obiettivi strategici della Società, includendo nelle proprie valutazioni 

tutti gli elementi che possono assumere rilievo nell’ottica del successo sostenibile della Società; con riferimento a tale 

competenza, si evidenzia che il Consiglio di Amministrazione ha analizzato, su base semestrale, previa valutazione preventiva da parte del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità, il Risk Report sul Piano Industriale 2021-2025; si riportano, di seguito, le valutazioni espresse dai Consiglieri e Sindaci nell’ambito del processo di autovalutazione 

d)definisce il sistema di governo societario della Società e la struttura del Gruppo ERG e valuta l’adeguatezza dell’assetto 

organizzativo, amministrativo e contabile della Società e delle Società Controllate aventi rilevanza strategica, con particolare 

riferimento al Sistema di controllo interno e di gestione dei rischi (il “Sistema CIGR”); con riferimento a tale competenza, si 

rimanda a quanto più diffusamente illustrato nella sezione Sistema di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi del Gruppo ERG; l’Amministratore Delegato ha informato Consiglieri e Sindaci in merito alle principali variazioni organizzative di volta in volta intervenute, affinché potessero valutare l’adeguatezza dell’assetto organizzativo, amministrativo e contabile della Società e delle Società Controllate aventi rilevanza strategica; si riportano, di seguito, le valutazioni espresse dai Consiglieri e Sindaci nell’ambito del processo di autovalutazione 

133

e)delibera in merito alle Operazioni Significative; con riferimento a tale competenza, si evidenzia che tutte le Operazioni 

Significative poste in essere nel corso del 2021 sono state oggetto di delibera da parte del Consiglio di Amministrazione, previa valutazione preventiva da parte del Comitato Strategico; 

f)assicurare la corretta gestione delle informazioni societarie attraverso la Procedura Info Mercato; con riferimento a tale 

competenza, si evidenzia che il Consiglio di Amministrazione, nell’adunanza del 20 luglio 2021, previa valutazione preventiva da parte del Comitato Controllo Rischi e Sostenibilità, ha approvato gli aggiornamenti proposti alla Procedura Info Mercato finalizzati, in particolare, a recepire le modifiche di carattere organizzativo occorse a seguito della nomina, in data 26 aprile 2021, del nuovo Consiglio di Amministrazione e del nuovo Amministratore Delegato. si riportano, di seguito, le valutazioni espresse dai Consiglieri e Sindaci nell’ambito del processo di autovalutazione

g)assicura la corretta gestione del dialogo con gli stakeholders attraverso la Politica di Engagement; con riferimento a tale 

competenza, si evidenzia che il Consiglio di Amministrazione, nell’adunanza del 13 maggio 2021, previa valutazione preventiva da parte del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità, ha approvato la Politica per la gestione del dialogo con gli azionisti e la generalità degli investitori; l’Amministratore Delegato ha riferito al Consiglio di Amministrazione, su base semestrale, in merito agli incontri medio tempore tenutisi;

h)approva le relazioni periodiche di carattere finanziario e non finanziario;

i)valuta l’indipendenza di ciascun Amministratore non esecutivo e dei componenti del Collegio Sindacale subito dopo la 

nomina nonché durante il corso del mandato al ricorrere di circostanze rilevanti ai fini dell’indipendenza e comunque con 

cadenza almeno annuale; con riferimento a tale competenza, si rimanda a quanto più diffusamente illustrato nella presente 

sezione al paragrafo Valutazione di indipendenza;

j)sentito il parere del Comitato Nomine e Compensi, esprime il proprio orientamento in merito al numero massimo di incarchi 

negli organi di amministrazione o controllo in altre Società Rilevanti che possa essere considerato compatibile con un 

efficace svolgimento dell’incarico di Amministratore, tenendo conto dell’impegno derivante dal ruolo ricoperto; in relazione 

a tale competenza si precisa che il Consiglio di Amministrazione ha definito al paragrafo 1.4.2 del Regolamento, previa valutazione preventiva da parte del Comitato Nomine e Compensi, il proprio orientamento in merito al numero massimo di incarichi negli organi di amministrazione o controllo di Società Rilevanti;

k)effettua, con cadenza annuale, un’autovalutazione in ordine alla dimensione, alla composizione e al concreto funzionamento 

del Consiglio di Amministrazione stesso e dei Comitati, sulla base di un documento predisposto all’uopo dal Comitato 

Nomine e Compensi che sovraintende il processo; con riferimento a tale competenza si rimanda al processo di 

autovalutazione del Consiglio di Amministrazione dettagliatamente descritto nella presente sezione al paragrafo Board Performance Review; 

l)esprime, in vista di ogni suo rinnovo, un orientamento sulla sua composizione quantitativa e qualitativa ritenuta ottimale, 

tenendo conto degli esiti dell’autovalutazione; con riferimento a tale competenza si rimanda al processo di autovalutazione 

del Consiglio di Amministrazione dettagliatamente descritto nella presente sezione al paragrafo Board Performance Review;

m)definisce, con il supporto del Comitato Nomine e Compensi, un piano per la successione dell’Amministratore Delegato e, 

ove del caso, degli Amministratori Esecutivi attraverso il quale vengono individuate le procedure da seguire in caso di 

cessazione anticipata dall’incarico; in relazione a tale compito si precisa che il Consiglio di Amministrazione ha definito al 

paragrafo 1.4.3 del Regolamento un piano per la successione dell’Amministratore Delegato; 

n)accerta l’esistenza di adeguate procedure per la successione dei Dirigenti con Responsabilità Strategiche e del 

Management; con riferimento a tale competenza si evidenzia che il Comitato Nomine e Compensi, nella riunione del 3 marzo 

2021, ha condiviso il processo seguito ai fini della definizione del succession plan 2021 per il top management del Gruppo ERG, riferendo al Consiglio di Amministrazione, nella prima adunanza consiliare utile.

134

Attività svolta

Nel corso dell’esercizio 2021 il Consiglio di Amministrazione ha tenuto 11 riunioni (delle quali 9 previste preventivamente a calendario) e si prevede che per l’esercizio 2022 le riunioni siano non meno di 8.

Nelle riunioni del 2021 il Consiglio di Amministrazione ha assunto 75 delibere in ordine ad altrettante materie  (delle quali 41 delibere assunte sulla base di una proposta o di un parere formulato dai Comitati Consiliari o ad esito di una loro preventiva valutazione) e per 67 di esse è stata inviata preventivamente a Consiglieri e Sindaci (almeno 48 ore prima dell’adunanza consiliare, salvo eccezioni) la relativa documentazione informativa ritenendosi congruo tale termine al fine di consentire un’adeguata preparazione da parte dei Consiglieri e dei Sindaci sugli argomenti posti all’ordine del giorno. 

Delibere assunte dal Consiglio di Amministrazione nel corso del 2021

Data

Argomento all’ordine del giorno

2/2021

▪Valutazione in ordine alla dimensione, alla composizione ed al funzionamento del CdA

▪Verbale CdA riunione precedente

▪Esame della procedura d’impairment test ai sensi dello IAS 36

▪Informativa del Presidente del Collegio Sindacale in merito agli esiti dell’autovalutazione del Collegio Sindacale

3/2021

▪Verbale CdA riunione precedente 

▪Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2020

▪Progetto di Bilancio al 31 dicembre 2020

▪Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario al 31 dicembre 2020

▪Analisi degli obiettivi del Sistema LTI 2018-2020

▪Elementi essenziali del Sistema LTI 2021-2023

▪Politica e Relazione sulla politica in materia di remunerazione e sui compensi corrisposti 

▪Obiettivi del Sistema MBO

▪Convocazione dell’Assemblea degli Azionisti 

▪Relazione del CdA sugli argomenti all’ordine del giorno dell’Assemblea degli Azionisti

▪Verbale CdA riunione

4/2021

▪Attribuzione delle cariche sociali e dei relativi poteri 

▪Nomina del Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari

▪Verifica preliminare della sussistenza in capo agli amministratori indipendenti dei requisiti previsti dalla legge

▪Nomina dei componenti dei Comitati Consiliari

▪Nomina dei componenti dell’Organismo di Vigilanza

▪Compenso del Presidente dell'Organismo di Vigilanza per l'anno 2021

▪Nomina del segretario del Consiglio di Amministrazione

▪Operazione straordinaria

5/2021

▪Verbale CdA riunione precedente 

▪Resoconto intermedio sulla gestione al 31 marzo 2021

▪Previsione trimestrale sull’andamento del budget annuale degli investimenti di ERG S.p.A. e delle controllate operative

▪Piano industriale e Piano ESG 2021-2025

▪Contratto di fornitura pluriennale di energia elettrica

▪Operazione straordinaria

▪Aggiornamento della Procedura per le operazioni con Parti Correlate

▪Attuazione del Sistema LTI 2021-2023

▪Remunerazione degli amministratori investiti di cariche

▪Remunerazione del Chief Audit Officer

▪Piano delle attività e budget dell’Organismo di Vigilanza per l’anno 2021

135

▪Approvazione del Regolamento del Consiglio di Amministrazione, del Comitato Controllo Rischi e Sostenibilità e del Comitato Nomine e Compensi

▪Approvazione della Politica per la gestione del dialogo con gli azionisti e la generalità degli investitori

7/2021

▪Verbale CdA riunione precedente 

▪Contratti di fornitura di energia elettrica

▪Verifica dell’applicazione degli artt. 2497 e segg. del Codice Civile

▪Aggiornamento della Procedura per la gestione ed il trattamento delle informazioni rilevanti e delle informazioni privilegiate e per la diffusione dei comunicati e delle informazioni al pubblico

7/2021

▪Verbale CdA riunione precedente 

▪Contratto di somministrazione utilities

▪Operazione straordinaria

▪Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2021

▪Rinnovo del programma ed emissione obbligazionaria

▪Repowering di alcuni impianti eolici

▪Previsione trimestrale sull’andamento del budget annuale degli investimenti di ERG S.p.A. e delle controllate operative

▪Verifica della sussistenza in capo agli amministratori indipendenti dei requisiti previsti dal regolamento del Consiglio di Amministrazione

▪Approvazione della D&I Policy

▪Nomina del Lead independent director

8/2021

▪Operazione straordinaria

10/2021

▪Verbali CdA riunioni precedenti 

▪Verifica del possesso in capo ai componenti il Collegio Sindacale dei requisiti di indipendenza previsti dalla legge

▪Revisione contratto di finanziamento

▪Verbale CdA riunione

11/2021

▪Resoconto Intermedio sulla Gestione al 30 settembre 2021

▪Previsione trimestrale sull’andamento del budget annuale degli investimenti di ERG S.p.A. e delle controllate operative

▪Operazione straordinaria

▪Contratto di finanziamento

▪Revisione del Piano delle attività dell’Internal Audit per l’anno 2021 e Piano delle attività e budget per l'anno 2022

12/2021

▪Verbale CdA riunione precedente 

▪Operazione straordinaria

▪Sviluppi Operazione straordinaria

12/2021

▪Verbale CdA riunione precedente 

▪Budget Investimenti per l’anno 2022

▪Operazioni di gestione della liquidità

▪Calendario delle riunioni degli organi sociali per l’anno 2022

▪Budget dell'Organismo di Vigilanza per l'anno 2022

▪Compenso del Presidente dell'Organismo di Vigilanza per l'anno 2022

Si precisa inoltre che delle 8 delibere in relazione alle quali non è stata preventivamente inviata a Consiglieri e Sindaci la relativa documentazione, 5 delibere sono state assunte dal neo nominato Consiglio di Amministrazione riunitosi, in forma totalitaria, a conclusione dei lavori dell’Assemblea che aveva appunto provveduto a nominare il nuovo organo consiliare.

136

Nel caso in cui per alcuni argomenti trattati non sia stato possibile, entro i suddetti termini, inviare preventivamente la relativa documentazione, il Presidente, con il supporto del Segretario, sentito l’Amministratore Delegato, ha fatto in modo che venissero comunque garantiti e/o del caso effettuati specifici e puntuali approfondimenti anche con il supporto dei Dirigenti con Responsabilità Strategiche o dei Manager, all’uopo invitati a partecipare.

Il Presidente del Consiglio di Amministrazione ha curato che nel corso delle adunanze del Consiglio di Amministrazione e dei Comitati consiliari, in relazione agli argomenti di volta in volta trattati, l’Amministratore Delegato e rappresentanti del management del Gruppo fornissero a tutti gli amministratori le informazioni necessarie per un’adeguata conoscenza del settore di attività in cui opera il Gruppo, delle dinamiche aziendali e della loro evoluzione nonché del quadro normativo di riferimento. Nel corso dell’esercizio 2021, in 9 riunioni del Consiglio di Amministrazione su 11 hanno partecipato dei manager in diversi casi a supporto della trattazione di più argomenti all’ordine del giorno.

L’Amministratore Delegato ha fornito, in tutte le riunioni consiliari, un’informativa al Consiglio di Amministrazione in ordine all’esercizio della delega e all’andamento della Società e del Gruppo.

La durata media delle riunioni tenute dal Consiglio di Amministrazione è stata di circa 3 ore. 

Alla data di approvazione del presente documento il Consiglio di Amministrazione si è riunito 2 volte.

Riunioni del Consiglio di Amministrazione, tenutesi nel corso del 2021, nelle quali sono intervenuti alcuni rappresentanti del 

management per supportare l’illustrazione di specifici argomenti all’ordine del giorno

Data

Argomento all’ordine del giorno

2/2021

▪Valutazione in ordine alla dimensione, alla composizione ed al funzionamento del CdA

▪Esame della procedura d’impairment test ai sensi dello IAS 36

▪Relazione dell’Internal Audit sull’attività svolta nell’anno 2020

▪Relazione dell’Organismo di Vigilanza sull’attività svolta nell’anno 2020

3/2021

▪Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2020

▪Progetto di Bilancio al 31 dicembre 2020

▪Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario al 31 dicembre 2020

▪Analisi degli obiettivi del Sistema LTI 2018-2020

▪Elementi essenziali del Sistema LTI 2021-2023

▪Politica e Relazione sulla politica in materia di remunerazione e sui compensi corrisposti 

▪Obiettivi del Sistema MBO

5/2021

▪Resoconto intermedio sulla gestione al 31 marzo 2021

▪Previsione trimestrale sull’andamento del budget annuale degli investimenti di ERG S.p.A. e delle controllate operative

▪Piano industriale e Piano ESG 2021-2025

▪Contratto di fornitura pluriennale di energia elettrica

▪Operazione straordinaria

▪Aggiornamento della Procedura per le operazioni con Parti Correlate

▪Attuazione del Sistema LTI 2021-2023

▪Remunerazione degli amministratori investiti di cariche

▪Remunerazione del Chief Audit Officer

137

È stata effettuata una specifica attività di on-boarding per i nuovi Consiglieri nominati nell’ambito del rinnovo del mandato del Consiglio di Amministrazione da parte dell’Assemblea degli Azionisti del 26 aprile 2021.

Le site visit periodiche volte a consentire ai Consiglieri e ai Sindaci una più approfondita conoscenza delle attività del Gruppo sono state temporaneamente sospese a causa della pandemia da Covid-19.

▪Piano delle attività e budget dell’Organismo di Vigilanza per l’anno 2021

▪Approvazione del Regolamento del Consiglio di Amministrazione, del Comitato Controllo e Rischi e del Comitato Nomine e Compensi

▪Approvazione della Politica per la gestione del dialogo con gli azionisti e la generalità degli investitori

7/2020

▪Aggiornamento della Procedura per la gestione ed il trattamento delle informazioni rilevanti e delle informazioni privilegiate e per la diffusione dei comunicati e delle informazioni al pubblico

▪Risk Report sul Piano Industriale 

7/2021

▪Contratto di somministrazione utilities

▪Operazione straordinaria

▪Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2021

▪Rinnovo del programma ed emissione obbligazionaria

▪Approvazione della D&I Policy

▪Relazione dell’Organismo di Vigilanza sul primo semestre di attività

8/2021

▪Operazione straordinaria

11/2021

▪Resoconto Intermedio sulla Gestione al 30 settembre 2021

▪Previsione trimestrale sull’andamento del budget annuale degli investimenti di ERG S.p.A. e delle controllate operative

▪Operazione straordinaria

▪Revisione del Piano delle attività dell’Internal Audit per l’anno 2021 e Piano delle attività e budget per l'anno 2022

12/2021

▪Operazione straordinaria

▪Sviluppi Operazione straordinaria

12/2021

▪Operazioni di gestione della liquidità

▪Budget dell'Organismo di Vigilanza per l'anno 2022

138

Politica in materia di diversità in relazione alla composizione degli organi di amministrazione, gestione e controllo

1.1 Obiettivi

Il Consiglio di Amministrazione ritiene che la presenza di differenti competenze, valori e punti di vista, complementari tra loro, in seno al Consiglio di Amministrazione medesimo ed al Collegio Sindacale possa rappresentare un punto di forza in quanto permetta di analizzare i diversi argomenti in discussione da prospettive diverse, stimolare il dibattito e costituire il presupposto per decisioni collegiali, meditate, consapevoli ed equilibrate.

La presenza di differenti professionalità è ritenuta essenziale e necessaria anche ai fini di una compiuta comprensione e di un adeguato apprezzamento dei diversi aspetti dei quali si deve tenere conto nell’ambito del business nel quale opera la Società.

1.2 Modalità di attuazione

Poiché gli organi di amministrazione, gestione e controllo della Società ai sensi di quanto previsto dagli artt. 147-ter e 148 del TUF nonché dagli artt. 15 e 22 dello Statuto vengono nominati sulla base di liste di candidati presentate dagli azionisti, la composizione dei predetti organi dipende dalle determinazioni che, di volta in volta, verranno assunte da questi ultimi nell’ambito dell’Assemblea degli Azionisti, nel rispetto delle vigenti disposizioni legislative e regolamentari.

Fermo restando quanto sopra, il Consiglio di Amministrazione ritiene che la politica della Società in materia di diversità in relazione alla composizione dei propri organi di amministrazione, gestione e controllo (la “Politica”), coerentemente con quanto previsto dal Nuovo Codice (ancorché ERG S.p.A. sia qualificabile come società a proprietà concentrata), possa trovare la sua espressione attraverso specifiche raccomandazioni od orientamenti formulati agli azionisti, di volta in volta, prima della nomina del Consiglio di 

Amministrazione e del Collegio Sindacale, e riportate nel sito internet con congruo anticipo rispetto alla pubblicazione dell’avviso di convocazione delle assemblee relative al loro rinnovo e nella relazione sul governo societario e gli assetti proprietari ai sensi dell’art. 123-bis del TUF

1.3 Composizione dell'organo di amministrazione

La Politica proposta dal Consiglio di Amministrazione prevede, in particolare, che ciascun Consigliere, nell’ambito del processo di autovalutazione sul funzionamento del Consiglio di Amministrazione medesimo e dei suoi Comitati Consiliari, esprima, prima della nomina del nuovo Consiglio, i propri orientamenti, in materia di diversità, sulle figure manageriali e professionali, la cui presenza in 

Consiglio sia ritenuta opportuna, tenendo anche conto di elementi quali le caratteristiche formative e professionali, l’esperienza, anche manageriale, il genere e l’età. 

Poiché l’attuale Consiglio di Amministrazione, composto da dodici membri, è stato nominato dall’Assemblea degli Azionisti del 26 aprile 2021 e conseguentemente il mandato conferito allo stesso scadrà alla data dell’Assemblea convocata per l’approvazione del Bilancio al 31 dicembre 2023, si prevede che tale processo valutativo venga nuovamente effettuato nel primo trimestre del 2024 in modo tale che gli esiti dello stesso possano costituire elemento integrante e sostanziale delle raccomandazioni all’Assemblea degli Azionisti che verrà convocata per la nomina del nuovo organo amministrativo.

1.4 Board Performance Review

Per quanto riguarda, in particolare, quanto previsto dalle raccomandazioni 21, 22 e 23 dell'art. 4 del Nuovo Codice, il Consiglio di Amministrazione, nella riunione del 24 febbraio 2022, ha provveduto ad effettuare, con il supporto del Comitato Nomine e Compensi che sovraintende il processo e di Corporate Affairs, una valutazione in ordine alla dimensione, alla composizione e al funzionamento del Consiglio di Amministrazione e dei Comitati Consiliari nel corso dell’esercizio 2021 esprimendo, al riguardo, un giudizio complessivamente positivo corredato da specifici orientamenti in merito al funzionamento del Consiglio di Amministrazione nonché dei suoi Comitati. 

Il processo di valutazione è stato eseguito, oltre che sulla base dei criteri di valutazione già impiegati in passato, anche sulla base delle risultanze di un questionario di autovalutazione che ha consentito ai singoli Consiglieri e ai Sindaci di effettuare segnalazioni su eventuali temi meritevoli di ulteriori approfondimenti.

Vengono di seguito rappresentati gli esiti delle valutazioni effettuate dall'attuale Consiglio di Amministrazione e le raccomandazioni formulate dal precedente Consiglio di Amministrazione. Si ricorda al riguardo che tale Consiglio di Amministrazione, nell’adunanza del 23 febbraio 2021, ha effettuato la propria autovalutazione, oltre che sulla base dei criteri già impiegati in passato, anche sulla base delle le risultanze di un questionario di autovalutazione elaborato da Management Search S.r.l. e delle interviste dagli stessi condotte con i Consiglieri, il Direttore Generale e i Sindaci; tale valutazione è stata effettuata anche in considerazione delle raccomandazioni che i Consiglieri uscenti sono stati chiamati ad esprimere sulle competenze la cui presenza era stata ritenuta necessaria ai fini della 

139

composizione del nuovo Consiglio di Amministrazione nominato dall’Assemblea degli Azionisti del 26 aprile 2021 (ancorché tale raccomandazione ai sensi del Nuovo Codice non si applicasse ad ERG in quanto società a proprietà concentrata), tenendo altresì conto di elementi quali le caratteristiche formative e professionali, l’esperienza, anche manageriale, il genere e l’età, coerentemente con quanto previsto dall’art. 123-bis, comma 2, lettera d-bis) del TUF.

La composizione del nuovo Consiglio di Amministrazione è in linea con le raccomandazioni formulate dal precedente Consiglio di Amministrazione.

Raccomandazioni

Situazione attuale

Dimensione del Consiglio di Amministrazione

Dimensione del Consiglio di Amministrazione

•appropriato il numero di dodici Amministratori per 

assicurare un adeguato bilanciamento delle competenze e delle esperienze richieste dalla complessità del business della Società e del Gruppo

•adeguato il rapporto in essere tra Amministratori

esecutivi (3), non esecutivi (9) dei quali indipendenti da Codice di Autodisciplina (5), in quanto idoneo ad assicurare un efficace funzionamento del Consiglio di Amministrazione stesso

•il numero degli Amministratori è il medesimo del precedente Consiglio di Amministrazione

•il rapporto tra Amministratori esecutivi (3) e non esecutivi (9) è il medesimo del precedente Consiglio di Amministrazione; è aumentato il numero degli amministratori Indipendenti da Nuovo Codice (6) 

Composizione del Consiglio di Amministrazione

Composizione del Consiglio di Amministrazione

•utile il rafforzamento della presenza al suo interno, come Amministratori non esecutivi, di figure manageriali di 

taglio internazionale con competenze industriali che 

possiedano un forte orientamento alla strategia e capacità di business judgment per consolidare la capacità di visione strategica, di interpretazione dell’evoluzione degli scenari di mercato e di valutazione delle nuove opportunità di business, da parte del Consiglio di Amministrazione stesso

•è aumentato il peso delle figure manageriali di taglio internazionale

Composizione del Consiglio di Amministrazione 

il Presidente

Composizione del Consiglio di Amministrazione 

il Presidente

figura dotata di:

•autorevolezza e prestigio personale tale da assicurare una gestione corretta e trasparente del funzionamento del Consiglio di Amministrazione e da rappresentare una figura di garanzia per tutti gli Azionisti

•caratteristiche personali tali da consentire di creare un forte spirito di squadra e un forte senso di coesione tra i componenti del Consiglio di Amministrazione 

•un’adeguata preparazione in materia di governo societario, avendo maturato precedenti esperienze nell’ambito – e preferibilmente alla guida – di consigli di amministrazione di società quotate di complessità, dimensione e proiezione internazionale paragonabili a quelle di ERG, ed avendo mostrato nell’espletamento di tali incarichi una spiccata sensibilità verso i temi della governance e della Sostenibilità

•competenze in campo economico-finanziario, nonché esperienza e consuetudine a gestire nell’ambito del consiglio di amministrazione tematiche di rilevanza strategica, oltre che specifiche di business 

•cultura internazionale, accompagnata da un’adeguata conoscenza delle lingue straniere e, in particolar modo, almeno di quella inglese

•il Presidente è il medesimo del precedente Consiglio di Amministrazione e le sue caratteristiche sono in linea con quelle raccomandate

Composizione del Consiglio di Amministrazione l’Amministratore Delegato

Composizione del Consiglio di Amministrazione l’Amministratore Delegato

140

figura dotata di:

•autorevolezza, nonché di riconosciuta visione strategica e con una profonda conoscenza del mercato dell’energia e della sua evoluzione

•significative competenze in ambito economico-finanziario, oltre che tecnico

•riconosciuta leadership e di uno stile di gestione orientato alla direzione e alla capacità di fare squadra e di creare spirito di team tra i collaboratori

•cultura internazionale, accompagnata da un’adeguata conoscenza delle lingue straniere e, in particolar modo, almeno di quella inglese

•le caratteristiche del nuovo Amministratore Delegato sono in linea con quelle raccomandate

Composizione del Consiglio di Amministrazione Amministratori esecutivi e non esecutivi

Composizione del Consiglio di Amministrazione Amministratori esecutivi e non esecutivi

figure dotate di:

•profilo manageriale e/o professionale e/o accademico-istituzionale, per realizzare un insieme di competenze ed esperienze tra loro diverse e complementari, tenendo anche conto dei benefici che possono derivare dalla presenza in Consiglio di diversi generi, fasce d’età e anzianità di carica

•adeguata seniority, intesa come comprovata esperienza in contesti organizzativi complessi in ambito aziendale e/o professionale e/o accademico-istituzionale

•competenze tali da consentire un’efficace loro partecipazione sia ai lavori del Consiglio di Amministrazione che dei Comitati istituiti al suo interno. Sono a tal fine ritenute rilevanti le competenze maturate nell’ambito economico-finanziario, delle politiche retributive (in linea con quanto previsto dal Codice di Corporate Governance), del risk management, del diritto, della corporate governance, della digital innovation e della sostenibilità

•cultura internazionale, accompagnata da un’adeguata conoscenza delle lingue straniere e, in particolar modo, almeno di quella inglese

•le caratteristiche degli attuali Amministratori, rafforzate dagli Amministratori di «nuova nomina» con specifiche competenze in materia di politiche retributive, risk management, diritto, corporate governance e sostenibilità, sono sostanzialmente in linea con quelle raccomandate

La diversità nell’attuale Consiglio di Amministrazione

141

Le competenze presenti nell’attuale Consiglio di Amministrazione

Le caratteristiche professionali e personali presenti nell’attuale Consiglio di Amministrazione

1.5 Composizione dell'organo di controllo

La Politica prevede, in particolare, che il Consiglio di Amministrazione faccia proprie le informazioni fornite dal Collegio Sindacale in merito al processo di autovalutazione sul funzionamento del Collegio medesimo, per esprimere, prima della nomina del nuovo Collegio Sindacale, alcuni orientamenti, in materia di diversità, sulle figure professionali la cui presenza nel Collegio sia ritenuta opportuna, 

tenendo anche conto di elementi quali le caratteristiche formative e professionali, l’esperienza, anche manageriale, il genere e l’età.

Poiché l’attuale Collegio Sindacale è stato nominato dall’Assemblea degli Azionisti del 17 aprile 2019 e conseguentemente il mandato conferito allo stesso scadrà alla data dell’Assemblea convocata per l’approvazione del Bilancio al 31 dicembre 2021, gli esiti del processo di valutazione sono stati comunicati al Consiglio di Amministrazione in modo tale che gli stessi possano costituire elemento integrante e sostanziale degli orientamenti all'Assemblea degli Azionisti che verrà convocata per la nomina del nuovo organo di 

controllo.

1.6 Statutory Auditors Performance Review

Il Presidente del Collegio Sindacale, sempre nella riunione consiliare del 24 febbraio 2022, ha informato il Consiglio di Amministrazione in merito agli esiti dell'autovalutazione effettuata in ordine alla dimensione, alla composizione e al funzionamento del Collegio Sindacale nel corso dell’esercizio 2021. Tale valutazione è stata effettuata utilizzando, tra l'altro, le risultanze di un questionario di autovalutazione elaborato da Corporate Affairs su richiesta del Collegio Sindacale stesso.

142

La valutazione è stata effettuata anche in considerazione delle raccomandazioni agli azionisti sulle competenze la cui presenza è ritenuta necessaria ai fini della composizione del nuovo Collegio Sindacale che sarà nominato dall’Assemblea degli Azionisti convocata per l’approvazione del Bilancio al 31 dicembre 2021, tenendo altresì conto di elementi quali le caratteristiche formative e professionali, l’esperienza, il genere e l’età, coerentemente con quanto previsto dall’art. 123-bis, comma 2, lettera d-bis) del TUF.

Vengono di seguito rappresentati gli esiti dell’autovalutazione effettuata dal Collegio Sindacale e gli orientamenti all'Assemblea degli 

Azionisti.

La diversità nell’attuale Collegio Sindacale

Le competenze presenti nell’attuale Collegio Sindacale

143

Rilevanza delle competenze ai fini del rinnovo del Collegio Sindacale

Le caratteristiche professionali e personali presenti nell’attuale Collegio Sindacale

Rilevanza delle caratteristiche professionali e personali ai fini del rinnovo del Collegio Sindacale

144

Tutti i candidati Sindaci, nell’accettare la propria candidatura, dovrebbero attentamente valutare, oltre alle caratteristiche personali e professionali richieste dal ruolo, la disponibilità di tempo sufficiente da dedicare allo svolgimento dell’incarico, tenendo conto sia del numero e della qualità degli incarichi rivestiti negli organi di amministrazione e di controllo di altre società, sia dell’impegno loro richiesto dalle ulteriori attività lavorative e professionali svolte, verificando che la propria situazione sia allineata al time commitment richiesto come risultante dalle informazioni che verranno messe a disposizione sul sito internet della Società e attraverso la relazione sul governo societario e gli assetti proprietari. 

Si ricorda al riguardo che:

•tutti i componenti del Collegio Sindacale sono chiamati a partecipare a tutte le riunioni del Comitato Controllo Rischi e Sostenibilità e del Comitato Nomine e Compensi (tali riunioni nel corso del 2021 sono state rispettivamente n. 9, con una durata media di 2h, e n. 7, con una durata media di 1h e 30 min);

•i criteri «quantitativi» e «qualitativi» definiti nel Regolamento, ai fini della valutazione dell’indipendenza dei componenti il Consiglio di Amministrazione, coerentemente con quanto previsto dalla raccomandazione 9 del Nuovo Codice, si applicano anche ai componenti il Collegio Sindacale. 

Sulla base di tali criteri, si considera come significativa (ovvero come circostanza potenzialmente idonea a compromettere l’indipendenza di un Sindaco, da valutarsi pertanto in concreto da parte del Consiglio di Amministrazione):

a)una relazione commerciale o finanziaria, in essere o intrattenuta nei tre esercizi precedenti, con la Società, le Società Controllate, la Società Controllante o con i relativi Amministratori Esecutivi o Dirigenti con Responsabilità Strategiche il cui corrispettivo annuo complessivo a favore del Sindaco (o dell’impresa o dell’ente di cui il Sindaco abbia il controllo o sia amministratore esecutivo) incida in maniera superiore (i) al 5% sul fatturato annuo complessivo del Sindaco (ove imprenditore individuale) o (ii) al 5% sul fatturato annuo complessivo dell’impresa o dell’ente di cui il Sindaco abbia il controllo o sia amministratore esecutivo;

b)una relazione professionale, in essere o intrattenuta nei tre esercizi precedenti, con la Società, le Società Controllate, la Società Controllante o con i relativi Amministratori Esecutivi o Dirigenti con Responsabilità Strategiche il cui corrispettivo annuo complessivo a favore del Sindaco (o dello studio professionale o della società di consulenza di cui il Sindaco sia partner) incida in maniera superiore (i) al 5% sul fatturato annuo complessivo del Sindaco (ove consulente individuale) o (ii) al 5% sul fatturato annuo complessivo dello studio professionale o della società di consulenza di cui il Sindaco sia partner;

c)una remunerazione aggiuntiva, in essere o ricevuta dal Sindaco nei tre esercizi precedenti, da parte della Società, di Società Controllate o della Società Controllante che risulti, complessivamente e su base annuale, superiore al 45% rispetto (i) al compenso fisso per la carica di Sindaco deliberato dall’Assemblea e (ii) alla remunerazione prevista per la partecipazione a comitati/organismi previsti dalla normativa vigente.

Si precisa inoltre che:

•costituisce circostanza idonea a compromettere l’indipendenza di un Sindaco anche il fatto di essere uno Stretto Familiare di una persona che si trovi in una delle predette situazioni;

•non verranno considerate come significative anche le retribuzioni aggiuntive previste per la partecipazione agli organi di controllo delle Società Controllate.

145

Le raccomandazioni del Comitato italiano per la Corporate Governance

Il Consiglio di Amministrazione, nell'adunanza del 15 dicembre 2021, ha analizzato le indicazioni formulate nella lettera inviata dal Comitato italiano per la Corporate Governance ai presidenti degli organi di amministrazione e di controllo di tutte le società quotate, nella quale si raccomanda:

i.con riferimento all’obiettivo del successo sostenibile, di curare nella relazione sul governo societario una adeguata e sintetica informazione: 

a.sulle modalità adottate per il suo perseguimento; 

b.sull'approccio adottato nella promozione del dialogo con gli stakeholder rilevanti, fornendo informazioni sintetiche sul contenuto della politica di dialogo con la generalità degli azionisti, ferma restando l'opportunità di pubblicarla integralmente, o almeno nei suoi elementi essenziali, sul sito di ERG; 

ii.con riferimento al principio di proporzionalità previsto nel Nuovo Codice, di valutare la classificazione della Società rispetto alle categorie ivi previste e le opzioni di semplificazione percorribili per le società «non-grandi» e/o «concentrate» nonché di voler indicare adeguatamente le scelte adottate;

iii.con riferimento alla valutazione di indipendenza, di fornire nella relazione sul governo societario i criteri utilizzati per la valutazione della significatività delle relazioni professionali, commerciali o finanziarie e delle remunerazioni aggiuntive, anche con riferimento al Presidente del Consiglio di Amministrazione, qualora quest'ultimo sia stato valutato come indipendente ai sensi del Nuovo Codice.

iv.con riferimento alla gestione dell'informativa pre-consiliare:

a.curare la predisposizione dei regolamenti consiliari e dei comitati avendo particolare attenzione alla determinazione esplicita dei termini ritenuti congrui per l'invio della documentazione e all'esclusione di generiche esigenze di riservatezza quali possibili esimenti al rispetto di tali termini;

b.dare adeguata illustrazione, nella relazione sul governo societario, dell'effettivo rispetto del termine di preavviso precedentemente definito e, ove in casi eccezionali non sia stato possibile rispettare detto termine, spiegarne le ragioni e illustrare come siano stati forniti adeguati approfondimenti in sede consiliare;

v.con riferimento alla nomina e successione degli amministratori, in relazione alle società a proprietà non concentrata, esaminare adeguatamente le raccomandazioni ad esse rivolte rispetto al rinnovo del consiglio di amministrazione. Al riguardo, si ricorda che per tali società il Nuovo Codice non solo raccomanda al consiglio di amministrazione uscente di esprimere, in vista del suo rinnovo, l'orientamento sulla sua composizione ottimale, tenendo conto degli esiti dell'autovalutazione, ma declina tale responsabilità anche nella fase successiva della presentazione delle liste da parte del consiglio uscente e/o degli azionisti. In particolare, si invitano i consigli di amministrazione delle società a proprietà non concentrata a richiedere a chi presenti una lista che contenga un numero di candidati superiore alla metà dei componenti da eleggere di fornire adeguata informativa (nella documentazione presentata per il deposito della lista) circa la rispondenza della lista stessa all'orientamento espresso dal consiglio uscente e di indicare il proprio candidato alla carica di Presidente; 

vi.con riferimento alla parità di genere: 

a.adottare misure atte a promuovere la parità di trattamento e di opportunità tra i generi all'interno dell'intera organizzazione aziendale, monitorandone la concreta attuazione;

b.curare una adeguata informazione nella relazione sul governo societario circa la concreta individuazione e applicazione di tali misure;

vii.sulle politiche di remunerazione: 

a.migliorare la politica attraverso la definizione di regole chiare e misurabili per l'erogazione della componente variabile e delle eventuali indennità di fine carica;

b.considerare adeguatamente la coerenza dei parametri individuati per la remunerazione variabile con gli obiettivi strategici dell'attività di impresa e il perseguimento del successo sostenibile, valutando, se del caso, la previsione di parametri non finanziari. Con particolare riferimento ai parametri di remunerazione legati al raggiungimento di obiettivi ambientali e sociali, il Comitato raccomanda alle società di curare che tali parametri siano predeterminati e misurabili.

Alla luce di quanto contenuto nella Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari e nella Politica sulla remunerazione, si precisa in particolare che: 

•in relazione alla raccomandazione di cui al punto (i), lettera a), la Società ha già da tempo avviato un processo di integrazione della sostenibilità dell'attività di impresa nella definizione delle proprie strategie e della Politica sulla remunerazione che ha portato il Consiglio di Amministrazione ad approvare, in data 13 maggio 2021, il Piano Industriale e il Piano ESG 2021-2025 e, in data 14 marzo 2022, il Piano Industriale e il Piano ESG 2022-2026, ad esito della Cessione dell’Hydro e dell’Accordo sul Termo . La Società ha inoltre integrato nel proprio sistema di incentivazione di breve periodo (Sistema MBO) e di lungo periodo (Sistema LTI), come definiti nella Politica in materia di remunerazione, specifici obiettivi di 

146

sostenibilità per il management; il Consiglio di Amministrazione, nell’adunanza del 26 aprile 2021, ha nominato un Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità chiamato, tra l’altro, in continuità con la governance della Società, ad esaminare la Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario nonché il Piano ESG e l’attività di volta in volta posta in essere rispetto agli obiettivi del Piano ESG; si riportano, di seguito, le valutazioni espresse dai Consiglieri e Sindaci nell’ambito del processo di autovalutazione 

•in relazione alla raccomandazione di cui al punto (i), lettera b), la Società ritiene che sia coerente con la creazione di valore sostenibile nel medio-lungo termine promuovere lo sviluppo e il mantenimento di un dialogo continuativo, proficuo e trasparente con i propri azionisti e gli investitori in genere, per tale motivo il Consiglio di Amministrazione, nell’adunanza del 13 maggio 2021, previa valutazione preventiva da parte del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità, ha approvato la Politica per la gestione del dialogo con gli azionisti e la generalità degli investitori, messa a disposizione del pubblico sul sito della Società (www.erg.eu); l’Amministratore Delegato ha riferito al Consiglio di Amministrazione, su base semestrale, in merito agli incontri medio tempore tenutisi;

•con riferimento alla raccomandazione di cui alla lettera (ii), il Consiglio di Amministrazione ha valutato le possibili semplificazioni percorribili, optando in alcuni casi per non recepire alcune delle stesse. In particolare, ancorché il Nuovo Codice raccomandi che il Consiglio di Amministrazione della Società (tenuto conto della qualifica della stessa come società a proprietà concentrata) effettui, almeno ogni tre anni ed in vista del rinnovo dell’organo di amministrazione, una valutazione in ordine alla composizione, alla dimensione ed al funzionamento del Consiglio e dei suoi comitati, la Società, quale buona prassi di governance, ha comunque ritenuto di continuare ad effettuare tale processo di autovalutazione su base annuale. Il Consiglio di Amministrazione uscente, in vista del suo rinnovo, ha comunque espresso il proprio orientamento sulla sua composizione ottimale, tenendo conto degli esiti dell'autovalutazione effettuata il 23 febbraio 2021; 

•con riferimento alla raccomandazione di cui al punto (iii), i criteri utilizzati per la valutazione della significatività delle relazioni professionali, commerciali o finanziarie e delle remunerazioni aggiuntive e le evidenze del processo di valutazione effettuato sono riportati nella sezione dedicata al Consiglio di Amministrazione. Il Presidente del Consiglio di Amministrazione è stato qualificato come esecutivo. Si riportano, di seguito, le valutazioni espresse dai Consiglieri e Sindaci nell’ambito del processo di autovalutazione;

•con riferimento alla raccomandazione di cui al punto (iv), lettera a), il Consiglio di Amministrazione ha previsto (i) al paragrafo 1.2 del Regolamento che ai Consiglieri vengano fornite almeno 48 ore prima dell’adunanza consiliare, fatti salvi i casi eccezionali, la documentazione e le informazioni necessarie per permettere al Consiglio di Amministrazione di deliberare con consapevolezza sulle materie sottoposte al suo esame e (ii) ai paragrafi 2.2 e 3.2 del Regolamento che ai membri del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità e del Comitato Nomine e Compensi vengano fornite almeno 48 ore prima della riunione, fatti salvi i casi eccezionali, la documentazione e le informazioni necessarie per permettere ai membri di esprimersi con consapevolezza sulle materie sottoposte al loro esame; 

•con riferimento alla raccomandazione di cui al punto (iv), lettera b), si precisa che nelle riunioni del 2021 il Consiglio di Amministrazione ha assunto 75 delibere in ordine ad altrettante materie (delle quali 41 delibere assunte sulla base di una proposta o di un parere formulato dai Comitati Consiliari o ad esito di una loro preventiva valutazione) e per 67 di esse è stata inviata preventivamente a Consiglieri e Sindaci (almeno 48 ore prima dell’adunanza consiliare, salvo eccezioni) la relativa documentazione informativa ritenendosi congruo tale termine al fine di consentire un’adeguata preparazione da parte dei Consiglieri e dei Sindaci sugli argomenti posti all’ordine del giorno. Si precisa inoltre che delle 8 delibere in relazione alle quali non è stata preventivamente inviata a Consiglieri e Sindaci la relativa documentazione, 5 delibere sono state assunte dal neo nominato Consiglio di Amministrazione riunitosi, in forma totalitaria, a conclusione dei lavori dell’Assemblea che aveva appunto provveduto a nominare il nuovo organo consiliare. Nel caso in cui per alcuni argomenti trattati non sia stato possibile inviare preventivamente, entro i suddetti termini, la relativa documentazione, il Presidente, con il supporto del Segretario, sentito 

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l’Amministratore Delegato, ha fatto in modo che venissero comunque garantiti e/o del caso effettuati specifici e puntuali approfondimenti anche con il supporto dei Dirigenti con Responsabilità Strategiche o dei Manager, all’uopo invitati a partecipare. Nel corso dell’esercizio 2021, in 9 riunioni del Consiglio di Amministrazione su 11 hanno partecipato dei manager in diversi casi a supporto della trattazione di più argomenti all’ordine del giorno. 

Si riportano, di seguito, le valutazioni espresse dai Consiglieri e Sindaci nell’ambito del processo di autovalutazione

•con riferimento alla raccomandazione di cui al punto (v) il Consiglio di Amministrazione, nonostante la Società, ai sensi del Nuovo Codice, sia qualificabile come “a proprietà concentrata”, in vista del suo rinnovo, ha comunque espresso il proprio orientamento sulla sua composizione ottimale, tenendo conto degli esiti dell'autovalutazione effettuata il 23 febbraio 2021\. L’attuale Consiglio di Amministrazione, inoltre, quale buona prassi di governance, ha comunque ritenuto di continuare ad effettuare il processo di autovalutazione su base annuale;

•con riferimento alla raccomandazione di cui al punto (vi) lettera a) e b), il Consiglio di Amministrazione, nell’adunanza del 30 luglio 2021, previa valutazione preventiva del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità e del Comitato Nomine e Compensi, ciascuno per quanto di rispettiva competenza, ha approvato la Diversity & Inclusion Policy con l’obiettivo di guidare ed ispirare i programmi di diversity & inclusion in tutte le società del Gruppo ERG ed orientare le relazioni con i molteplici stakeholders con cui il Gruppo si relaziona. Il Comitato Nomine e Compensi, nella riunione del 17 febbraio 2022 ha analizzato un aggiornamento sulle iniziative che la Società sta ponendo in essere in materia di diversity. Si ricorda inoltre che il terzo pillars, denominato People, sul quale si fonda il Piano ESG 2021-2025 e il Piano ESG 2022-2026, è focalizzato sull’attenzione della Società alla crescita e al benessere delle persone e prevede, tra gli altri, quali obiettivi di diversity & inclusion:

ol’incremento ≥ del 20% di donne tra i leader chiave (manager e senior manager)

ol’ottenimento della Certificazione D&I

ol’incremento ≥ del 25% di donne nella forza lavoro.

Il Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità monitora periodicamente il grado di raggiungimento degli obiettivi del Piano ESG;

•con riferimento alla raccomandazione di cui al punto (vii), lettera a) e b) si precisa che la Politica in materia di remunerazione per il 2022 è definita in continuità rispetto a quella del 2021 e quindi prevede già l’inserimento di specifici obiettivi di sostenibilità per il management nel Sistema MBO e nel Sistema LTI 2021-2023. Sono stati introdotti elementi di maggior trasparenza a seguito (i) delle valutazioni espresse dagli azionisti e delle indicazioni emerse dal voto dell’Assemblea degli Azionisti del 26 aprile 2021 sulla politica per il 2021 e sul consuntivo relativo al 2020 e (ii) delle osservazioni fatte dai proxy advisor e di quelle derivanti dal continuo dialogo con gli investitori. Si è inoltre tenuto conto del mandato conferito al nuovo Consiglio di Amministrazione nominato dall’Assemblea degli Azionisti del 26 aprile 2021.

Le principali modifiche riguardano:

ola definizione, da parte del Consiglio di Amministrazione, nell’adunanza del 13 maggio 2021, delle condizioni necessarie a dare attuazione al Sistema LTI 2021-2023, approvato dal precedente Consiglio di Amministrazione l’11 marzo 2021 nonché dall’Assemblea degli Azionisti del 26 aprile 2021;

ol’incremento della disclosure dei criteri di definizione dell’indennità di cessazione della carica dell’Amministratore Delegato;

ol’incremento della disclosure ex post dei valori degli obiettivi del Sistema MBO e del Sistema LTI 2021-2023, con 

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l’indicazione dei risultati effettivamente conseguiti rispetto ai valori target, coerentemente con le migliori prassi;

oil recepimento della nuova macrostruttura organizzativa, implementata a seguito della nomina del nuovo Amministratore Delegato e l’aggiornamento dell’elenco dei Dirigenti con responsabilità strategiche, coerentemente con il nuovo assetto organizzativo, il Piano Industriale 2021-2025 e il nuovo Piano Industriale 2022-2026;

ol’introduzione di elementi di disclosure quali il Pay Ratio relativo all’Amministratore Delegato e la Gender Pay Gap dei dipendenti del Gruppo ERG, in linea con le best practice di mercato.

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Collegio Sindacale

L’attuale Collegio Sindacale, composto da 3 Sindaci effettivi e 3 Sindaci supplenti, è stato nominato dall’Assemblea degli Azionisti del 17 aprile 2019; conseguentemente il mandato conferito al Collegio Sindacale scadrà alla data dell’Assemblea convocata per l’approvazione del Bilancio al 31 dicembre 2021. 

Nomina

Per la nomina del Collegio Sindacale sono state presentate due liste di candidati, una da parte dell’azionista San Quirico S.p.A. e l’altra da parte di alcuni investitori istituzionali così composte43: 

Lista San Quirico S.p.A.Lista Investitori istituzionali

1\. Lelio Fornabaio 1\. Elena Spagnol

2\. Fabrizio Cavalli2\. Paolo Prandi

3\. Elisabetta Barisone

4\. Vincenzo Campo Antico

5\. Stefano Remondini 

6\. Luisella Bergero

In conformità a quanto previsto dallo Statuto Sociale il Collegio Sindacale è composto da tre sindaci effettivi e tre supplenti nel rispetto del criterio di equilibrio tra generi previsto dalle vigenti disposizioni legislative e regolamentari44. 

La nomina del Collegio Sindacale avviene sulla base di liste presentate dagli azionisti che, ai sensi dell’art. 147-ter, comma 1-bis, del TUF (richiamato dall’art. 148, comma 2 del TUF), devono essere depositate entro il venticinquesimo giorno precedente la data dell’Assemblea ed essere messe a disposizione del pubblico almeno ventuno giorni prima di tale Assemblea.

Ciascuna lista è composta da due sezioni: una per i candidati alla carica di Sindaco effettivo e l’altra per i candidati alla carica di Sindaco supplente. Ogni lista deve contenere un numero di candidati, elencati in numero progressivo, non superiore al numero massimo di sindaci da eleggere e, a eccezione di quelle che presentano un numero di candidati inferiore a tre, rispettare per ciascuna sezione il criterio di equilibrio tra i generi previsto dalle vigenti disposizioni legislative e regolamentari. 

Ai sensi dell’art. 148, comma 1-bis, del TUF, così come modificato dalla legge 27 dicembre 2019, n. 160, nel Collegio Sindacale che sarà nominato dall’Assemblea convocata per l’approvazione del Bilancio al 31 dicembre 2021 dovrà essere 

43 Per la percentuale dei voti ottenuti dalle liste in rapporto al capitale votante si rimanda al Rendiconto sintetico delle votazioni sui punti all’ordine del giorno dell’Assemblea degli Azionisti del 17 aprile 2019, disponibile sul sito internet della Società (www.erg.eu) nella sezione “Corporate Governance/Assemblea degli Azionisti 2019”.

44 Ai sensi dell’art. 148, comma 1-bis, del TUF, così come modificato dalla legge 27 dicembre 2019, n. 160, lo statuto delle società quotate deve riservare al genere meno rappresentato almeno i due quinti dei componenti effettivi degli organi di controllo, per sei mandati consecutivi. Tale criterio di riparto si applica a decorrere dal primo rinnovo degli organi di controllo delle società quotate successivo al 1° gennaio 2020. L’art. 144-undecies.1 del Regolamento Emittenti prevede che qualora dall’applicazione del criterio di riparto tra generi non risulti un numero intero di componenti degli organi di amministrazione o controllo appartenenti al genere meno rappresentato, tale numero è arrotondato per eccesso all’unità superiore, ad eccezione degli organi sociali formati da tre componenti per i quali l’arrotondamento avviene per difetto all’unità inferiore.

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riservato al genere meno rappresentato una quota pari ad almeno due quindi dei Sindaci effettivi eletti45. Hanno diritto di presentare le liste soltanto gli azionisti che, al momento della presentazione della lista, siano titolari di una quota di partecipazione pari a quella necessaria per la presentazione delle liste per l’elezione degli Amministratori, attualmente pari all’1%46. Tale quota è la medesima di quella necessaria per la presentazione di liste in occasione della nomina del Collegio Sindacale in carica47.

Ogni azionista può presentare o concorrere alla presentazione di una sola lista e ogni candidato può essere iscritto in una sola lista a pena di ineleggibilità. 

Le liste sono corredate, oltre che dalle informazioni relative agli azionisti che le hanno presentate e dalle dichiarazioni degli stessi previste dalle disposizioni regolamentari applicabili, da un’esauriente informativa sulle caratteristiche personali e professionali dei candidati e dalle dichiarazioni degli stessi previste dallo Statuto Sociale.

Non possono essere nominati sindaci coloro che non siano in possesso dei requisiti di indipendenza, professionalità e onorabilità previsti dall’art. 148, comma 3, del TUF e coloro che già ricoprano incarichi di Sindaco effettivo in cinque società quotate48.

Nel caso in cui, alla data di scadenza del termine per la presentazione delle liste sopra indicato, sia stata depositata una sola lista, ovvero soltanto liste presentate da azionisti collegati tra loro, secondo la definizione di cui alla normativa applicabile, possono essere presentate liste – ai sensi dell’art. 144-sexies, comma 5, del Regolamento Emittenti – sino al terzo giorno successivo a tale data. In tal caso, le soglie previste per la presentazione delle liste sono ridotte alla metà.

La lista presentata senza l’osservanza delle prescrizioni richieste49 sarà considerata come non presentata.

Nel caso in cui, nonostante l’esperimento della predetta procedura, non sia stata presentata alcuna lista, si vota a maggioranza in modo tale da assicurare comunque che la composizione del Collegio Sindacale sia conforme alle vigenti disposizioni legislative e regolamentari e allo Statuto. L’Assemblea nomina il Presidente.

Qualora una seconda lista non sia stata presentata o votata, l’intero Collegio Sindacale è composto, nell’ordine di presentazione, dai candidati dell’unica lista votata. Il capolista è eletto Presidente.

In caso di presentazione di più liste, risultano eletti: della lista che ha ottenuto il maggior numero di voti, nell’ordine progressivo con il quale sono elencati, due membri effettivi e due supplenti; il terzo membro effettivo e il terzo supplente sono eletti scegliendo i candidati alle rispettive cariche indicati al primo posto della lista che abbia ottenuto il maggior numero di voti dopo la prima, tra quelle presentate e votate da parte di azionisti di minoranza che non siano collegati neppure indirettamente con gli azionisti che hanno presentato o votato la lista risultata prima per numero di voti, secondo le disposizioni regolamentari vigenti e fatto salvo quanto previsto all’art. 22, comma 13-bis, dello Statuto Sociale in merito al rispetto del criterio di equilibrio tra generi nella composizione del Collegio Sindacale. Il membro effettivo tratto dalla lista di minoranza è nominato Presidente.

In caso di parità tra le liste, è eletto il candidato della lista che sia stata presentata dagli azionisti in possesso della maggiore partecipazione ovvero, in subordine, dal maggior numero di azionisti.

Sostituzione

Qualora venga a cessare un sindaco effettivo subentra un sindaco supplente appartenente alla medesima lista nell’ordine definito all’art. 22, comma 12, dello Statuto Sociale, fermo restando il rispetto del criterio di equilibrio tra generi previsto dalle vigenti disposizioni legislative e regolamentari.

L’Assemblea provvede alla nomina dei sindaci effettivi e/o supplenti necessari per l’integrazione del Collegio nel modo seguente:

a)se si deve integrare il Collegio per la sostituzione di sindaci appartenenti sia alla lista di maggioranza che alla lista di minoranza, si vota con le stesse modalità di voto di lista previste per la nomina del Collegio;

b)se si deve integrare il Collegio per la sostituzione di un sindaco o dei sindaci eletti nella lista di maggioranza, si vota con le stesse modalità previste all’art. 22, comma 10, dello Statuto Sociale;

c)se si deve integrare il Collegio per la sostituzione di un sindaco o dei sindaci eletti nella lista di minoranza, si vota con le stesse modalità previste per la nomina del Collegio, ma gli Azionisti di maggioranza non possono presentare una propria lista.

Ove risulti impossibile integrare il Collegio seguendo la procedura di cui all’art. 22, comma 16, dello Statuto Sociale, l’Assemblea potrà provvedere alla sostituzione dei Sindaci che siano cessati dalla carica per qualsiasi causa, scegliendo i nuovi membri nell’ambito degli appartenenti alla medesima lista cui appartenevano i Sindaci cessati, secondo l’ordine progressivo, previa verifica che gli stessi siano tuttora eleggibili e disposti ad accettare la carica, fatta salva la possibilità, per la sostituzione del sindaco di minoranza, ed in mancanza di candidati come sopra individuati, che venga nominato in sostituzione il primo candidato della lista di minoranza risultata seconda per numero di voti, fermo restando il rispetto del criterio di equilibrio tra generi previsto dalle vigenti disposizioni legislative e regolamentari.

Nel caso in cui l’Assemblea sia chiamata ad integrare una vacanza all’interno del Collegio Sindacale e nessuna lista di candidati sia stata tempestivamente e ritualmente presentata, e non sia possibile procedere alla sostituzione ai sensi del comma precedente, si procede sulla base di proposte presentate da uno o più Azionisti in assemblea e da questa deliberate con le maggioranze di legge e nel 

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rispetto della normativa applicabile.

Composizione

I Sindaci in carica alla data di approvazione della Relazione sono i seguenti50:

Elena SpagnolPresidente

Fabrizio CavalliSindaco effettivo

Lelio FornabaioSindaco effettivo

Vincenzo Campo AnticoSindaco supplente

Luisella BergeroSindaco supplente

Paolo Prandi Sindaco supplente

Valutazione di indipendenza

Il Collegio Sindacale ha valutato annualmente le caratteristiche personali e professionali di ciascun sindaco e ha concluso che tutti i suoi componenti possono essere qualificati come indipendenti sia con riferimento a quanto previsto dall’art. 148, comma terzo, del TUF che con riferimento alle norme di comportamento del Collegio Sindacale redatte dal Consiglio Nazionale dei Dottori Commercialisti e degli Esperti Contabili e al Codice di Corporate Governance (nel corso del 2019 e del 2020) e al Nuovo Codice (nel corso del 2021), anche tenuto conto dei criteri «quantitativi» e «qualitativi», definiti al paragrafo 1.4.1 del Regolamento, funzionali a determinare, ai fini della valutazione dell’indipendenza dei componenti del Collegio Sindacale, la rilevanza o meno di eventuali rapporti intrattenuti dagli stessi con la Società o altri soggetti ad essa collegati.

Il Consiglio di Amministrazione, alla luce delle informazioni fornite al riguardo dai componenti il Collegio Sindacale e di quanto dichiarato dal Presidente del Collegio medesimo, nel corso dell’adunanza del 14 maggio 2019 e del 16 luglio 2020, ha valutato positivamente l’indipendenza dei componenti il Collegio Sindacale sia con riferimento a quanto previsto dall’art. 148, comma terzo, del TUF che con riferimento alle norme di comportamento del Collegio Sindacale redatte dal Consiglio Nazionale dei Dottori Commercialisti e degli Esperti Contabili e al Nuovo Codice.

Il Consiglio di Amministrazione, sempre alla luce delle informazioni fornite al riguardo dai componenti il Collegio Sindacale e di quanto dichiarato dal Presidente del Collegio medesimo, nel corso dell’adunanza del 14 ottobre 2021, ha valutato positivamente l’indipendenza dei componenti il Collegio Sindacale sia con riferimento a quanto previsto dall’art. 148, comma terzo, del TUF che con riferimento alle norme di comportamento del Collegio Sindacale redatte dal Consiglio Nazionale dei Dottori Commercialisti e degli Esperti Contabili e al Nuovo Codice, anche tenuto conto dei criteri «quantitativi» e «qualitativi», definiti al paragrafo 1.4.1 del Regolamento, funzionali a determinare, ai fini della valutazione dell’indipendenza dei componenti del Collegio Sindacale, la rilevanza o meno di eventuali rapporti intrattenuti dagli stessi con la Società o altri soggetti ad essa collegati, in relazione ai quali si rimanda a quanto illustrato nella presente sezione al paragrafo Valutazione di indipendenza e Statutory Auditors Performance Review.

Competenze e Attività svolta

Il Collegio Sindacale ha verificato e monitorato l’indipendenza della Società di Revisione verificando sia il rispetto delle disposizioni normative in materia sia la natura e l’entità dei servizi diversi dal controllo contabile prestati alla Società e alle sue controllate da parte della stessa Società di Revisione e delle entità appartenenti alla rete della medesima.

Il Collegio Sindacale ha altresì monitorato il processo di informativa finanziaria, controllato l’efficacia dei sistemi di controllo interno, di revisione interna e di gestione del rischio nonché monitorato la revisione legale dei conti annuali e dei conti consolidati.

48 Al riguardo si precisa che gli obblighi informativi di cui all’art. 144-quaterdecies del Regolamento Emittenti non si applicano a chi ricopre la carica di componente dell’organo di controllo di un solo emittente.

47 Ai sensi della Delibera CONSOB n. 13 del 24 gennaio 2019.

46 Ai sensi della Delibera CONSOB n. 60 del 28 gennaio 2022.

45 Si richiama quanto precisato nella nota 34.

49 Per ulteriori informazioni, ivi incluse quelle relative alle disposizioni volte a garantire il rispetto del criterio di equilibrio tra generi nella composizione del Collegio Sindacale, si rimanda allo Statuto Sociale, disponibile sul sito internet della Società (www.erg.eu) nella sezione “Corporate Governance/Etica d'Impresa”.

50 Per le caratteristiche personali e professionali di ciascun sindaco in carica si rimanda ai relativi curriculum vitae disponibili sul sito internet della Società (www.erg.eu) nella sezione “Corporate Governance/Collegio Sindacale”.

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Il Collegio Sindacale, nello svolgimento della propria attività, si è avvalso del supporto della Direzione Internal Audit coordinandosi con il Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità.

Il Collegio Sindacale, nella riunione del 17 febbraio 2022, ha provveduto ad effettuare, avvalendosi anche di un questionario di autovalutazione predisposto all’uopo da Corporate Affairs, una valutazione in ordine alla dimensione, alla composizione e al funzionamento del Collegio Sindacale nel corso dell’esercizio 2021. L’autovalutazione, in continuità con le risultanze del processo effettuato nel 2021, ha evidenziato una equilibrata ripartizione delle competenze presenti nel Collegio Sindacale, maturate, in prevalenza, attraverso esperienze professionali. Le risultanze di tale processo sono state comunicate al Consiglio di Amministrazione nell'adunanza del 24 febbraio 2022.

Nel corso dell’esercizio 2021 il Collegio Sindacale ha tenuto 16 riunioni mentre per l’esercizio 2022 si prevede che le riunioni siano non meno di 7 riunioni, fino al 26 aprile 2022, data di scadenza del mandato del Collegio Sindacale.

La durata media delle riunioni tenute dal Collegio Sindacale è stata di circa 2 ore.

Alla data di approvazione del presente documento il Collegio Sindacale si è riunito 4 volte.

Altre cariche di amministratore o sindaco ricoperte dai Sindaci in altre società quotate in mercati regolamentati, anche esteri, finanziarie, in società bancarie, assicurative o di rilevanti dimensioni51 al 31 dicembre 202152:

Elena SpagnolSindaco effettivo di F.I.L.A. – Fabbrica Italiana Lapis ed Affini S.p.A.

Lelio FornabaioSindaco effettivo di Atlantia S.p.A.

Sindaco effettivo di Telepass S.p.A.

Consigliere di Aeroporto di Genova S.p.A.

Consigliere di Italia Trasporto Aereo S.p.A.

Fabrizio CavalliPresidente del Collegio Sindacale di Battaglio S.p.A.

Presidente del Collegio Sindacale di Cosiarma S.p.A.

Presidente del Collegio Sindacale di MARES S.p.A. 

Presidente del Collegio Sindacale di Sews Cabind S.p.A.

Presidente del Collegio Sindacale di Spazio S.p.A.

Presidente del Collegio Sindacale di SKF Seals Italy S.p.A.

Presidente del Collegio Sindacale di Palazzo Antinori S.r.l.

Sindaco effettivo di SKF Industrie S.p.A.

Sindaco effettivo di Sumiriko Italy S.p.A.

Consigliere di Studio Tributario e Societario Deloitte società tra Professionisti S.r.l. 

Consigliere di Deloitte Italy Fin – Equity Partner Srl-

Assemblea

L’articolo 10 dello Statuto Sociale prevede che possono intervenire in Assemblea, nel rispetto delle norme legislative e regolamentari, i titolari di diritti di voto che abbiano ottenuto idonea certificazione rilasciata ai sensi della normativa vigente dall’intermediario e comunicato alla Società con le modalità ed entro il termine stabilito dalle vigenti disposizioni legislative e regolamentari. I titolari di diritti di voto possono farsi rappresentare per iscritto in Assemblea, conferendo delega nei limiti e con le modalità previste dalle vigenti disposizioni legislative e regolamentari. La notifica della delega potrà essere effettuata a mezzo posta elettronica certificata secondo le modalità 

51 Ai sensi di quanto previsto dall’art. 144-duodecies, lettera f), del Regolamento Emittenti.

52 Diverse dalle cariche ricoperte in società del Gruppo.

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indicate nell’avviso di convocazione ovvero utilizzando un eventuale differente strumento indicato nell’avviso stesso.

L’articolo 11 dello Statuto Sociale prevede che l’Assemblea deve essere convocata dall’Organo amministrativo almeno una volta all’anno, entro centoventi giorni dalla chiusura dell’esercizio sociale oppure, qualora la Società sia tenuta alla redazione del Bilancio Consolidato e qualora lo richiedano particolari esigenze relative alla struttura e all’oggetto della Società, entro centottanta giorni.

L’articolo 12 dello Statuto Sociale prevede che la convocazione dell’Assemblea è fatta per mezzo di avviso da predisporsi e pubblicarsi nei termini e secondo le modalità previste dalle vigenti disposizioni legislative e regolamentari. 

L’articolo 13 dello Statuto Sociale prevede che per la costituzione delle Assemblee e per la validità delle loro deliberazioni, sia in sede Ordinaria che in sede Straordinaria, si applichino le norme di legge.

Regolamento Assembleare

L’Assemblea Ordinaria degli Azionisti ha adottato un Regolamento diretto a disciplinare lo svolgimento dei lavori dell’Assemblea Ordinaria e Straordinaria degli Azionisti.

La possibilità da parte dell’Assemblea Ordinaria di adottare un Regolamento assembleare è prevista espressamente dall’Articolo 14 dello Statuto Sociale.

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5.2.COMITATI CONSILIARI

Il Consiglio di Amministrazione ha istituito, con compiti consultivi e propositivi, il Comitato Controllo Rischi e Sostenibilità, il Comitato Nomine e Compensi e il Comitato Strategico.

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Comitato Controllo Rischi e Sostenibilità

Mara Anna Rita Caverni Federica Lolli Elisabetta Oliveri

Presidente Membro Membro

Composizione:

Mara Anna Rita Caverni – Presidente

Federica Lolli 

Elisabetta Oliveri

Giovanni Marco Scollo – Segretario

L’attuale Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità è composto da tre Amministratori non esecutivi, tutti indipendenti da TUF e da Nuovo Codice, nominati dal Consiglio di Amministrazione nell’adunanza del 26 aprile 2021.

Nella prima riunione del Comitato, tenutasi il 6 maggio 2021, il Consigliere Mara Anna Rita Caverni, tenuto conto dell’esperienza dalla stessa maturata nel corso del precedente triennio, è stata nominata Presidente del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità.

Il Comitato, sempre nella riunione del 6 maggio 2021, ha nominato un Segretario al di fuori dei propri componenti. Il Presidente, avvalendosi della collaborazione del Segretario, coordina le attività del Comitato e guida lo svolgimento delle relative riunioni.

I componenti del Comitato possiedono un’adeguata esperienza in materia contabile, finanziaria, di gestione dei rischi nonché in materia di governance e sostenibilità53.

Competenze presenti all’interno del Comitato ad esito del processo di autovalutazione effettuato il 24 febbraio 2022.

Ai lavori del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità partecipa il Presidente del Collegio Sindacale o altro sindaco da lui designato ovvero, in relazione agli argomenti trattati, tutti i membri del Collegio Sindacale. Ai lavori possono inoltre partecipare, su invito, il Presidente del Consiglio di Amministrazione, il Vice Presidente Esecutivo nonché Amministratore incaricato del Sistema CIGR e 

53 Tali caratteristiche sono state valutate dal Consiglio di Amministrazione nel corso dell’adunanza del 26 aprile 2021 e nell’ambito del processo di autovalutazione del 24 febbraio 2022.

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l’Amministratore Delegato, in quanto titolati ad intervenire sulle questioni in esame e ad individuare gli interventi adeguati per affrontare situazioni, anche potenzialmente critiche, nonché (sempre in relazione agli argomenti trattati), il Chief Financial Officer nonché Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari, il Chief Audit Officer, l’Head of Group Administration, l’Head of Group Risk Management & Corporate Finance, l’Head of Corporate Affairs, il Chief ESG, IR & Communication Officer e il Chief Human Capital Officer.

Possono essere invitati a partecipare alle riunioni del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità dipendenti delle Società del Gruppo ERG, rappresentanti della Società di Revisione ed, in genere, soggetti la cui presenza sia ritenuta necessaria od opportuna ai fini della trattazione degli argomenti in agenda. 

Il Chief Audit Officer, in particolare, viene invitato a partecipare alle riunioni al fine di relazionare, almeno su base trimestrale, sull’attività di volta in volta posta in essere. Il Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari viene invitato a partecipare alle riunioni al fine di relazionare, almeno su base trimestrale (ove vengano pubblicati i resoconti intermedi di gestione), in ordine ai principi contabili utilizzati nella predisposizione delle relazioni finanziarie periodiche e, almeno su base semestrale, sull’attività di volta in volta posta in essere ai sensi dell’art. 154-bis del TUF.

L’Head of Group Administration viene invitato a partecipare alle riunioni al fine di relazionare, su base semestrale, sull’attività di volta in volta posta in essere con riferimento alla Compliance ex L. 262/05 e al Tax Control Framework.

L’Head of Group Risk Management & Corporate Finance viene invitato a partecipare alle riunioni al fine di relazionare, su base semestrale, sull’attività di volta in volta posta in essere con riferimento al Risk Management.

L’Head of Corporate Affairs viene invitato a partecipare alle riunioni al fine di relazionare, su base semestrale, sull’attività di volta in volta posta in essere con riferimento alla Compliance ex D.Lgs. 231/01 e Anticorruzione e sulle modifiche proposte ai principali documenti di corporate governance ai fini della loro successiva approvazione in Consiglio di Amministrazione.

il Chief ESG, IR & Communication Officer viene invitato a partecipare alle riunioni al fine di relazionare sulla Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario e sul Piano ESG ai fini della loro successiva approvazione in Consiglio di Amministrazione e sull’attività di volta in volta posta in essere rispetto agli obiettivi del Piano ESG.

Il Chief Human Capital Officer viene invitato a partecipare alle riunioni al fine di relazionare sulla Relazione sulla politica in materia di remunerazione e sui compensi corrisposti ai sensi dell’art. 123-ter del Decreto Legislativo 24 febbraio 1998, n. 58. 

Le riunioni del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità possono essere tenute anche per teleconferenza o videoconferenza, a condizione che tutti i partecipanti possano essere identificati e sia loro consentito di seguire la discussione e di intervenire in tempo reale alla trattazione degli argomenti affrontati.

Verificandosi tali requisiti, il Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità si considera tenuto nel luogo in cui è stato convocato ove deve trovarsi il segretario della riunione.

Per la validità delle adunanze è necessaria la presenza della maggioranza dei membri in carica. Il Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità delibera a maggioranza assoluta dei presenti; in caso di parità prevarrà il voto di chi presiede.

I processi verbali delle adunanze sono sottoscritti dal Presidente e dal segretario. 

Il Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità si riunisce con cadenza almeno trimestrale, secondo un calendario fissato con sufficiente anticipo.

Ai membri del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità sono fornite almeno 48 ore prima della riunione, fatti salvi i casi eccezionali, la documentazione e le informazioni necessarie per permettere al Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità di esprimersi con consapevolezza sulle materie sottoposte al suo esame. Tale documentazione viene messa a disposizione attraverso l’utilizzo di specifici sistemi informatici idonei a tutelarne la riservatezza. I membri del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità ed i Sindaci sono tenuti a mantenere riservati i documenti e le informazioni acquisiti nello svolgimento delle rispettive funzioni nonché a rispettare le regole adottate dalla Società per la gestione ed il trattamento delle informazioni rilevanti e delle informazioni privilegiate e per la diffusione dei comunicati e delle informazioni al pubblico come dettagliatamente indicate nella Procedura Info Mercato.

Nel caso in cui per alcuni argomenti trattati non fosse possibile inviare preventivamente la relativa documentazione, il Presidente, con il supporto del segretario, fa in modo che siano comunque garantiti e/o del caso effettuati specifici e puntuali approfondimenti anche con

il supporto dei Dirigenti con Responsabilità Strategiche o dei Management competenti per materia, all’uopo invitati a partecipare.

Il Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità ha accesso alle informazioni necessarie allo svolgimento dei propri compiti e può avvalersi di consulenti esterni. Nell’ambito dell’attività svolta dai membri del Comitato ai fini della Procedura per le operazioni con parti correlate il Consiglio di Amministrazione non ha prefissato alcun limite di spese anche per le operazioni c.d. di “Minore Rilevanza”.

Compiti

Il Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità ha funzioni consultive e propositive rispetto al Consiglio di Amministrazione e svolge il ruolo e i compiti previsti dal Codice di Corporate Governance. Il Presidente del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità, a partire dalla data di adesione, da parte della Società, all'edizione del Codice di Autodisciplina pubblicata nel mese di luglio del 2015, riferisce al Consiglio di Amministrazione, nella prima adunanza consiliare utile, sulle riunioni del Comitato medio tempore tenutesi.

157

In generale, supporta – attraverso un’adeguata attività istruttoria – le valutazioni e le decisioni del Consiglio di Amministrazione relative al Sistema CIGR nonché quelle relative all’approvazione delle relazioni finanziarie periodiche.

In particolare:

•assiste il Consiglio di Amministrazione nei seguenti compiti previsti dal Nuovo Codice: definizione delle linee di indirizzo del Sistema CIGR; verifica periodica dell’adeguatezza, dell’effettivo funzionamento e dell’efficacia del Sistema CIGR; accertamento del fatto che i principali rischi aziendali sono correttamente identificati, adeguatamente misurati, gestiti e monitorati;

•esprime pareri su specifici aspetti inerenti all’identificazione dei principali rischi aziendali nonché alla progettazione, alla realizzazione e alla gestione del Sistema CIGR;

•supporta, con un’adeguata attività istruttoria, le valutazioni e le decisioni del Consiglio di Amministrazione relative alla gestione di rischi derivanti da fatti pregiudizievoli di cui il Consiglio di Amministrazione sia venuto a conoscenza;

•esprime il proprio parere in merito alla nomina e revoca del Chief Audit Officer nonché alla proposta di sua remunerazione formulata dall’Amministratore incaricato del Sistema CIGR;

•monitora l’autonomia, l’adeguatezza, l’efficacia e l’efficienza dell’Internal Audit;

•valuta il piano annuale di lavoro ed il relativo budget predisposti dal Chief Audit Officer e le relazioni periodiche dello stesso richiedendo, ove del caso, verifiche su specifiche aree operative;

•esamina gli esiti delle attività del Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari;

•valuta, sentiti il Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari, la Società di Revisione e il Collegio Sindacale, il corretto utilizzo dei principi contabili e la loro omogeneità ai fini della redazione del bilancio consolidato, del progetto di bilancio di esercizio e del bilancio semestrale abbreviato;

•valuta l’idoneità dell’informazione periodica, finanziaria e non finanziaria, a rappresentare correttamente il modello di business, le strategie della Società, l’impatto della sua attività e le performance conseguite;

•esamina il contenuto dell’informazione periodica a carattere non finanziario rilevante ai fini del Sistema CIGR;

•mantiene gli opportuni collegamenti con la Società di Revisione, con il Collegio Sindacale, con l’Amministratore incaricato del Sistema CIGR, con il Chief Audit Officer nonché con le altre funzioni che, all’interno della struttura organizzativa del Gruppo ERG, si interfacciano con tali soggetti, in modo da contribuire ad uno svolgimento, coordinato ed efficace, delle loro rispettive attività nelle aree di comune intervento; 

•riferisce al Consiglio di Amministrazione, almeno semestralmente, in occasione dell’approvazione della relazione finanziaria annuale e semestrale, sull’attività svolta e sull’adeguatezza del Sistema CIGR;

•esamina il piano annuale di lavoro predisposto dall’Organismo di Vigilanza, istituito in conformità a quanto disposto dal D.Lgs. 231/01 e le relazioni semestrali dello stesso; 

•esamina il Risk Report sul Piano Industriale;

•esamina il piano annuale di lavoro predisposto da Compliance 231 e le relazioni semestrali della stessa;

•esamina la Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario, previa verifica del processo che ha portato alla definizione della matrice di materialità, e il Piano ESG, nonché l’attività di volta in volta posta in essere rispetto agli obiettivi del Piano ESG;

•esamina la Relazione sulla politica in materia di remunerazione e sui compensi corrisposti ai sensi dell’art. 123-ter del Decreto Legislativo 24 febbraio 1998, n. 58;

•valuta la costante adeguatezza nel tempo della Procedura Info Mercato e dei principali documenti di corporate governance;

•fornisce al Consiglio di Amministrazione, al Presidente, al Vice Presidente Esecutivo e all’Amministratore Delegato ogni altro elemento, consultivo e propositivo, valutato dal Comitato come necessario od opportuno per un migliore esercizio da parte degli stessi delle loro rispettive responsabilità nelle aree del controllo, di gestione dei rischi e dell’informativa societaria;

•fornisce al Consiglio di Amministrazione e agli organi delegati i pareri previsti dalla Procedura Parti Correlate, ove del caso integrato nella propria composizione ai sensi di quanto previsto nella Procedura Parti Correlate medesima;

•svolge gli ulteriori compiti eventualmente ad esso attribuiti dal Consiglio di Amministrazione. 

Il Comitato nello svolgimento delle proprie funzioni ha avuto la possibilità di accedere alle informazioni e si è avvalso delle funzioni aziendali necessarie per lo svolgimento dei propri compiti.

Nel corso del 2021 il Comitato ha tenuto 9 riunioni – regolarmente verbalizzate – nelle quali, oltre ad approvare il proprio calendario e a organizzare i propri lavori, ha affrontato argomenti riferibili ai seguenti macro-temi: 

•Governance di Gruppo 

•Sistema di controllo interno e di gestione dei rischi

•Adempimenti connessi al D. Lgs. 231/01 e al Sistema Anticorruzione

•Processi amministrativi e contabili del Gruppo

•Sostenibilità

Si indicano, di seguito, gli argomenti più rilevanti trattati dal Comitato:

158

Per quanto riguarda la Governance del Gruppo:

Linee guida, procedure e modelli

-ha dato il proprio parere favorevole all’aggiornamento dell’elenco dei Dirigenti con responsabilità strategiche, coerentemente con il nuovo assetto organizzativo e con il Piano Industriale 2021-2025, con efficacia a decorrere dal 13 maggio 2021, nonché la Procedura per le operazioni con Parti Correlate, al fine di recepire quanto previsto dal nuovo testo dell’art. 2391-bis c.c. e dalla delibera Consob n. 21624 del 10 dicembre 2020, con efficacia a decorrere dal 1° luglio 2021;

-ha dato il proprio parere favorevole all’adozione del Regolamento per l’operatività del Consiglio di Amministrazione, del Comitato Controllo Rischi e Sostenibilità e del Comitato Nomine e Compensi, per la parte di relativa competenza;

-ha dato il proprio parere favorevole all’adozione della Politica per la gestione del dialogo con gli azionisti e la generalità degli investitori;

-ha dato il proprio parere favorevole all’aggiornamento della Procedura per la gestione ed il trattamento delle informazioni rilevanti e delle informazioni privilegiate e per la diffusione dei comunicati e delle informazioni al pubblico, per recepire le modifiche di carattere organizzativo occorse a seguito della nomina, in data 26 aprile u.s., del nuovo Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A. e del nuovo Amministratore Delegato.

Specifici approfondimenti effettuati

-ha esaminato le principali novità introdotte dal 1° luglio u.s. dalla Consob al Regolamento operazioni con parti correlate, in attuazione della delega attribuitale dall’art. 2391-bis c.c.

-ha esaminato le principali novità introdotte dalla Consob al Regolamento Emittenti e allo schema 7-bis dell’allegato 3A al Regolamento Emittenti, in attuazione della delega attribuitale dall’art. 123-ter del TUF, da applicarsi con riferimento alla relazione sulla politica in materia di remunerazione e sui compensi corrisposti che è stata sottoposta al voto dell’Assemblea degli Azionisti tenutasi il 26 aprile 2021

-ha esaminato l’impostazione seguita nella predisposizione della Relazione sulla politica in materia di remunerazione e sui compensi corrisposti

-ha esaminato le verifiche effettuate sulle soglie di cui alla Procedura per le operazioni con Parti Correlate e preso atto della congruità delle stesse

-ha analizzato gli elementi essenziali del progetto «Sistema dei Poteri» finalizzato, in particolare, a rafforzare il sistema di corporate governance del Gruppo e a incrementare il livello di controllo sulle decisioni rilevanti che richiedono una maggiore ponderazione, coerentemente con quanto previsto dal Codice di Corporate Governance

-ha esaminato e condiviso le modalità di esercizio dell’attività di direzione e coordinamento svolta da ERG S.p.A. nei confronti delle società, italiane ed estere, dalla stessa controllate direttamente ed indirettamente tenuto conto delle variazioni intervenute in tale ambito successivamente all’ultima valutazione effettuata, nonché ai rapporti tra la Società e la controllante San Quirico S.p.A.

Per quanto riguarda il Sistema di controllo interno e di gestione dei rischi: 

Rapporti con l’Amministratore incaricato del Sistema di controllo interno e di gestione dei rischi

-ha espresso il proprio parere favorevole alla proposta per la determinazione della remunerazione variabile relativa all’anno 2020 e la definizione della remunerazione fissa e variabile relativa all’anno 2021 del Chief Audit Officer.

Rapporti con l’Internal Audit 

-ha preso atto della relazione sull’attività dell’Internal Audit svolta nell’anno 2020

-ha esaminato l’aggiornamento trimestrale sull’attività di Internal Audit, richiedendo specifici approfondimenti al riguardo

-ha esaminato ed espresso il proprio parere favorevole sulle modifiche al Piano delle attività dell’Internal Audit per l’anno 2021 e sul Piano delle attività e sul budget dell’Internal Audit per l’anno 2022.

Specifici approfondimenti effettuati

-ha analizzato gli esiti dell’audit indipendente, effettuato da Rina, su alcune delle sedi delle società del Gruppo ERG al fine di verificare la corretta implementazione dei presidi di controllo e di prevenzione previsti dalla normativa in tema di Covid-19

-ha analizzato l’approfondimento su una segnalazione anonima ricevuta nel mese di marzo 2021, dal quale non sono emersi fatti o circostanze a sostegno della fondatezza della stessa.

Rapporti con il Group Risk Management & Corporate Finance 

-ha esaminato l’aggiornamento semestrale del Risk Report sul Piano Industriale 2018-2022

-ha esaminato il Risk Report sul Piano Industriale 2021-2025.

159

Specifici approfondimenti effettuati

-ha ricevuto costanti aggiornamenti dall’Amministratore Delegato sulle principali misure di volte in volta assunte dalla Società per fronteggiare l’emergenza Covid-19, nel corso delle diverse fasi della stessa, garantendo la continuità operativa del Gruppo in condizioni di sicurezza.

Per quanto riguarda gli adempimenti connessi al D. Lgs. 231/01 e al Sistema Anticorruzione:

Rapporti con l’Organismo di Vigilanza

-ha esaminato, con cadenza semestrale, le relazioni periodiche sull’attività svolta dall’Organismo di Vigilanza

-ha esaminato il piano delle attività e il budget dell’Organismo di Vigilanza per l’anno 2022.

Rapporti con la Compliance 231

-ha analizzato le relazioni semestrali sull’attività di Compliance ex D.Lgs. 231/01 e anticorruzione;

-ha esaminato il piano delle attività di Compliance ex D.Lgs. 231/01 e anticorruzione per l’anno 2022.

Per quanto riguarda i Processi amministrativi e contabili del Gruppo

Rapporti con il Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari

-ha valutato l’impostazione della procedura d’impairment test sul Bilancio al 31 dicembre 2020 e gli aspetti generali più rilevanti emersi dall’applicazione della procedura medesima 

-ha valutato, unitamente al Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari, sentiti la Società di Revisione KPMG S.p.A. e il Collegio Sindacale, il corretto utilizzo dei principi contabili ai fini della redazione del Progetto di Bilancio di Esercizio al 31 dicembre 2020 e della Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2021 e la loro omogeneità ai fini della redazione del Bilancio Consolidato, nonché le questioni fondamentali emerse in sede di revisione legale

-ha preso atto, sentiti il Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari, insieme al Collegio Sindacale, della sintesi dei dati economici, patrimoniali e finanziari dei Resoconti intermedi sulla gestione al 31 marzo 2021 ed al 30 settembre 2021 senza formulare osservazioni o rilievi.

Rapporti con la Compliance 262

-ha esaminato le attività svolte da Compliance 262 nell’ambito del processo di aggiornamento del Modello 262 ed adozione del Tax Control Framework

-ha esaminato il Risk assessment per l’anno 2021 ex L. 262/05 e il piano di testing relativo al Tax Control Framework

-ha analizzato le relazioni semestrali sull’attività di Compliance ex L. 262/05, dalla quali non sono emersi elementi ostativi al rilascio dell’attestazione del Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari e dell’attestazione dell’Amministratore Delegato di ERG S.p.A. di cui all’art. 154-bis, comma 5, del Testo Unico della Finanza

-ha esaminato le Procedure ex L. 262/05 sulle società estere «out of scope» e ai controlli in essere su tali società.

Specifici approfondimenti effettuati

-ha analizzato i principali aspetti relativi all’istituto del Consolidato fiscale nazionale di ERG S.p.A. e delle controllate indirette ERG Wind Investments Ltd ed ERG Solar Holding 1 S.r.l. nonché le valutazioni sottese all’opportunità di rinnovare tacitamente per il triennio 2021-2023 le opzioni relative alle società Green Vicari S.r.l., ERG Eolica Campania S.p.A. ed ISAB Energy Solare S.r.l.

-ha preso atto delle principali caratteristiche dei contratti di servizi infragruppo per l’anno 2021

-ha esaminato le modalità di rinnovo – per l’anno d’imposta 2021 – della procedura di liquidazione dell’IVA di Gruppo.

Per quanto riguarda la sostenibilità

Rapporti con il Chief ESG, IR & Communication Officer

-ha esaminato l’impostazione seguita nella predisposizione della Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario al 31 dicembre 2020

-ha esaminato il Piano ESG 2021-2025

-ha preso atto della rendicontazione degli obiettivi del Piano ESG 2021-2025

-ha dato il proprio parere favorevole all’adozione della Diversity & Inclusion Policy.

Per quanto riguarda i flussi informativi con il Collegio Sindacale e la Società di Revisione

-ha potuto costantemente interagire con il Collegio Sindacale, che ha partecipato a tutte le riunioni del Comitato, e con la Società di Revisione, che ha partecipato a tutte le riunioni del Comitato nelle quali sono state analizzate le relazioni finanziarie periodiche

-ha sentito il Collegio Sindacale e la Società di Revisione nell’ambito del processo di valutazione del corretto utilizzo dei principi contabili e la loro omogeneità ai fini della redazione dell’informativa finanziaria periodica.

160

Il Comitato ha ritenuto di poter confermare, alla luce dell’attività svolta nell’esercizio 2021, la propria valutazione positiva in ordine all’adeguatezza del Sistema di controllo interno e di gestione dei rischi.

La durata media delle riunioni tenute dal Comitato è stata di circa 2 ore. 

Alla data di approvazione del presente documento il Comitato Controllo e Rischi si è riunito 4 volte.

161

Comitato Nomine e Compensi

Emanuela Bonadiman Elena Grifoni Winters Federica Lolli

Presidente Membro Membro

Composizione:

Emanuela Bonadinam– Presidente

Elena Grifoni Winters

Federica Lolli

Giovanni Marco Scollo – Segretario

L’attuale Comitato Nomine e Compensi è composto da tre Amministratori non esecutivi, tutti indipendenti da TUF e da Nuovo Codice, nominati dal Consiglio di Amministrazione nell’adunanza del 26 aprile 2021.

Nella prima riunione del Comitato, tenutasi il 5 maggio 2021, il Consigliere Emanuela Bonadinam, tenuto conto dell’esperienza e delle competenze professionali dalla stessa maturate, è stata nominata Presidente del Comitato Nomine e Compensi.

Il Comitato, sempre nella riunione del 5 maggio 2021, ha nominato un Segretario al di fuori dei propri componenti. Il Presidente, avvalendosi della collaborazione del Segretario, coordina le attività del Comitato e guida lo svolgimento delle relative riunioni.

I componenti del Comitato possiedono un’adeguata esperienza in materia finanziaria e di politiche retributive54.

Competenze presenti all’interno del Comitato ad esito del processo di autovalutazione effettuato il 24 febbraio 2022.

Ai lavori del Comitato Nomine e Compensi partecipa il Presidente del Collegio Sindacale o altro sindaco da lui designato ovvero, in 

54 Tali caratteristiche sono state valutate dal Consiglio di Amministrazione nel corso dell’adunanza del 26 aprile 2021 e nell’ambito del processo di autovalutazione del 24 febbraio 2022.

162

relazione agli argomenti trattati, tutti i membri del Collegio Sindacale. Ai lavori possono inoltre partecipare, su invito, il Presidente del Consiglio di Amministrazione, il Vice Presidente Esecutivo e l’Amministratore Delegato, in quanto titolati ad intervenire sulle questioni in esame e ad individuare gli interventi adeguati per affrontare situazioni, anche potenzialmente critiche, nonché (sempre in relazione agli argomenti trattati) il Chief Human Capital Officer.

Possono essere invitati a partecipare alle riunioni del Comitato Nomine e Compensi dipendenti delle Società del Gruppo ERG, rappresentanti della Società di Revisione ed, in genere, soggetti la cui presenza sia ritenuta necessaria od opportuna ai fini della trattazione degli argomenti in agenda. 

Nessun Amministratore prende parte alle riunioni del Comitato Nomine e Compensi in cui vengono formulate le proposte al Consiglio di Amministrazione relative alla propria remunerazione. 

Le riunioni del Comitato Nomine e Compensi possono essere tenute anche per teleconferenza o videoconferenza, a condizione che tutti i partecipanti possano essere identificati e sia loro consentito di seguire la discussione e di intervenire in tempo reale alla trattazione degli argomenti affrontati. Verificandosi tali requisiti, il Comitato Nomine e Compensi si considera tenuto nel luogo in cui è stato convocato ove deve trovarsi il segretario della riunione.

Per la validità delle adunanze è necessaria la presenza della maggioranza dei membri in carica. Il Comitato Nomine e Compensi delibera a maggioranza assoluta dei presenti; in caso di parità prevarrà il voto di chi presiede.

I processi verbali delle adunanze sono sottoscritti dal Presidente e dal segretario.

Il Comitato Nomine e Compensi si riunisce con cadenza almeno trimestrale, secondo un calendario fissato con sufficiente anticipo.

Ai membri del Comitato Nomine e Compensi sono fornite almeno 48 ore prima della riunione, fatti salvi i casi eccezionali, la documentazione e le informazioni necessarie per permettere al Comitato Nomine e Compensi di esprimersi con consapevolezza sulle materie sottoposte al suo esame. Tale documentazione viene messa a disposizione attraverso l’utilizzo di specifici sistemi informatici idonei a tutelarne la riservatezza. I membri del Comitato Nomine e Compensi ed i Sindaci sono tenuti a mantenere riservati i documenti e le informazioni acquisiti nello svolgimento delle rispettive funzioni nonché a rispettare le regole adottate dalla Società per la gestione ed il trattamento delle informazioni rilevanti e delle informazioni privilegiate e per la diffusione dei comunicati e delle informazioni al pubblico come dettagliatamente indicate nella Procedura Info Mercato. 

Nel caso in cui per alcuni argomenti trattati non fosse possibile inviare preventivamente la relativa documentazione, il Presidente, con il supporto del segretario, fa in modo che siano comunque garantiti e/o del caso effettuati specifici e puntuali approfondimenti anche con il supporto dei Dirigenti con Responsabilità Strategiche e del Management competenti per materia, all’uopo invitati a partecipare.

Il Comitato Nomine e Compensi ha accesso alle informazioni necessarie allo svolgimento dei propri compiti e può avvalersi di consulenti esterni. Nell’ambito dell’attività svolta dai membri del Comitato ai fini della Procedura per le operazioni con parti correlate il Consiglio di Amministrazione non ha prefissato alcun limite di spese anche per le operazioni c.d. di “Minore Rilevanza”.

Compiti

Il Comitato Nomine e Compensi ha funzioni consultive e propositive rispetto al Consiglio di Amministrazione, all’Amministratore Delegato e al Vice Presidente Esecutivo e svolge il ruolo e i compiti previsti dal Nuovo Codice per il Comitato nomine e per il Comitato remunerazioni55. Il Presidente del Comitato Nomine e Compensi, a partire dalla data di adesione, da parte della Società, all’edizione del Codice di Autodisciplina pubblicata nel mese di luglio del 2015, riferisce al Consiglio di Amministrazione, nella prima adunanza consiliare utile, sulle riunioni del Comitato medio tempore tenutesi.

In particolare:

con riferimento alle attività proprie del Comitato per la Remunerazione:

•formula proposte al Consiglio di Amministrazione in merito alla definizione e all’aggiornamento della Politica sulla Remunerazione;

•formula proposte ed esprime pareri al Consiglio di Amministrazione per la remunerazione degli Amministratori Esecutivi o investiti di particolari cariche nonché, se del caso, degli Amministratori chiamati a far parte del Comitato Strategico ove gli stessi non siano dipendenti del Gruppo ERG e non ricoprano cariche nel Consiglio di Amministrazione;

•esprime pareri all’Amministratore Delegato per la remunerazione dei Dirigenti con Responsabilità Strategiche;

•formula proposte ed esprime pareri al Consiglio di Amministrazione per la remunerazione degli Amministratori Esecutivi, sulla fissazione degli obiettivi correlati alla componente variabile del sistema di incentivazione di breve e medio/lungo termine, verificando l’effettivo raggiungimento degli stessi;

•formula proposte ed esprime pareri all’Amministratore Delegato e al Vice Presidente Esecutivo per la remunerazione dei Dirigenti con Responsabilità Strategiche sulla fissazione degli obiettivi aziendali e di sostenibilità correlati alla componente variabile dei sistemi di incentivazione di breve e medio/lungo termine, affinché il Consiglio di Amministrazione possa deliberare in merito, verificando l’effettivo raggiungimento degli stessi;

55 Rispettando le condizioni al riguardo previste per entrambi i Comitati dal Nuovo Codice, fermo restando quanto precisato in merito dalla Raccomandazione 26.

163

•valuta periodicamente l’adeguatezza, la coerenza complessiva e la concreta applicazione della Politica sulla Remunerazione riferendo al Consiglio di Amministrazione;

•fornisce al Consiglio di Amministrazione e agli organi delegati i pareri previsti dalla Procedura Parti Correlate, ove del caso integrato nella propria composizione ai sensi di quanto previsto nella Procedura Parti Correlate medesima;

•svolge gli ulteriori compiti eventualmente ad esso attribuiti dal Consiglio di Amministrazione.

Con riferimento alle attività proprie del Comitato per le Nomine:

•propone al Consiglio di Amministrazione, ove dallo stesso richiesto, i candidati alla carica di Amministratore nel caso previsto dall’art. 2386, primo comma, del codice civile;

•valuta, su specifica richiesta degli azionisti che intendono presentare liste, l’indipendenza di candidati alla carica di Amministratore da sottoporre all’Assemblea;

•fornisce al Consiglio di Amministrazione, con periodicità annuale, un parere valutativo in ordine alla dimensione, alla composizione ed al funzionamento del Consiglio stesso, eventualmente esprimendo il proprio orientamento sulle figure professionali la cui presenza in consiglio sia ritenuta opportuna;

•esprime, con periodicità annuale, tenuto conto della percentuale di partecipazione degli Amministratori ai Consigli di Amministrazione, ai Comitati e al Comitato Strategico, il proprio orientamento sulla congruità del numero massimo di incarichi indicato al paragrafo 1.4.2 e fornisce pareri al Consiglio di Amministrazione sulla eventuale deroga degli stessi;

•valuta periodicamente l’adeguatezza del Piano di successione dell’Amministratore Delegato definito al paragrafo 1.4.3 e fornisce pareri al Consiglio di Amministrazione sull’eventuale necessità di rivedere il predetto Piano;

•supporta il Consiglio di Amministrazione nell’accertamento dell’esistenza di adeguate procedure per la successione dei Dirigenti con Responsabilità Strategiche e del Management;

•svolge gli ulteriori compiti eventualmente ad esso attribuiti dal Consiglio di Amministrazione.

Il Comitato nello svolgimento delle sue funzioni ha avuto la possibilità di accedere alle informazioni e alle funzioni aziendali necessarie per lo svolgimento dei propri compiti.

Nel corso dell’esercizio 2021 il Comitato ha tenuto 7 riunioni – regolarmente verbalizzate – nelle quali, oltre ad approvare il proprio calendario e a organizzare i propri lavori:

con riferimento alle attività proprie del Comitato per la Remunerazione:

•ha esaminato e condiviso alcune proposte finalizzate (i) a definire l’architettura del nuovo piano di incentivazione pluriennale (Sistema LTI 2021-2023), (ii) all’introduzione di una remunerazione variabile di breve periodo (Sistema MBO) per l’Amministratore Delegato (iii) all’individuazione ed inserimento di alcuni parametri di sostenibilità nel Sistema MBO e nel nuovo Sistema LTI 2021-2023

•ha analizzato le principali novità introdotte dalla Consob al Regolamento Emittenti e allo schema 7-bis dell’allegato 3° al Regolamento Emittenti delle quali si dovrà tener conto ai fini della redazione della Politica in materia di remunerazione e della Relazione sulla politica in materia di remunerazione e sui compensi corrisposti

•ha potuto valutare, conformemente a quanto previsto dal regolamento del Sistema LTI 2018-2020, l’avvenuto raggiungimento degli obiettivi assegnati dal Sistema medesimo nel corso del triennio 2018-2020

•ha esaminato e approvato gli elementi essenziali del Sistema LTI 2021-2023, gli aggiornamenti proposti al Sistema MBO ed al relativo regolamento

•ha esaminato e approvato l’aggiornamento della Politica sulla Remunerazione, finalizzato a recepire, in particolare (i) le raccomandazioni del Nuovo Codice e del Comitato italiano per la Corporate Governance in termini di sostenibilità (Rapporto 2020); (ii) le modifiche introdotte dalla delibera Consob n. 21623 del 10 dicembre 2020 relativa al Regolamento Emittenti e allo schema 7-bis dell’allegato 3A al Regolamento Emittenti, in attuazione della delega alla stessa attribuita dal suddetto art. 123-ter del TUF; (iii) gli elementi essenziali del Sistema LTI 2021-2023 e (iv) gli aggiornamenti proposti al Sistema MBO;

•ha potuto valutare la congruità del compenso annuale fisso riconosciuto, per l’esercizio 2020, a favore di tutti i componenti del Consiglio di Amministrazione e degli amministratori chiamati a far parte del Comitato Nomine e Compensi e del Comitato Controllo e Rischi, prendendo come riferimento sia le società appartenenti al Mid Cap che quelle del FTSE-MIB, tenuto conto della professionalità e dell’impegno richiesti dal loro incarico;

•ha definito, relativamente al Sistema MBO (i) il valore target di riferimento per l’esercizio 2021 (EBT consolidato di Gruppo) e le relative condizioni soglia; (ii) gli obiettivi di sostenibilità e i relativi indicatori sulla base degli elementi essenziali del Piano ESG 2021-2025 

•con riferimento all’obiettivo Aziendale EBT per il 2020 del Sistema MBO, tenuto conto del contesto di riferimento, in conformità alla Politica 2020 e coerentemente con quanto previsto nel relativo regolamento, ha approvato la determinazione dell’effettivo risultato conseguito nella misura del 100% del valore a target

•ha esaminato e condiviso l’impostazione seguita nel processo di definizione delle principali condizioni necessarie a dare attuazione 

164

al Piano di incentivazione pluriennale (Sistema LTI 2021-2023) anche alla luce dei dati relativi al Piano Industriale 2021-2025 (per il relativo periodo di riferimento), nonché il regolamento del Piano di incentivazione

•ha esaminato e condiviso i dati di benchmark acquisiti con riferimento alla remunerazione degli Amministratori esecutivi o investiti di particolari cariche o chiamati a far parte del Comitato Strategico, formulando al riguardo delle proposte al Consiglio di Amministrazione

•ha esaminato e condiviso i dati di benchmark acquisiti con riferimento, in particolare, alla remunerazione dei nuovi Dirigenti con responsabilità strategiche (coerentemente con il nuovo assetto organizzativo introdotto ad esito della nomina del nuovo Amministratore Delegato e con il Piano Industriale 2021-2025) e alla remunerazione del Presidente di una società del Gruppo ERG, parte correlata di ERG S.p.A., formulando al riguardo il proprio parere favorevole

•ha esaminato l’esito favorevole del voto dell’Assemblea degli Azionisti del 26 aprile u.s. in merito alla Politica sulla Remunerazione illustrata nella prima sezione della Relazione sulla politica in materia di remunerazione e sui compensi corrisposti

•ha analizzato alcuni benchmark sui diversi livelli di disclosure e sulle partiche adottate dalle società quotate in materia di remunerazione nonché i principali temi rilevanti per ERG S.p.A. 

•ha esaminato e condiviso il monitoraggio sullo stato di applicazione del Sistema MBO nonché del piano di incentivazione IQ (piano di incentivazione a breve termine per alcuni manager e professional del Gruppo ERG). 

Con riferimento alle attività proprie del Comitato per le Nomine:

•ha analizzato e condiviso le informazioni societarie e le risultanze del questionario e delle interviste sulla dimensione, sulla composizione e sul funzionamento del Consiglio di Amministrazione e dei suoi Comitati, effettuati con il supporto di un consulente indipendente, relative all’esercizio 2020

•ha esaminato e condiviso il processo seguito ai fini della definizione del succession plan 2021 del Gruppo ERG

•ha esaminato e condiviso il Regolamento per l’operatività del Consiglio di Amministrazione, del Comitato Controllo Rischi e Sostenibilità e del Comitato Nomine e Compensi, per la parte di relativa competenza, soffermandosi, in particolare, (i) sui criteri «quantitativi» e «qualitativi» proposti ai fini della valutazione di indipendenza dei componenti del Consiglio di Amministrazione e del Collegio Sindacale, (ii) sull’orientamento in merito al numero massimo di incarichi compatibile con la carica di amministratore e (iii) sul piano per la successione dell’Amministratore Delegato

•ha dato il proprio parere favorevole all’adozione della Diversity & Inclusion Policy

•ha esaminato preliminarmente il processo da seguire ai fini dell’autovalutazione del Consiglio di Amministrazione e dei Comitati Consiliari per l’esercizio 2021 e il relativo questionario

La durata media delle riunioni tenute dal Comitato è stata di circa 1 ora e 30 minuti. Alla data di approvazione del presente documento il Comitato Nomine e Compensi si è riunito 2 volte.

165

166

Comitato Strategico 

Alessandro Garrone Giovanni Mondini Paolo Luigi Merli

Presidente Membro Membro

Luca Bettonte Marco Costaguta  Elisabetta Oliveri

Membro Membro Membro

Composizione:

Alessandro Garrone – Presidente

Giovanni Mondini

Paolo Luigi Merli 

Luca Bettonte

Marco Costaguta

Elisabetta Oliveri

Michele Pedemonte – Segretario

L’attuale Comitato Strategico è composto da sei Amministratori, dei quali due Amministratori esecutivi, tre Amministratori non esecutivi e un Amministratore indipendente da TUF e da Nuovo Codice, nominati dal Consiglio di Amministrazione nell’adunanza del 26 aprile 2021, che ha contestualmente nominato il Vice Presidente Esecutivo Alessandro Garrone Presidente del Comitato.

Il Comitato, nella riunione del 18 febbraio 2022, ha nominato un Segretario al di fuori dei propri componenti. Il Presidente, avvalendosi della collaborazione del Segretario, coordina le attività del Comitato e guida lo svolgimento delle relative riunioni.

167

Competenze presenti all’interno del Comitato ad esito del processo di autovalutazione effettuato il 24 febbraio 2022.

Compiti

Il Comitato ha un ruolo consultivo e propositivo nei confronti del Vice Presidente Esecutivo e dell’Amministratore Delegato ai fini dell’esecuzione del mandato conferitogli dal Consiglio di Amministrazione di ERG. 

La sua attività si esplica, nell’ambito delle strategie e delle politiche approvate dal Consiglio di Amministrazione, attraverso il coordinamento strategico dell’attività del Gruppo, 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, monitorando il progresso della loro attuazione nel tempo.

Il Comitato, inoltre, esamina in via preventiva, anche ai sensi dell’art. 1 lettera a) del Nuovo Codice, 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.

Nel corso dell’esercizio 2021 il Comitato ha tenuto 13 riunioni.

La durata media delle riunioni tenute dal Comitato è stata di circa 4 ore.

Alla data di approvazione del presente documento il Comitato Strategico si è riunito 2 volte.

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5.3.COMITATI INTERNI

Aggiornamento in corso

169

La composizione dei Comitati Interni (comitati non consiliari, composti da manager del Gruppo) è coerente con il modello di funzionamento della struttura organizzativa del Gruppo.

Management Committee Business Results 

•Monitora i risultati economici, finanziari ed industriali del Gruppo attraverso modelli di reportistica e controllo standardizzati

•Segue l’evoluzione del quadro istituzionale e regolatorio di riferimento mettendo a fattor comune i trend evolutivi, le opportunità ed i rischi

•Monitora le attività ed i progetti nell’ambito delle relazioni istituzionali nazionali ed estere.

Management Committee Business Development 

•Monitora i progetti rilevanti di sviluppo wind & solar del Gruppo (greenfield, co-sviluppo, underconstruction e M&A) supportando il relativo Project Leader, assicurando inoltre l’allineamento di tutte le Unità Organizzative sulle priorità e garantendo la congruenza con le decisioni dell’Investment Committee

•Analizza le opportunità di sviluppo del business tanto in termini di espansione geografica che di diversificazione tecnologica.

Investment Committee

•Supporta l’Amministratore Delegato nella valutazione delle proposte di investimento;

•Esprime un parere tecnico ed economico-finanziario motivato per il Comitato Strategico nelle varie fasi del processo investimenti.

Human Capital Committee

•Definisce e monitora i principali programmi e processi di sviluppo del Capitale Umano di ERG;

•Supporta il Vice Presidente Esecutivo e l’Amministratore Delegato nelle decisioni relative alle strategie che determinano il valore del Capitale Umano di ERG

•Monitora l’effettiva implementazione della Human Rights Policy e gestisce le segnalazioni relative al suo mancato rispetto.

Risk Committee

•Supporta l’Amministratore Delegato nella definizione delle strategie e politiche di gestione dei rischi finanziari e di mercato;

•Fornisce all’Amministratore Delegato gli elementi utili per l’autorizzazione delle operazioni di gestione dei rischi finanziari e di mercato, il monitoraggio dell’esecuzione delle operazioni di maggior rilievo e la verifica dei relativi effetti.

ESG Committee

Indirizza, pianifica e supervisiona l’implementazione degli obiettivi ESG/CSR e di Comunicazione Interna ed Esterna: , ed in particolare:

•definisce gli indirizzi di Gruppo in materia di sostenibilità di medio-lungo termine e promuove l’attuazione di pratiche e progetti coerenti in materia di responsabilità sociale d’impresa;

•approva il Piano ESG come parte integrante del Business Plan del Gruppo, ne monitora l’esecuzione, il raggiungimento dei target e le aree prioritarie di intervento;

170

•approva il Piano di Comunicazione Interna ed Esterna, volto anche a promuovere le iniziative ESG del Piano, monitorandone l’esecuzione e valorizzandone la crescente rilevanza in termini strategici;

•gestisce la predisposizione e diffusione della “Dichiarazione sui temi di carattere non finanziario” (DNF) e delle altre modalità di rendicontazione correlate alle tematiche ESG

Credit Committee 

Ha competenza per tutto il Gruppo in materia di concessione di affidamenti, analisi degli scadenziari e dell’andamento degli incassi, valutazione e verifica dei piani di recupero dello scaduto, valutazione generale della credit performance.

Tax Control Framework Committee

•Analizza preliminarmente, fornendo eventuali specifiche raccomandazioni, il piano dell’attività di testing, monitoraggio e valutazione del Tax Control Framework; 

•Analizza preliminarmente, fornendo eventuali specifiche raccomandazioni, la Relazione annuale del Tax Control Framework, indirizzata al Comitato Controllo Rischi e Sostenibilità;

•Monitora, di concerto con l’Head of Process Innovation & Compliance 262, l’effettiva implementazione del piano di remediation eventualmente scaturente dall’attività di testing, monitoraggio e valutazione del Tax Control Framework.

171

5.4.DOCUMENTI DI CORPORATE GOVERNANCE

ERG si è dotata di un sistema di Corporate Governance conforme alle disposizioni del Nuovo Codice, fortemente orientato all'etica d'impresa ed alla sostenibilità, intese come sistema di valori a cui si ispirano tutte le attività aziendali, ad ogni livello, al fine di assicurare una gestione del business orientata alla creazione di valore per gli azionisti nel pieno rispetto della legalità, della trasparenza, della correttezza dei rapporti e degli affari.

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Statuto Sociale 

Lo Statuto Sociale, come dettagliatamente illustrato nel corso della Relazione, contiene le principali regole di funzionamento degli organi sociali di ERG ed è stato da ultimo modificato al fine di introdurre un meccanismo di maggiorazione del diritto di voto secondo quanto previsto dall'art. 127-quinquies del TUF.

Codice Etico

Il Codice Etico rappresenta uno strumento di sensibilizzazione di tutti i dipendenti e collaboratori e di tutti gli altri portatori di interessi (stakeholders) affinché, nell’espletamento delle proprie attività, tengano comportamenti corretti e trasparenti in linea con i valori etico-sociali cui si ispira ERG. Il Codice Etico costituisce pertanto parte essenziale del Modello di Organizzazione e Gestione ex D. Lgs. 231/01.

Il Codice Etico è stato aggiornato nel corso del 2018 al fine di tenere conto delle modifiche di business intervenute, con particolare riferimento all’uscita dal settore downstream, della dimensione sempre più internazionale assunta dal Gruppo ERG, di alcune modifiche normative intervenute, in particolare, in materia di trattamento delle informazioni privilegiate e di tutela della riservatezza dell’identità di coloro i quali effettuano, in buona fede, segnalazioni in relazione a possibili violazioni di principi etici correlati alla sostenibilità aziendale, quali la lotta alla corruzione, il rispetto dei diritti umani e la tutela delle condizioni di lavoro, con riferimento ai quali sono state ulteriormente esplicitate alcune regole di comportamento nonché dell’avvenuta adozione del Sistema e della Policy Anticorruzione. L’ultimo aggiornamento del Codice Etico è stato approvato dal Consiglio di Amministrazione di ERG in data 3 agosto 2018. 

Il Codice Etico è adottato da tutte le Società del Gruppo, sia di diritto italiano sia estero, ed è tradotto in inglese, francese e tedesco.

Il Codice Etico è comunicato ai collaboratori del Gruppo, oltre che attraverso la pubblicazione del documento sul sito istituzionale, mediante il suo richiamo nelle clausole contrattuali.

Per i dipendenti del Gruppo è prevista sia un’attività di formazione in aula sia un corso e-learning la cui fruizione è tracciata a sistema.

Regolamento per l'operatività del Consiglio di Amministrazione, del Comitato Controllo Rischi e Sostenibilità e del Comitato Nomine e Compensi

Il Consiglio di Amministrazione, nell’ambito del processo di adeguamento della Società alle disposizioni del Nuovo Codice, ha adottato, in data 13 maggio 2021, con il supporto del Comitato Controllo Rischi e Sostenibilità e del Comitato Nomine e Compensi, per quanto di rispettiva competenza, il Regolamento finalizzato, tra l’altro, a disciplinare (i) le regole di funzionamento dell’organo stesso e dei suoi comitati, le modalità di verbalizzazione delle riunioni e le procedure per la gestione dell’informativa agli amministratori, (ii) i criteri «quantitativi» e «qualitativi» funzionali a determinare, ai fini della valutazione dell’indipendenza dei componenti del Consiglio di Amministrazione e del Collegio Sindacale, la rilevanza o meno di eventuali rapporti intrattenuti dagli stessi con la Società o altri soggetti ad essa collegati; (iii) il numero massimo di incarichi negli organi di amministrazione o controllo in altre società rilevanti che possa essere considerato compatibile con un efficace svolgimento dell’incarico di Amministratore e (iv) il piano per la successione dell’Amministratore Delegato.

Procedura per la gestione e il trattamento delle informazioni rilevanti e informazioni privilegiate e per la diffusione dei comunicati e delle informazioni al pubblico

Il Consiglio di Amministrazione ha adottato, su proposta del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità, una procedura per la gestione e il trattamento delle informazioni rilevanti e delle informazioni privilegiate e per la diffusione dei comunicati e delle informazioni al pubblico diretta ad assicurare che ogni comunicazione e ogni informativa al mercato, alla Consob e a Borsa Italiana S.p.A. venga effettuata a conclusione di un processo formativo che ne garantisca, al contempo, la tempestività e la correttezza.

La procedura è stata, da ultimo, aggiornata in data 20 luglio 2021 al fine di recepire le modifiche di carattere organizzativo occorse a seguito della nomina, in data 26 aprile 2021, del nuovo Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A. e del nuovo Amministratore Delegato. Tale procedura definisce compiti e responsabilità delle funzioni coinvolte, individua criteri, modalità e tempi delle diverse fasi procedurali, stabilisce gli opportuni livelli decisionali per la diffusione dei comunicati e delle informazioni, detta a tal fine disposizioni dirette a garantire un esauriente e tempestivo flusso informativo nell’ambito delle società facenti parte del Gruppo nonché tra le stesse e la Capogruppo quotata ai fini dell’adempimento degli obblighi informativi, riguardanti informazioni privilegiate, nei confronti del mercato e degli organi di controllo del mercato stesso.

Codice di comportamento in materia di Internal Dealing

Il Consiglio di Amministrazione ha adottato un Codice di Comportamento, aggiornato dal Consiglio di Amministrazione da ultimo in data 11 maggio 2017, volto a disciplinare gli obblighi informativi nei confronti del mercato, della Società e della Consob con riferimento alle operazioni aventi a oggetto azioni ERG titoli/strumenti di debito emessi da ERG o strumenti derivati o altri strumenti finanziari a essi collegati effettuate, direttamente o indirettamente, dai componenti degli organi di amministrazione e di controllo di ERG e di società controllate rilevanti, dai top manager del Gruppo (che in virtù dei loro incarichi nel Gruppo dispongono di un potere decisionale rilevante o di una conoscenza significativa delle strategie aziendali tali da agevolarli nelle decisioni di investimento sui predetti strumenti) nonché 

173

dalle persone a essi strettamente legate. L’elenco dei destinatari di tale codice è pubblicato sul sito web della Società (www.erg.eu).

Linee guida per l’identificazione e l’effettuazione delle operazioni significative

Il Consiglio di Amministrazione ha definito le Linee guida per l’identificazione e l’effettuazione delle operazioni significative il cui esame e la cui approvazione, così come raccomandato dal Nuovo Codice, restano nella competenza esclusiva del Consiglio di Amministrazione. 

Le Linee guida, in particolare, contengono i criteri da utilizzarsi per l’individuazione delle operazioni significative, ai sensi dell’art. 1 del Codice di Autodisciplina, rappresentati da criteri quantitativi, qualitativi e derivanti dalla specificità delle parti coinvolte (operazioni con parti correlate). Le vigenti Linee guida sono state aggiornate in data 10 novembre 2020 per tener conto dei diversi settori di business in cui il Gruppo opera e dell’adesione, da parte della Società, al Nuovo Codice nonché per introdurre alcuni ulteriori criteri in relazione ai quali le attività di sviluppo del business con soci terzi rispetto al Gruppo potranno essere considerate, o meno, operazioni significative.

Nel documento vengono anche indicati i principi di comportamento che devono essere seguiti per l’effettuazione delle predette operazioni, con particolare riferimento alle operazioni poste in essere dalle società controllate nei confronti delle quali ERG svolge attività di direzione e coordinamento ai sensi dell’art. 2497 e seguenti del Codice Civile che devono essere preventivamente esaminate e approvate dal Consiglio di Amministrazione.

Codice di comportamento per gli Amministratori delle società del Gruppo 

Il Consiglio di Amministrazione ha adottato un Codice di Comportamento per gli Amministratori nominati nelle società del Gruppo con lo scopo di fornire agli stessi criteri omogenei di condotta per lo svolgimento del proprio incarico in un quadro organico di riferimento e nel rispetto dei principi di corporate governance.

Procedura per le operazioni con parti correlate

Il Consiglio di Amministrazione, previo parere favorevole del Comitato Controllo e Rischi, sentito il Collegio Sindacale, ha approvato, adottandola, una specifica procedura interna volta ad assicurare la trasparenza e la correttezza sostanziale e procedurale delle operazioni con parti correlate realizzate direttamente da ERG o per il tramite di società dalla stessa controllate. In data 13 maggio 2021, il Consiglio di Amministrazione, sentito il parere favorevole del Comitato Controllo Rischi e Sostenibilità, ha aggiornato l’elenco dei Dirigenti con responsabilità strategiche, coerentemente con il nuovo assetto organizzativo e con il Piano Industriale 2021-2025, con effetto immediato, nonché la Procedura per le operazioni con Parti Correlate, al fine di recepire quanto previsto dal nuovo testo dell’art. 2391-bis c.c. e dalla delibera Consob n. 21624 del 10 dicembre 2020, con efficacia a decorrere dal 1° luglio 2021. Il Collegio Sindacale ha dato atto della conformità dei predetti aggiornamenti con le disposizioni previste dal Regolamento operazioni con parti correlate.

Politica per la gestione del dialogo con gli azionisti e la generalità degli investitori

Il Consiglio di Amministrazione, nell’ambito del processo di adeguamento della Società alle disposizioni del Nuovo Codice, ha adottato, in data 13 maggio 2021, con il supporto del Comitato Controllo Rischi e Sostenibilità, una specifica politica volta a disciplinare e promuovere lo sviluppo e il mantenimento di un dialogo continuativo, proficuo e trasparente con gli azionisti e gli investitori in genere. 

La Politica si applica al dialogo extra-assembleare con azionisti e investitori in genere su tematiche di competenza consiliare, tra cui in particolare:

•andamento della gestione e risultati finanziari;

•strategia del Gruppo ERG nel medio-lungo periodo;

•corporate governance (nomina e composizione degli organi sociali, ivi incluse dimensione, professionalità, indipendenza e diversity);

•sostenibilità e tematiche ambientali e sociali;

•politiche di remunerazione e sistema di controllo interno e gestione dei rischi.

Politica in materia di remunerazione dei componenti del Consiglio di Amministrazione e dei Dirigenti con responsabilità strategiche

Il Consiglio di Amministrazione ha adottato, per la prima volta, con delibera del 20 dicembre 2011, su proposta del Comitato Nomine e Compensi, una Politica in materia di remunerazione dei componenti del Consiglio di Amministrazione e dei Dirigenti con responsabilità strategiche in linea con quanto in allora previsto dal Codice di Autodisciplina.

La Politica, nel corso degli anni, è stata oggetto di diverse revisioni finalizzate a recepire, in particolare, (i) variazioni di carattere organizzativo, (ii) nuove disposizioni legislative e regolamentari, (iii) raccomandazioni del Codice di Autodisciplina e (iv) best practice in genere.

Tra le più recenti revisioni della Politica si segnalano quelle approvate dal Consiglio di Amministrazione, su proposta del Comitato Nomine e Compensi:

•in data 11 marzo 2021, al fine di tener conto (i) delle modifiche introdotte dalla Consob, con delibera n. 21623 del 10 dicembre 2020, al Regolamento Emittenti e allo schema 7-bis dell’allegato 3A al Regolamento Emittenti, in attuazione della delega alla stessa 

174

attribuita dall’art. 123-ter del TUF; (ii) con efficacia a decorrere dall'esercizio 2021, dei principi generali del Sistema LTI 2021-2023; (iii) delle raccomandazioni del nuovo Codice di Corporate Governance e del Comitato italiano per la Corporate Governance in termini di sostenibilità.

•in data 14 marzo 2022, al fine di recepire (i) le modifiche intervenute a seguito della nomina del nuovo Consiglio di Amministrazione, della nomina del nuovo Amministratore Delegato e del venir meno della figura del Direttore Generale (ii) la delibera del Consiglio di Amministrazione, avvenuta in data 13 maggio 2021, con la quale sono state definite le condizioni necessarie a dare attuazione al Sistema LTI 2021-2023, in linea con la vigente Politica in materia di remunerazione e alla luce del Piano Industriale e del Piano ESG 2021-2025; nonché (iii) l’intervenuta approvazione del Nuovo Piano Industriale e del Nuovo Piano ESG ad esito della Cessione dell’Hydro e dell’Accordo sul Thermo. Ulteriori modifiche riguardano (i) l’incremento della disclosure dei criteri di definizione dell’indennità di cessazione della carica dell’Amministratore Delegato; (ii) l’incremento della disclosure ex post dei valori degli obiettivi del Sistema MBO e del Sistema LTI 2021-2023, con l’indicazione dei risultati effettivamente conseguiti rispetto ai valori target, coerentemente con le migliori prassi; (iii) l’introduzione di elementi di disclosure quali il Pay Ratio relativo all’Amministratore Delegato e la Gender Pay Gap dei dipendenti del Gruppo ERG, in linea con le best practice di mercato.

Linee Guida per la Compliance al D.Lgs. 231/01 e alle Leggi Anticorruzione nelle Società del Gruppo ERG

ERG, con particolare riferimento alla definizione del sistema di corporate governance e nell’ambito dell’attività di direzione e coordinamento svolta nei confronti delle società, italiane ed estere, controllate direttamente o indirettamente ai sensi

dell’art.

93

56

del

TUF

– nel rispetto dell’autonomia gestionale ed operativa delle stesse, le quali beneficiano dei vantaggi, delle sinergie e delle economie di scala derivanti dall’appartenenza al Gruppo ERG – ha ritenuto di sintetizzare nelle Linee Guida i principi e le regole generali di riferimento che le Società Controllate sono chiamate a tenere in considerazione.

In particolare, le Linee Guida hanno una generale funzione di indirizzo in merito:

•all’adozione del Codice Etico e della Policy Anticorruzione da parte di tutte le Società Controllate;

•alla valutazione, da parte di ciascuna Società Controllata di diritto italiano, delle attività nel cui ambito ricorre il potenziale rischio di commissione dei reati e alla conseguente implementazione degli strumenti idonei ai fini della Compliance al D.Lgs. 231/01.

L’ultima versione delle Linee Guida è stata approvata dal Consiglio di Amministrazione il 9 ottobre 2017. 

Modello di Organizzazione e Gestione ex D.Lgs. 231/01 e Organismo di Vigilanza

Il Modello 231 ha l’obiettivo di assicurare condizioni di correttezza e trasparenza nella conduzione delle attività societarie e di porsi quindi come un valido strumento volto a prevenire il rischio di commissione dei reati sanzionati dal D.Lgs. 231/01.

Il Consiglio di Amministrazione di ERG nell’adunanza del 21 dicembre 2004 ha deliberato l’adozione per la prima volta di un modello di organizzazione, gestione e controllo ex D.Lgs. 231/01 e istituito il relativo Organismo di Vigilanza.

Dopo la prima approvazione, il Modello 231 è stato periodicamente aggiornato e migliorato alla luce dell’evoluzione normativa e giurisprudenziale, delle best practice di settore, oltre che dei mutamenti organizzativi e del business intervenuti all’interno del Gruppo.

Il Modello 231 è stato redatto e viene periodicamente aggiornato secondo le Linee Guida di Confindustria oltre che sulla base dei Position Paper emessi dall’Associazione degli Organismi di Vigilanza (AODV). Conformemente alle disposizioni legislative e regolamentari, nel Modello 231 è stato introdotto un sistema disciplinare volto a sanzionare (i) eventuali violazioni del Modello medesimo, del Codice Etico, (ii) la mancata osservanza delle procedure aziendali che recepiscono i presidi di controllo e (iii) il mancato rispetto delle misure poste a tutela di coloro che abbiano segnalato violazioni del Modello 231 e/o del Codice Etico

La versione del Modello 231 attualmente in vigore è stata approvata dal Consiglio di Amministrazione del 31 luglio 2020. Un estratto del documento è pubblicato nella sezione “Corporate Governance” del sito internet www.erg.eu, anche in lingua inglese.

Il Modello 231 è stato sviluppato considerando le principali caratteristiche che questo deve possedere:

•efficacia: ovvero l’adeguatezza dell’insieme dei controlli istituiti a prevenire la commissione di reati;

•specificità: le previsioni del Modello tengono conto delle caratteristiche, delle dimensioni della Società e del tipo di attività svolte, nonché della storia della Società;

•attualità: ovvero l’idoneità a ridurre i rischi di reato in riferimento ai caratteri della struttura e dell’attività d’impresa anche con l’operato dell’Organismo di Vigilanza che lo mantiene aggiornato e attuale nel tempo.

56 “(…) sono considerate imprese controllate, oltre a quelle indicate nell'articolo 2359, primo comma, numeri 1 e 2, del codice civile, anche: a) le imprese, italiane o estere, su cui un soggetto ha il diritto, in virtù di un contratto o di una clausola statutaria, di esercitare un'influenza dominante, quando la legge applicabile consenta tali contratti o clausole; b) le imprese, italiane o estere, su cui un socio, in base ad accordi con altri soci, dispone da solo di voti sufficienti a esercitare un'influenza dominante nell'assemblea ordinaria. (…) si considerano anche i diritti spettanti a società controllate o esercitati per il tramite di fiduciari o di interposte persone; non si considerano quelli spettanti per conto di terzi.”

175

La struttura del Modello 231 adottato da ERG è caratterizzata dalla presenza delle seguenti componenti rilevanti:

-Codice Etico, in cui vengono espressi i principi di riferimento cui deve essere ispirata l’attività di tutti coloro che concorrono con il proprio lavoro allo svolgimento dell’attività sociale;

-parte generale, che definisce l’impianto complessivo del Modello, in relazione a quanto previsto dal D.Lgs. 231/01 e alle specifiche scelte compiute dalla Società nella sua elaborazione richiamando il sistema disciplinare, da applicare in caso di violazione delle regole e delle procedure previste;

-parte speciale, nella quale sono definite le regole cui attenersi nello svolgimento delle attività sensibili.

Nel corso del 2019 sono intervenute modifiche organizzative (i.e. nomina del Direttore Generale di ERG S.p.A.) e importanti novità normative (tra cui, in particolare, il reato di “traffico d’influenze illecite” e alcuni reati in materia fiscale) che hanno reso necessario un nuovo risk assessment ai fini dell’aggiornamento del Modello 231. In particolare, a valle dell’attività di risk assessment, nel corso del 2020 sono stati aggiornati i Modelli 231 di ERG S.p.A. (31 luglio 2020) e di ERG Power Generation S.p.A. (14 dicembre 2020).

Nel corso del 2021 sono stati aggiornati i Modelli 231 di ERG Hydro S.r.l.57 (11 maggio 2021), ERG Power S.r.l. (11 maggio 2021) ed Andromeda PV S.r.l. (10 marzo 2021).

Unitamente all’adozione del Modello 231, la scelta di aderire alla compliance al D.Lgs. 231/01 comporta la nomina dell’Organismo di Vigilanza, che ha il compito di vigilare sul rispetto del Codice Etico e sull’adeguatezza ed effettiva attuazione del Modello stesso e sulla necessità di successivi aggiornamenti.

L’Organismo di Vigilanza di ERG nominato, nella sua attuale composizione, dal Consiglio di Amministrazione del 26 aprile 2021, è composto da:

•un componente esterno, individuato in un Sindaco Effettivo della Società, con funzioni di Presidente (Lelio Fornabaio);

•un componente interno, individuato nell’Head of Corporate Affairs Compliance 231 & Privacy, quale responsabile della funzione "Compliance 231" (Giovanni Marco Scollo);

•il Chief Audit Officer (Gabriello Maggini).

Tale composizione, nella sua collegialità, garantisce l'indipendenza, l'autonomia, la professionalità e la continuità d'azione richieste dalla normativa.

I componenti dell’Organismo di Vigilanza rimangono in carica per un periodo preferibilmente non superiore a tre anni e possono essere riconfermati. In caso di decadenza del Consiglio di Amministrazione che li ha nominati, restano in carica fino al momento della nomina dei nuovi componenti, ovvero alla conferma dei precedenti, da parte del nuovo Organo di Amministrazione.

Per disciplinare il proprio funzionamento l'Organismo di Vigilanza approva un proprio regolamento interno. 

Nel corso del 2021 l'Organismo di Vigilanza di ERG si è riunito58 5 volte, incontrando i responsabili delle attività aziendali per effettuare approfondimenti su specifici temi. 

Ai sensi di quanto previsto dal Modello 231, il mandato conferito, in data 23 aprile 2018, all’Organismo di Vigilanza è scaduto in data 26 aprile 2021 (data coincidente con la scadenza del mandato del precedente Consiglio di Amministrazione). In pari data, il nuovo Consiglio di Amministrazione ha confermato nella carica i precedenti membri dell’Organismo di Vigilanza.

In particolare, l’Organismo di Vigilanza, nel corso dell'anno, ha: 

•ha presentato al Comitato Controllo Rischi e Sostenibilità e al Consiglio di Amministrazione il Piano delle attività dell’Organismo di Vigilanza, nonché il relativo budget, e le relazioni periodiche semestrali sull’attività svolta 

•analizzato i flussi informativi ricevuti e gli esiti degli audit con rilevanza ex D.Lgs 231/01, dei test 231 e delle attività di follow up sulle azioni di rimedio concordate negli audit, effettuato approfondimenti, ove ritenuto, anche con il supporto dell’Internal Audit

•implementato, con il supporto di Compliance 231 & Privacy, una piattaforma informatica per la gestione dei flussi informativi

•effettuato, con il supporto della di Compliance 231 & Privacy, la formazione sul Codice Etico e Policy Anticorruzione nonché alcune sessioni di formazione dedicate a specifiche funzioni aziendali sulla procedura di Due Diligence delle Terze Parti Significative e sui controlli relativi al Modello 231

•esaminato 2 segnalazioni ricevute, prese in carico dagli Organismi di Vigilanza competenti, i quali ad esito degli approfondimenti fatti, anche con il supporto dell’Internal Audit, non hanno rilevato fatti o circostanze a sostegno della fondatezza delle segnalazioni ai sensi del D.Lgs. 231/2001;

•ha sentito il responsabile dell’UO “Regulatory & Public Affairs”, per essere relazionato in merito all’evoluzione del quadro regolatorio ed ai relativi impatti sui progetti di sviluppo del business in corso;

57 Oggetto di cessione in data 3 gennaio 2022.

58 A causa dell’emergenza Covid-19 le riunioni sono state tenute utilizzando l’applicativo “Microsoft Teams”.

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•ha sentito il responsabile dell’UO “Health, Safety and Environment”, per approfondire le risultanze emerse dall’audit svolto da Rina in merito alla gestione dell’emergenza Covid 19 da parte del Gruppo ERG;

•ha effettuato l’analisi della nuova edizione (giugno 2021) delle Linee Guida di Confindustria per la costruzione di modelli di organizzazione, gestione e controllo.

L’Organismo di Vigilanza di ERG svolge la propria attività nell’ambito della Capogruppo mentre le Società Controllate, dotate di uno specifico Modello 231, hanno nominato un proprio Organismo di Vigilanza. 

Le sinergie tra Codice Etico e Modello 231 sono sottolineate dall’assegnazione all’Organismo di Vigilanza di ERG delle funzioni di garante del Codice Etico. Analogamente, ogni controllata, dotata di un proprio Organismo di Vigilanza, attribuisce allo stesso anche la funzione di garante del Codice Etico.

Gli Organismi di Vigilanza di ERG e delle sue Controllate si avvalgono, nella predisposizione delle proposte di aggiornamento del Modello 231, della funzione Compliance 231 & Privacy di ERG, che cura anche le attività della segreteria tecnica degli Organismi collegiali. Le attività di verifica sull’adeguatezza del Modello 231 e sull’effettivo rispetto dei controlli ivi contenuti, oltre che del Codice Etico, sono invece affidate alla funzione Internal Audit di ERG che, oltre ad attività di audit con impatti 231 svolge per conto degli Organismi di Vigilanza periodiche attività di "test 231" sulle attività sensibili che, a seguito di risk assessment, sono risultate essere a rischio "alto" e "medio" (le attività a rischio "basso" sono monitorate, salvo specifici casi, attraverso l'esame dei flussi informativi).

Per rendere più efficaci i presidi organizzativi e di controllo interno alla Società, sono previsti flussi informativi nei confronti dell’Organismo di Vigilanza. Funzione primaria dei flussi informativi è quella di consentire a ciascun Organismo di Vigilanza un controllo continuativo sulla funzionalità del Modello 231 e l’individuazione di eventuali interventi di adeguamento del Sistema di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi. A tal fine gli Organismi di Vigilanza hanno adottato un’apposita procedura che individua i flussi informativi rilevanti, le tempistiche di invio e i relativi responsabili. Gli strumenti implementati per gestire le comunicazioni verso ciascun Organismo di Vigilanza sono i seguenti:

•una piattaforma informatica, implementata nel corso del 2021, che consente di migliorare il processo di raccolta, gestione e archiviazione dei flussi informativi 231 e anticorruzione, 

•indirizzi di posta elettronica dedicati

•indirizzi di posta tradizionali. 

Tali canali sono idonei a garantire la riservatezza dell’identità del segnalante e del segnalato nell’attività di gestione della segnalazione. In particolare, agli stessi sono autorizzati ad accedere esclusivamente i membri dell’Organismo di Vigilanza e il Personale dell’unità organizzativa “Compliance 231 & Privacy” e “Internal Audit”. L’accesso alla piattaforma informatica e alla casella e-mail è tracciato in modo tale da rilevare eventuali accessi non autorizzati.

È vietata, nei confronti di coloro i quali hanno effettuato una segnalazione ovvero hanno collaborato ad un’investigazione, qualsiasi forma di ritorsione, discriminazione o penalizzazione, diretta o indiretta, per motivi collegati, direttamente o indirettamente, alla segnalazione o all’investigazione medesima. L’eventuale violazione del predetto divieto è soggetta all’applicazione del Sistema Sanzionatorio.

L’Organismo di Vigilanza, nell’attività di gestione della segnalazione, opera in modo che sia tutelata la riservatezza dell’identità del segnalante e quella del segnalato, fatti salvi gli obblighi di legge e la tutela dei diritti della Società o delle persone accusate erroneamente e/o in mala fede. Eventuali segnalazioni anonime circostanziate (contenenti tutti gli elementi oggettivi necessari alla successiva fase di verifica) saranno prese in considerazione dall’Organismo di Vigilanza per approfondimenti.

Nel 2018, gli Organismi di Vigilanza delle Società del Gruppo hanno approvato la "Procedura per la regolamentazione dei flussi informativi fra gli Organismi di Vigilanza delle società del Gruppo ERG", con l’obiettivo di agevolare la circolazione di informazioni rilevanti tra gli Organismi di Vigilanza delle società stesse. La procedura, in particolare, prevede che ciascun Organismo di Vigilanza, nell’esaminare i flussi informativi e le segnalazioni ricevute e, più in generale, nell’adempiere ai propri doveri di vigilanza, trasmetta, anche avvalendosi del supporto operativo dell’unità organizzativa “Compliance 231”, agli altri Organismi di Vigilanza di volta in volta interessati, i flussi informativi dai quali possano evincersi informazioni che potrebbero avere rilevanza per l’attività di vigilanza e/o per la corretta applicazione dei Modelli 231 di altre società del Gruppo. 

L’Organismo di Vigilanza di ERG, in particolare, predispone annualmente il Piano delle attività di vigilanza che viene presentato al Comitato Controllo Rischi e Sostenibilità e al Consiglio di Amministrazione e riferisce agli stessi almeno due volte l’anno in merito all’attuazione del Codice Etico e del Modello 231.

L’attività di formazione viene effettuata attraverso:

•incontri in aula con i dipendenti (compresi quadri e dirigenti) focalizzati sulle tematiche inerenti al D.Lgs. 231/01 (reati sanzionati, 

177

Modello 231, compiti e poteri dell’Organismo di Vigilanza, flussi informativi verso l’Organismo di Vigilanza);

•un corso e-learning dedicato al Codice Etico e all’Anticorruzione, la cui fruizione è prevista da parte dei dipendenti e dei neo-assunti;

•un corso e-learning dedicato alle tematiche inerenti al D.Lgs. 231/01 destinato ai nuovi assunti.

L’offerta formativa dedicata ai dipendenti e ai neo-assunti, sia in aula che in modalità e-learning, è stata interamente riprogettata diversificando i contenuti sulla base delle attività lavorative effettivamente svolte, utilizzando esempi e casi concreti, con l'obiettivo di aumentare la consapevolezza sulle regole aziendali e il coinvolgimento delle persone.

In particolare, sono stati individuati tre diversi percorsi formativi dedicati ad altrettante "famiglie professionali" (staff, produzione e commerciale) strutturati come segue: (i) breve introduzione al D.Lgs. 231/01, (ii) simulazione di situazioni lavorative concrete, (iii) regole di comportamento adottate da ERG e (iv) questionario finale di apprendimento. 

Per la formazione e-learning, sono stati completati e resi disponibili sulla Intranet aziendale tutti i percorsi formativi, dedicati alle famiglie professionali “staff”, “produzione" e “commerciale”.

La formazione e-learning dedicata al Codice Etico e all’Anticorruzione, rivolta a tutti i dipendenti del Gruppo (italiani ed esteri), è stata interamente rinnovata nel 2021 e ha coinvolto 496 dipendenti formati59 .

La formazione in aula è stata effettuata in relazione a tutte le famiglie professionali, ovvero “staff”, “produzione" e “commerciale”.

Nella formazione in aula è prevista la trattazione di casi giudiziari attinenti alle casistiche proposte e la partecipazione di un penalista esperto in responsabilità degli enti, oltre a quella dei componenti degli Organismi di Vigilanza. Nel corso del 2020 la formazione in aula60 è stata completata per la famiglia professionale “staff” (66 dipendenti coinvolti) e per la famiglia professionale "produzione" (37 dipendenti coinvolti); nel corso del 2021 l’attività formativa è stata completata per la famiglia professionale “commerciale” (15 dipendenti coinvolti).

Periodicamente viene, inoltre, erogata un’attività d’informazione su tematiche specifiche inerenti alla normativa di cui al D.Lgs. 231/01 ai componenti del Consiglio di Amministrazione di ERG e delle società controllate, alla quale sono invitati a partecipare anche i membri del Collegio Sindacale. In particolare, nell'ambito della riunione del Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A. del 21 febbraio 2020 si è tenuto un induction seminar su specifiche tematiche relative alla responsabilità degli enti, a cui hanno partecipato anche i membri del Collegio Sindacale.

Sistema e Policy Anticorruzione

ERG svolge la propria attività nel rispetto dei più elevati standard nazionali e internazionali di sana Corporate Governance. In quest’ottica il Gruppo è fermamente impegnato nel rispetto e nell’applicazione dei principi di integrità, imparzialità e trasparenza.

Tali principi assumono un rilievo ancora maggiore quando è richiesto di affrontare in maniera strutturata il problema della corruzione, fenomeno globale che distrugge irreparabilmente l’integrità delle aziende, sia pubbliche che private.

ERG, allo scopo di sottolineare ulteriormente come la conduzione di tutti gli aspetti della propria attività avvenga nel rigoroso rispetto delle leggi nazionali e internazionali e dei regolamenti applicabili, fra gli altri, in materia anti-corruttiva e a ulteriore dimostrazione dell’aderenza ai valori sopra enunciati, ha deciso di adottare, oltre al Codice Etico, il Sistema e la Policy Anticorruzione. L’obiettivo è quello di vietare e prevenire qualsiasi condotta corruttiva, conformemente al principio di "zero tolerance" della corruzione. Per conseguire tale scopo vengono definiti responsabilità organizzative, principi e regole di condotta da seguire per garantire il rispetto delle vigenti Leggi Anticorruzione. Il Sistema e la Policy Anticorruzione si applicano a ERG e a tutte le società del Gruppo ERG ed hanno come destinatari tutti coloro che operano, in Italia e all'estero, in nome o per conto del Gruppo ERG. 

Il Sistema e la Policy Anticorruzione sono stati approvati dal Consiglio di Amministrazione di ERG il 9 ottobre 2017 e successivamente aggiornati il 2 agosto 2019. La Policy Anticorruzione è stata adottata da parte di tutte le altre società del Gruppo ERG, italiane ed estere, ed è stata tradotta in inglese, francese e tedesco.

Il 9 gennaio 2019 l’Amministratore Delegato di ERG ha approvato la Procedura Due Diligence delle Terze Parti Significative, prevista dal Sistema e dalla Policy Anticorruzione. 

L’obiettivo è quello di consentire alle Società del Gruppo, di diritto italiano ed estero, di:

•avere un’adeguata conoscenza delle Terze Parti Significative (individuate nell'ambito della procedura stessa);

•gestire il rischio corruzione nelle attività di business, mitigando eventuali rischi concretamente individuati e supportando la decisione di instaurare o meno un rapporto contrattuale con una determinata Terza Parte Significativa;

•condurre, anche attraverso le informazioni acquisite, le attività di business in modo consapevole e responsabile;

•evitare, per quanto possibile, danni economici (legati alla comminazione di sanzioni) e d’immagine e l’avvio di procedimenti sanzionatori nei confronti delle persone e delle Società del Gruppo da parte delle Autorità competenti.

La procedura stabilisce i principi, le regole e attribuisce le responsabilità per lo svolgimento delle attività di: (a) identificazione delle Terze Parti Significative; (b) effettuazione della Due Diligence; (c) gestione degli esiti della Due Diligence e modalità di instaurazione e 

59 Al 31 dicembre 2021.

60 A causa dell’emergenza Covid 19, dopo il mese di gennaio 2020, le attività di formazione sono state tenute utilizzando l’applicativo «Teams».

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monitoraggio della relazione con le Terze Parti Significative. 

La Procedura Due Diligence delle Terze Parti Significative integra, per le società di diritto italiano, i presidi di controllo previsti dai Modelli 231 (e dalla Policy Anticorruzione) con riferimento, in particolare, alle attività sensibili: i) acquisti di beni e servizi, consulenze e prestazioni professionali, ii) operazioni finalizzate allo sviluppo del business e selezione delle controparti, iii) assunzione e gestione del personale, iv) gestione della designazione degli organi sociali e degli organi di controllo nelle società controllate, v) gestione delle compravendite di commodity e del credito. 

Con riferimento alle stesse attività sensibili, per le società di diritto estero, la procedura integra i controlli previsti dalla Policy Anticorruzione.

La procedura è stata aggiornata il 26 novembre 2020, tenendo conto delle opportunità di miglioramento emerse nel corso del primo anno di implementazione, delle richieste di chiarimento di alcuni owner delle attività di controllo nonché dei suggerimenti forniti dall’Internal Audit nell’ambito dell’assessment effettuato in corso d’anno sul Sistema Anticorruzione adottato dal Gruppo ERG.

Nel corso del 2021, attraverso la formazione e-learning dedicata al Codice Etico e all’Anticorruzione, sono stati formati 496 dipendenti (italiani e stranieri)61.

È, inoltre, in vigore una procedura per la gestione dei flussi informativi che devono essere inoltrati all’unità organizzativa “Compliance 231 & Privacy” per consentire il monitoraggio circa il funzionamento del Sistema Anticorruzione, con particolare riferimento ai controlli previsti dalla Policy Anticorruzione e dalla Procedura Due Diligence delle Terze Parti Significative. Gli strumenti implementati per gestire le comunicazioni verso Compliance 231 & Privacy sono i seguenti:

•una piattaforma informatica, implementata nel corso del 2021, che consente di migliorare il processo di raccolta, gestione e archiviazione dei flussi anticorruzione, 

•un indirizzo di posta elettronica dedicato

•un indirizzo di posta tradizionale. 

Infine, l'Internal Audit effettua attività di verifica circa la corretta applicazione dei controlli in chiave anticorruzione, sia nell’ambito degli audit previsti nel relativo Piano annuale delle Attività sia con test semestrali.

61 Al 31 dicembre 2021.

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6.IL SISTEMA DI CONTROLLO INTERNO

E DI GESTIONE DEI RISCHI DEL GRUPPO ERG 

Le “Linee di Indirizzo del Sistema di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi”, adottate l’11 marzo 2014 dal Consiglio di Amministrazione di ERG, sono state da ultimo aggiornate il 3 agosto 2018 al fine di tener conto, tra l’altro, dell’intervenuta adozione del Sistema e della Policy Anticorruzione.

IL SISTEMA DI CONTROLLO INTERNO E DI GESTIONE DEI RISCHI DEL GRUPPO ERG: PRINCIPI GENERALI DI INDIRIZZO

Il Sistema di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi del Gruppo ERG (di seguito anche “Sistema CIGR”) è l’insieme di strumenti, strutture organizzative, norme e regole aziendali volte a consentire una conduzione dell’impresa sana, corretta e coerente con gli obiettivi aziendali definiti dal Consiglio di Amministrazione, attraverso un adeguato processo di identificazione, misurazione, gestione e monitoraggio dei principali rischi, così come attraverso la strutturazione di adeguati flussi informativi volti a garantire la circolazione delle informazioni.

È conforme ai principi contenuti nel Nuovo Codice e, più in generale, alle best practice esistenti in ambito nazionale e internazionale.

È definito in base alle leading practice nazionali e internazionali, in particolare al Framework Internazionale “CoSO Internal Control — Integrated Framework 2013” che individua una diretta relazione tra gli obiettivi aziendali (efficienza ed efficacia delle operazioni, reporting e compliance), le componenti del Sistema CIGR e la struttura organizzativa adottata dal Gruppo.

Tale Sistema, quale parte integrante dell’attività di impresa, coinvolge e si applica, pertanto, a tutta la struttura organizzativa del Gruppo ERG: dal Consiglio di Amministrazione di ERG e delle società dalla stessa controllate, al Management di Gruppo e al personale aziendale.

Le Linee di Indirizzo del Sistema CIGR, approvate dal Consiglio di Amministrazione di ERG, dettano da un lato i principi generali secondo i quali viene condotta la gestione dei principali rischi nel Gruppo, coerentemente con gli obiettivi strategici individuati, dall’altro le modalità di coordinamento tra i soggetti al fine di massimizzare l’efficacia e l’efficienza del Sistema CIGR. 

Di seguito è riportata una sintesi degli attori del Sistema CIGR e delle rispettive responsabilità.

•Consiglio di Amministrazione: svolge un ruolo di indirizzo e di valutazione dell’adeguatezza del Sistema CIGR;

•Presidente del Consiglio di Amministrazione: supervisiona, indirizza e controlla le attività di affari societari; 

•Vice Presidente Esecutivo: supervisiona, in particolare, le scelte strategiche del Gruppo e la definizione della macro struttura organizzativa; svolge l'attività di indirizzo e coordinamento delle operazioni straordinarie, incluse quelle di finanza strutturata; svolge il coordinamento strategico delle società controllate; è inoltre presidente del Comitato Strategico;

•Amministratore Delegato: ha i poteri necessari per compiere tutti gli atti pertinenti l’attività sociale e cura l’identificazione dei principali rischi aziendali, tenendo conto delle caratteristiche delle attività svolte dall’emittente e dalle sue controllate e, sentito l’Amministratore Incaricato del Sistema di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi, li sottopone periodicamente all’esame del Consiglio di Amministrazione;

•Amministratore Incaricato del Sistema di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi: ha la delega del Consiglio di Amministrazione per sovrintendere, attraverso compiti di supervisione, indirizzo e controllo, alle attività e ai processi di internal audit, risk management e compliance e assicura il mantenimento della funzionalità e dell’adeguatezza complessiva del Sistema CIGR. Ancorché il Nuovo Codice suggerisca di attribuire tale ruolo all’Amministratore Delegato, il Consiglio di Amministrazione ha conferito tale delega al Vice Presidente Esecutivo, ritenendo più efficace, ai fini del funzionamento del Sistema CIGR e coerente con il principio di segregation of duties, che l’Amministratore Delegato sia incaricato di curare l’identificazione dei principali rischi aziendali, tenendo conto delle caratteristiche delle attività svolte dalla Società e dalle sue controllate, e che il Vice Presidente Esecutivo sia incaricato di assicurare, attraverso i predetti poteri di supervisione, indirizzo e controllo, il mantenimento della funzionalità e dell’adeguatezza complessiva del Sistema CIGR;

•Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità: ha funzioni consultive e propositive rispetto al Consiglio di Amministrazione, con il compito di supportarlo, attraverso un’adeguata attività istruttoria, nelle valutazioni e nelle decisioni relative al Sistema CIGR, nonché in relazione all’approvazione delle relazioni finanziarie periodiche; 

•Collegio Sindacale: vigila sull’osservanza della legge e dello Statuto, sul rispetto dei principi di corretta amministrazione, sull’adeguatezza della struttura organizzativa (per gli aspetti di competenza), del Sistema CIGR nonché del sistema amministrativo–contabile, sull’affidabilità di quest’ultimo nel rappresentare correttamente i fatti di gestione, e sull’adeguatezza delle disposizioni impartite alle Società Controllate al fine del corretto adempimento degli obblighi di comunicazione previsti; 

180

•Organismo di Vigilanza ex D.Lgs. 231/01: vigila sul rispetto del Codice Etico e verifica l’efficacia e l’adeguatezza del Modello di Organizzazione e Gestione ex D.Lgs. 231/01; 

•Internal Audit: responsabile dell’attività di controllo di terzo livello, ha una posizione rilevante nel Sistema CIGR essendogli affidato il compito di fornire un’assurance indipendente sul Sistema CIGR finalizzata al miglioramento dell’efficacia e dell’efficienza dell’organizzazione. L’Internal Audit è incaricato di verificare che il Sistema CIGR sia funzionante e adeguato rispetto alle dimensioni e all’operatività del Gruppo ERG, verificando, in particolare, che il Management abbia identificato i principali rischi, che gli stessi siano stati valutati con modalità omogenee e che siano state definite e attuate le opportune azioni di mitigazione. Verifica, inoltre, che i rischi siano gestiti coerentemente con quanto deliberato dal Consiglio di Amministrazione, con le norme esterne e con le regole interne al Gruppo.

Completano l’elenco gli altri soggetti rilevanti quali: (i) il management del Gruppo, che è il primo responsabile delle attività di controllo interno e di gestione dei rischi (primo livello di controllo) e (ii) le funzioni controllo di secondo livello, con compiti specifici e responsabilità di controllo su diverse aree/tipologie di rischio, autonome e distinte da quelle operative; esse concorrono alla definizione delle politiche di governo dei rischi e del processo di gestione dei rischi, tra le quali: (a) il Dirigente Preposto alla Redazione dei Documenti Contabili Societari, (b) la funzione Finance & Group Risk Management, (c) le funzioni di Compliance, dedicate al presidio delle tematiche di compliance, con particolare riferimento al presidio del rischio legale e di non conformità, ivi incluso il rischio della commissione di illeciti penali a danno o nell’interesse del Gruppo ERG e (d) i comitati interni, composti dal management del Gruppo, che svolgono funzioni consultive e propositive in merito a specifiche tematiche di rischio.

Il Sistema CIGR, in linea con le normative e le best practice di riferimento, si articola sui seguenti livelli:

•Primo livello: affidato alle singole linee operative, consiste nelle verifiche svolte da chi mette in atto determinate attività e da chi ne ha la responsabilità di supervisione; permette, inoltre, di assicurare il corretto svolgimento delle attività operative;

•Secondo livello: affidato a strutture diverse da quelle di linea, concorre alla definizione delle metodologie di misurazione del rischio, alla loro individuazione, valutazione e controllo (Gestione dei Rischi); permette, inoltre, di verificare l’osservanza del rispetto degli obblighi normativi (Compliance);

•Terzo livello: affidato a Internal Audit, serve a valutare la funzionalità del sistema complessivo dei controlli interni e di gestione dei rischi nonché a individuare andamenti anomali, violazioni delle procedure e della regolamentazione.

181

Il corretto funzionamento del Sistema CIGR si basa sulla proficua interazione nell’esercizio dei compiti tra le funzioni aziendali coinvolte.

Un Sistema CIGR efficiente mira al raggiungimento dei seguenti obiettivi:

•eliminazione delle sovrapposizioni metodologiche / organizzative tra le diverse funzioni di controllo;

•condivisione delle metodologie con cui le diverse funzioni di controllo effettuano le valutazioni;

•miglioramento della comunicazione tra le funzioni di controllo e gli organi aziendali;

•riduzione del rischio di informazioni “parziali” o “disallineate”;

•capitalizzazione delle informazioni e delle valutazioni delle diverse funzioni di controllo.

La definizione di modalità di coordinamento e collaborazione tra le funzioni aziendali di controllo favorisce il complessivo funzionamento del Sistema CIGR, nonché una rappresentazione univoca e coerente al Vertice e agli organi aziendali dei rischi ai quali il Gruppo ERG risulta esposto.

A tal fine, sono previste modalità di coordinamento e collaborazione tra i soggetti coinvolti nel Sistema CIGR, tra cui:

Flussi informativi

Al fine di consentire al Management e agli organi di gestione e controllo di svolgere il proprio ruolo in materia di Sistema CIGR, sono definiti appositi flussi informativi tra le funzioni di controllo e i competenti organi di gestione e controllo, coordinati e adeguati in termini di contenuti e tempistiche. 

Nell’ambito del Sistema CIGR sono previsti flussi informativi: 

•dal Management di linea verso le funzioni di controllo di secondo livello;

•tra le funzioni di controllo di secondo livello;

•dalle funzioni di controllo di secondo livello verso l’Internal Audit;

•dall’Internal Audit verso le funzioni di controllo di secondo livello.

Sono previsti inoltre flussi informativi, con modalità e tempistiche definite, dalle funzioni di controllo verso gli organi di amministrazione e controllo in merito alle principali attività svolte nonché alle risultanze delle stesse.

Tavolo di lavoro intra-funzionale

Nell’ambito del Gruppo ERG sono previsti incontri periodici intra-funzionali tra le unità organizzative aziendali coinvolte nelle attività di controllo/monitoraggio del Sistema CIGR e più in generale nelle attività di gestione dei rischi, compliance e controllo con l’obiettivo di favorire:

•che il Sistema CIGR e le sue componenti siano tra loro coordinate ed interdipendenti;

•che ci sia una reale integrazione del Sistema CIGR nel generale assetto organizzativo del Gruppo ERG;

•lo scambio costante di informazioni tra le funzioni coinvolte nel monitoraggio del Sistema CIGR;

•lo sviluppo di sinergie operative attraverso la condivisione di metodologie e strumenti;

•la riduzione del rischio di informazioni “parziali” e “tardive”.

6.1ARTICOLAZIONE E FUNZIONAMENTO DEL SISTEMA DI CONTROLLO INTERNO E GESTIONE DEI RISCHI NEL GRUPPO ERG

Il Gruppo è consapevole che un efficace Sistema di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi contribuisce a una conduzione dell’impresa sana e coerente con gli obiettivi aziendali definiti dal Consiglio di Amministrazione, favorendo decisioni consapevoli e concorrendo alla salvaguardia del patrimonio, all’efficienza ed efficacia dei processi, all’affidabilità dell’informativa finanziaria, al rispetto delle norme, dello Statuto Sociale e delle procedure interne.

Per promuovere e mantenere un adeguato Sistema CIGR, il Gruppo utilizza strumenti organizzativi, informativi e normativi, che permettano di identificare, misurare, gestire e monitorare i principali rischi.

Tale sistema è integrato nell’assetto organizzativo, amministrativo e contabile e, più in generale, di governo societario e si fonda sulle raccomandazioni del Nuovo Codice cui il Gruppo aderisce, prendendo a riferimento i modelli e le best practice nazionali e internazionali, volti a consolidarne l’efficacia e l’efficienza complessiva.

Il Sistema di Regole e Procedure

La definizione della struttura del Sistema di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi e delle regole che lo governano avviene attraverso la definizione di apposite norme aziendali interne (Politiche, Linee Guida, Procedure e Note Operative) che regolamentano i processi e le attività svolte da parte di ERG e delle sue controllate. 

In relazione a ciascuna norma sono di seguito definiti i relativi destinatari:

•Politiche: sono rivolte a tutti gli “stakeholders” e sulla base dei valori espressi nel Codice Etico definiscono i principi gestionali fondamentali nella conduzione dell’attività aziendale;

•Linee Guida: sono rivolte principalmente a chi deve impostare l’operatività e controllarla e definiscono i principi per lo svolgimento di 

182

tali attività;

•Procedure: sono rivolte ai soggetti coinvolti nei processi operativi dalle stesse regolamentati;

•Note Operative: sono rivolte ai soggetti che operativamente svolgono l’attività o fasi di attività regolamentata dal documento.

Inoltre, nel Gruppo, è stata formalizzata una specifica procedura con l’obiettivo di definire una metodologia per la gestione uniforme e integrata, efficace ed efficiente delle norme aziendali nonché la regolamentazione delle attività svolte dai soggetti coinvolti, in termini di:

•responsabilità degli attori coinvolti nel processo;

•flussi di comunicazione (informatici e cartacei) tra i vari attori coinvolti nel processo;

•attività di controllo connesse all’operatività riportata nel processo.

Il Sistema di attribuzione dei Poteri

Un sistema di Corporate Governance corretto ed efficace non può prescindere da una formale attribuzione di poteri coerenti con il sistema organizzativo proprio dell’impresa. 

Un corretto conferimento dei poteri comporta la valutazione della sussistenza dei requisiti di validità, la determinazione dei limiti della stessa e l’individuazione delle materie delegabili. 

Il sistema adottato nel Gruppo prevede:

•l’assegnazione di poteri per la gestione delle Società del Gruppo ad Amministratori Delegati, Amministratori Unici o Direttori Generali, a seconda dei casi;

•l’assegnazione di procure, di norma ad alcuni dei primi e secondi riporti degli Amministratori Delegati, per l’assegnazione di poteri di firma, rappresentanza e negoziazione verso l’esterno;

•l’assegnazione di procure speciali per il compimento di atti specifici e ben definiti, la cui realizzazione esaurisce la validità della procura;

•l’assegnazione, ai responsabili di posizioni organizzative, di deleghe interne (di natura organizzativa) in relazione al potere di adottare atti non aventi valore negoziale all’esterno.

Il sistema di deleghe e procure in vigore nel Gruppo è strutturato per garantire in modo continuativo la coerenza tra le strutture organizzative, quanto riportato nei poteri conferiti e il sistema normativo aziendale (Politiche, Linee Guida, Procedure, Note operative e Job Description), il tutto nel rispetto della Segregation of Duties (cd. SoD – Separazione dei compiti).

183

7.INFORMAZIONE SULLE PRINCIPALI 

CARATTERISTICHE DEI SISTEMI DI GESTIONE DEI RISCHI E DI CONTROLLO INTERNO ESISTENTI IN RELAZIONE AL PROCESSO DI INFORMATIVA FINANZIARIA, ANCHE CONSOLIDATA

Di seguito sono illustrate le modalità con cui il Gruppo ha definito il proprio Sistema di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi in relazione al processo di informativa finanziaria (di seguito denominato “Sistema”) a livello Consolidato. Tale Sistema si pone l’obiettivo di mitigare in maniera significativa i rischi in termini di attendibilità, affidabilità, accuratezza e tempestività dell’informativa finanziaria. 

In particolare, il Consiglio di Amministrazione di ERG, nell’adunanza del 26 aprile 2021, ha nominato Dirigente Preposto alla redazione di documenti contabili societari Michele Pedemonte, Chief Financial Officer, attribuendogli pertanto la responsabilità di:

-predisporre adeguate procedure amministrative e contabili per la formazione dei documenti di informativa finanziaria;

-monitorare l’applicazione delle procedure;

-rilasciare al mercato l’attestazione circa l’adeguatezza e l’effettiva applicazione delle procedure amministrative e contabili ai fini dell’informativa finanziaria del Gruppo.

Il Dirigente preposto si avvale del supporto dell’Unità Organizzativa Process Innovation & Compliance 262 nel verificare il funzionamento delle procedure amministrativo contabili attraverso attività di testing dei controlli. Tale assetto organizzativo permette di garantire una compiuta segregazione tra le attività di predisposizione delle procedure amministrative e contabili e le attività di verifica dell’adeguatezza delle stesse e della loro effettiva applicazione.

In tale contesto, tutto il personale del Gruppo è tenuto a collaborare, in particolare il personale delle funzioni amministrative che più direttamente sono coinvolte nella predisposizione della documentazione contabile societaria, ma anche quello delle altre aree funzionali che, direttamente o indirettamente, contribuiscono al processo tramite la predisposizione di documenti e informazioni, l’inserimento o aggiornamento di dati sui sistemi informativi aziendali, la normale attività operativa. 

L’attività di Compliance ex Legge 262/05 è stata presentata al Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità e si applica alle società del Gruppo da un punto di vista logico, di impostazione metodologica e per quanto riguarda i principi di controllo e correttezza di processo.

Ruolo, Nomina e Requisiti del Dirigente Preposto

Ruolo del Dirigente Preposto

Il Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari di ERG ha, come già evidenziato in precedenza, il principale compito di implementare le procedure amministrativo-contabili, che regolano il processo di formazione dell’informazione finanziaria societaria periodica, monitorarne l’applicazione e, congiuntamente all’Amministratore Delegato, rilasciare al mercato la propria attestazione relativamente all’adempimento di quanto sopra e alla “affidabilità” della documentazione finanziaria diffusa.

La figura del Dirigente Preposto si inserisce nell’ambito più ampio della Governance aziendale, strutturata secondo il modello tradizionale e che vede la presenza di organi sociali con diverse funzioni di controllo.

Nomina e Requisiti del Dirigente Preposto

Il Consiglio di Amministrazione, previo parere obbligatorio del Collegio Sindacale, nomina il Dirigente preposto alla Redazione dei Documenti Contabili Societari, determinandone il compenso e conferendogli adeguati poteri e mezzi, tra coloro in possesso di un’esperienza almeno triennale maturata in posizioni di adeguata responsabilità nell’area amministrativa, finanziaria o contabile di società o enti, sia pubblici sia privati, ovvero tra coloro in possesso di adeguata competenza ed esperienza in materie giuridiche, economiche, amministrativo-contabili o finanziarie.

Elementi del Sistema

Approccio metodologico

Nell’ambito del Gruppo è stata adottata una metodologia di lavoro che prevede i seguenti passaggi logici:

a.identificazione e valutazione dei rischi applicabili all’informativa finanziaria;

b.identificazione dei controlli a fronte dei rischi individuati sia a livello di Società/Gruppo (entity level) sia a livello di processo (process level);

c.valutazione dei controlli e gestione del processo di monitoraggio sia in termini di disegno, sia in termini di operatività ed efficacia al 

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fine di ridurre i rischi a un livello considerato “accettabile” (flussi informativi, gestione dei gap, piani di rimedio, sistema di reporting, ecc.).

L’attività viene svolta dall’Unità Organizzativa Process Innovation & Compliance 262 e viene periodicamente condivisa con il Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili e societari.

Identificazione e valutazione dei rischi

L’attività di Risk Assessment, che viene svolta annualmente, ha lo scopo di individuare, sulla base di un’analisi quantitativa e secondo valutazioni e parametri di natura qualitativa:

1.le società del perimetro di consolidamento del Gruppo da includere nell’analisi;

2.i rischi a livello di Gruppo/Società operativa individuata (Company/Entity Level Controls) relativi al contesto generale aziendale del Sistema di Controllo Interno, con riferimento alle cinque componenti del modello CoSO elaborato dal Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission, leading practice in ambito internazionale e accolto in Italia quale modello di riferimento anche dal Codice di Autodisciplina (ambiente di controllo, risk assessment, informazione e comunicazione, attività di controllo, monitoraggio);

3.i rischi generali dei sistemi informativi aziendali a supporto dei processi rilevanti (IT General Controls);

4.i processi che alimentano i conti di Bilancio Consolidato rilevanti per rischio inerente, per ciascuna società operativa individuata;

5.per ciascun processo rilevante, i rischi specifici sull’informativa finanziaria, con particolare riferimento alle cosiddette assertion di bilancio (esistenza e accadimento, completezza, diritti e obbligazioni, valutazione e registrazione, presentazione e informativa).

Il processo di Risk Assessment condotto a livello di Bilancio Consolidato di Gruppo per la determinazione del perimetro rilevante dell’analisi si basa sull’applicazione combinata di due parametri di analisi, uno prettamente quantitativo e uno qualitativo. Per quanto concerne la parte di analisi prettamente quantitativa, vengono determinati i seguenti elementi:

•large portion (copertura del Bilancio Consolidato): con tale grandezza si misura l’ampiezza del perimetro su cui analizzare e valutare i controlli, definita sulla base del peso rilevante che le grandezze da considerare hanno sulle principali voci di bilancio;

•significant account (conti rilevanti): si fa qui riferimento alla dimensione quantitativa che le voci di bilancio devono avere per poter essere considerate rilevanti applicando una soglia di materialità;

•significant process (processi rilevanti): tramite l’abbinamento conti-processi si addiviene alla determinazione dei processi per i quali risulta opportuno valutare i controlli, poiché rientrano nell’attività tutti i processi associati a conti che risultano avere saldi superiori alle soglie determinate in precedenza.

A valle dell’analisi quantitativa sopra descritta, il processo di Risk Assessment prevede in seguito l’esecuzione di un’attività di analisi basata su elementi qualitativi, che ha una doppia finalità:

•integrare la parte di analisi esclusivamente quantitativa, in modo da includere o escludere conti-processi dal perimetro dell’attività sulla base della conoscenza che il management ha, da un punto di vista storico e anche considerando le attese evoluzioni di business, delle società facenti parte del Gruppo e del giudizio professionale del management stesso circa la rischiosità in relazione all’informativa finanziaria;

•definire il “livello di profondità” con cui i conti-processi oggetto di analisi devono essere presi in considerazione nell’ambito dell’attività e a quale livello devono essere mappati, documentati e monitorati i relativi controlli.

Il risultato finale del processo di Risk Assessment è costituito da un documento, che viene condiviso con le varie funzioni coinvolte, validato dal Dirigente Preposto e presentato al Comitato Controllo e Rischi.

Identificazione dei controlli

Una volta identificati i principali rischi a livello di processo, vengono rilevate le azioni da porre in essere a presidio dell’obiettivo di controllo associato.

In particolare, la mappatura dei conti-processi e relativi controlli costituisce lo strumento con cui:

•vengono rappresentati i processi rilevanti e i principali rischi connessi secondo quanto definito nell’ambito del Risk Assessment e i controlli che sono previsti per la gestione di tali rischi;

•viene valutato il disegno dei controlli mappati per accertare la capacità del controllo di gestire e mitigare il rischio individuato e, in particolare, l’assertion di bilancio sottostante;

•viene condivisa con gli owner del processo il funzionamento e la rappresentazione dello stesso, nonché i rischi e le attività di controllo;

•viene attuata l’attività di monitoraggio necessaria a supportare le attestazioni che devono essere rilasciate dal Dirigente Preposto.

L’identificazione dei rischi e dei relativi controlli è condotta sia rispetto ai controlli correlati alle “assertion” di bilancio sia rispetto ad altri obiettivi di controllo nell’ambito dell’informativa finanziaria, tra i quali:

•il rispetto dei limiti autorizzativi;

185

•la segregazione dei compiti e delle responsabilità operative e di controllo;

•la sicurezza fisica e l’esistenza dei beni del patrimonio aziendale;

•le attività di prevenzione delle frodi con impatto sull’informativa finanziaria;

•la sicurezza dei sistemi informativi aziendali e la protezione dei dati personali.

Le mappature generate di volta in volta per uno specifico processo vengono utilizzate anche come base per l’attività di testing periodico al fine di valutare e monitorare sia il disegno sia l’efficacia dei controlli in essere.

Valutazione dei controlli e processo di monitoraggio

In considerazione delle previsioni di legge in termini di adempimenti formali e coerentemente con le best practice già richiamate in precedenza, la metodologia adottata prevede che venga effettuata un’attività di monitoraggio costante dei processi rilevanti e dell’efficace esecuzione dei controlli mappati.

L’obiettivo di tale monitoraggio è la valutazione dell’efficacia operativa dei controlli da intendersi come il buon funzionamento nel corso dell’esercizio dei controlli mappati ai fini dell’analisi.

A tal fine, annualmente viene predisposto un piano delle attività di monitoraggio (e anche di affinamento e ottimizzazione, ove necessario), formalizzato in un documento presentato al Comitato Controllo e Rischi in cui vengono definite le strategie e i tempi per l’esecuzione dei test di monitoraggio. 

Tra le attività svolte, vengono effettuati in modo continuativo aggiornamenti relativi alla mappatura dei processi, rischi e controlli ex L.262/05 e test ai fini delle attestazioni.

Periodicamente, viene prodotta una reportistica relativa ai risultati dell’attività svolta, che costituisce il supporto sulla cui base il Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari rilascia le attestazioni di legge e il Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità, per quanto concerne le scadenze più rilevanti della Relazione finanziaria semestrale e annuale, valuta e condivide l’operato del Dirigente Preposto e delle funzioni per il cui tramite egli opera.

TAX CONTROL FRAMEWORK

In data 10 novembre 2020 il Consiglio di Amministrazione, ispirandosi ai principi dettati dal proprio Codice Etico e dalla Sustainability Policy nonché alle best practice internazionali e ai trend nazionali in tema di Cooperative Tax Compliance, al fine di (i) perseguire la crescita durevole del patrimonio aziendale, (ii) tutelare la reputazione del Gruppo ERG, nonché (iii) preservare gli interessi degli azionisti e degli altri stakeholders, ha definito ed approvato la ERG Group Tax Strategy – primo pilastro del Tax Control Framework – con l’obiettivo di enunciare i principi e le linee guida che garantiscano un’uniforme gestione della fiscalità del Gruppo ERG, nell’ambito dell’attività di direzione e coordinamento di ERG. Il Tax Control Framework, parte integrante del Sistema CIGR, rappresenta la principale articolazione del primo e del secondo livello dei controlli del rischio fiscale.

Nello specifico, la ERG Group Tax Strategy – applicabile ad ERG e alle società, italiane ed estere, dalla stessa controllate direttamente o indirettamente – si prefigge l’obiettivo di:

•garantire la corretta e tempestiva determinazione e liquidazione delle imposte dovute per legge ed esecuzione dei connessi adempimenti (c.d. compliance fiscale);

•mitigare il rischio fiscale, inteso come rischio di incorrere (a) nella violazione di norme tributarie o (b) nell’abuso dei principi e delle finalità dell’ordinamento tributario (c.d. abuso del diritto).

Attraverso il regolamento operativo del Tax Control Framework sono state quindi definite le linee di indirizzo che, nel rispetto dell’autonomia gestionale ed operativa delle società controllate italiane, devono essere applicate nell’ambito del Gruppo ERG, ed in particolare:

•i ruoli e le responsabilità delle unità organizzative coinvolte nelle attività di rilevazione, gestione e controllo dei rischi fiscali;

•le principali caratteristiche del sistema di controllo del rischio fiscale, allo scopo di integrarne i principi fondamentali e gli obiettivi all’interno del Sistema CIGR e, in particolare, descrivere le modalità di integrazione con il Sistema di Controllo Contabile ex L. n. 262/2005, adottato dal Gruppo ERG.

•le modalità operative di gestione e controllo del rischio fiscale 

•i flussi informativi tra le varie funzioni di controllo coinvolte ed il processo di reporting periodico contenente gli esiti delle verifiche svolte.

Destinatari del Tax Control Framework sono, ad oggi, tutti gli organi di amministrazione delle società italiane del Gruppo ERG (ERG e società italiane dalla stessa controllate direttamente o indirettamente) e tutte le unità organizzative, anche se non direttamente preposte alla gestione degli adempimenti fiscali, operanti nell’ambito delle società del Gruppo.

186

8.LA SOCIETÀ DI REVISIONE

Il controllo contabile è esercitato ai sensi di legge da una società iscritta nel Registro dei revisori legali presso il Ministero dell’economia e delle finanze.

L’incarico per la revisione legale dei conti è stato conferito dall’Assemblea degli Azionisti del 23 aprile 2018 a KPMG S.p.A. per gli esercizi dal 2018 al 2026, conseguentemente il mandato alla stessa conferita scadrà alla data dell’Assemblea convocata per l’approvazione del Bilancio al 31 dicembre 2026.

La Società di Revisione, nel corso dell’esercizio, ha il compito di verificare:

•la regolare tenuta della contabilità sociale e la corretta rilevazione dei fatti di gestione nelle scritture contabili;

•che il Bilancio di Esercizio e il Bilancio Consolidato corrispondano alle risultanze delle scritture contabili e degli accertamenti eseguiti e che siano conformi alle norme che li disciplinano.

L’incarico conferito a KPMG S.p.A. comprende la revisione limitata del Bilancio Consolidato semestrale abbreviato.

Nello svolgimento della propria attività, la Società di Revisione ha accesso alle informazioni, ai dati, sia documentali sia informatici, agli archivi e ai beni della Società e delle Società del Gruppo.

Al fine di preservare l’indipendenza della Società di Revisione è stata formalizzata una nota operativa che disciplina l’affidamento di incarichi alla società medesima e alle entità facenti parte del suo network da parte di società del Gruppo che prevede, in particolare, a seconda della tipologia dell’incarico, un preventivo parere vincolante del Collegio Sindacale. 

9.LE RELAZIONI CON GLI INVESTITORI

La Società gestisce i rapporti con i propri Azionisti, gli investitori istituzionali e il mercato attraverso la funzione Investor Relations, affidata alla responsabilità di Emanuela Delucchi, Chief ESG, IR & Communication Officer di ERG.

Il Consiglio di Amministrazione, nell’ambito del processo di adeguamento della Società alle disposizioni del Nuovo Codice, ha adottato, in data 13 maggio 2021, con il supporto del Comitato Controllo Rischi e Sostenibilità, una specifica politica volta a disciplinare e promuovere lo sviluppo e il mantenimento di un dialogo continuativo, proficuo e trasparente con gli azionisti e gli investitori in genere. 

Il focus dell’attività di Investor Relations è la diffusione alla comunità finanziaria di tutte le informazioni utili per la valutazione di opportunità di investimento nel titolo ERG: dagli aggiornamenti periodici sui risultati alla spiegazione della strategia, agli aggiornamenti normativi ed agli obiettivi di piano.  Per la sua attività di comunicazione Investor Relations organizza periodicamente incontri – sia in Italia che all’estero – e conference call con analisti ed investitori; inoltre, si avvale anche dei più diffusi canali social e dell’area dedicata sul sito internet, da cui è possibile, tra l’altro, seguire in diretta via webcast le conference call di presentazione dei risultati finanziari. Negli ultimi anni, con il compimento della trasformazione industriale e con un modello di business orientato alla crescita nelle rinnovabili, è aumentato il dialogo con gli investitori SRI (Investitori Socialmente responsabili) che basano le proprie scelte di investimento su tematiche CSR.

I principali documenti relativi al Governo Societario, cui si è fatto riferimento nella Relazione, sono disponibili nella sezione Corporate Governance del sito [ www.erg.eu ](http://www.erg.eu).

187

188

189

190

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 2021 che si chiude con un utile di 21.126.479,05 Euro;

•deliberare il pagamento agli Azionisti di un dividendo di 0,90 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 25 maggio 2022, previo stacco cedola a partire dal 23 maggio 2022 e record date il 24 maggio 2022.

Genova, 14 marzo 2022

per il Consiglio di Amministrazione

Il Presidente

Edoardo Garrone

191

2\. BILANCIO CONSOLIDATO

AL 31 DICEMBRE 2021

ERG S.p.A

192

Prospetto di Conto Economico (1) (2)

(migliaia di Euro)

Note

2021

2020

Ricavi

1

1.038.182

856.089

Altri proventi

2

8.343

18.726

Costi per acquisti commodities

3

(379.680)

(268.362)

Altri costi per acquisti

4

(13.298)

(13.527)

Costi per servizi e altri costi operativi

5

(155.791)

(133.943)

Perdite per riduzione di valore di crediti

5

(8.420)

(438)

Costi del lavoro

6

(63.373)

(57.528)

MARGINE OPERATIVO LORDO

425.962

401.017

Ammortamenti Attività Immateriali

21

(50.409)

(54.272)

Ammortamenti Immobili, impianti e macchinari e Attività per diritti d’utilizzo

21

(187.236)

(193.534)

Ripristini (svalutazioni) di valore

21

(25.516)

(8.092)

RISULTATO OPERATIVO NETTO

162.801

145.118

Proventi finanziari

37

15.151

26.906

Oneri finanziari

37

(66.414)

(116.096)

Proventi (oneri) finanziari netti

(51.262)

(89.190)

Proventi (oneri) da partecipazioni valutate al patrimonio netto

24

122

120

Altri proventi (oneri) da partecipazioni netti

24

537

224

Proventi (oneri) da partecipazioni

659

344

RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE

112.198

56.272

Imposte sul reddito

41

(30.296)

(8.166)

RISULTATO NETTO ATTIVITA' OPERATIVE IN ESERCIZIO

81.902

48.106

Risultato netto attività destinate ad essere cedute

45

92.549

61.434

RISULTATO NETTO DEL PERIODO

174.451

109.541

Risultato di azionisti terzi

30

1.553

1.655

RISULTATO NETTO DI COMPETENZA DEL GRUPPO

172.897

107.885

(Euro)

2021

2020

Utile per azione attività operative base e diluito (3)

0,549

0,323

Utile di Gruppo per azione base e diluito (3)

1,158

0,725

Utile per azione attività destinate ad essere cedute (3)

0,620

0,413

(1)Le note di commento alle singole voci sono parte integrante del presente Bilancio.

(2)I dati 2021 e 2020 sono stati esposti secondo quanto previsto dall’IFRS 5 con riferimento alla cessione degli asset idroelettrici avvenuta in data 3 gennaio 2022. 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 149.313.514.

193

Prospetto di conto economico complessivo (1)

(migliaia di Euro)

Note

2021

2020

Risultato netto del periodo

174.451

109.541

Variazioni che non saranno riclassificate a conto economico

Variazione attuariale passività per benefici ai dipendenti

190

(157)

Imposte sul reddito riferite alla variazione attuariale delle passività per benefici ai dipendenti

(53)

44

14

137

(113)

Variazioni che saranno riclassificate a conto economico

Copertura dei flussi finanziari - quota efficace della variazione di fair value

(380.506)

(11.867)

Imposte sul reddito riferite alla copertura dei flussi finanziari - quota efficace della variazione di fair value

114.152

2.848

29

(266.354)

(9.019)

Gestioni estere - Differenze cambio da conversione 

5.230

(7.012)

Imposte sul reddito - Gestioni estere - Differenze cambio da conversione 

(993)

1.331

29

4.237

(5.681)

Altre componenti del risultato complessivo al netto imposte

(261.980)

(14.813)

Risultato netto complessivo del periodo

(87.530)

94.728

Risultato netto complessivo del periodo di azionisti terzi

1.553

1.655

Risultato netto complessivo del periodo di Gruppo

(89.083)

93.072

(1)Le note di commento alle singole voci sono parte integrante del presente Bilancio.

194

Prospetto della Situazione patrimoniale – finanziaria (1) (2)

(migliaia di Euro)

Note

31/12/2021

31/12/2020

ATTIVITA'

Autorizzazioni e Concessioni

15

681.610

813.358

Altre attività immateriali

16

7.452

13.119

Avviamento

17

306.117

223.381

Immobili, impianti e macchinari

18

1.921.624

2.159.461

Attività per diritti di utilizzo

19

126.663

99.926

Partecipazioni:

12.113

12.684

\- valutate con il metodo del patrimonio netto

11.232

11.874

\- altre partecipazioni

881

811

Attività finanziarie valutate al Fair Value

32

984

-

Altre attività finanziarie non correnti

25

33.233

39.569

Attività per imposte differite

43

150.346

53.523

Altre attività non correnti

11

54.488

49.495

Attività non correnti

3.294.632

3.464.518

Rimanenze

8

32.301

49.382

Crediti commerciali

7

320.202

178.481

Altri crediti e attività correnti

10

124.955

78.277

Attività per imposte correnti

42

16.745

15.878

Attività finanziarie valutate al Fair Value

32

154.154

64.505

Altre attività finanziarie correnti

33

424.282

20.340

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

31

860.352

655.567

Attività correnti

1.932.993

1.062.429

Attività destinate ad essere cedute

44

776.220

-

TOTALE ATTIVITA'

6.003.844

4.526.947

PATRIMONIO NETTO

Capitale Sociale

29

15.032

15.032

Altre Riserve

29

819.569

973.458

Utili/(Perdite) a nuovo

29

551.486

661.701

Utile dell'esercizio

29

172.897

107.885

Patrimonio Netto attribuibile ai soci della controllante

1.558.983

1.758.077

Partecipazioni di terzi

30

9.639

9.669

TOTALE PATRIMONIO NETTO

1.568.622

1.767.746

PASSIVITA'

Benefici ai dipendenti

14

4.289

5.425

Passività per imposte differite

43

107.269

120.437

Fondo Business Dismessi

26

74.903

73.579

Fondo oneri smantellamento

20

60.908

48.119

Altri fondi non correnti

27

15.782

15.601

Passività finanziarie valutate al Fair Value

36

44.763

45.351

Passività finanziarie non correnti

34

2.064.088

1.971.860

Passività finanziarie non correnti per beni in leasing

35

122.663

91.855

Altre passività non correnti

13

31.484

35.160

Passività non correnti

2.526.148

2.407.386

Altri fondi correnti

27

51.809

57.850

Debiti commerciali

9

254.374

74.200

Passività finanziarie valutate al Fair Value

36

170.857

14.522

Passività finanziarie correnti

34

1.342.688

141.316

Passività finanziarie correnti per beni in leasing

35

6.282

8.861

Altre passività correnti

12

39.477

38.051

Passività per imposte correnti

42

19.798

17.014

Passività correnti

1.885.284

351.815

Passività connesse ad attività destinate ad essere cedute

44

23.790

-

TOTALE PASSIVITA'

4.435.222

2.759.201

TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA'

6.003.844

4.526.947

(1)Le note di commento alle singole voci sono parte integrante del presente Bilancio.

(2)I dati 2021 sono stati esposti secondo quanto previsto dall’IFRS 5 con riferimento alla cessione degli asset idroelettrici avvenuta in data 3 gennaio 2022. Si veda quanto indicato nella Sezione VII Attività destinate ad essere cedute.

195

Prospetto dei Flussi Finanziari (1) (2) 

(migliaia di Euro)

Note

2021

2020

FLUSSI FINANZIARI DERIVANTI DALL'ATTIVITA' OPERATIVA:

Risultato netto del periodo

174.451

109.541

\- Ammortamenti e svalutazioni delle immobilizzazioni

21

285.089

313.281

-Incremento altri fondi

20-26-27

21.380

20.481

\- Decremento altri fondi

20-26-27

(5.133)

(10.641)

\- Svalutazione dei crediti ed attività correnti

7

8.442

438

\- Proventi (oneri) da partecipazioni

24

(659)

(344)

\- Variazione dei fondi relativi al personale

14

(253)

44

Oneri finanziari

37

51.263

89.170

Imposte sul reddito

41-42

67.351

(43.264)

Altre variazioni di elementi non monetari

29

(813)

826

601.117

479.531

\- Variazione delle altre attività e passività di esercizio:

\- Variazione delle rimanenze

8

16.734

(5.915)

\- Variazione dei crediti commerciali

7

(167.400)

15.493

\- Variazione dei debiti commerciali

9

120.423

(14.112)

\- Variazione netta di altri crediti/debiti e di altre attività/passività

10-11-12-13

(31.853)

(3.326)

\- Variazione fair value derivati di copertura su commodities con manifestazione monetaria

38-39

(321.038)

(35.527)

Pagamento imposte

41-42

(41.900)

(25.407)

(425.034)

(68.795)

FLUSSI FINANZIARI DERIVANTI DALL'ATTIVITA' OPERATIVA 

176.083

410.736

FLUSSI FINANZIARI DERIVANTI DALL' ATTIVITA' OPERATIVA DESTINATA AD ESSERE CEDUTA

44

(145.489)

-

FLUSSI FINANZIARI DERIVANTI DALL'ATTIVITA' OPERATIVA IN ESERCIZIO (A)

30.594

410.736

FLUSSI FINANZIARI DA ATTIVITA' DI INVESTIMENTO:

Acquisizione di attività immateriali

15-16

(3.914)

(5.713)

Acquisizioni di immobili, impianti e macchinari

18

(254.751)

(105.707)

Variazione netta altri incrementi/decrementi delle immobilizzazioni

15-16-18-19

(14.081)

(358)

Variazione netta metodo di consolidamento partecipazioni

23

1.230

1.464

Disinvestimenti di partecipazioni e altre attività finanziarie non correnti

25-32

8.320

922

Variazione delle altre attività finanziarie correnti

32-33

(419.765)

(54.878)

Variazione Area di Consolidamento per business combination

46

(19.247)

(2.210)

Variazione Area di Consolidamento per acquisizione assets

46

(31.612)

(1.169)

FLUSSI FINANZIARI DA ATTIVITA' DI INVESTIMENTO

(733.820)

(167.648)

FLUSSI FINANZIARI DA ATTIVITA' DI INVESTIMENTO DESTINATE AD ESSERE CEDUTE

44

6.551

-

FLUSSI FINANZIARI DA ATTIVITA' DI INVESTIMENTO IN ESERCIZIO (B)

(727.268)

(167.648)

FLUSSI FINANZIARI DA ATTIVITA' DI FINANZIAMENTO:

Nuovi finanziamenti non correnti

-

-

Emissione Green Bond

34

500.000

600.000

Rimborsi di finanziamenti non correnti

34

(306.848)

(585.825)

Variazione netta delle passività finanziarie correnti verso banche

34

999.723

49.909

Variazione delle altre passività finanziarie correnti

34

(195.212)

(99.826)

Interessi pagati

37

(32.399)

(52.508)

Chiusura anticipata finanziamenti

37

(15.800)

(31.917)

Dividendi corrisposti ad azionisti

29-30

(113.737)

(115.169)

Pagamento delle passività finanziarie per i beni in leasing

35

(4.139)

(5.713)

FLUSSI FINANZIARI DA ATTIVITA' DI FINANZIAMENTO:

831.588

(241.049)

FLUSSI FINANZIARI DA ATTIVITA' DI FINANZIAMENTO DESTINATE AD ESSERE CEDUTE

44

69.872

-

FLUSSI FINANZIARI DA ATTIVITA' DI FINANZIAMENTO IN ESERCIZIO (C):

901.460

(241.049)

FLUSSO FINANZIARIO NETTO DEL PERIODO (A+B+C)

204.785

2.040

DISPONIBILITA' LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI AD INIZIO PERIODO

655.567

653.528

FLUSSO FINANZIARIO NETTO DEL PERIODO

204.785

2.040

DISPONIBILITA' LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI A FINE PERIODO

860.352

655.567

(1)Le note di commento alle singole voci sono parte integrante del presente Bilancio Consolidato.

(2)I dati 2021 sono comprensivi 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

196

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 31/12/2019

15.032

77.543

6.051

1.644.427

31.553

1.774.606

11.530

1.786.136

Destinazione risultato esercizio precedente

-

-

-

31.553

(31.553)

-

-

-

Pagamento basato su azioni con strumenti rappresentativi di capitale

-

-

-

1.708

-

1.708

-

1.708

Distribuzione dividendi e riserve

-

-

-

(111.653)

-

(111.653)

(3.516)

(115.169)

Acquisizioni di società di terzi

-

-

-

-

-

-

-

-

Altre variazioni

-

-

-

342

-

342

-

342

Risultato netto di periodo

-

-

-

-

107.885

107.885

1.655

109.541

Altre componenti del risultato complessivo

-

(9.019)

(5.681)

(113)

-

(14.813)

-

(14.813)

Risultato netto complessivo

-

(9.019)

(5.681)

(113)

107.885

93.072

1.655

94.728

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

29

-

-

-

2.678

-

2.678

-

2.678

Distribuzione dividendi

29-30

-

-

-

(112.153)

-

(112.153)

(1.584)

(113.737)

Acquisizioni di società con terzi

-

-

-

-

-

-

-

Altre variazioni

-

-

-

(536)

-

(536)

-

(536)

Risultato netto di periodo

29-30

-

-

-

-

172.897

172.897

1.553

174.451

Altre componenti del risultato complessivo

29

-

(266.354)

4.237

137

-

(261.980)

-

(261.980)

Risultato netto complessivo

-

(266.354)

4.237

137

172.897

(89.083)

1.553

(87.530)

SALDO AL 31/12/2021

29

15.032

(197.831)

4.608

1.564.275

172.897

1.558.983

9.639

1.568.622

(1)Le note di commento alle singole voci sono parte integrante del presente Bilancio Consolidato.

197

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).

Il Bilancio Consolidato 2021 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, idroelettrica e termoelettrica cogenerativa ad alto rendimento principalmente in Italia, Francia e Germania.

La pubblicazione del presente Bilancio Consolidato è stata autorizzata dal Consiglio di Amministrazione in data 14 marzo 2022\. 

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 39 – Informativa sui rischi finanziari.

Ai fini di una maggiore chiarezza espositiva si è ritenuto preferibile indicare tutti gli importi arrotondati alle migliaia di Euro; di conseguenza, in alcuni prospetti, gli importi totali possono leggermente discostarsi dalla somma degli importi che li compongono.

Il presente Bilancio è sottoposto a revisione contabile da parte della società KPMG S.p.A. in base all’incarico di revisione legale per gli esercizi 2018 – 2026 conferito ai sensi del Decreto Legislativo 39/2010 dall’Assemblea degli azionisti del 23 aprile 2018. 

I principi contabili 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 47 – 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 48 – 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. 

198

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 natura le stime e le assunzioni utilizzate possono variare di periodo in periodo e, pertanto, non è da escludersi che nei periodi successivi gli attuali valori di Bilancio potranno differire a seguito del mutamento delle valutazioni soggettive utilizzate.

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 (Nota 22 - Impairment test) riguardano, nello specifico:

•l’individuazione dei prezzi attesi di energia e gas, 

•la valutazione delle disponibilità delle risorse rinnovabili, l’evoluzione del quadro regolatorio, 

•l’individuazione di variabili macroeconomiche quali inflazione e tassi di sconto,

•la definizione del fair market value dell’impianto CCGT di ERG Power S.r.l al netto della stima dei costi di vendita.

Determinazione del valore ammortizzabile delle concessioni di grande derivazione idroelettrica

Il periodo di ammortamento degli impianti idroelettrici è attualmente commisurato alla vita economico tecnica del singolo bene. A partire dal precedente esercizio il Gruppo, a seguito della rivalutazione D.L. 104/2020 effettuata nel Bilancio 2020 ed in considerazione dei pareri tecnici ricevuti, ha esteso la vita utile del residuo maggior valore iscritto nel bilancio consolidato in sede di Purchase Price Allocation, sostanzialmente in linea con quanto utilizzato da ERG Hydro S.r.l. (ora Enel Hydro Appennino Centrale S.r.l) nella redazione del proprio bilancio d’esercizio: e quindi facendo riferimento alla vita economico-tecnica dei singoli beni. Si segnala che il 3 gennaio 2022 si è finalizzata la cessione degli assets idroelettrici ad Enel Produzione S.p.A, per maggiori dettagli si rimanda alla Sezione VII Attività e Passività destinate ad essere cedute.

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).

I beni gratuitamente devolvibili sono ammortizzati nel periodo minore tra la vita stimata del cespite e la durata della concessione. 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 43 – 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 26 – Fondo Business Dismessi).

Stima dei ricavi afferenti al business termoelettrico

La stima è relativa alla determinazione del fair value dei titoli di efficienza energetica (Nota 1 - Ricavi); la valorizzazione degli stessi è effettuata sulla base del prezzo stabilito nel contratto bilaterale di vendita dei TEE ovvero nelle sessioni di negoziazione della piattaforma GME, tenuto conto che i certificati sono resi disponibili sul conto operatore, entro l’esercizio successivo a quello di riferimento. In caso di mancata vendita nell’anno il valore è stimato sulla base delle più recenti negoziazioni registrate sulla piattaforma del GME e del valore massimo che normalmente i distributori sono disposti a pagare per l'acquisto di TEE dal GSE come alternativa all'acquisto sul mercato.

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 7 – 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.

Determinazione del tasso di attualizzazione delle passività finanziarie e valutazione delle opzioni di rinnovo

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 19 – Attività per diritti di utilizzo.

199

Emergenza Covid-19 

Nel corso del 2021 è proseguita l’emergenza di sanità pubblica di rilevanza internazionale COVID-19; in tale contesto ERG ha continuato a mettere in atto tutti i provvedimenti necessari a garantire da un lato la salute dei propri dipendenti e dall’altro la continuità operativa dei propri assets in condizioni di sicurezza.

La principale misura organizzativa assunta, come raccomandato anche dalle Autorità competenti, è stato il lavoro agile (smart working), esteso a tutte le sedi del Gruppo in Italia e all’estero, con oltre il 70% della popolazione aziendale coinvolta (100% del personale con funzioni “impiegatizie”), con la sola esclusione del personale dedicato all’esercizio e alla manutenzione degli impianti a salvaguardia della continuità operativa e gestionale in sicurezza degli asset aziendali. 

Nel corso del 2021 la prestazione lavorativa si è svolta in una prima fase in modalità Smart Working cinque giorni su cinque; successivamente, a partire dal mese di luglio tale modalità è stata confermata per due giorni lavorativi alla settimana. Tale possibilità, come in precedenza, è estesa ai dipendenti di tutte le sedi italiane del Gruppo laddove questa modalità di lavoro sia compatibile con l’effettivo svolgimento delle mansioni assegnate e assicuri la massima attenzione nel garantire la piena continuità delle attività aziendali.

ERG continua a gestire in maniera molto attenta il personale impegnato nei siti produttivi, mediante l’adozione delle opportune misure di sicurezza “Organizzative” (atte a garantire il distanziamento sociale e la rimodulazione delle attività operative e logistiche) e di “Prevenzione e Protezione” (formazione e informazione, dispositivi di protezione individuale, misure di igiene personale e pulizia/sanificazione degli ambienti di lavoro), nel rispetto del Protocollo anti-Covid negli ambienti di lavoro, delle indicazioni delle Autorità Competenti e di concerto con le Organizzazioni Sindacali. I documenti Aziendali che regolamentano le azioni intraprese sono stati messi a disposizione di tutto il personale in un’apposita sezione della intranet aziendale e sono oggetto di periodico aggiornamento.

Nel più ampio quadro della campagna nazionale di vaccinazioni in atto e con l’intento di contribuirvi in maniera proattiva, ERG ha effettuato una campagna informativa sui vaccini, con l’obiettivo di favorire l’adesione delle persone in maniera consapevole. L’iniziativa è stata affidata ai Responsabili interni dei Servizi di Prevenzione e Protezione ed ai medici aziendali delle varie sedi.

Dall’inizio della pandemia non ci sono state e non sono state pianificate riduzioni del personale. La società non ha peraltro fatto ricorso all’utilizzo di ammortizzatori sociali né alla riduzione forzata dell’orario di lavoro. Vi sono stati invece 50 nuovi ingressi nel Gruppo nel corso del 2020 ed ulteriori 74 ingressi nel corso del 2021 al fine di supportare il percorso di crescita della società. Le attività di engagement e partnership con i territori in cui ERG è presente sono continuate anche destinando apposite risorse finanziarie da parte delle società del Gruppo e dai dipendenti stessi per far fronte alle esigenze più urgenti delle strutture sanitarie.

A partire dal 15 ottobre così come previsto dal decreto-legge n. 127 del 21 settembre 2021 per accedere ai luoghi di lavoro è obbligatorio essere in possesso ed esibire, su richiesta, la Certificazione verde COVID-19 (Green pass), fatta eccezione per coloro che sono esentati dalla campagna vaccinale sulla base di idonea certificazione medica. La modalità operativa individuata per l’organizzazione delle verifiche sul possesso del Green pass è a campione; per ogni sede sono state definite le specifiche modalità operative in considerazione della variabilità delle attività svolte e del numero di persone presenti; per i suddetti controlli viene anche utilizzato il portale INPS, che consente la verifica automatizzata del possesso delle certificazioni verdi COVID-19 per l’accesso ai luoghi di lavoro. 

Con riferimento a quanto indicato dall’European Securities and Markets Authority (ESMA) in data 29 ottobre 2021 (European common enforcement priorities for 2021 annual financial reports) e nelle precedenti comunicazioni,  e dalla CONSOB, di cui ai “Richiami di attenzione” n. 6/20 del 9 aprile 2020 e n. 8/20 del 16 luglio 2020 e n. 1/21 del 16 febbraio 2021, il management del Gruppo ha posto in essere un costante monitoraggio degli impatti effettivi e potenziali dell’emergenza Covid-19 sulle attività di business, sulla situazione finanziaria e sulle performance economiche del Gruppo. 

In particolare sono oggetto di attenzione l’evoluzione dello scenario macroeconomico e di quello elettrico, in termini di andamento della domanda e dei prezzi dell’energia elettrica e del gas anche ai fini della valutazione della recuperabilità dei valori iscritti delle attività non correnti, e la valutazione specifica del rischio credito e del rischio liquidità, come meglio descritto nei paragrafi successivi e nella Relazione sulla Gestione.

•Nel periodo il Gruppo ERG ha effettuato un aggiornamento delle “expected losses” sui crediti commerciali verso clienti e sui crediti finanziari verso banche (liquidità di Gruppo) a seguito dell’evoluzione degli scenari industriali post Covid-19. Gli impatti per il Gruppo non sono significativi; non si segnalano impatti sui crediti commerciali. 

•Relativamente al principio contabile IFRS 16 si segnala che il Gruppo ERG non ha risentito degli effetti  della pandemia sulla gestione dei parchi eolici e pertanto l'emendamento dello IASB “Covid-19-Related Rent Concessions – Amendment to IFRS 16” non ha avuto effetti sul Gruppo e pertanto non è stata ritenuta necessaria la sua eventuale applicazione.

Come commentato in precedenza per quanto riguarda il rischio credito, il Gruppo ERG attua da sempre una strategia di mitigazione di tale rischio che prevede, in linea con la Risk Policy, un portafoglio focalizzato principalmente verso grandi clienti Industriali sia in ambito nazionale che internazionale a cui viene riconosciuta una elevata solidità ed affidabilità; pertanto anche in questo momento storico, il rischio credito verso tali controparti rimane contenuto. Nel periodo, pertanto, non si è dovuto procedere alla svalutazione di crediti in relazione agli impatti dell’emergenza sanitaria.

200

Per quanto riguarda invece il rischio liquidità, monitorato costantemente dal top management nell’ambito del Comitato Rischi, ERG attua una strategia di mitigazione in linea con la Risk Policy che consentirà al Gruppo di essere solvibile sia in condizioni di normale operatività che in condizioni di crisi, attraverso un’accurata pianificazione e monitoraggio della propria struttura finanziaria. Tale strategia è volta da un lato a garantire il mantenimento di un adeguato livello di liquidità, attraverso la sistematica generazione di cassa da parte delle proprie attività di business, e dall’altro a ottimizzare il costo del funding, attraverso il mantenimento di un equilibrio in termini di durata e composizione del debito. Anche nell’attuale contesto di riferimento, post Covid-19, il rischio liquidità rimane limitato e non si segnalano significativi impatti sull’esercizio 2022\. 

Si segnalano di seguito delle novità normative fiscali, riguardanti il contributo a fondo perduto, erogato direttamente dall’Agenzia delle entrate e destinato ai soggetti colpiti dall’emergenza epidemiologica COVID-19 (rilevante ai fini del limite previsto dal Temporary Framework):

• D.L. n. 41/2021 c.d. «Decreto Sostegni» (convertito nella L. n. 69/2021, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale n. 120 del 21 maggio 2021);

•D.L. n. 73/2021 c.d. «Decreto Sostegni Bis» (convertito nella L. n. 106/2021, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale n. 176 del 24 luglio 2021).

Il beneficio totale per il Gruppo al 31 dicembre 2021 ammonta a 0,8 milioni di Euro contabilizzati nella voce Altri proventi.

Si conferma la continuità operativa di tutti gli asset di produzione sia in Italia che all’estero, attraverso un approccio strutturato di Business Continuity Management e la definizione ed applicazione dei piani di approvvigionamento che prevedono la copertura delle forniture almeno fino a tutto il 2022, con identificazione di fornitori di backup per tutti i Main Component e per i servizi principali. La presenza di proprio personale in campo per svolgere attività di Operation&Maintenance e di propri magazzini vicini agli impianti produttivi si conferma essere una strategia vincente per garantire la business continuity, minimizzando la dipendenza da fornitori esterni.

Nel corso del 2021 non vi sono state, quindi, interruzioni dell’attività aziendale in conseguenza delle già commentate tematiche sanitarie, sia in Italia che all’estero.

In considerazione di quanto sopra non si segnalano, pertanto, criticità o punti di attenzione, derivanti dall’emergenza COVID 19, in merito alla continuità aziendale del Gruppo.

201

Principi e variazione area di Consolidamento 

Definizione e criteri di rilevazione e misurazione

Criteri e Metodi di consolidamento

Le società controllate vengono consolidate integralmente se e solo se il Gruppo dispone di:

· 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 49 \- 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 49- Elenco delle società del Gruppo e operazioni di periodo e nella Nota 30 \- 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:

Per quanto riguarda la definizione e criteri di rilevazione e misurazione delle attività e passività destinate ad essere cedute secondo quanto previsto dall’IFRS 5 si rimanda alla Nota 44 - Attività e Passività destinate ad essere cedute ed alla Nota 45 - Risultato netto attività destinate ad essere cedute.

Di seguito vengono riepilogate, suddivise per business, le variazioni del perimetro di consolidamento, intervenute nell’esercizio 2021:

WIND

•in data 10 maggio 2021 ERG, tramite la propria holding svedese, ha perfezionato l’acquisizione dal Gruppo BayWa r.e. attivo nello sviluppo, costruzione e gestione di impianti di energia da fonti rinnovabili, dei permessi per la costruzione di un parco eolico della potenza di 62 MW situato nel Sud della Svezia.

WIND/SOLAR

•in data 24 giugno 2021, ERG tramite la propria controllata ERG Eolienne France, ha perfezionato l’accordo con FPCI Capenergie 3, il fondo gestito dal private equity investor parigino Omnes Capital, per l’acquisizione del 100% del capitale di Omniwatt, società di diritto francese titolare di un portafoglio composto da cinque parchi eolici per un totale di 58 MW e due parchi fotovoltaici per un totale di 22 MW.

•in data 1 ottobre 2021 ERG, tramite le proprie controllate ERG Eolienne France SAS ed ERG Windpark Beteiligungs GmbH, ha sottoscritto con NAEV Austria Beteiligungs GmbH e NAEV Austria GmbH & Co. OG due accordi per l’acquisizione del 100% del capitale di 15 società proprietarie di un portafoglio rinnovabile in operation di 152,4 MW in Francia ed in Germania. Il portafoglio impianti è composto da sette parchi fotovoltaici e tre parchi eolici in Francia, per un totale di potenza installata rispettivamente di 56,7 e 40,6 MW, e da cinque parchi eolici in Germania, per un totale di 55,1 MW.

•in data 28 ottobre 2021 ERG, tramite la propria controllata ERG Eolienne France SAS, ha perfezionato l’accordo con NAEV Austria Beteiligungs GmbH, per l’acquisizione del 100% del capitale delle società francesi proprietarie di un portafoglio rinnovabile in operation composto da sette parchi fotovoltaici e tre parchi eolici in Francia, per un totale di potenza installata rispettivamente di 56,7 e 40,6 MW. 

202

Nella seguente tabella sono riepilogati gli impatti legati al consolidamento integrale delle società acquisite nell’esercizio 2021:

(1)n. 10 società di diritto francese da FPCI Capenergie 3 – business combination Joran.

(2)n. 1 società svedese da BayWa – acquisizione di asset Erik.

(3)n. 15 società di cui 10 di diritto francese e 5 di diritto tedesco da NAEV Austria Beteilungus GmbH e NAEV Austria GmbH & Co. OG– business combination Ventoux.

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 46 – Business Combination e acquisizione di asset nella sezione VIII. Altre Note.

203

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 il capitale circolante operativo oltre che altre attività e passività.

Si ricorda che i dati patrimoniali ed economici 2021 ed economici 2020 sono stati esposti secondo quanto previsto dall’IFRS 5 con riferimento alla cessione degli asset idroelettrici avvenuta in data 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

I settori operativi individuati ai sensi dell’IFRS 8 coincidono con le tre diverse tecnologie utilizzate per la generazione di energia, di seguito elencate:

•Eolico

•Solare

•Termoelettrico

A seguito della cessione degli assets idroelettrici ad Enel Produzione S.p.A avvenuto in data 3 gennaio 2022, i dati relativi al settore idroelettrico sono stati riclassificati come “Attività destinate ad essere cedute”. Per maggiori dettagli si rimanda alla Nota 45 - Risultato netto attività destinate ad essere cedute.

L’analisi dei risultati economici operativi dei settori Eolico e Solare è ulteriormente monitorata, per alcuni indicatori, con riferimento al paese (country) 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 settore dei risultati indicati negli schemi di Bilancio.

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) e con l’inclusione delle 

attività discontinue che hanno dato pieno contributo economico nel 2021: 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 47 -Poste non ricorrenti

Margine operativo lordo e Risultato operativo netto

Il Margine operativo lordo ed il Risultato operativo netto sono determinati dalle attività operative del Gruppo che generano ricavi continuativi e dagli altri proventi e costi correlati alle attività operative. Dal Margine operativo lordo sono esclusi i proventi e gli oneri finanziari netti, i proventi e oneri da partecipazioni, le imposte sul reddito, gli ammortamenti ripristini e svalutazioni di valore di: 

•autorizzazioni e concessioni; 

•altre attività immateriali; 

•immobili, impianti e macchinari;

•attività per diritti di utilizzo.

Il Risultato operativo netto è pari al valore del Margine operativo lordo al netto degli ammortamenti ripristini e svalutazioni di valore di autorizzazioni e concessioni, altre attività immateriali, immobili, impianti e macchinari e attività per diritti di utilizzo.

Informativa per settori

204

Informativa per area geografica

Ricavi e marginalità operativa

Nota -1Ricavi 

Definizione 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 a clienti finali; 

•Vendita di energia elettrica, vapore ed altre utilities agli operatori del sito di Priolo;

•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 titoli di efficienza energetica, per certificati verdi (società estere) e garanzie d’origine.

Per quanto riguarda la vendita di commodities i contratti stipulati con i clienti sono generalmente a breve termine (entro un anno) e possono avere profili di prezzo a mercato (spot), fissi o con formule di prezzo solo parzialmente correlate ai prezzi spot o forward. Tali promesse di vendita di energia, anche se a termine (se in rispetto dei criteri previsti dall’own-use exemption) rientrano nell'ambito di un accordo/contratto di vendita di energia e rappresentano una promessa di trasferire una serie di distinti beni che sono sostanzialmente uguali, e che seguono lo stesso modello di trasferimento al cliente. Come unità di misura per calcolare l’avanzamento, è utilizzato il metodo degli output.

I ricavi sono rilevati sulla base di valutazioni dirette del valore che hanno per il cliente i beni o servizi trasferiti fino alla data considerata rispetto ai beni o servizi promessi nel contratto che rimangono da trasferire. Come espediente pratico, la società avendo il diritto ad un corrispettivo pagato dal cliente il cui importo corrisponde direttamente al valore che hanno per il cliente le 

prestazioni completate fino alla data considerata (le commodities sono generalmente fatturate o ad un importo fisso o a prezzo di mercato per ogni quarto d’ora/ora di fornitura), i ricavi sono rilevati per l'importo che essa ha il diritto di fatturare.

I Power Purchase Agreements (PPA) sono caratterizzati da una durata pluriennale e da un prezzo definito e hanno come obiettivo quello di garantire una struttura di ricavo caratterizzata da un livello di rischio medio/basso e di assicurare un ritorno stabile sugli investimenti sostenuti per la realizzazione del suddetto piano di crescita.

Il 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 e Gas. Per maggiori dettagli si rimanda alla Nota 39– 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 

205

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. 

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) o in Cogenerazione (ERG Power S.r.l.) 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 o in Cogenerazione (Certificati bianchi o “TEE” – titoli di efficienza energetica). 

I Certificati verdi sono assegnati sostanzialmente per ogni MWh di elettricità prodotta ed i Certificati bianchi per ogni TEP (Tonnellata Equivalente di Petrolio) di risparmio conseguito grazie alla realizzazione dell'intervento di efficienza energetica negli impianti di produzione elettrica Cogenerativi (ERG Power S.r.l). 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;

•I costi per l’acquisto delle materie prime (gas) sono i principali costi sostenuti per l’adempimento dei contratti e non vi sono altri costi sostenuti per l'adempimento del contratto con il cliente rientranti nell'ambito di applicazione di un altro Principio IFRS-EU;

•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.

(1) I ricavi per Energia al mercato includono la quota parte per rivendita di energia elettrica acquistata dal mercato pari a circa 173 milioni di Euro. 

(1) I ricavi per Energia al mercato includono la quota parte per rivendita di energia elettrica acquistata dal mercato pari a circa 50 milioni di Euro. 

Per maggiori dettagli sull’andamento dei prezzi e delle quantità vendute si rimanda a quanto commentato nella Relazione sulla gestione.

Si precisa che un singolo cliente ha ricavi superiori al 10% dei ricavi complessivi del Gruppo.

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Nei ricavi di vendita energia al mercato è incluso l’impatto netto negativo pari a 271 milioni di Euro (35 milioni di Euro positivo nel 2020) degli strumenti derivati di copertura su commodities. Si rimanda alla Nota 39 – Informativa sui rischi finanziari per ulteriori dettagli.

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”.

Durante l’anno 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.

In questo contesto si riporta di seguito una sintesi dei principali PPA stipulati nel corso del 2021:

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Nota -2Altri proventi

Gli altri proventi comprendono, principalmente, i rimborsi assicurativi, gli indennizzi e i recuperi di spese, i riaddebiti minori verso terzi e i contributi in conto esercizio.

La voce Altri proventi nell’esercizio è composta principalmente da indennizzi assicurativi, recuperi spese e contributi in conto esercizio.

La variazione rispetto al 2020 riflette principalmente l’incasso avvenuto nel 2020 di un indennizzo assicurativo (4,7 milioni di Euro) a titolo di indennizzo di incidentalità verificatesi in anni pregressi in relazione all’impianto CCGT a Priolo Gargallo, la chiusura di alcune partite pregresse afferenti il business termoelettrico avvenuti nel 2020 e il mancato rinnovo nel 2021 di un contratto per rivendita capacità di energia elettrica con un cliente del Gruppo.

Nota -3Costi per acquisto commodities 

Definizione e criteri di rilevazione e misurazione

Un contratto di acquisto di un elemento non finanziario è classificato come “normale contratto di compravendita” se è stato sottoscritto:

\- ai fini della consegna fisica;

\- per le normali esigenze di utilizzo e compravendita del Gruppo.

Il Gruppo analizza tutti i contratti di acquisto di attività non finanziarie, con particolare attenzione agli acquisti 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”.

In relazione agli obblighi normativi derivanti dalle emissioni di CO2, il Gruppo si approvvigiona principalmente di quote di emissione per 

fare fronte al proprio fabbisogno nell’esercizio (cd. own-use). Ai fini della rilevazione contabile degli oneri derivanti da tali obblighi normativi, il Gruppo applica il cosiddetto “net liability approach”. I certificati acquistati sono contabilizzati al costo specifico per competenza. Nel caso in cui i certificati acquistati, al netto di quelli eventualmente assegnati gratuitamente, eccedano quelli necessari a far fronte agli obblighi normativi, tale eccedenza viene iscritta tra le Rimanenze.  I Costi per acquisto commodities includono anche i proventi e gli oneri derivanti dalla riclassifica della riserva di cash flow hedge relativa agli strumenti derivati con obiettivi di copertura acquisti Power e Gas. 

Si segnala che nei costi per acquisti è incluso l’impatto netto positivo pari a 167 milioni di Euro (43 milioni di Euro negativo nel 2020) degli strumenti derivati di copertura su commodities. Si rimanda alla Nota 39 – Informativa sui rischi finanziari per ulteriori dettagli.

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Nota -4Altri costi per acquisti 

La voce pari a 13.298 migliaia di Euro (13.527 migliaia di Euro nel 2020) comprende 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 termoelettrici ed eolici.

Nota -5Costi per servizi ed altri costi operativi – Perdite per riduzione di valore dei crediti

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.

I maggiori accantonamenti per rischi ed oneri nel 2021 si riferiscono principalmente a contenziosi con enti locali ed a rischi su potenziali maggiori oneri contrattuali. 

La voce svalutazione dei crediti si riferisce a crediti di dubbia esigibilità in capo ad alcune società controllate dell’est Europa.

Le imposte e tasse riguardano principalmente le imposte municipali sull’impianto CCGT di ERG Power e sui parchi eolici, l’IVA indetraibile per attività finanziaria di ERG S.p.A. e altre imposte e tasse di importo minore. 

I costi per servizi sono così composti:

•le manutenzioni e riparazioni comprendono principalmente le spese di manutenzione ordinaria degli impianti di produzione di energia elettrica;

•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 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 6 – Costo del lavoro. Si precisa che la voce comprende, inoltre, l’Indennità di Cessazione Carica in conseguenza dell’avvicendamento dell’Amministratore Delegato avvenuto in data 26 aprile 2021.

•I costi commerciali, di distribuzione e trasporto si riferiscono ad oneri accessori alla distribuzione di energia elettrica. Il decremento rispetto al 2020 è relativo alla conclusione di alcuni contratti con i clienti finali.

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Nota -6Costo del lavoro

Al 31 dicembre 2021 l’organico complessivo dei dipendenti62 risulta pari a 808 unità (784 nel 2020). 

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 48 - Parti Correlate.

Gli altri costi includono le indennità supplementari di fine rapporto.

Operazioni con pagamento basato su azioni

Si segnala che, in accordo con quanto disposto dall’IFRS 2 – Operazioni con pagamento basato su azioni, a seguito dell’attuazione del Piano di incentivazione di lungo termine 2021-2023, si è provveduto al rilevamento, della quota del costo di competenza del primo semestre 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.

62 il numero dei dipendenti indicato include i dipendenti della società ERG Hydro S.r.l (103 dipendenti al 31 dicembre 2021, 79 dipendenti valore medio nel 2021).

210

Circolante e altre attività e passività

Nota -7Crediti commerciali

Definizione 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.

La voce include principalmente i crediti per cessione di energia elettrica nei confronti di terzi, vendita di utilities verso soggetti operanti presso il sito di Priolo e certificati ambientali (tariffa incentivante, certificati verdi e certificati bianchi).

La variazione del periodo è principalmente imputabile al miglioramento dello scenario prezzi dell’energia elettrica e delle commodities oltre che alle maggiori produzioni dell’eolico Italia

Per informazioni relative ai crediti verso imprese del Gruppo non consolidate integralmente si rimanda alla Nota 48 – Parti correlate.

Di seguito si riporta la movimentazione del fondo svalutazione crediti:

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.

Gli incrementi si riferiscono all’accantonamento effettuato su alcuni crediti di dubbia esigibilità in capo ad alcune società controllate dell’est Europa.

I decrementi si riferiscono alla riclassifica ad “Attività destinate ad essere cedute” del fondo svalutazione crediti della società ERG Hydro S.r.l. (ora Enel Hydro Appennino Centrale S.r.l).

Segue l’analisi dei crediti commerciali in essere a fine esercizio.

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Lo scadenziario dei crediti è presentato già al netto del relativo fondo svalutazione crediti. 

Nota -8Rimanenze 

Definizione e criteri di rilevazione e misurazione

Parti di Ricambio

Le rimanenze sono iscritte al minore tra il costo determinato con il metodo del costo medio ponderato e il valore di mercato (costo di sostituzione). Il costo comprende i materiali diretti e, dove applicabili, i costi diretti del lavoro e le spese generali che sono state sostenute per portare le rimanenze a loro posizione e condizioni attuali. 

Il costo viene calcolato utilizzando il metodo del costo medio ponderato. Per il valore netto di realizzo si prende a riferimento generalmente il costo di sostituzione o dove disponibile il valore netto di realizzazione dei beni. 

Quote acquisti differiti CO2

Le quote di CO2 fanno riferimento all’onere generato dal fabbisogno del CCGT, l’eccedenza di CO2 acquistata per coperture anni futuri è valorizzata solo nel caso in cui avvenga il passaggio di proprietà.

Le quote di CO2 detenute per own-use (“Portafoglio Industriale”) eccedenti il fabbisogno, determinato in relazione alle obbligazioni maturate a fine esercizio (“surplus”), sono iscritte tra le Rimanenze al costo sostenuto.

La variazione del periodo è riconducibile principalmente all’utilizzo delle quote di competenza del 2021 ed in generale ai minori volumi acquistati.

Nota -9Debiti 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 acquisto utilities (gas ed energia elettrica) e per investimenti. 

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.

L’aumento del periodo è principalmente imputabile all’aumento del prezzo di acquisto delle commodities e ad investimenti inerenti alle attività di sviluppo e costruzione di nuovi parchi eolici nel Regno Unito, Polonia, Svezia e Francia.

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Nota -10Altri crediti e attività’ correnti 

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 42- 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. 

I crediti diversi si riferiscono per circa 46 milioni di Euro a crediti del Gruppo maturati nell’ambito del consolidato fiscale verso ERG Hydro S.r.l (ora Enel Hydro Appennino Centrale S.r.l) e che a seguito della cessione ad Enel Produzione S.p.A in data 3 gennaio 2022, sono stati riclassificati ad “Attività destinate ad essere cedute” non risultando più oggetto di elisione infragruppo, come indicato nella Nota 44 - Attività e Passività destinate ad essere cedute.

Nota -11Altre attività’ non correnti 

Le altre attività non correnti pari a 54.488 migliaia di Euro (49.495 migliaia di Euro al 31 dicembre 2020) sono relative principalmente:

•alla quota ancora da incassare (22 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 13 – 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 27 - Altri fondi;

•a oneri fiscali differiti relativi ad anni successivi (7 milioni di Euro), relativi principalmente all’ imposta sostitutiva sull’affrancamento avviamento della società Andromeda PV S.r.l.;

•a depositi cauzionali verso GME per 7 milioni di Euro.

Nota -12 Altre passività’ correnti 

Nota -13 Altre Passività non correnti

La variazione si riferisce principalmente al pagamento dei debiti verso amministratori a medio lungo termine avvenuto nel periodo in conseguenza dell’avvicendamento dell’Amministratore Delegato avvenuto in data 26 aprile 2021.

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Nota -14 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 seguito 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

>50 dipendenti

Piano a benefici definiti

Trattamento di fine rapporto maturato fino al 31 dicembre 2006**

<50 dipendenti

Piano a benefici definiti

>50 dipendenti

Piano a contribuzione definita

Trattamento di fine rapporto maturato dal 1 gennaio 2007**

<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

Di seguito sono illustrate le principali ipotesi utilizzate per determinare il valore attuale della passività:

La seguente tabella mostra l’impatto sulla passività a seguito di una variazione del +/-0,5% del tasso di attualizzazione:

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III. ATTIVITA’ DI INVESTIMENTO

Nota -15Autorizzazioni e concessioni 

Definizione e criteri di rilevazione e misurazione

Le Autorizzazioni e Concessioni comprendono concessioni, autorizzazioni e diritti di gestione di parchi eolici solari e centrali idroelettriche, 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 22 - Impairment Test.

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 autorizzazioni e concessioni della società ERG Hydro S.r.l. (ora Enel Hydro Appennino Centrale S.r.l) come indicato nella Nota 44 - Attività e Passività destinate ad essere cedute. Si precisa che l’importo riclassificato si riferisce al saldo finale.

La variazione dell’area di consolidamento si riferisce alle business combination Joran e Ventoux oltre che all’acquisizione del progetto Ready to Build in Svezia avvenute nel corso del 2021. Per maggiori dettagli si rimanda alla Nota 46 – Business Combination e Acquisizione di Asset.

215

Nota -16Altre 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 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 della società ERG Hydro S.r.l. (ora Enel Hydro Appennino Centrale S.r.l) come indicato nella Nota 44 - Attività e Passività destinate ad essere cedute. Si precisa che l’importo riclassificato si riferisce al saldo finale.

Le attività in corso di fine periodo fanno riferimento ad investimenti in software principalmente in ERG S.p.A ed ERG Power Generation.

Nota -17Avviamento 

Definizione e criteri di rilevazione e misurazione

L’avviamento acquisito in una aggregazione aziendale non è ammortizzato, ma è sottoposto annualmente, o più frequentemente se specifici eventi o modificate circostanze indicano la possibilità di avere subito una perdita di valore (cd. 

trigger events), a test di impairment secondo le modalità previste dallo IAS 36 – riduzione di valore delle attività. 

Per maggiori informazioni si rimanda a quanto commentato alla Nota 22 - Impairment Test.

Si riporta nella tabella di cui sotto la movimentazione della voce “Avviamento” nel periodo:

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Nota -18 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.

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 applicate sono le seguenti:

.

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 Hydro S.r.l. (ora Enel Hydro Appennino Centrale S.r.l) come indicato nella Nota 44 - Attività e Passività destinate ad essere cedute. Si precisa che l’importo riclassificato si riferisce al saldo finale.

La variazione dell’area di consolidamento si riferisce principalmente alle già commentate operazioni di aggregazione aziendale avvenute nel periodo, relative a parchi eolici e fotovoltaici in Francia e Germania e ad un progetto Ready to Build in Svezia.

Per un’analisi più dettagliata si rimanda a quanto commentato nella Nota 46 – 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.

La voce Riclassifiche include riclassifiche tra classi di cespiti differenti, relativamente allo sviluppo di parchi eolici in costruzione nel Regno Unito ed i Francia.

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 di cinque progetti di Repowering; l’importo corrisponde al valore netto residuo degli impianti alla data attualmente prevista di spegnimento degli impianti; oltre che la svalutazione dell’impianto CCGT di ERG Power S.r.l. (circa 3 milioni di Euro) a seguito delle procedure di Impairment Test.

La voce Altre variazioni si riferisce principalmente per circa 6 milioni di Euro alla capitalizzazione di interessi relativi ai parchi in costruzione nel Regno Unito, Polonia e Svezia, oltre che alla variazione dell’effetto dei cambi avvenuta nel periodo per circa 5 milioni di Euro.

217

Per quanto riguarda l’esistenza di vincoli sugli assets detenuti dal Gruppo si rimanda a quanto commentato nella Nota 39 – Informativa sui rischi finanziari.

Nota -19Attività’ per diritti di utilizzo 

Definizione e criteri di rilevazione e misurazione

Leasing

I leasing del Gruppo, nella definizione dell’IFRS 16, sono relativi a terreni, magazzini, immobili, attrezzature, sottostazioni e flotta veicoli. I beni in leasing sono rilevati nel Bilancio con l’iscrizione di un’attività che rappresenta il diritto di utilizzo del bene sottostante e una passività che riflette l’obbligazione per il pagamento dei canoni di locazione.

Le passività finanziarie sono attualizzate utilizzando il tasso di interesse implicito del leasing. Laddove non è possibile determinare tale tasso con facilità, il Gruppo utilizza il tasso di finanziamento marginale (determinato come la somma tra credit spread del Gruppo e la curva forward basata sui tassi swap area Euro). 

Principali assunzioni – valutazione leasing

Il gruppo effettua valutazioni soggettive nel determinare se un contratto contiene un lease. Il Gruppo ha analizzato la totalità dei contratti di lease, andando a definire per ciascuno di essi il lease term, dato del periodo “non cancellabile”. 

I leasing del Gruppo hanno una durata media di 19 anni, con l’inclusione per alcuni leasing di un’opzione di rinnovo 

esercitabile alla fine del periodo vincolante. Altri ancora prevedono ulteriori pagamenti legati alla variazione degli indici locali dei prezzi. 

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. Si ricorda che a partire dal Bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2021 a seguito di una revisione delle opzioni di rinnovo la stima della durata media residua è stata aggiornata da 16 a 19 anni. 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:

L’incremento del periodo della voce terreni e fabbricati è riconducibile, principalmente, all’iscrizione del diritto di utilizzo sui terreni dei parchi eolici e solari riferiti alle già commentate business combination Joran e Ventoux. Per maggiori dettagli sulle aggregazioni aziendali si rinvia alla Nota 46 – Business Combination e acquisizione di asset nella sezione VIII. Altre Note.

Nota -20Fondo oneri smantellamento

Definizione 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%.

La movimentazione dell’esercizio è principalmente legata alla rivalutazione finanziaria degli oneri di ripristino dei parchi eolici e solari ed in particolare al reversal dell’effetto attualizzazione. 

La variazione dell’area di consolidamento si riferisce alle già commentate business combination Joran e Ventoux.

218

Nota -21Ammortamenti e svalutazioni

Definizione e criteri di rilevazione e misurazione

Le Autorizzazioni e Concessioni sono ammortizzati in base alla loro durata residua. Le altre attività immateriali vengono ammortizzate in un periodo massimo di 5 anni.

Gli Immobili, impianti e macchinari sono ammortizzati in quote costanti lungo la vita utile stimata.

Gli ammortamenti si riferiscono agli impianti eolici, all’impianto CCGT e agli impianti solari.

La variazione del periodo si riferisce principalmente al contributo apportato dagli asset eolici e solari acquisiti nell’esercizio, alle svalutazioni del valore netto residuo degli impianti effettuata a seguito dell’ottenimento dell’Autorizzazione Unica di cinque progetti di Repowering (circa 12 milioni di Euro) in Italia, parzialmente compensato dalla rivisitazione della vita utile di alcuni asset relativi agli impianti eolici ed al raggiunto termine della vita utile di alcune componenti dei parchi eolici.

La voce comprende inoltre la svalutazione dell’impianto CCGT di ERG Power S.r.l. rilevata a seguito delle procedure di Impairment Test, per un importo di circa 3 milioni di Euro.

Nel grafico seguente viene fornito il dettaglio degli ammortamenti suddivisi per Business per gli anni 2021 e 2020:

219

Nota -22Impairment 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 recuperabile determinato a livello di Gruppi di CGU, e indentificato nel valore d’uso elaborato su una stima dei flussi di cassa lungo la vita utile degli asset riconducibili ai suddetti Gruppi,

•delle Attività materiali, immateriali e attività per diritti di utilizzo, asset a vita utile definita allocati alle singole CGU, sono stati individuati, in accordo con lo IAS 36, indicatori che possano dare evidenza che un’attività possa aver subito una riduzione di valore..

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 2022.

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 tre diverse tecnologie utilizzate per la generazione di energia, di seguito elencate:

•Eolico

•Solare

•Termoelettrico

L’analisi dei risultati economici operativi dei settori Eolico e Solare è ulteriormente monitorata, per alcuni indicatori, con riferimento al paese (country) in cui il Gruppo opera.

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, alla tecnologia di generazione e, dall’altro, al mercato di riferimento attuale, identificato nel paese in cui sono collocati gli impianti, per un totale di 10 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:

oi 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 e Francia;

oper 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;

oai fini dell’attualizzazione dei flussi di cassa è stato utilizzato un tasso di sconto pari al WACC (post tax) di settore (4,32% in Italia e 3,63% Francia e 3,41% Germania). 

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.

220

I tassi di crescita adottati si basano su previsioni di crescita del settore industriale di appartenenza del Gruppo, ferma 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.

Eolico Italia

Solare

Italia

Eolico

Francia

Solare Francia

Eolico Germania

Base del valore recuperabile

Valore d'uso

Metodologia

Discounted cash flow

Terminal value

Flusso successivo al termine vita utile asset, determinato in dipendenza della durata residua stimata delle Autorizzazioni/Concessioni e della disponibilità dei terreni su cui insistono i parchi

WACC (post tax)

4,32%

4,32%

3,63%

3,63%

3,41%

In particolare, per la determinazione dei flussi di cassa sono stati presi in considerazione: 

•il Business Plan 2022-2026 esaminato dal Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A. in data 14 marzo 2022;

•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. 

La Direzione del Gruppo ha ritenuto che le assunzioni adottate per l’identificazione del valore recuperabile degli avviamenti riconducibili ai cinque 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 contabile63:

Gruppo di CGU

Headroom*

(milioni di euro)

Eolico Italia

699 

Eolico Francia

121 

Eolico Germania

45 

Solare Italia

77 

Solare Francia

3 

* 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, ed alla stima dei parametri finanziari utilizzati ai fini della determinazione del tasso di attualizzazione, quelle relative alla valutazione delle disponibilità delle risorse rinnovabili. 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;

•il tasso di attualizzazione utilizzato potrebbe subire un incremento di 1 punto percentuale.

63 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

221

Variazioni di Headroom*

-5% Ricavi

+1% Wacc

Gruppo di CGU

(milioni di euro)

Eolico Italia

-116

-182

Eolico Francia

-67

-83

Eolico Germania

-32

-33

Solare Italia

-26

-26

Solare Francia

-6

-7

* 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:

•Eolico Italia: -33,4%

•Eolico Francia: -9,0%

•Eolico Germania: -7,3%

•Solare Italia: -17,0%

•Solare Francia: -2,5%

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:

•Eolico Italia: con Wacc pari al 11,0%

•Eolico Francia: con Wacc pari al 5,1%

•Eolico Germania: con Wacc pari al 4,9%

•Solare Italia: con Wacc pari al 8,2%

•Solare Francia: con Wacc pari al 4,0%

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 2021, 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 in Italia ed all’estero, impianti solari in Italia, l’impianto termoelettrico CCGT ubicato in Sicilia);

•le attività immateriali sono rappresentate principalmente dal valore residuo dei valori64 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 business combination 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) 

eventuali cambiamenti significativi nell’uso dell’attività e (iii) l’andamento economico dell’attività rispetto a quanto preventivato.

•relativamente alle fonti esterne, invece, si considera: l’andamento dei prezzi di mercato delle attività, eventuali 

discontinuità tecnologiche, di mercato o normative e l’andamento dei tassi di interesse di mercato. Per la verifica di tali informazioni è stato inoltre individuato un indicatore sintetico (c.d. Indicatore di redditività) calcolato attualizzando la somma dei flussi di cassa operativi (EBITDA) per il periodo di osservazione residuo, determinati sulla base delle medesime modalità ed assunzioni già commentate nel paragrafo precedente per la verifica 

64 Valori relativi alle business combination degli esercizi precedenti. 

222

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 2021, a seguito dell’ottenimento delle autorizzazioni al repowering degli impianti eolici di Partinico-Monreale, Mineo-Militello e Vizzini, si è proceduto a svalutare il valore netto residuo delle relative immobilizzazioni materiali ed immateriali in considerazione della prevista rimozione dei vecchi impianti che sarà effettuata nel corso del 2022. La svalutazione ammonta a circa 22 milioni di Euro.

•Impianti Termoelettrici 

In data 9 febbraio 2022, il Gruppo ERG ha firmato, attraverso la propria controllata ERG Power Generation S.p.A., un accordo con Enel Produzione S.p.A per la cessione dell’intero capitale di ERG Power S.r.l. a cui fanno capo gli impianti della centrale cogenerativa Combined Cycle Gas Turbine (CCGT).

Il corrispettivo in termini di Enterprise Value, alla data del 31.12.2021, è pari a 188 milioni di Euro e sarà oggetto di aggiustamento prezzo al closing che includerà, tra gli altri, un meccanismo di décalage mensile coerente con i flussi di cassa attesi del business plan e la valorizzazione alla data del closing 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 Power. Il closing è previsto entro il terzo trimestre 2022.

In considerazione di quanto sopra, il management ha ritenuto di verificare la recuperabilità dei valori contabili dei net assets ascrivibili al perimetro dell’operazione confrontandoli con il Fair Market Value calcolato al 31 dicembre 2021, al netto dei costi di dismissione, in coerenza con il già commentato meccanismo prezzo. Il Fair Value risulta caratterizzato da un profilo di incertezza e per la determinazione dello stesso è richiesto un più elevato impiego di valutazioni soggettive.

Dalle verifiche sopra descritte è emersa una riduzione del valore recuperabile pari a circa 2,8 milioni di Euro. Il Gruppo ha pertanto proceduto a ridurre il valore di iscrizione degli asset per pari importo.

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.

223

Nota -23Partecipazioni

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 2021 è il seguente:

*La voce comprende le società non operative e la società di diritto spagnolo in liquidazione ERG Petroleos S.A 

La variazione negativa alla voce Alienazioni e dismissioni delle imprese collegate si riferisce alla cessione di parte delle quote partecipative detenute dalla ERG Power S.r.l nella società Priolo Servizi S.C.p.A. ed alla distribuzione di riserve della stessa società avvenuta nel periodo

224

Nota -24Proventi (oneri) da partecipazioni netti

Ai sensi del principio contabile IFRS 12 vengono di seguito riportati i principali dati economico-finanziari del contributo della 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 Syndial S.p.A. (5,65%). 

Nota -25 Altre attività finanziarie non correnti

I crediti vincolati presso il Fondo di Giustizia sono relativi alle somme versate in deposito dal Gruppo in attesa di giudizio presso il Tribunale di Avellino, 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 13 – Altre passività non correnti).

La variazione del periodo si riferisce principalmente alla restituzione delle somme depositate presso il Fondo di Giustizia relativamente ai 2 progetti di ERG Wind Sicilia 2 (3.127 migliaia di Euro) ed ERG Wind Sicilia 3 (4.255 migliaia di Euro), secondo quanto disposto dalla sentenza del 3 dicembre 2020 del Tribunale di Avellino.

225

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 2021. Auspicabilmente, i ricorsi straordinari saranno decisi nel corso dell’anno 2022.

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 13 - Altre passività non correnti), non si rendono necessari ulteriori stanziamenti. 

226

IV.FONDI E PASSIVITA’ POTENZIALI

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.

Nota -26 Fondo Business Dismessi

Gli incrementi del periodo si riferiscono principalmente ad adeguamenti di natura monetaria del rischio sottostante. 

Il decremento pari a 326 migliaia di Euro del fondo business dismessi è principalmente dovuto alla definizione di alcune passività pregresse. 

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 lo stanziamento:

•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. Siamo 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 

227

ai potenziali danni relativi al periodo 1°ottobre 2002 - 1°dicembre 2008 e derivanti dalla violazione delle garanzie ambientali rilasciate da ERG, risponde quest’ultima. 

Alla responsabilità contrattuale di ERG nei confronti di Lukoil si applicano le seguenti limitazioni: (a) limite massimo superiore applicabile pari al prezzo di cessione della partecipazione in ISAB S.r.l.; (b) le garanzie ambientali hanno una durata di 10 anni e sono scadute a dicembre 2018; e (c) nel caso di incerta identificazione del periodo cui si riferisce il potenziale danno si applica un décalage che si è concluso a fine 2018. Nel contratto con Lukoil è prevista una responsabilità di ERG illimitata nel tempo per i potenziali danni legati a eventi noti al momento di stipula del contratto (Known Environmental Matters). Fino a un importo di 33,4 milioni di Euro gli oneri sono 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 sono stati notificati da ERG Power S.r.l. ed ERG Power Generation S.p.A. due 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” e (ii) il 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. 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. 

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. 

Nota -27 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.

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 si riferisce, per circa 1 milione di Euro, ad un effetto compensativo su alcune special indemnities afferenti al business solare ed a utilizzi del fondo di cui sopra.

Il fondo rischi verso controparti istituzionali è riferito ai seguenti rischi:

▪oneri legati ad interessi e rivalutazioni sui contributi Legge 488/1992 (15,6 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 25 - 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

228

La variazione del periodo si riferisce all’incremento (2,6 milioni di Euro) e al decremento pari a 1 milione di Euro a fronte di oneri legati a canoni da riconoscere ad enti locali in materia di concessioni pubbliche.

I decrementi di passività destinate ad essere cedute si riferiscono per un importo pari a circa 16 milioni di Euro alla riclassifica a “Passività destinate ad essere cedute” del fondo oneri legati a canoni da riconoscere ad enti locali in materia di concessioni pubbliche della società Erg Hydro S.r.l. (ora Enel Hydro Appennino Centrale S.r.l).

Il fondo rischi legali è relativo principalmente a fondi rischi riferiti al business eolico e solare.

L’incremento del periodo (2,6 milioni di Euro) è relativo all’accantonamento per contenziosi verso enti locali riferiti al business eolico.

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 contenziosi con enti locali afferenti il business eolico (2,5 milioni di Euro).

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 1 milione di Euro) si riferisce principalmente all’utilizzo rilevato nel periodo legato alle operazioni di Repositioning delle partecipazioni all’interno del societogramma del Gruppo.

Nota -28Passività 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.

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V.GESTIONE FINANZIARIA

Fondi propri

Nota -29 Patrimonio netto attribuibile ai soci della controllante 

Si riporta di seguito, la variazione del patrimonio netto intervenuta nel periodo:

Capitale sociale

Il capitale sociale al 31 dicembre 2021, 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 2020).

Alla data del 31 dicembre 2021 il Libro Soci della Società, relativamente agli azionisti detentori di partecipazioni rilevanti, evidenzia la seguente situazione:

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•San Quirico S.p.A. è titolare di n. 83.619.940 azioni pari al 55,628%;

•Polcevera S.r.l. è titolare di n. 10.380.060 azioni pari al 6,905%;

Alla data del 31 dicembre 2021 la San Quirico S.p.A. e la Polcevera S.r.l. risultano controllate dalle famiglie Garrone e Mondini, eredi del fondatore del Gruppo ERG, Edoardo Garrone.

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 a seguito dell’assegnazione ai relativi beneficiari del Piano di incentivazione pluriennale (Sistema LTI 2018-2020) di n. 668.000 azioni proprie ERG con data di regolamento del trasferimento il 6 maggio 2021, per un valore complessivo pari a 4.593 migliaia di Euro al prezzo medio di carico pari ad Euro 6,88.

L’Assemblea degli Azionisti di ERG S.p.A. in data 26 aprile 2021 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 21 aprile 2020 – per un periodo di 18 mesi a decorrere dal 26 aprile 2021, 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’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 21 aprile 2020 – per un periodo di 18 mesi a decorrere dal 26 aprile 2021, 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 preznzo 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 2021 (112,2 milioni di Euro) e 2020 (111,7 milioni di Euro) deliberati in occasione dell’approvazione dei Bilanci degli anni precedenti corrispondono a 0,75 Euro

In data 14 marzo 2022 il Consiglio di Amministrazione ha proposto il pagamento agli azionisti di un dividendo di 0,90 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 25 maggio 2022, previo stacco cedola a partire dal 23 maggio 2022 e record date il 24 maggio 2022. 

Proposta del Consiglio di Amministrazione del 14 marzo 2022

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 2021 che si chiude con un utile di 21.126.479,05 Euro;

•deliberare il pagamento agli Azionisti di un dividendo di 0,90 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 25 maggio 2022, previo stacco cedola a partire dal 23 maggio 2022 e record date il 24 maggio 2022.

. 

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 

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garantire l’accesso a fonti esterne di finanziamento, anche attraverso il conseguimento di un rating adeguato. In tale contesto, Il Gruppo gestisce la propria struttura di capitale ed effettua aggiustamenti alla stessa, qualora i cambiamenti delle condizioni economiche lo richiedano. Non vi sono state modifiche sostanziali agli obiettivi, alle politiche o ai processi alla data di redazione del presente documento.

Nota -30 Partecipazioni di terzi 

Le Partecipazioni di terzi si riferiscono al consolidamento con il metodo integrale delle seguenti società con partecipazioni di altri soci: 

Si segnala, inoltre, che sono stati corrisposti dividendi alle partecipazioni di minoranza per un importo pari a 1.584 migliaia di Euro.

Posizione finanziaria netta

Definizione e criteri di rilevazione e misurazione

Ai fini della definizione della posizione finanziaria netta a partire dal Bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 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 corrente (I) + (J) + (K)

M. Indebitamento finanziario netto (H) + (L)

Attività finanziarie e Passività finanziarie

Tutte le attività e passività finanziarie sono rilevate inizialmente alla data di negoziazione, cioè quando il Gruppo diventa una parte contrattuale dello strumento finanziario. Gli strumenti finanziari sono valutati inizialmente al fair value più o meno, nel caso di attività o passività finanziarie non valutate al FVTPL, i costi dell'operazione direttamente attribuibili all'acquisizione o all'emissione dello strumento finanziario. Successivamente, la loro valutazione e classificazione si basa sull’analisi dei flussi di cassa contrattuali e sul modello di business adottato dal Gruppo per la gestione di tali strumenti. Possono quindi essere valutati e classificati al:

•Costo Ammortizzato. Comprendono principalmente strumenti quali crediti di natura finanziaria e altri prestiti concessi dal Gruppo. Il costo ammortizzato viene diminuito delle perdite per riduzione di valore. Gli interessi, determinati secondo il criterio dell’interesse effettivo, gli utili e le perdite su cambi e le perdite per riduzione di valore sono rilevati 

nell’utile/(perdita) dell’esercizio così come gli eventuali utili o perdite da eliminazione contabile.

•Fair value rilevato nell’utile/perdita dell’esercizio (FVTPL) Questi strumenti sono rilevati al fair value anche successivamente alla prima rilevazione e le variazioni di fair value sono rilevate nell’utile/(perdita) dell’esercizio. Comprendono le partecipazioni e gli strumenti derivati non classificati dal Gruppo come di copertura.

•Fair value rilevato nel Prospetto di conto economico complessivo (FVOCI). Questi strumenti son rilevati al fair value anche successivamente alla prima rilevazione. Includono principalmente titoli di debito, titoli di capitale e strumenti derivati classificati dal Gruppo come di copertura. Gli interessi attivi calcolati in conformità al metodo dell’interesse effettivo, gli utili e le perdite su cambi e le perdite per riduzione di valore sono rilevati nell’utile/(perdita) dell’esercizio; gli altri utili e perdite netti sono invece rilevati nel Prospetto di conto economico complessivo. Quando l’attività finanziaria è eliminata, gli utili/(perdite) precedentemente rilevati nelle Prospetto di conto economico complessivo vengono riclassificati a conto economico.

Le 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 passività finanziarie valute al costo ammortizzato includono finanziamenti, debiti commerciali e altre passività finanziarie; quelle valutate al FVTPL comprendono strumenti finanziari derivati. Quando una passività finanziaria è eliminata, la differenza tra il valore contabile della passività finanziaria estinta e il corrispettivo versato (comprese le attività non rappresentate da disponibilità liquide trasferite o le passività assunte) è rilevata nell'utile/(perdita) dell’esercizio.

Si rimanda alla Nota 38 – Strumenti finanziari per ulteriori dettagli.

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Si riporta nella tabella seguente la riconciliazione tra la posizione finanziaria netta e l’indebitamento finanziario netto riportato in Relazione sulla Gestione.

Indebitamento indiretto e soggetto a condizioni

Secondo quanto previsto dagli Orientamenti ESMA si riporta di seguito la descrizione e la natura dell’indebitamento indiretto e soggetto a condizioni del Gruppo al 31 dicembre 2021.

L’indebitamento indiretto e soggetto a condizioni del Gruppo al 31 dicembre 2021 ammonta a circa 312 milioni di Euro, principalmente riconducibili allo sviluppo di parchi eolici nel Regno Unito, Francia, Polonia e Svezia (circa 170 milioni di Euro) e allo sviluppo di progetti di Repowering e Revamping su parchi eolici e impianti fotovoltaici in Italia per circa 141 milioni di Euro.

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Nota -31 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 860 milioni di euro al 31 dicembre 2021 (656 milioni di Euro al 31 dicembre 2020) 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 811 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 50 milioni di euro.

Per quanto riguarda la liquidità destinata si rimanda a quanto commentato nella Nota 39 – Informativa sui rischi finanziari.

Nota -32 Attivita’ finanziarie valutate al fair value

La quota non corrente pari a circa 1 milione di Euro, si riferisce alla componente positiva degli strumenti finanziari derivati di copertura dei tassi di interesse sulla società polacca EW Orneta 2 Z.O.O.

La quota corrente, pari a 154 milioni di euro al 31 dicembre 2021 (65 milioni di Euro al 31 dicembre 2020), è costituita da crediti per derivati di copertura su commodities pari a 87,4 milioni di Euro al 31 dicembre 2021 (14,2 milioni di Euro al 31 dicembre 2020) 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; oltre che dal fair value dei crediti per derivati su commodities con consegna fisica per un importo pari a 67 milioni di Euro (0 milioni di Euro al 31 dicembre 2020).

Nota -33 Attivita’ finanziarie correnti

La voce pari a 424 milioni di Euro al 31 dicembre 2021, interamente ricompresa nella posizione finanziaria netta, (20 milioni di Euro al 31 dicembre 2020) è costituita principalmente da impieghi a breve di liquidità (300 milioni di Euro) e da depositi a garanzia sull’operatività su strumenti derivati “futures” per circa 98 milioni di Euro. 

Nota -34 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 38 - Strumenti finanziari.

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*nella quota corrente dei mutui e finanziamenti è ricompreso il reversal del gain IFRS 9. 

Nel grafico a fianco si riporta l’outstanding nominale del debito a medio-lungo termine al 31 dicembre 2021, 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.

Si segnala che i rimborsi 2022 comprendono i rimborsi dei corporate loans per un importo pari a 260 milioni di Euro.

Nei grafici seguenti si riporta la composizione in percentuale dell’outstanding nominale del debito a medio-lungo termine:

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 due 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. 

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Al 31 Dicembre 2021 le fonti di Sustainable Finance, pari a 2.038 milioni di Euro su un totale di fonti finanziarie pari a 2.352 milioni di valore nominale (1.396 milioni di Euro al 31 dicembre 2020 su un totale di fonti finanziarie pari a 2.062 milioni di valore nominale) comprendono: 

•Green Bonds, per complessivi Euro 1.600 milioni (pari a Euro 1.100 milioni al 31 dicembre 2020), 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 350 milioni (pari a Euro 200 milioni al 31 dicembre 2020), 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 88 milioni, pari ad Euro 96 milioni al 31 dicembre 2020, sottoscritto per tre parchi eolici in Italia di complessivi 154MW di capacità e strutturato nel rispetto dei "Sustainability Linked Loan Principles" emessi dal 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.

Al 31 dicembre 2021 il tasso di interesse medio ponderato dei mutui, finanziamenti e project financing era del 1,15% (1,50% al 31 dicembre 2020). 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 1,38% (1,78% nel 2020).

Le obbligazioni emesse pari 1.598 milioni di Euro al 31 dicembre 2021 (1.124 al 31 dicembre 2020), includono:

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 10,8 milioni di Euro. Tali costi sono stati rilevati negli oneri finanziari del 2021 secondo il metodo del costo ammortizzato per un ammontare pari a 1,7 milioni di Euro.

Il valore contabile della passività finanziaria include circa 9 milioni di Euro di interessi maturati nel periodo.

ERG colloca il suo Terzo Green Bond per 500 milioni di Euro

ERG S.p.A. (“ERG”) ha completato il collocamento di un terzo prestito obbligazionario di importo pari ad Euro 500.000.000 della durata di 10 anni a tasso fisso, emesso nell’ambito del Programma Euro Medium Term Notes (EMTN) da Euro 3 miliardi (v. CS del 5/8/2021). L’emissione ha assunto la forma di Green Bond e si prevede di destinarne circa il 40% al rifinanziamento di progetti eolici e solari recentemente entrati a far parte del portafoglio del Gruppo ERG e il restante 60% circa al finanziamento di nuovi progetti da fonte eolica e solare nei Paesi Europei in cui ERG opera. Il prestito obbligazionario è rivolto esclusivamente a investitori istituzionali dell’Euromercato. 

ampio successo, ricevendo richieste pari ad oltre 6 volte l’ammontare delle obbligazioni offerte, da parte di investitori di primario standing e rappresentativi di numerose e differenti aree geografiche; significativa la partecipazione di investitori green e sostenibili. Le obbligazioni, che hanno un taglio unitario minimo di Euro 100.000, riconoscono una cedola lorda annua al tasso fisso dello 0,875% e sono state collocate a un prezzo di emissione pari al 99,752% del valore nominale. La data di regolamento è stata fissata per il giorno 15 settembre 2021. Da tale data le obbligazioni saranno quotate presso il mercato regolamentato della Borsa del Lussemburgo. 

I Mutui e finanziamenti, pari a 506 milioni di Euro al 31 dicembre 2021 (504 milioni al 31 dicembre 2020) si riferiscono a:

236

•due corporate loan bilaterali con Mediobanca S.p.A. (150 milioni) e UBI Banca S.p.A. (100 milioni di Euro) sottoscritti nel primo semestre 2016 per rifinanziare la parte a breve termine del corporate acquisition loan sottoscritto per l’acquisizione di ERG Hydro S.r.l ed il finanziamento del progetto relativo al parco eolico di Corni (Romania);

•due Environmental, Social e Governance senior loan (“ESG Loans”) con BNL (100 milioni di Euro) sottoscritto nel secondo semestre 2018, e con Credit Agricole (100 milioni di Euro), sottoscritto nel primo semestre 2019, con l’obiettivo di supportare l’ingente piano di investimenti del Gruppo e di rifinanziare alcune linee di credito Corporate, consentendo quindi un importante allungamento della duration del debito e migliorandone nel contempo le condizioni economiche. 

•un corporate loan con Commerzbank (60 milioni di Euro) sottoscritto nel secondo semestre 2019 nell’ambito delle attività di Liability Management.

*le scadenze indicate si riferiscono alle scadenze dei finanziamenti previste contrattualmente. I mutui e i finanziamenti sono stati rimborsati anticipatamente a gennaio 2022.

I debiti sopra rappresentati sono rilevati al netto degli oneri accessori rilevati contabilmente con il metodo del costo ammortizzato (1,2 milioni di Euro) e dell’effetto della rinegoziazione dei finanziamenti (2,8 milioni di Euro).

I Project Financing pari a 237 milioni di Euro al 31 dicembre 2021 (417 milioni al 31 dicembre 2020) si riferiscono a:

•finanziamenti per 108 milioni di Euro relativi alla società acquisita da Soles Montalto nel corso del 2019;

•finanziamenti per 129 milioni di Euro erogati per la costruzione di parchi eolici.

I debiti sopra rappresentati sono rilevati al netto degli oneri accessori rilevati contabilmente con il metodo del costo ammortizzato (3,4 milioni di Euro) e dell’effetto della rinegoziazione dei finanziamenti (3,8 milioni di Euro).

I Project financing sono garantiti dall’asset sottostante. Si rimanda alla Nota 39 – Informativa sui rischi finanziari per un commento sui relativi eventuali Covenants e negative pledge.

I Debiti verso banche pari a 1.050 milioni di Euro accolgono principalmente le posizioni a breve termine riferite a conti correnti di linee di finanziamento. Tali erogazioni sono state utilizzate per gestire l’impatto sulla liquidità della regolazione giornaliera della variazione del fair value degli strumenti di copertura futures su commodities.

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 principalmente riconducibili all’acquisizione del progetto Ready to Build Erik in Svezia per circa 9,5 milioni di Euro.

Gli Altri debiti per la quota corrente si riferiscono a componenti differite del corrispettivo di acquisizione di società operanti nel business eolico all’estero per circa 2 milioni di Euro.

237

Nota -35 Passività finanziarie per beni in leasing 

Passività finanziare sorte a seguito dell’applicazione del principio IFRS 16 pari a 129 milioni di Euro (101 milioni di Euro nel 2020) di cui 123 milioni di Euro (92 milioni di Euro nel 2020) a medio lungo termine e 6 milioni di Euro a breve termine (9 milioni di Euro nel 2020).

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 46 - Business Combination e acquisizione di Asset.

Nota -36 Passivita’ finanziarie valutate al fair value

La quota corrente pari a 171 milioni di Euro (14 milioni di Euro al 31 dicembre 2020) è costituita per un importo pari a 115 milioni di Euro (5 milioni di Euro al 31 dicembre 2020) 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; oltre che al fair value passivo riferito a contratti sull’energia con consegna fisica per 56 milioni di Euro (9 milioni di Euro al 31 dicembre 2020). 

La quota non corrente pari a 44,7 milioni di Euro (45,3 milioni al 31 dicembre 2020) è costituita da passività derivanti dalla valutazione al fair value degli strumenti derivati a copertura dei tassi di interesse per un importo pari a 10,4 milioni di Euro (42,6 milioni di euro al 31 dicembre 2020); oltre che da debiti per derivati di copertura su commodities per 34,4 milioni di Euro (2,7 milioni di Euro al 31 dicembre 2020) 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. Per maggiori dettagli sugli strumenti derivati adottati dal Gruppo si rimanda alla Nota 39 – Informativa sui rischi finanziari.

Nota -37 Proventi (oneri) finanziari netti 

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”.

238

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, avviate nel corso del 2019 e proseguite nel corso del 2020 e 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 proventi (oneri) finanziari derivati delta - fair value si riferisce alla quota inefficace della variazione di fair value degli strumenti finanziari derivati.

La voce rinegoziazione finanziamenti - 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 e 2020.

Nota -38 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”.

Gararchia 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 variazione sono riflessi a conto economico nel periodo in cui la variazione è avvenuta.

31/12/2021

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.

(*) la voce include anche 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).

239

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

\- MS Excel

\- Tassi di deposito (Euribor)

\- Refinitiv Eikon

Interest Rate Swap

Discounted Cash Flow

\- FINCAD XL

\- Tassi swap

Level 2

\- MS Excel

\- Tassi di deposito (Euribor)

\- Refinitiv Eikon

\- FINCAD XL

\- Tassi swap

\- Refinitiv Eikon

Derivati su tasso di interesse

Interest Rate Option (Cap, Floor)

Black & Scholes

\- Volatilità implicita tassi

Level 2

Commodity Swap

\- MS Excel 

\- Quotazioni spot ufficiali delle commodity di riferimento

\- Refinitiv Eikon

Formule gas

Discounted Cash Flow

\- FINCAD XL

\- Cambi spot BCE

Level 2

Commodity Future

Strumento quotato

\- quotazioni ufficiali di chiusura (settlement prices) - Fonte:EEX

EEX via Refinitiv Eikon

Level 1

\- MS Excel

\- PUN forward quotato sul mercato OTC

EEX via Refinitiv Eikon

Derivati su commodity

Contract for Difference (CfD)

Discounted Cash Flow

\- 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 

Level 2

Level 2

Nota -39 Informativa sui rischi finanziari 

I principali rischi identificati e attivamente gestiti dal Gruppo ERG 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 mercato, derivante dall’esposizione alle fluttuazioni dei tassi di cambio, principalmente tra Euro e dollaro americano, dei tassi di interesse, 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 rischio di 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. 

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.

240

Al 31 dicembre 2021, l’esposizione massima al rischio di credito su crediti commerciali, suddivisa per regione geografica, è la seguente:

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 7 – Crediti Commerciali) in funzione del merito creditizio corrispondente ai rating assegnati dall’information provider internamente assegnati.

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 2021 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).

* 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 2021 e al 31 dicembre 2020 sulla base dei pagamenti contrattuali non attualizzati ed il relativo valore contabile.

241

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 cui sopra. 

242

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.

Si ricorda che in riferimento ai Corporate Loans di ERG SPA, a seguito dell’ottenimento del rating Investment Grade (BBB- da parte di Fitch), i covenant finanziari non sono più applicati.

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, 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.

Anche nell’attuale contesto di riferimento, con l’emergenza Covid-19 in atto, il rischio liquidità rimane limitato.

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. 

243

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).

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

Impatto a Patrimonio Netto

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.

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%.

244

Impatto a Conto Economico

Impatto a Patrimonio Netto 

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 2021 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;

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.

245

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.

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 affinchè 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 si prevedono più futuri flussi finanziari coperti, l'importo deve essere riclassificato immediatamente dalla riserva per la copertura di flussi finanziari e dalla riserva per i costi della copertura nell'utile/(perdita) dell'esercizio. 

Una relazione di copertura risulta efficace se e solo se rispetta i seguenti requisiti:

•esistenza di una relazione economica tra lo strumento di copertura e l’elemento coperto;

•il rischio di credito non è dominante rispetto alle variazioni di valore; e

•il rapporto di copertura (c.d. “hedge ratio”) è il medesimo utilizzato per finalità di risk management ovvero la quantità coperta dell’elemento oggetto di copertura e la quantità dello strumento di copertura utilizzata per coprire l’elemento coperto.

Il Gruppo procede a effettuare il basis adjustment, riclassificando il risultato efficace della copertura a rettifica del valore di prima iscrizione dell’oggetto coperto, in caso di coperture di cash flow hedge di elementi non finanziari.

Tuttavia, per tutte le coperture di flussi finanziari, comprese quelle delle operazioni che comportano la rilevazione di un'attività o una passività non finanziaria, gli importi accumulati nella riserva di copertura dei flussi finanziari sono stati riclassificati nell'utile/(perdita) dell’esercizio nello stesso esercizio o negli stessi esercizi in cui i flussi finanziari futuri attesi coperti hanno un effetto sull'utile/(perdita).

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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 2021 sono i seguenti:

Con riferimento all’impatto sul conto economico complessivo degli strumenti derivati di copertura si rimanda al Prospetto di Conto Economico Complessivo.

Rischio Climate Change

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).

•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; 

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−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. 

Per maggiori dettagli si rimanda a quanto indicato nella Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario e nella Relazione sulla Gestione.

Nota -40 Garanzie, impegni e rischi 

Fideiussioni prestate (47.999 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 (19.435 migliaia di Euro)

Le altre garanzie ed impegni prestati si riferiscono principalmente ad impegni correlati ai sistemi informativi di Gruppo.

VI.FISCALITA’

Nota -41Imposte sul reddito

Definizione e criteri di rilevazione e misurazione

Imposte correnti

Le imposte correnti sono rilevate in base ad una previsione dell'onere di pertinenza dell’esercizio, tenendo anche conto degli effetti relativi all’adesione al Consolidato fiscale della maggior parte delle società del Gruppo.

Il Gruppo ha determinato che gli interessi e le penali relativi alle imposte sul reddito, compresi i trattamenti contabili da applicare alle imposte sui redditi di natura incerta, sono contabilizzati in conformità allo IAS 37 Fondi, Passività potenziali e attività potenziali in quanto non soddisfano la definizione di imposte sul reddito.

L'ammontare delle imposte dovute o da ricevere, determinato sulla base delle aliquote fiscali vigenti o sostanzialmente in vigore alla data di chiusura dell'esercizio, include anche la miglior stima dell'eventuale quota da pagare o da ricevere che è soggetta a fattori di incertezza. 

Si segnala che l’aliquota utilizzata per il calcolo delle imposte correnti per le società italiane è pari all’aliquota nominale IRES (24%) maggiorata, ove previsto, dell’aliquota IRAP (3,90% - 4,82% \- 5,57%).

Di seguito le aliquote relative alle società estere consolidate integralmente:

Francia 27% - 28%; (25% dal 2022)

Germania 26,6% - 32,3%;

UK 19%;(25% dal 1° aprile 2023)

Romania 16%;

Polonia 19%;

Bulgaria 10%.

Per quanto riguarda le Imposte differite, si rimanda a quanto commentato nelle Note successive.

L’aumento del periodo è principalmente imputabile all’effetto di un imponibile superiore per i risultati del periodo conseguiti nell’esercizio. Si segnala che le imposte del 2021 includono gli effetti (5 milioni di Euro) della Wind Fall tax introdotta in Romania a fronte degli elevati prezzi di cessione dell’energia.

Si riporta di seguito la riconciliazione dell’onere fiscale teorico con le imposte iscritte in Bilancio:

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Nota -42 Attività e passività per imposte correnti

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 2021.

Si segnala che nel corso del 2021 sono state pagate, al netto delle compensazioni, imposte dirette all’Erario per circa 42 milioni di Euro a titolo di saldo 2019, saldo e acconti 2020, acconti 2021 ed imposta sostitutiva sulla rivalutazione dei cespiti e sul riallineamento dell’avviamento oltre che al versamento di imposte di periodo delle società estere.

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Nota -43 Fiscalità' Differita 

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.

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. 

Attività per imposte differite

Il Gruppo ritiene probabile la recuperabilità delle imposte differite attive iscritte al 31 dicembre 2021.

Passività per imposte differite

250

VII.Attività destinate ad essere cedute 

Durante l’esercizio 2021 è stato avviato un processo di vendita della controllata ERG Hydro S.r.l. (ora Enel Hydro Appennino Centrale S.r.l) che si è finalizzato in data 2 agosto con un accordo preliminare con la controparte Enel Produzione S.p.A. per la cessione dell’intero capitale della società. L’operazione si è perfezionata in data 3 gennaio 2022; il corrispettivo in termini di enterprise value, calcolato alla data del 31 dicembre 2021, è 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. (ora Enel Hydro Appennino Centrale 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)la sottoscrizione con la controparte dell’accordo di cessione della partecipazione, approvata dal Consiglio di Amministrazione di ERG, rende l’operazione altamente probabile; 

b)ERG Hydro S.r.l risulta disponibile per l’immediata vendita nelle condizioni correnti, soggetta a condizioni sospensive usuali per tipologia e significatività dell’operazione, che risultano soddisfatte entro il termine di chiusura fissato nell’accordo; 

c)ERG Hydro S.r.l rappresenta un settore operativo.

In considerazione di quanto sopra, nel presente Bilancio i risultati contabili relativi agli assets destinati ad essere ceduti, sono indicati separatamente in applicazione di quanto richiesto dall’IFRS 5.

I dati del conto economico sono presentati anche per i periodi precedenti in applicazione di quanto richiesto dall’IFRS 5.

Nota -44Attività 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.

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 il Gruppo 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.

Considerazioni in merito al valore ammortizzabile delle concessioni di grande derivazione idroelettrica

Ai sensi dell’attuale normativa nazionale in materia di trasferimento della titolarità alla scadenza delle concessioni di grandi derivazioni idroelettriche e nei casi di decadenza o rinuncia (art. 12 D.lgs. 79/99), le opere «bagnate» passano senza compenso in proprietà delle regioni, fatto salvo l’obbligo di riconoscere un indennizzo al concessionario uscente pari al valore non ammortizzato di eventuali investimenti effettuati purché previsti dall'atto di concessione o comunque autorizzati dal concedente.

Per le opere «asciutte», se ritenute riutilizzabili dall’assegnatario della nuova concessione, viene riconosciuto un indennizzo secondo la disciplina stabilita dall'articolo 25, secondo comma e seguenti, del Regio Decreto 1775 del 1933, al netto dei beni ammortizzati. 

In particolare:

•per i beni mobili di cui si prevede l'utilizzo nel progetto di concessione, viene riconosciuto un prezzo, in termini di valore residuo, determinato sulla base dei dati reperibili dagli «atti contabili o mediante perizia»;

•i beni mobili non utilizzati nel progetto di concessione dovranno essere rimossi e smaltiti a cura ed onere del concessionario subentrante;

•per i beni immobili riutilizzati nel progetto di concessione viene corrisposto un prezzo determinato sulla base dei dati reperibili dagli «atti contabili o mediante perizia»;

•i beni immobili dei quali il progetto proposto non prevede l'utilizzo restano di proprietà degli aventi diritto.

Il periodo di ammortamento degli impianti idroelettrici è attualmente commisurato alla vita economico tecnica del singolo bene.. 

Nel corso del 2020 alcune Regioni hanno emanato Leggi Regionali di attuazione delle suddette disposizioni come previsto dalla normativa nazionale. Tali Leggi sono state in larga parte oggetto di ricorso per legittimità costituzionale da parte della Presidenza del Consiglio dei ministri e sono state altresì impugnate da vari operatori interessati per altri profili di illegittimità.

Si evidenzia, tuttavia, che non sono ancora state emanate le relative leggi di attuazione da parte delle Regioni di riferimento delle concessioni del Gruppo.

251

La situazione Patrimoniale-finanziaria al 31 dicembre 2021 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 Hydro S.r.l (ora Enel Hydro Appennino Centrale S.r.l):

Note

a)le Autorizzazioni e Concessioni comprendono concessioni, autorizzazioni e diritti di gestione delle centrali idroelettriche, inclusi gli eventuali diritti alle tariffe incentivanti.

b)le Altre attività immateriali accolgono prevalentemente i costi per l’acquisto e i successivi adeguamenti di software applicativi gestionali.

c)gli Immobili, impianti e macchinari sono composti da 19 impianti idroelettrici,7 impianti minihydro, 7 dighe, 4 bacini (corrispondenti a Salto, Turano, Corbara e Piediluco) e una stazione di pompaggio, per una potenza efficiente di 527 MW.

d)le Attività per imposte differite sono stanziate principalmente a fronte dello storno della rivalutazione D.L 104/2020 delle immobilizzazioni materiali effettuata nel Bilancio OIC 2020 e stornata a livello di consolidato, e a fronte degli stanziamenti dei fondi per rischi ed onerile altre attività non correnti sono costituite principalmente da crediti per indennizzi iscritti in sede di Purchase Price Allocation.

e)Altre attività non correnti sono costituite principalmente da crediti per indennizzi riconosciute da E.ON Produzione a fronte di alcune passività già iscritte in bilancio;

f)i crediti commerciali sono composti principalmente dai crediti per incentivi ed a crediti commerciali per la cessione di energia elettrica alla controllante ERG Power Generation S.p.A, non più oggetto di elisione a seguito dell’applicazione dell’IFRS 5.

g)gli altri crediti ed attività correnti comprendono i crediti IVA verso erario.

h)crediti di ERG S.p.A. maturati verso la società nell’ambito del consolidato fiscale e che a seguito dell’applicazione dell’IFRS 5 non sono più oggetto di elisione.

i)le Passività per imposte differite sono relative all’iscrizione del fair value delle concessioni in sede di PPA.

j)Gli Altri fondi correnti si riferiscono a oneri legati a contenziosi con Enti Locali in materia di canoni per concessioni. 

k)debiti commerciali di ERG Power Generation S.p.A. verso ERG Hydro (ora Enel Hydro Appennino Centrale S.r.l) che a seguito dell’applicazione dell’IFRS 5 non sono più oggetto di elisione;

l)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 Hydro (ora Enel Hydro Appennino Centrale S.r.l) maturati verso ERG S.p.A. nell’ambito del consolidato fiscale che a seguito dell’applicazioni dell’IFRS 5 non sono più oggetto di elisione.

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Flussi di cassa

Di seguito si riportano i Flussi di cassa generati dalle Attività e Passività destinate ad essere cedute:

Nota -45 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 2021 e 2020 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 del risultato della controllata Hydro S.r.l.

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 2021 e 2020 delle attività destinate ad essere cedute:

Note

a)Ricavi sono relativi proventi relativi alla “tariffa incentivante” riconosciuta agli impianti definiti “IAFR-impianto alimentato da fonti rinnovabili”, ed alle vendite di energia elettrica prodotta; i valori sono in aumento rispetto al precedente periodo per effetto delle maggiori produzioni riscontrate nell’anno e del maggior valore dell’incentivo. 

b)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.

c)gli ammortamenti di periodo delle attività immateriali ed immobili, impianti e macchinari si riferiscono per il 2021 ai soli ammortamenti dei primi sei mesi, in applicazione del principio IFRS 5. La diminuzione rispetto al precedente esercizio è legata alla rivisitazione della vita utile degli asset idroelettrici.

Si specifica che non sono state rilevate svalutazioni per perdite di valore al momento della classificazione degli assets idroelettrici come “posseduti per la vendita”.

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VIII. ALTRE NOTE

Nota -46 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 per la 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 managemet 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 “Joran”

In data 24 giugno 2021 ERG, tramite la propria controllata ERG Eolienne France, ha perfezionato l’accordo con FPCI

Capenergie 3, il fondo gestito dal private equity investor parigino Omnes Capital, per l’acquisizione del 100% del capitale di Omniwatt, società di diritto francese titolare di un portafoglio composto da cinque parchi eolici per un totale di 58 MW e due parchi fotovoltaici per un totale di 22 MW.

Il valore dell’acquisizione in termini di Equity Value è stato pari a 45 milioni di Euro. L’Ebitda annuo medio atteso utilizzato per le valutazioni ai fini dell’acquisizione è di circa 10,6 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 (Feed-in tariff). 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.

Si ricorda che, nella Relazione finanziaria semestrale abbreviata al 30 giugno 2021 si era proceduto ad effettuare un esercizio di purchase  price allocation in base alle informazioni disponibili: coerentemente con quanto indicato dall’IFRS 3 e in considerazione del ridotto periodo di tempo intercorso tra l’acquisizione e la predisposizione del presente documento 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 sono emersi aggiornamenti non significativi i quali sono stati riflessi nella tabella seguente.

Determinazione del corrispettivo complessivo dell’acquisizione

Il corrispettivo della acquisizione è risultato pari a circa 33 milioni di Euro per l’acquisizione del 100% del capitale sociale delle società target. Si segnala inoltre che sono state assunte passività per 121 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;  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:

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Nella colonna Situazione di acquisizione sono indicati i valori dell’opening balance determinati sulla base della situazione contabile alla data di primo consolidamento (30 giugno 2021) delle società target espressi in base ai principi contabili internazionali:

•immobili, impianti e macchinari: impianti eolici e solari iscritti 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;

•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;

•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: principalmente quota a breve termine dei debiti verso banche per project financing; 

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 al diritto a ricevere gli incentivi (Feed-in tariff) per un periodo residuo di 20 anni;

•altre attività finanziarie: iscrizione di “special indemnities” determinate in sede di acquisizione;

•attività per imposte differite: la voce è composta dalla rilevazione di un Tax Asset determinato in sede di acquisizione;

•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 in parte compensate dalle “special indemnities” sopracitate;

•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.

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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:

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 Joran nel 2021

Nel periodo intercorrente tra la data di primo consolidamento (1° luglio 2021) e la data di riferimento del presente Bilancio consolidato le società acquisite hanno contribuito al conto economico del Gruppo con ricavi pari a 5,2 milioni, con un margine operativo lordo di 3,6 milioni di Euro ed un risultato netto di periodo negativo di 0,5 milioni di Euro.

Si precisa che se l’acquisizione fosse avvenuta in data 1° gennaio 2021 le società acquisite avrebbero contribuito al conto economico del Gruppo con ricavi pari a 7,5 milioni di Euro, con un margine operativo lordo pari a 5,2 milioni di Euro, ed un risultato netto di periodo positivo di 0,3 milioni di Euro.

Acquisizione di asset “Erik”

In data 10 maggio 2021 ERG, tramite la propria holding svedese, ha perfezionato l’acquisizione dal Gruppo BayWa r.e. attivo nello sviluppo, costruzione e gestione di impianti di energia da fonti rinnovabili, dei permessi per la costruzione di un parco eolico della potenza di 62 MW situato nel Sud della Svezia.

L’investimento totale atteso per la realizzazione del parco inclusivo del corrispettivo per l’acquisto dei permessi a costruire è di circa 99 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 – Aggregazione aziendali. 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 32 milioni di Euro per l’acquisizione del 100% del capitale sociale della società target.

Business combination “Ventoux”

In data 1 ottobre 2021 e in data 24 ottobre 2021 ERG, tramite le proprie controllate ERG Eolienne France SAS ed ERG Windpark Beteiligungs GmbH, ha rispettivamente sottoscritto e perfezionato con NAEV Austria Beteiligungs GmbH e NAEV Austria GmbH & Co. OG due accordi per l’acquisizione del 100% del capitale di 15 società proprietarie di un portafoglio rinnovabile in operation di 152,4 MW in Francia ed in Germania. Il portafoglio impianti è composto da sette parchi fotovoltaici e tre parchi eolici in Francia, per un totale di potenza installata rispettivamente di 56,7 e 40,6 MW, e da cinque parchi eolici in Germania, per un totale di 55,1 MW.

Il valore dell’acquisizione in termini di Enterprise Value è stato pari a 202 milioni di Euro. L’Ebitda annuo medio atteso utilizzato per le valutazioni ai fini dell’acquisizione è di circa 21 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 (Feed-in tariff). 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 8 milioni di Euro per l’acquisizione del 100% del capitale sociale delle società target. Si segnala inoltre che sono state assunte passività per 212 milioni di Euro.

Si precisa che i costi correlati all’acquisizione sostenuti dal Gruppo sono pari a circa 1 milioni di Euro, inerenti a spese legali e costi per due diligence. Tali costi sono stati inclusi nella voce Costi per servizi ed altri costi operativi.

Valutazione delle attività e passività della business combination alla data di acquisizione

256

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:

Nella colonna Situazione di acquisizione sono indicati i valori dell’opening balance determinati sulla base della situazione contabile alla data di primo consolidamento (1° ottobre 2021) delle società target espressi in base ai principi contabili internazionali:

•immobili, impianti e macchinari: impianti eolici e solari iscritti 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;

•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;

•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: principalmente quota a breve termine dei debiti verso banche per project financing; 

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 al diritto a ricevere gli incentivi (Feed-in tariff) per un periodo residuo di 20 anni;

•altre attività finanziarie: iscrizione di “special indemnities” determinate in sede di acquisizione;

•attività per imposte differite: la voce è composta dalla rilevazione di un Tax Asset determinato in sede di acquisizione;

•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 in parte compensate dalle “special indemnities” sopracitate;

•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.

257

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:

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 Ventoux nel 2021

Nel periodo intercorrente tra la data di primo consolidamento (1° ottobre 2021) e la data di riferimento del presente Bilancio consolidato le società acquisite hanno contribuito al conto economico del Gruppo con ricavi pari a 7,1 milioni di Euro, con un margine operativo lordo di 4,6 milioni di Euro ed un risultato netto di periodo positivo di 0,1 milioni di Euro.

Si precisa che se l’acquisizione fosse avvenuta in data 1° gennaio 2021 le società acquisite avrebbero contribuito al conto economico del Gruppo con ricavi pari a 25,7 milioni di Euro, con un margine operativo lordo pari a 18,2 milioni di Euro, ed un risultato netto di periodo positivo di 4,4 milioni di Euro.

Nota -47Poste 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 48 - Parti correlate sono stati indicati separatamente gli importi relativi alle posizioni e transazioni con parti correlate.

Nel 2021:

1) 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;

2)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;

3)Oneri correlati alla chiusura anticipata dei Project Financing, Corporate Loans e relativi IRS, nell’ambito delle attività di Liability Management;

4)I proventi da partecipazione si riferiscono principalmente a conguaglio prezzo su cessione di partecipazioni avvenuti in esercizi pregressi;

258

5)Le imposte sul reddito si riferiscono all’effetto fiscale delle poste sopra commentate;

6)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).

Nel 2020:

7)I costi per servizi ed altri costi operativi si riferiscono ad oneri accessori correlati ad operazioni di aggregazione aziendale, progetti non andati a buon fine, a un’erogazione liberale relativa all’emergenza sanitaria Covid-19 e ad accantonamenti su fondi rischi istituzionali a fronte di oneri legati a canoni da riconoscere ad Enti Locali in materia di concessioni pubbliche;

8)oneri correlati alla chiusura anticipata dei Project Financing, Corporate Loans e relativi IRS, nell’ambito delle attività di Liability Management;

9)proventi da partecipazione si riferiscono a conguaglio prezzo su cessione di partecipazioni avvenuti in esercizi pregressi;

10)le imposte sul reddito si riferiscono, oltrechè all’effetto fiscale delle poste sopra commentate, al rilascio della tassazione differita sulla rivalutazione degli impianti idroelettrici e all’affrancamento dei plusvalori afferenti alla Business Combination Andromeda (Solare) avvenuta nel 2019;

Nota -48 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 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, poichè si tratta di operazioni ordinarie concluse a condizioni di mercato o standard, ovvero poichè 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 49 - 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 2021 ERG ha tacitamente rinnovato il Consolidato fiscale nazionale con le società controllate (anche indirettamente) Isab Energy Solare S.r.l., ERG Eolica Campania S.p.A. e Green Vicari S.r.l. I rinnovi hanno validità per il triennio 2021-2023 e sono soggetti a tacito rinnovo.

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 Syndial 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;

•le attività finanziarie correnti fanno riferimento a crediti finanziari verso ERG Petroleos S.A. nell’ambito del relativo contratto di finanziamento.

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”.

259

L’incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulle voci di Stato Patrimoniale è indicata nelle seguenti tabelle riepilogative:

Incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sul risultato economico

I rapporti più significativi con le joint venture, le imprese collegate e controllate escluse dall’area di consolidamento riguardano:

•ricavi verso Priolo Servizi S.C.p.A. per vendita di energia e di vapore nell’ambito del relativo contratto di somministrazione;

•costi per servizi verso Priolo Servizi S.C.p.A. costituiti dalle componenti di remunerazione previste dal contratto di servizio di Operation & Maintenance;

•altri costi verso la Fondazione Edoardo Garrone relativi al contributo per l’anno 2021;

•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:

260

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:

Nota -49 Elenco società del Gruppo e operazioni di periodo 

Di seguito si riportano le operazioni, intervenute nel periodo, riguardanti le partecipazioni:

-in data 5 gennaio 2021 sono state costituite le società di diritto francese PARC EOLIEN DE LA PLAINE DU BUREL SAS e PARC EOLIEN DE SAINT PRIEST EN MURAT SAS, con sede legale Parigi;

-in data 5 gennaio 2021 è stato stipulato l’atto di fusione per incorporazione ERG Wind France 2 S.A.R.L. in ERG Wind France 1 S.A.S.. con efficacia 1° gennaio 2021; 

-in data 9 giugno 2021 sono state costituite le società di diritto tedesco ERG Windpark Aukrug GmbH & Co. KG, ERG Windpark Bischhausen GmbH & Co. KG ed ERG Windpark Bokel GmbH & Co. KG, con sede legale Amburgo;

-in data 27 ottobre 2021 è stato stipulato l’atto di fusione per incorporazione di ERG Wind 4 S.r.l. ed ERG Wind Leasing 4 S.r.l. in ERG Wind Energy S.r.l. Gli effetti reali della fusione decorrono dal 1° novembre 2021 mentre quelli contabili e fiscali dal 1° gennaio 2021; 

-in data 26 ottobre 2021 ERG Wind Investments Ltd ha trasferito la propria sede legale da Gibilterra, 57/63 Line Wall Road, all’Italia, in Genova, via De Marini 1, modificato la propria denominazione sociale in ERG Wind Investments S.r.l.

-in data 4 novembre 2021 è stata costituita la società di diritto tedesco ERG Windpark Heyen GmbH & Co. KG, con sede legale Amburgo;

-in data 20 dicembre 2021 sono stati stipulati gli atti di fusione per incorporazione di di ERG Solar Campania S.r.l., ERG Solar Marche 1 S.r.l., ERG Solar Marche 2 S.r.l., ERG Solar Puglia 1 S.r.l. ed ERG Solar Puglia 2 S.r.l. in Calabria Solar S.r.l, e di ERG Solar Holding S.r.l. in ERG Solar Holding 1 S.r.l. (che cambierà la propria denominazione sociale in ERG Solar Holding S.r.l.).. Gli effetti reali della fusione decorrono dal 31 dicembre 2021 mentre quelli contabili e fiscali dal 1° gennaio 2021; 

-in data 22 dicembre 2021 ERG Power Generation S.p.A. ha conferito a ERG Wind RE Beteiligungs GmbH la partecipazione totalitaria detenuta in ERG Wind 105 GmbH & Co. KG quale corrispettivo dell’aumento di capitale sociale riservato;

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.

261

Elenco delle società controllate consolidate con il metodo integrale:

(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 Zloty e ERG Sweden Holding AB espressi in migliaia di SEK.

262

(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.

263

(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

264

(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 Zloty e ERG Sweden Holding AB espressi in migliaia di SEK.

Elenco delle partecipazioni valutate secondo il metodo del Patrimonio Netto: 

265

(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 Syndial.

Elenco delle società rilevate secondo il metodo del costo:

(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

(5)società non operative di diritto francese costituite in data 31 dicembre 2018

(6)società di diritto francese costituita in data 22 novembre 2019;

266

Nota -50Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni IFRS applicati dal 1° gennaio 2021 

Dal 1° gennaio 2021 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 4 Insurance Contracts – deferral of IFRS 9 emesso il 25 giugno 2020;

•Amendments to IFRS 9, IAS 39, IFRS 7, IFRS 4 and IFRS 16 Interest Rate Benchmark Reform – Phase 2, emesso il 27 agosto 2020. La modifica si è resa necessaria a seguito della riforma dell’IBOR. Lo IASB ha pubblicato il documento al fine di tenere conto delle conseguenze della riforma sull’informativa finanziaria e in modo che le imprese possano continuare a rispettare le disposizioni presumendo che gli indici di riferimento per la determinazione dei tassi di interesse esistenti non siano modificati a seguito della riforma dei tassi interbancari. L’Amendement ha introdotto l’espediente pratico per contabilizzare gli effetti della riforma dell’IBOR aggiornando il tasso di interesse effettivo.

Nota -51 Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni IFRS e IFRIC, pubblicati ma non ancora adottati in via anticipata dal Gruppo al 31 dicembre 2021 

Di seguito sono indicati i nuovi principi o modifiche ai principi, applicabili per gli esercizi che hanno inizio dopo il 1° gennaio 2020 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

Amendments to IFRS 4 Insurance Contracts – deferral of IFRS19

25 giugno 2020



1° gennaio 2021

Amendments to IFRS 9, IAS 39, IFRS 7, IFRS 4 and IFRS 16 Interest Rate Benchmark Reform – Phase 2

27 agosto 2020



1° gennaio 2022

Amendments to:

• IFRS 3 Business Combinations;

• IAS 16 Property, Plant and Equipment;

• IAS 37 Provisions, Contingent Liabilities and Contingent Assets

• Annual Improvements 2018-2020

14 May 2020



IFRS 17 Insurance Contracts including Amendments to IFRS 17

18 maggio 2017 – 25 giugno 2020



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 

12 febbraio 2021

Amendments to IAS 8 Accounting policies, Changes in

Accounting Estimates and Errors: Definition of Accounting

Estimates

12 febbraio 2021

Amendments to IAS 12 Income Taxes: Deferred Tax related to Assets and Liabilities arising from a Single Transaction

7 maggio 2021

1° gennaio 2023

Amendments to IFRS 17 Insurance contracts: Initial Application of IFRS 17 and IFRS 9 – Comparative information

9 dicembre 2021

La valutazione degli eventuali impatti dei sopraccitati Principi è in corso.

267

Nota -52Altre informazioni 

Durante l’esercizio non sono avvenute operazioni atipiche e/o inusuali. Per operazioni atipiche e/o inusuali si intendono quelle operazioni che per significatività/rilevanza, natura delle controparti, oggetto della transazione, modalità di determinazione del prezzo di trasferimento e tempistica dell’accadimento (prossimità alla chiusura dell’esercizio) possono dare luogo a dubbi in ordine: alla correttezza/completezza dell’informazione in Bilancio, al conflitto d’interesse, alla salvaguardia del patrimonio aziendale, alla tutela degli azionisti di minoranza.

Non sono state date anticipazioni e non vi sono crediti verso amministratori e sindaci dell’impresa controllante per lo svolgimento di tali funzioni anche in altre imprese incluse nel consolidamento.

Adempimenti informativi relativi alla legge 124/2017 del 4 agosto 2017

L’art. 1, commi 125-129, della Legge 4 agosto 2017 n. 124 ha introdotto l’obbligo in capo alle imprese che ricevono contributi economici da parte delle pubbliche amministrazioni di pubblicare gli importi ricevuti nella nota integrativa del Bilancio di esercizio e nell’eventuale Bilancio consolidato. A fronte delle difficoltà interpretative riscontrate nell’applicazione di tali disposizioni (Assonime – circolare n. 5 del 22 febbraio 2019) il legislatore è intervenuto modificando a più riprese il dettato normativo. In particolare, l’ultima riformulazione delle previsioni normative della Legge 124/17 è stata operata dal D.L. 30 aprile 2019, n. 34, recante misure urgenti di crescita economica e per la risoluzione di specifiche situazioni di crisi, convertito con la Legge 28 giugno 2019, n. 58, che ha fornito risposte a importanti questioni al fine di semplificare e razionalizzare la disciplina in oggetto. Di conseguenza, il Gruppo ERG ha deciso di indicare nei bilanci di esercizio delle società facenti parte 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, Fondi impresa), in quanto fondi aventi forma associativa e natura giuridica di enti di diritto privato, che sono finanziati con i contributi versati dalle stesse imprese.

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.

In particolare si segnala che, per la società ERG Power Generation, nel 2021 sono 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 sono 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.”

Dichiarazione consolidata non finanziaria 2021

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 2021, 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

268

Informazioni relative agli impianti di produzione di energia in funzione al 31 dicembre 2021

269

270

Informazioni relative agli impianti di produzione di energia non ancora operativi al 31 dicembre 2021

Per quanto riguarda gli impegni e garanzie rilasciate ai finanziatori degli impianti di cui alle tabelle sopra esposte, si rimanda a quanto dettagliato nella nota Nota – 39 Informativa sui rischi finanziari.

Nota -53 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 111 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 52 migliaia e alle dichiarazioni fiscali per 24 migliaia e l’attestazione di covenant finanziari per 5 migliaia; 

•altri servizi per 239 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;

•Confort letter richiesta sull’aggiornamento del Prospetto informativo sull’ Euro Medium Term Note Programme (l’EMTN) e sul collocamento per emissione di notes relativamente all’esercizio 2021 per 100 migliaia di Euro; 

•attività formazione sui principi IFRS per 9 migliaia di Euro

271

Nota -54Fatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura dell’esercizio 

Data

Settore

Fatto di rilievo

Comunicato stampa 

3 gennaio 2022

Idroelettrico

ERG ha perfezionato, attraverso la propria controllata ERG Power Generation S.p.A, il closing con Enel Produzione S.p.A. per la cessione dell’intero capitale di ERG Hydro S.r.l. Il corrispettivo è 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. 

Comunicato Stampa del 03/01/2022

26 gennaio 2022

Corporate

ERG è stata inserita nel Gender Equality Index (GEI) di Bloomberg che include più di 400 imprese in 45 paesi nel mondo, misurandone l’impegno nel supportare la parità di genere attraverso la promozione di un ambiente più inclusivo ed assicurando una trasparente ed esaustiva rappresentazione delle informazioni. Bloomberg ha riconosciuto ad ERG l’efficacia delle iniziative volte a favorire la diversità di genere fra le proprie persone in Italia e all’estero, attraverso chiare linee guida nei processi di recruitment, offrendo piani di sviluppo in linea con le migliore pratiche e garantendo al contempo la parità di retribuzione tra i generi, oltre che la massima chiarezza e qualità nella rendicontazione dei dati.

Comunicato Stampa del 26/01/2022

31 gennaio 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. Si tratta, in particolare, del progetto di repowering di Camporeale (50,4 MW), e del progetto greenfield di Roccapalumba (46,8 MW), entrambi ubicati in Sicilia, per i quali ERG aveva ottenuto le Autorizzazioni Uniche rispettivamente lo scorso 22 settembre e 4 ottobre 2021.

Comunicato Stampa del 31/01/2022

31 gennaio 2022

Solare

ERG, tramite la propria holding spagnola, 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.

Comunicato Stampa del 31/01/2022

9 febbraio 2022

Termoelettrico

ERG ha firmato, attraverso la propria controllata ERG Power Generation S.p.A., 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) a basso impatto ambientale e ad alta efficienza, alimentata a gas naturale presso Priolo Gargallo, in provincia di Siracusa. Con una potenza installata pari a 480 MW, la produzione media annua si attesta a circa 2,4 TWh.

Il corrispettivo in termini di Enterprise Value, alla data del 31.12.2021, è pari a 188 milioni di euro e sarà oggetto di aggiustamento prezzo al closing. Il closing è previsto entro il terzo trimestre 2022.

Comunicato Stampa del 09/02/2022

10 febbraio 2022

Corporate

ERG entra nel “Suppliers Engagement Leaderboard” di CDP (Carbon Disclosure Project), che racchiude le imprese, a livello globale, con le migliori performance nella creazione di una catena di approvvigionamento sostenibile. Tra più di 13.000 aziende valutate nel 2021, ERG rientra nell’ 8% delle società che hanno ottenuto il rating “A”, il più alto nella scala di valutazione realizzata sulla base del questionario “Climate Change” di CDP. 

Comunicato Stampa del 10/02/2022

23 febbraio 2022

Corporate

ERG entra nel mercato dello storage con due progetti per complessivi 22 MW di capacità installata nell’area Centro-Sud e Sicilia. I due progetti sono attualmente in fase di autorizzazione e la realizzazione è prevista in prossimità di due parchi eolici ERG in esercizio a Ginestra degli Schiavoni in Campania e a Vicari in Sicilia

Comunicato Stampa del 23/02/2022

272

Asset Rotation – ERG Power 

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 della presente Relazione) risultava ancora in corso di definizione. Alla Reporting Date, inoltre, l’impianto termoelettrico non risultava ancora disponibile per l’immediata vendita nelle sue condizioni correnti.

In considerazione di quanto sopra ed in applicazione di quanto previsto dal paragrafo 12 dell’IFRS 5., nella presente Relazione non si è proceduto alla classificazione dei relativi Net Assets come attività/passività possedute per la vendita al 31 dicembre 2021. 

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 2022 un accordo con Enel Produzione S.p.A per la cessione dell’intero capitale di ERG Power S.r.l. Il corrispettivo in termini di Enterprise Value, alla data del 31.12.2021, è pari a 188 milioni di Euro e sarà oggetto di aggiustamento prezzo al closing che includerà, tra gli altri, un meccanismo di décalage mensile coerente con i flussi di cassa attesi del business plan e la valorizzazione alla data del closing 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 Power.

Il closing, subordinato all’approvazione delle competenti autorità antitrust e dal positivo completamento della procedura Golden Power presso la Presidenza dei Consigli dei Ministri, è previsto entro il terzo trimestre 2022.

Interventi normativi in materia di contenimento dell’aumento dei prezzi energia

Nella prima parte 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. Risultano ancora in corso di emanazione le modalità attuative da parte dell’ARERA, in base alle quali potranno essere meglio definiti gli impatti per il Gruppo.

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. 

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.

In relazione alla business continuity in merito all’ approvvigionamento di gas, nel caso di sanzioni legate all’export di Gas dalla Russia non sono da escludere impatti sui prezzi e sui volumi di approvvigionamento. Eventuali impatti sull’ impianto CCGT e sui contratti di vendita al sito saranno da valutare a seconda della tipologia di sanzioni che verranno eventualmente comminate alle esportazioni energetiche dalla Russia.

Si rileva che le tensioni geopolitiche stanno avendo forti impatti sui mercati, sia finanziari che delle commodities, con un forte aumento 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.

Nota -55Data pubblicazione del Bilancio 

In data 14 marzo 2022 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 2022

per il Consiglio di Amministrazione

Il Presidente

Edoardo Garrone

273

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 2021 e il 31 dicembre 2021.

2.Al riguardo si segnala che:

•l’adeguatezza delle procedure amministrative e contabili per la formazione del Bilancio Consolidato del Gruppo ERG al 31 dicembre 2021 è stata verificata mediante la valutazione del sistema di controllo interno sull’Informativa Finanziaria. Tale valutazione è stata effettuata prendendo a riferimento i criteri stabiliti nel modello “Internal Control – Integrated Framework” emesso dal Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (COSO);

•dalla valutazione del Sistema di Controllo Interno sull’Informativa Finanziaria non sono emersi aspetti di rilievo.

3.Si attesta, inoltre, che:

•il Bilancio Consolidato del Gruppo ERG:

oè 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;

ocorrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili;

oè 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 2022

l’Amministratore  Il Dirigente Preposto

Delegato  alla redazione dei documenti

contabili societari

Paolo Luigi Merli Michele Pedemonte

274

3\. BILANCIO SEPARATO ERG S.P.A

AL 31 DICEMBRE 2021

275

Prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria(1) 

(1)Le note di commento alle singole voci sono parte integrante del presente bilancio

276

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

277

Prospetto dei Flussi Finanziari (1) 

(Euro)

(1)Le note di commento alle singole voci sono parte integrante del presente bilancio

278

Prospetto delle variazioni del Patrimonio Netto(1)

(2)Le note di commento alle singole voci sono parte integrante del presente bilancio

279

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 2022 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 34 – Strumenti finanziari. 

Il Bilancio al 31 dicembre 2021 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;

280

-Il Prospetto di Conto economico complessivo riporta le componenti di 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 13 – Fondo business dismessi, Nota 14 – 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 8 – 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 6 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.

281

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 25 – Costi per servizi e altri costi e Nota 26 – Costi del lavoro

– Nota 31 – Risultato netto attività operative cessate;

– Nota 32 – 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.

Emergenza Covid-19

Nel corso del 2021 è proseguita l’emergenza di sanità pubblica di rilevanza internazionale COVID-19; in tale contesto ERG ha continuato a mettere in atto tutti i provvedimenti necessari a garantire da un lato la salute dei propri dipendenti e dall’altro la continuità operativa dei propri assets in condizioni di sicurezza.

La principale misura organizzativa assunta, come raccomandato anche dalle Autorità competenti, è stato il lavoro agile (smart working), esteso a tutte le sedi del Gruppo in Italia e all’estero, con oltre il 70% della popolazione aziendale coinvolta (100% del personale con funzioni “impiegatizie”), con la sola esclusione del personale dedicato all’esercizio e alla manutenzione degli impianti a salvaguardia della continuità operativa e gestionale in sicurezza degli asset aziendali. 

Nel corso del 2021 la prestazione lavorativa si è svolta in una prima fase in modalità Smart Working cinque giorni su cinque; successivamente, a partire dal mese di luglio tale modalità è stata confermata per due giorni lavorativi alla settimana. Tale possibilità, come in precedenza, è estesa ai dipendenti di tutte le sedi italiane del Gruppo laddove questa modalità di lavoro sia compatibile con l’effettivo svolgimento delle mansioni assegnate e assicuri la massima attenzione nel garantire la piena continuità delle attività aziendali.

ERG continua a gestire in maniera molto attenta il personale impegnato nei siti produttivi, mediante l’adozione delle opportune misure di sicurezza “Organizzative” (atte a garantire il distanziamento sociale e la rimodulazione delle attività operative e logistiche) e di “Prevenzione e Protezione” (formazione e informazione, dispositivi di protezione individuale, misure di igiene personale e pulizia/sanificazione degli ambienti di lavoro), nel rispetto del Protocollo anti-Covid negli ambienti di lavoro, delle indicazioni delle Autorità Competenti e di concerto con le Organizzazioni Sindacali. I documenti Aziendali che regolamentano le azioni intraprese sono stati messi a disposizione di tutto il personale in un’apposita sezione della intranet aziendale e sono oggetto di periodico aggiornamento.

Nel più ampio quadro della campagna nazionale di vaccinazioni in atto e con l’intento di contribuirvi in maniera proattiva, ERG ha effettuato una campagna informativa sui vaccini, con l’obiettivo di favorire l’adesione delle persone in maniera consapevole. L’iniziativa è stata affidata ai Responsabili interni dei Servizi di Prevenzione e Protezione ed ai medici aziendali delle varie sedi.

Dall’inizio della pandemia non ci sono state e non sono state pianificate riduzioni del personale. La società non ha peraltro fatto ricorso all’utilizzo di ammortizzatori sociali né alla riduzione forzata dell’orario di lavoro. Vi sono stati invece 50 nuovi ingressi nel Gruppo nel corso del 2020 ed ulteriori 74 ingressi nel corso del 2021 al fine di supportare il percorso di crescita della società. Le attività di engagement e partnership con i territori in cui ERG è presente sono continuate anche destinando apposite risorse finanziarie da parte delle società del Gruppo e dai dipendenti stessi per far fronte alle esigenze più urgenti delle strutture sanitarie.

A partire dal 15 ottobre così come previsto dal decreto legge n. 127 del 21 settembre 2021 per accedere 

282

ai luoghi di lavoro è obbligatorio essere in possesso ed esibire, su richiesta, la Certificazione verde COVID-19 (Green pass), fatta eccezione per coloro che sono esentati dalla campagna vaccinale sulla base di idonea certificazione medica. La modalità operativa individuata per l’organizzazione delle verifiche sul possesso del Green pass è a campione; per ogni sede sono state definite le specifiche modalità operative in considerazione della variabilità delle attività svolte e del numero di persone presenti; per i suddetti controlli viene anche utilizzato il portale INPS, che consente la verifica automatizzata del possesso delle certificazioni verdi COVID-19 per l’accesso ai luoghi di lavoro.

In particolare, per quanto riguarda invece il rischio liquidità, monitorato costantemente dal top management nell’ambito del Comitato Rischi, ERG attua una strategia di mitigazione in linea con la Risk Policy che consentirà al Gruppo di essere solvibile sia in condizioni di normale operatività che in condizioni di crisi, attraverso un’accurata pianificazione e monitoraggio della propria struttura finanziaria. Tale strategia è volta da un lato a garantire il mantenimento di un adeguato livello di liquidità, attraverso la sistematica generazione di cassa da parte delle proprie attività di business, e dall’altro a ottimizzare il costo del funding, attraverso il mantenimento di un equilibrio in termini di durata e composizione del debito. Anche nell’attuale contesto di riferimento, post Covid-19, il rischio liquidità rimane limitato e non si segnalano significativi impatti sull’esercizio 2022. 

In considerazione di quanto sopra non si segnalano, pertanto, criticità o punti di attenzione, derivanti dall’emergenza COVID 19, in merito alla continuità aziendale del Gruppo.

Per quanto riguarda gli impatti sul Gruppo si rimanda a quanto commentato nelle Note al Bilancio Consolidato.

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 2.086 milioni di Euro (2.086 milioni di Euro al 31 dicembre 2020). 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 2018, 2019 e 2020 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 2021 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 2021, 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 31/12/2021 pari a 4,3 miliardi di Euro (3,5 miliardi di Euro al 31/12/2020). 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 recurabile. 

283

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.

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%

284

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.

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.

285

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.

286

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.

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 6,8 milioni di Euro, di cui 127 migliaia di Euro accantonati nel 2021\. 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.

Per la valutazione della partecipazione in ERG Power Generation S.p.A. si rimanda al paragrafo Impairment test su partecipazioni.

287

Nota 5 - Altre attività finanziarie non correnti

Al 31 dicembre 2021 il saldo del finanziamento verso la società controllata ERG Power Generation è stato riclassificato interamente nelle Attività finanziarie correnti in quanto è stato azzerato nel mese di gennaio 2022 a seguito dell’incasso derivante dalla cessione della società controllata ERG Hydro (oggi Enel Hydro Appennino Centrale S.p.A.). 

Nota 6 – 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 passivesulle 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 2020.

Le attività per imposte differite 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 2021 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 al 31 dicembre 2021, pari a 10,3 milioni di Euro  (15,0 milioni al 31 dicembre 2020), sono stanziate principalmente sugli accantonamenti ai fondi per rischi ed oneri. 

288

Passività per imposte differite

La voce passività per imposte differite 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 2021 sono pari a 21 migliaia di Euro (10 migliaia al 31 dicembre 2020). 

Nota 7 - Altre attività non correnti

I crediti verso Erario a medio/lungo termine ammontano a 406 migliaia di Euro e si riferiscono principalmente a crediti per IVA e rimangono invariati rispetto al 31 dicembre 2020. 

I crediti verso altri a medio/lungo termine pari a 172 migliaia di Euro includono principalmente depositi cauzionali su contratti di locazione passivi e rimangono invariati rispetto al 31 dicembre 2020.

Nota 8 - Crediti commerciali

La rilevazione iniziale avviene al fair value, successivamente sono valutati applicando il criterio del costo ammortizzato.

I crediti commerciali e gli altri crediti e le attività derivanti da contratti con i clienti sono sottoposti a verifica per riduzione di valore in conformità con le disposizioni dell'IFRS 9 sulle perdite attese su crediti. Le perdite attese su crediti (ECL) sono una 

stima delle perdite ponderata in base alle probabilità di default della controparte.

Per i clienti, la Società valuta individualmente la tempistica e l'importo della svalutazione sulla base della reale prospettiva di recupero.

Il riepilogo dei crediti è il seguente:

La voce “Crediti verso clienti” include sostanzialmente crediti commerciali per un ammontare pari a 2.033 migliaia di Euro e fatture da emettere per 74 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 (594  migliaia di Euro) e crediti relativi al business vendita energia elettrica retail ceduto nel 2012 (1.513 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 268 migliaia e il conguaglio del contratto di servizi verso ERG Power Generation per 218 migliaia. 

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. 

289

Di seguito la movimentazione del fondo svalutazione crediti:

Non si evidenziano utilizzi del fondo nel 2021. 

Nota 9 - Altri crediti e attività correnti 

I crediti tributari sono relativi principalmente ad altri crediti verso erario (11.129 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 (1.113 migliaia di Euro) ed al  credito verso l’Erario per IVA di gruppo (877 migliaia). 

Si segnala che per l’anno 2022 ERG S.p.A. non rinnoverà la sua adesione all’istituto dell’IVA di gruppo, che invece farà capo alla controllata ERG Power Generation S.p.A.

Il credito per IVA di gruppo residuo in capo ad ERG S.p.A. potrà essere dalla stessa utilizzato in compensazione nelle proprie liquidazioni periodiche.

Gli “altri crediti verso società del Gruppo” sono relativi principalmente a crediti verso altre società controllate aderenti all’istituto dell’IVA di Gruppo (2.291 migliaia di Euro).

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 e ad pagamenti effettuati a titolo provvisorio in giudizi relativi a retained matter correlate alla cessione della partecipazione in TotalERG. 

Nota 10 - Attività per imposte correnti

La voce Attività per imposte correnti include sostanzialmente i crediti verso società controllate per IRES da consolidamento fiscale. 

Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 30 Imposte sul reddito.

290

Nota 11 - Patrimonio netto 

Capitale sociale

Il capitale sociale al 31 dicembre 2021, 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 2020).

Alla data del 31 dicembre 2021 il Libro Soci della Società, relativamente agli azionisti detentori di partecipazioni rilevanti, evidenzia la seguente situazione:

•San Quirico S.p.A. è titolare di n. 83.619.940 azioni pari al 55,628%;

•Polcevera S.r.l. è titolare di n. 10.380.060 azioni pari al 6,905%;

Alla data del 31 dicembre 2021 San Quirico S.p.A. e Polcevera S.r.l.. risultavano controllate dalle famiglie Garrone e Mondini, eredi del fondatore del Gruppo ERG, Edoardo Garrone.

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 degli Azionisti di ERG S.p.A. in data 26 aprile 2021 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 21 aprile 2020 – per un periodo di 18 mesi a decorrere dal 26 aprile 2021, 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’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 21 aprile 2020 – per un periodo di 18 mesi a decorrere dal 26 aprile 2021, 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 a seguito dell’assegnazione ai relativi beneficiari del Piano di incentivazione pluriennale (Sistema LTI 2018-2020) di n. 668.000 azioni proprie ERG con data di regolamento del trasferimento il 6 maggio 2021, per un valore complessivo pari a 4.593 migliaia di Euro al prezzo medio di carico pari ad Euro 6,88.

Riserve 

291

•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 2021 è negativa per un importo pari a 4.626 migliaia di Euro e riflette l’effetto dei derivati di copertura dei finanziamenti in corso;

•La voce “Altre riserve” include principalmente:

•L’Avanzo generato dalla fusione per incorporazione 2015 di ISAB Energy in ERG S.p.A. pari a 261.132 migliaia di Euro;

•La riserva di rivalutazione monetarie che include dal 2015 la ricostituzione della riserva di riallineamento monetario ex lege 266/05 dell’ex ISAB Energy S.r.l. per un ammontare pari a 28.709 migliaia di Euro. Tale riserva potrà essere oggetto di distribuzione ai Soci, nel qual caso concorrerà alla formazione del reddito imponibile della Società, o potrà essere utilizzata per la copertura di perdite, nel qual caso la Società non potrà procedere alla distribuzione di dividendi, senza prima averne ricostituito l'ammontare. La Società non ha iscritto imposte differite passive su tali riserve in quanto non ne prevede utilizzi che possano generare tassazione.

•L’avanzo generato dalla fusione per incorporazione 2010 di ERG Raffinerie Mediterranee S.p.A. ed ERG Power & Gas S.p.A. in ERG S.p.A., pari a 446 milioni di Euro, era stato allocato in parte nella riserva “Avanzo da fusione 2010” (251 milioni) ed in parte a ricostituzione delle riserve specifiche di patrimonio netto (195 milioni) in sospensione d’imposta.

Di seguito si elencano le principali variazioni di periodo delle “Altre riserve”:

•Incremento della riserva relativa al Piano di incentivazione di lungo termine 2021-2023 in accordo con quanto disposto dall’IFRS 2 – Operazioni con pagamento basato su azioni come meglio dettagliato nella nota 25 Costi per servizi ed altri costi per un importo complessivo pari a 2.678 migliaia di euro;

•Decremento della riserva relativa al Piano di incentivazione di lungo termine 2018- 2020 in accordo con quanto disposto dall’IFRS 2 – Operazioni con pagamento basato su azioni a seguito dell’assegnazione ai beneficiari delle azioni proprie per un importo complessivo pari a 4.593 migliaia di euro:

•Variazione della riserva di valutazione del Trattamento di fine rapporto per un importo pari a 33 migliaia di euro.

La seguente tabella elenca le voci di patrimonio e indica per ognuna la possibile destinazione nonché gli eventuali vincoli di natura fiscale. 

292

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 2021 (112,2 milioni di Euro) e nel 2020 (111,7 milioni di Euro) deliberati in occasione dell’approvazione dei Bilanci degli anni precedenti corrispondono rispettivamente a 0,75 Euro e 0,75 Euro. 

In data 14 marzo 2022 il Consiglio di Amministrazione ha proposto il pagamento agli azionisti di un dividendo di 0,90 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 25 maggio 2022, previo stacco cedola a partire dal 23 maggio 2022 e record date il 24 maggio 2022.

Proposta del Consiglio di Amministrazione del 14 marzo 2022

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 2021 che si chiude con un utile di 21.126.479,05 Euro;

•deliberare il pagamento agli Azionisti di un dividendo di 0,90 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 25 maggio 2022, previo stacco cedola a partire dal 23 maggio 2022 e record date il 24 maggio 2022.

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 2021\. 

293

Nota 12 - 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*

Classificazione IAS 19

>50 dipendenti

Piano a benefici definiti

Trattamento di fine rapporto maturato fino al 31 dicembre 2006**

<50 dipendenti

Piano a benefici definiti

>50 dipendenti

Piano a contribuzione definita

Trattamento di fine rapporto maturato dal 1 gennaio 2007**

<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 26 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.

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.

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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 13 – 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.

Gli incrementi del periodo si riferiscono principalemente ad adeguamenti di natura monetaria del rischio sottostante. 

Il decremento pari a 326 migliaia di Euro del fondo business dismessi è principalmente dovuto alla definizione di alcune passività pregresse. 

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 lo stanziamento:

•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 

295

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 dovrà pertanto essere 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. Alla data di pubblicazione del presente Bilancio si è in attesa della fissazione dell’udienza. A partire dal 2007 i tributi di riferimento sono già 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 1°ottobre 2002 - 1°dicembre 2008 e derivanti dalla violazione delle garanzie ambientali rilasciate da ERG, risponde quest’ultima. 

Alla responsabilità contrattuale di ERG nei confronti di Lukoil si applicano le seguenti limitazioni: (a) limite massimo superiore applicabile pari al prezzo di cessione della partecipazione in ISAB S.r.l.; (b) le garanzie ambientali hanno una durata di 10 anni e sono scadute a dicembre 2018; e (c) nel caso di incerta identificazione del periodo cui si riferisce il potenziale danno si applica un décalage che si è concluso a fine 2018. Nel contratto con Lukoil è prevista una responsabilità di ERG illimitata nel tempo per i potenziali danni legati a eventi noti al momento di stipula del contratto (Known Environmental Matters). Fino a un importo di 33,4 milioni di Euro gli oneri sono 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 sono stati notificati da ERG Power S.r.l. ed ERG Power Generation S.p.A. due 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” e (ii) il 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. 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. 

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. 

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Nota 14 – 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 1.058 migliaia di Euro (1.906  al 31 dicembre 2020). La voce si riferisce principalmente al Fondo riorganizzazione oltre al alcuni fondi minori. Gli utilizzi si riferiscono al Fondo riorganizzazione.

Altri fondi correnti

Il valore al 31 dicembre 2021 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 2021 per 127 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:

oOneri 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 dell’esercizio corrente 

oFondo per liberalità a seguito di emergenza sanitaria nei territori dove opera il Gruppo ERG. 

•fondo garanzie in applicazione dell’IFRS 9 relativo agli impegni assunti nei confronti delle società controllate del Gruppo;

Nota 15 – 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.

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Nota 16 - Altre passività non correnti

Il valore al 31 dicembre 2021 è pari a zero. Si ricorda che, al 31 dicembre 2020 era pari a 3.350 migliaia di Euro ed era rappresentato principalmente da debiti verso dipendenti ed Amministratori.

Nota 17 - 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 18- 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 18 – 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 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 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 34 – Strumenti finanziari per ulteriori dettagli.

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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 860 milioni, in diminuzione di 171 milioni rispetto al 31 dicembre 2020 principalmente a seguito della distribuzione dei dividendi. 

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 due 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 2021 le fonti di Sustainable Finance, pari a 1.950 milioni di Euro su un totale di fonti finanziarie pari a 2.110 milioni di valore nominale (1.300 milioni di Euro al 31 dicembre 2020 su un totale di fonti finanziarie pari a 1.635 milioni di valore nominale) comprendono: 

•Green Bonds, per complessivi Euro 1.600 milioni (pari a Euro 1.100 milioni al 31 dicembre 2020), 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 350 milioni (pari a Euro 200 milioni al 31  dicembre 2020), che prevedono un meccanismo premiante legato al raggiungimento di un obiettivo in termini di risparmio di emissioni CO2;

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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 727.579 migliaia di euro al 31 dicembre 2021 (538.420 migliaia di Euro al 31 dicembre 2020) 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 8.118 migliaia di euro al 31 dicembre 2021 (0 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) include i crediti per derivati riferiti ad fair value attivo degli strumenti derivati non di copertura su commodities. 

Tale voce, nello schema della Posizione Finanziaria Netta in linea con le disposizioni CONSOB, confluisce nella voce “C Altre attività finanziarie correnti”

Attività finanziarie non correnti valutate al Fair Value 

La voce è pari a 0 milioni  al 31 dicembre 2021 (80.223 migliaia di euro al 31 dicembre 2020). Si ricorda che al 31 dicembre 2020 la voce  includeva  titoli a breve per circa 50,1 milioni e il finanziamento verso la controllata ERG Power S.r.l. per circa 30,0 milioni che era stato valutato al Fair Value con effetti non significativi. I titoli sono stati incassati a scadenza al 29 giugno 2021 e il finanziamento verso la controllata ERG Power è stato incassato nel corso del secondo semestre del 2021.

Altre attività finanziarie correnti e non correnti

Altre attività finanziarie correnti

La voce pari a 1.573.992 migliaia di euro al 31 dicembre 2021 (55.624 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) è costituita principalmente dalla quota corrente dei crediti derivante dalla gestione finanziaria  di ERG Power Generation S.p.A. (1.270.121 migliaia). Il significativo incremento nel corso del 2021 è principalmente dovuto al finanziamento della controllata ERG Power Generation finalizzato alle operazioni di M&A e alle operazioni di liability management sui project financing delle società controllate. Il finanziamento è stato interamente classificato come attività finanziaria corrente e rimborsato nel mese di gennaio 2022 a seguito dell’’incasso derivante dalla cessione della società controllata ERG Hydro (oggi Enel Hydro Appennino Centrale S.r.l.).

Nella voce sono inclusi anche da impieghi a breve di liquidità (300 milioni di Euro) e 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 attività finanziarie non correnti

Si evidenzia che le attività finanziarie correnti nel 2020 includevano la quota non corrente del finanziamento infragruppo verso la società controllata ERG Power Generation S.p.A. pari a 257.405 migliaiai di euro. Al 31 dicembre 2021 tale quota è stata riclassificata nelle passività finanziarie correnti in quanto il saldo è stato interamente rimborsato nel corso del mese di gennaio 2022.

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 

300

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 34 Strumenti finanziari.

Altre passività finanziarie correnti 

La voce è pari a 1.313.654 migliaia di euro al 31 dicembre 2021 (79.259 migliaia di Euro al 31 dicembre 2020).

La voce include:

•

o le posizioni a breve termine riferite a conti correnti di linee di finanziamento per un importo pari a 1.049.485 migliaia di Euro;

ola 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 257.080 migliaia di Euro;

oLa 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 7.089 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 (1.049.485 migliaia di Euro) e nella voce “F Parte corrente del debito finanziario non corrente – mutui e finanziamenti) per l’importo residuo pari a 264.169 migliaia di Euro.

Altre passività finanziarie non correnti

La voce è pari a 1.840.070 migliaia di euro al 31 dicembre 2021 (1.599.292  migliaia di Euro al 31 dicembre 2020).

Tale voce, nello schema della Posizione Finanziaria Netta in linea con le disposizioni CONSOB, confluisce nella voce “I – Debito finanziario non corrente” per la parte relativa ai finanziamenti (248.977 migliaia di Euro) e nella voce “J - Obbligazioni emesse” per la parte relativa alle obbligazioni (1.591.093 migliaia di Euro). 

Prestiti obbligazionari 

Le obbligazioni emesse pari 1.600 milioni di Euro al 31 dicembre 2021 (1.125 milioni al 31 dicembre 2020), 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 10,8 milioni. Tali costi sono stati rilevati negli oneri finanziari del 2021 secondo il metodo del costo ammortizzato per un ammontare pari a 1,7 milioni.

Il valore contabile della passività finanziaria include circa 9,0 milioni di interessi maturati nel periodo.

ERG colloca il suo terzo Green Bond per 500 milioni di Euro

ERG S.p.A. (“ERG”) ha completato il collocamento di un terzo prestito obbligazionario di importo pari ad Euro 500.000.000 della durata di 10 anni a tasso fisso, emesso nell’ambito del Programma Euro Medium Term Notes (EMTN) da Euro 3 miliardi (v. CS del 5/8/2021). L’emissione ha assunto la forma di Green Bond e si prevede di destinarne circa il 40% al rifinanziamento di progetti eolici e solari recentemente entrati a far parte 

301

del portafoglio del Gruppo ERG e il restante 60% circa al finanziamento di nuovi progetti da fonte eolica e solare nei Paesi Europei in cui ERG opera. Il prestito obbligazionario è rivolto esclusivamente a investitori istituzionali dell’Euromercato. L’emissione ha avuto ampio successo, ricevendo richieste pari ad oltre 6 volte l’ammontare delle obbligazioni offerte, da parte di investitori di primario standing e rappresentativi di numerose e differenti aree geografiche; significativa la partecipazione di investitori green e sostenibili. Le obbligazioni, che hanno un taglio unitario minimo di Euro 100.000, riconoscono una cedola lorda annua al tasso fisso dello 0,875% e sono state collocate a un prezzo di emissione pari al 99,752% del valore nominale. La data di regolamento è stata fissata per il giorno 15 settembre 2021. Da tale data le obbligazioni saranno quotate presso il mercato regolamentato della Borsa del Lussemburgo. 

Mutui e finanziamenti 

La voce pari a 506 milioni è principalmente riferibile a:

•due corporate loan bilaterali con Mediobanca S.p.A. (150 milioni) e UBI Banca S.p.A.(ora Gruppo Intesa Sanpaolo)  (100 milioni) sottoscritti nel primo semestre 2016 per rifinanziare la parte a breve termine del corporate acquisition loan sottoscritto per l’acquisizione di ERG Hydro S.r.l.(oggi Enel Hydro Appennino Centrale);

•Due finanziamenti Environmental, Social e Governance s a medio lungo termine ("ESG Loan”) pari a 100 milioni con la Banca Nazionale del Lavoro e pari a 100 milioni con Crédit Agricole con l'obiettivo di supportare il piano di investimenti del gruppo e di rifinanziare alcune linee di credito corporate. Si segnala che, in data 31 gennaio 2022, tali finanziamenti sono anticipatamente rimborsati;

•un corporate loan con Commerzbank (60 milioni) a fronte dell’estinzione anticipata dei project financing di ERG Power S.r.l. e di 5 società tedesche controllate integralmente. Si segnala che, in data 31 gennaio 2022, tale finanziamento è stato interamente rimborsato.

I debiti sopra rappresentati sono rilevati al netto degli oneri accessori rilevati contabilmente con il metodo del costo ammortizzato (1,2 milioni) e dell’effetto della rinegoziazione dei finanziamenti (2,8 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 include 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 in corso al 31 dicembre 2021. 

Tale voce, nello schema della Posizione Finanziaria Netta in linea con le disposizioni CONSOB, confluisce nella voce “E – Debito finanziario corrente – Strumenti valutati al Fair Value”

Passività finanziarie non correnti valutate al Fair Value

La voce è pari a 6.087 migliaia di euro al 31 dicembre 2021 (24.264 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) e include il fair Value sui derivati di copertura sui tassi di interesse variabili dei finanziamenti. Si fornisce di seguito il dettaglio: 

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Tale voce, nello schema della Posizione Finanziaria Netta in linea con le disposizioni CONSOB, confluisce nella voce “K – Debiti commerciali e altri debiti (strumenti valutati al Fair Value)”

Si rimanda alla Nota 34 – Strumenti finanziari per ulteriori dettagli.

Passività finanziarie per beni in leasing

Passività finanziare sorte a seguito dell’applicazione del principio IFRS 16 pari a 1.319 migliaia di cui 559 migliaia a medio lungo termine e 760 migliaia 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”.

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Nota 19 – Altre passività correnti 

I “Debiti tributari” sono relativi principalmente alle ritenute IRPEF verso i dipendenti per circa 807 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 2021.

Le “Altre passività correnti” includono principalmente gli altri debiti a breve verso controllate (1.294 migliaia di Euro) principalmente riferiti all’IVA di Gruppo. 

Nota 20 Passività per imposte correnti

Le Passività per imposte correnti includono principalmente gli altri debiti a breve verso le imprese controllate (67.386 migliaia di Euro) che hanno apportato valori deducibili nell’ambito del “Consolidato Fiscale”, nonché l’effettivo debito per l’IRES 2021 verso l’Amministrazione Finanziaria (2.149 migliaia di Euro).

Nota 21 - 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 622 milioni di Euro. 

Gli impegni verso terzi costituiscono principalmente impegni per la direzione dei sistemi informativi in particolare afferenti all’area finanza. 

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Analisi del Conto Economico 

Nota 22 - 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 38,3 milioni (35,5  al 31 dicembre 2020) 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 23 - 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 0,5 milioni di Euro.

Nota 24 - Costi per acquisti 

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Nota 25 - 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 2021 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 26 – Costo del lavoro. Si ricorda che la voce comprende, inoltre, l’Indennità di Cessazione Carica in conseguenza dell’avvicendamento dell’Amministratore Delegato avvenuto in data 26 aprile 2021.

Nota 26 - 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 2021 rappresentativo del fair value di tali strumenti.

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 

306

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 2021 l’organico complessivo dei dipendenti della società risulta pari a 205 unità.

Nota 27 - 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 1,1 milioni.

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Nota 28 - Proventi (oneri) finanziari netti 

L’ammontare degli interessi attivi bancari riguarda l’impiego della liquidità disponibile in conti deposito e conti correnti e, in misura minore, alla remunerazione dell’indebitamento a breve termine. L’incremento è imputabile sostanzialmente a una diversa composizione della liquidità tra depositi a vista e depositi a termine rispetto al 31 dicembre 2020 mentre Il rendimento della liquidità è in linea con l’esercizio precedente. 

Con riferimento agli interessi passivi bancari e su emissioni obbligazionarie i minori interessi passivi bancari rispetto al 2020 sono riconducibili principalmente all’effetto delle operazioni di Liability management effettuate nel corso del 2020. 

La voce operazioni liability management include gli oneri straordinari legati al rimborso anticipato della quota residua della passività derivante dall’emissione del prestito obbligazionario non convertibile effettuato nel 2017, parzialmente rimborsato nel corso del 2020 e per la quota rimanente nel mese di gennaio 2021. 

Gli altri interessi attivi includono principalmente gli interessi verso le società controllate. L’incremento è principalmente dovuto alla maggiore esposizione della società controllata ERG Power Generation S.p.A. solo parzialmente compensato dai minori interessi verso la controllata ERG Power S.r.l. a seguito dell’estinzione del relativo finanziamento. 

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.

Nota 29 \- 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. 

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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 837 migliaia di Euro.

La voce Svalutazioni accoglie principalmente l’adeguamento del fondo oneri su partecipazione per 127 migliaia di Euro relativo alla società ERG Petroleos S.A., a fronte del patrimonio netto negativo, come meglio commentato nel capitolo delle Partecipazioni.

Nota 30 – 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 4.895 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 2021 (5.438 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: 

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. 

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Le variazioni fiscali permanenti sono costituite principalmente dai dividendi da società controllate e dalle 

svalutazioni di partecipazioni.

Nota 31 – Risultato netto Attività operative cessate 

Definizione e criteri di rilevazione e misurazione

Attività operative cessate

Un’attività operativa cessata è una componente della Società le cui operazioni e i cui flussi finanziari sono chiaramente distinguibili dal resto della Società che:

- rappresenta un importante ramo autonomo di attività o area geografica di attività;

-fa parte di un unico programma coordinato di dismissione di un importante ramo autonomo di attività o un’area geografica di attività;

-è un’entità controllata acquisita esclusivamente con l’intenzione di rivenderla.

Un’attività operativa viene classificata come cessata al momento della vendita oppure quando soddisfa le condizioni per la classificazione nella categoria “possedute per la vendita”, se antecedente. Quando un’attività operativa viene classificata come cessata, il conto economico complessivo comparativo viene rideterminato come se l’attività operativa fosse cessata a partire dall’inizio dell’esercizio comparativo.

Attività possedute per la vendita

Le attività non correnti o i gruppi in dismissione composti da attività e passività, sono classificati come posseduti per la 

vendita quando è altamente probabile che il loro valore contabile sarà recuperato principalmente con un’operazione di vendita anziché tramite il loro utilizzo continuativo.

Le attività o il gruppo in dismissione vengono solitamente valutati al minore tra il valore contabile e il fair value al netto dei costi di vendita. L’eventuale perdita per riduzione di valore di un gruppo in dismissione viene allocata in primo luogo all’avviamento, e poi alle restanti attività e passività in misura proporzionale, ad eccezione di rimanenze, attività finanziarie, attività per imposte differite, benefici ai dipendenti, investimenti immobiliari e attività biologiche, che continuano ad essere valutate in conformità ad altri principi contabili del Gruppo. Le perdite per riduzione di valore derivanti dalla classificazione iniziale di un’attività come posseduta per la vendita o per la distribuzione e le differenze di valutazione successive sono rilevate nell’utile/(perdita) dell’esercizio.

Una volta classificate come possedute per la vendita, le attività immateriali e gli immobili, impianti e macchinari cessano di essere ammortizzati e le partecipazioni rilevate con il metodo del patrimonio netto non sono più rilevate con tale metodo.

Al 31 dicembre 2021 non sono presenti attività classificate come destinate alla vendita o cessate analogamente al 2020.

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Nota 32 - 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 33 – Parti correlate sono stati indicati separatamente gli importi relativi alle posizioni e transazioni con parti correlate.

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;

Nel 2020

1) i costi per servizi ed altri costi si riferiscono a costi correlati al fondo business dismessi, alle liberalità erogate a fronte dell’emergenza sanitaria ed ad oneri relativi a progetti non andati a buon fine;

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 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;

Nota 33 - 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.

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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 2021 è stato pari a 100 migliaia di Euro. 

Si evidenzia infine che nel corso del 2021 per nessuna società del gruppo ERG si è reso necessario procedere al rinnovo, nemmeno tacito, del Consolidato fiscale nazionale con ERG S.p.A.

Con riferimento all’anno di imposta 2022 si segnala che, a seguito della cessione della partecipazione da parte di ERG Power Generation, ERG Hydro (oggi Enel Hydro Appennino Centrale S.p.A.) S.r.l. non farà più parte del consolidato fiscale ERG. 

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 21 \- 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:

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Incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sul risultato economico 

I rapporti più significativi con le joint venture, le imprese collegate e controllate escluse dall’area di consolidamento riguardano:

•Ricavi verso la controllata ERG Power Generation S.p.A. per la prestazione di servizi;

•Proventi finanziari relativi ai finanziamenti infragruppo

•Costi verso la Fondazione Edoardo Garrone relativi al contributo per l’anno 2021;

L’incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economico e indicata nella seguente tabella di sintesi:

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Nota 34 - 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:

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); 

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.

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La tabella seguente mostra un’analisi degli strumenti finanziari derivati valutati al fair value, raggruppati in Livelli da 1 a 3 basati sul grado di osservabilità del fair value:

-livello 1, il fair value è determinato da prezzi quotati in mercati attivi;

-livello 2, il fair value è determinato tramite tecniche di valutazione che si basano su variabili che sono direttamente (o indirettamente) osservabili sul mercato;

-livello 3, il fair value è determinato tramite tecniche di valutazione che si basano su significative variabili non osservabili sul mercato.

Nota 35 - 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 

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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 8 – Crediti commerciali) in funzione del merito creditizio corrispondente ai rating interni assegnati.

La posizione di rischio al 31 dicembre 2021 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.

Le seguenti tabelle riassumono il profilo temporale delle passività finanziarie di ERG S.p.A. comprensive degli interessi al 31 dicembre 2021 ed al 31 dicembre 2020 sulla base dei pagamenti contrattuali non attualizzati e il relativo valore contabile. 

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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.

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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 2021 sono:

Derivati su tasso di interesse

•strumenti di tipo Interest Rate Option che consentono di fissare dei limiti superiori (cap) e inferiori (floor) alle oscillazioni del tasso di interesse relativamente a finanziamenti indicizzati a un tasso variabile;

•strumenti di tipo Interest Rate Swap per ricondurre al profilo di rischio ritenuto più opportuno i prestiti bancari a tasso fisso e variabile. Gli IRS prevedono che le controparti, con riferimento a un valore nozionale definito e a scadenze temporali prefissate, scambino tra loro flussi di interesse calcolati in relazione a tassi fissi o a parametri di tasso variabile in precedenza concordati;

Hedge accounting

La Società utilizza gli strumenti finanziari derivati per coprire la propria esposizione ai rischi di tasso d’interesse e rischio prezzo. I derivati incorporati sono separati dal contratto primario e contabilizzati separatamente quando il contratto primario non costituisce un'attività finanziaria e quando vengono soddisfatti determinati criteri 

All'inizio della relazione di copertura designata, La Società documenta gli obiettivi nella gestione del rischio e la strategia nell'effettuare la copertura, nonché il rapporto economico tra l'elemento coperto e lo strumento di copertura e se si prevede che le variazioni delle disponibilità liquide dell'elemento coperto e dello strumento di copertura si compenseranno tra loro. 

Quando uno strumento finanziario derivato è designato come strumento di copertura dell’esposizione alla variabilità dei flussi finanziari, la parte efficace delle variazioni del fair value dello 

strumento finanziario derivato viene rilevata nel Prospetto di conto economico complessivo e presentata nella riserva di copertura dei flussi finanziari. La parte efficace delle variazioni di fair value dello strumento finanziario derivato che viene rilevata nel Prospetto di conto economico complessivo è limitata alla variazione cumulata del fair value dello strumento coperto (al valore attuale) dall'inizio della copertura. La parte inefficace delle variazioni di fair value dello strumento finanziario derivato viene rilevata immediatamente nell’utile/(perdita) dell’esercizio. 

In una relazione di copertura, La Società designa come strumento di copertura solo la variazione del fair value dell'elemento a pronti del contratto a termine come strumento di copertura in una relazione di copertura dei flussi finanziari. 

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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).

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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 2021 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 2021 si rileva un fair value complessivo negativo pari a 6.087 migliaia di Euro. La variazione è rilevata nella riserva di Cash Flow Hedge.

Nota 36 – Fatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura dell’esercizio

Data

Settore

Fatto di rilievo

Comunicato stampa 

3 gennaio 2022

Idroelettrico

ERG ha perfezionato, attraverso la propria controllata ERG Power Generation S.p.A, il closing con Enel Produzione S.p.A. per la cessione dell’intero capitale di ERG Hydro S.r.l. Il corrispettivo è 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. 

Comunicato Stampa del 03/01/2022

26 gennaio 2022

Corporate

ERG è stata inserita nel Gender Equality Index (GEI) di Bloomberg che include più di 400 imprese in 45 paesi nel mondo, misurandone l’impegno nel supportare la parità di genere attraverso la promozione di un ambiente più inclusivo ed assicurando una trasparente ed esaustiva rappresentazione delle informazioni. Bloomberg ha riconosciuto ad ERG l’efficacia delle iniziative volte a favorire la diversità di genere fra le proprie persone in Italia e all’estero, attraverso chiare linee guida nei processi di recruitment, offrendo piani di sviluppo in linea con le migliore pratiche e garantendo al contempo la parità di retribuzione tra i generi, oltre che la massima chiarezza e qualità nella rendicontazione dei dati.

Comunicato Stampa del 26/01/2022

9 febbraio 2022

Termoelettrico

ERG ha firmato, attraverso la propria controllata ERG Power Generation S.p.A., 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) a basso impatto ambientale e ad alta efficienza, alimentata a gas naturale presso Priolo Gargallo, in provincia di Siracusa. Con una potenza installata pari a 480 MW, la produzione media annua si attesta a circa 2,4 TWh.

Il corrispettivo in termini di Enterprise Value, alla data del 31.12.2021, è pari a 188 milioni di euro e sarà oggetto di aggiustamento prezzo al closing. Il closing è previsto entro il terzo trimestre 2022.

Comunicato Stampa del 09/02/2022

10 febbraio 2022

Corporate

ERG entra nel “Suppliers Engagement Leaderboard” di CDP (Carbon Disclosure Project), che racchiude le imprese, a livello globale, con le migliori performance nella creazione di una catena di approvvigionamento sostenibile. Tra più di 13.000 aziende valutate nel 2021, ERG rientra nell’ 8% delle società che hanno 

Comunicato Stampa del 10/02/2022

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ottenuto il rating “A”, il più alto nella scala di valutazione realizzata sulla base del questionario “Climate Change” di CDP. 

23 febbraio 2022

Corporate

ERG entra nel mercato dello storage con due progetti per complessivi 22 MW di capacità installata nell’area Centro-Sud e Sicilia. I due progetti sono attualmente in fase di autorizzazione e la realizzazione è prevista in prossimità di due parchi eolici ERG in esercizio a Ginestra degli Schiavoni in Campania e a Vicari in Sicilia

Comunicato Stampa del 23/02/2022

Interventi normativi in materia di contenimento dell’aumento dei prezzi energia

Nella prima parte 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. Risultano ancora in corso di emanazione le modalità attuative da parte dell’ARERA, in base alle quali potranno essere meglio definiti gli impatti per il Gruppo.

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. 

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.

In relazione alla business continuity in merito all’ approvvigionamento di gas, nel caso di sanzioni legate all’export di Gas dalla Russia non sono da escludere impatti sui prezzi e sui volumi di approvvigionamento. Eventuali impatti sull’ impianto CCGT e sui contratti di vendita al sito saranno da valutare a seconda della tipologia di sanzioni che verranno eventualmente comminate alle esportazioni energetiche dalla Russia.

Si rileva che le tensioni geopolitiche stanno avendo forti impatti sui mercati, sia finanziari che delle commodities, con un forte aumento 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.

Nota 37 - 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 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 239 migliaia di Euro sono relativi alle seguenti attività:

oProcedure 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;

oConfort letter richiesta sull’aggiornamento del Prospetto informativo sull’ Euro Medium Term Note Programme (l’EMTN) e sul collocamento per emissione di notes relativamente all’esercizio 2021 per 100 migliaia di Euro; 

oattività formazione sui principi IFRS per 9 migliaia di Euro.

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Nota 38 - 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.

Non si segnalano contributi per l’anno 2021 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 39 - Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni IFRS applicati dal 1° gennaio 2021

Dal 1° gennaio 2021 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 References to Conceptual Framework in IFRS Standards, emesso il 29 marzo 2018; il documento contiene modifiche all'IFRS 2, IFRS 3, IFRS 6, IFRS 14, IAS 1, IAS 8, IAS 34, IAS 37, IAS 38, IFRIC 12, IFRIC 19, IFRIC 20, IFRIC 22 e SIC-32;

•Covid-19 Related rent concessions, Amendments to IFRS 16 Leases (entrata in vigore 1° gennaio 2020), emesso il 28 maggio 2020;

•Definizione della materialità (modifiche allo IAS 1 e IAS 8); emesso il 31 ottobre 2018. Lo IASB ha emesso emendamenti allo IAS 1 e IAS 8 con il fine di allineare la definizione di "materialità" ed allineare la definizione utilizzata nel Conceptual Framework e gli standard stessi;

•Riforma degli indici di riferimento per la determinazione dei tassi di interesse (modifiche all’IFRS 9, allo IAS 39 e all’IFRS 7), emesso il 26 settembre 2019. La modifica si è resa necessaria a seguito della riforma dell’IBOR. Lo IASB ha pubblicato il documento al fine di tenere conto delle conseguenze della riforma sull’informativa finanziaria e in modo che le imprese possano continuare a rispettare le disposizioni 

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presumendo che gli indici di riferimento per la determinazione dei tassi di interesse esistenti non siano modificati a seguito della riforma dei tassi interbancari.

Nota 40 - Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni IFRS e IFRIC, pubblicati ma non ancora adottati in via anticipata dal Gruppo al 31 dicembre 2021

Di seguito sono indicati i nuovi principi o modifiche ai principi, applicabili per gli esercizi che hanno inizio dopo il 1° gennaio 2021 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

Amendments to IFRS 4 Insurance Contracts – deferral of IFRS19

25 giugno 2020



1° gennaio 2021

Amendments to IFRS 9, IAS 39, IFRS 7, IFRS 4 and IFRS 16 Interest Rate Benchmark Reform – Phase 2

27 agosto 2020



1° gennaio 2022

Amendments to:

• IFRS 3 Business Combinations;

• IAS 16 Property, Plant and Equipment;

• IAS 37 Provisions, Contingent Liabilities and Contingent Assets

• Annual Improvements 2018-2020

14 May 2020



IFRS 17 Insurance Contracts including Amendments to IFRS 17

18 maggio 2017 – 25 giugno 2020



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 

12 febbraio 2021

Amendments to IAS 8 Accounting policies, Changes in

Accounting Estimates and Errors: Definition of Accounting

Estimates

12 febbraio 2021

Amendments to IAS 12 Income Taxes: Deferred Tax related to Assets and Liabilities arising from a Single Transaction

7 maggio 2021

1° gennaio 2023

Amendments to IFRS 17 Insurance contracts: Initial Application of IFRS 17 and IFRS 9 – Comparative information

9 dicembre 2021

La valutazione degli eventuali impatti dei sopraccitati Principi è in corso.

Nota 41 - Data pubblicazione del bilancio

In data 14 marzo 2022 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 2022

per il Consiglio di Amministrazione

Il Presidente

Edoardo Garrone

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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

1I 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 2021 e il 31 dicembre 2021.

2Al 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 2021 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.

3Si 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 2022

l’Amministratore  Il Dirigente Preposto

Delegato  alla redazione dei documenti

contabili societari

Paolo Luigi Merli Michele Pedemonte