Gas Plus

Interim / Quarterly Report • Sep 18, 2024

Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2024

Sede legale MILANO – Viale Enrico Forlanini, 17 Capitale Sociale: € 23.353.002 (interamente versato) R.I. 08233870156 R.E.A. 1210007 Codice fiscale e Partita IVA 08233870156

10 settembre 2024

INDICE

Struttura del Gruppo	3
Organi sociali	4
Dati di sintesi	5
Relazione intermedia sulla gestione consolidata al 30 giugno 2024	7
Bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2024
Prospetti contabili	51
Note esplicative	56
Attestazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato	85

GRUPPO GAS PLUS

Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2024

ORGANI SOCIALI CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE (1)

Ing. Stefano Cao (*) Presidente

Sig. Davide Usberti Consigliere Delegato Amministratore esecutivo

Dott. Lino Gilioli (**) (***) Vicepresidente Amministratore indipendente

Ing. Nicola De Blasio Consigliere Amministratore indipendente

Dott.sa Lisa Orlandi Consigliere Amministratore indipendente

Avv. Roberto Pistorelli Consigliere

Dott.sa Maria Saporito (***) Consigliere Amministratore indipendente

Ing. Cinzia Triunfo Consigliere

Dott.sa Margherita Usberti Consigliere

COLLEGIO SINDACALE (1)

Prof. Lorenzo Pozza Presidente

Dott. Manuel Menis Sindaco Effettivo

Dott.sa Gloria Francesca Marino Sindaco Effettivo

Dott. Silvano Corbella Sindaco Supplente

Dott.sa Maria Gimigliano Sindaco Supplente

SOCIETÀ DI REVISIONE (2) EY S.p.A.

(*) Nominato Presidente dal Consiglio di Amministrazione del 26 giugno 2024.

(**) Nominato Vice Presidente dal Consiglio di Amministrazione del 26 giugno 2024.

(***) Membri del Comitato per le Nomine e per la Remunerazione e del Comitato Controllo e Rischi.

(1) Nominato dall'Assemblea Ordinaria del 25 giugno 2024 e con scadenza alla data di approvazione del bilancio di esercizio al 31.12.2026. (2) Nominata dall'Assemblea Ordinaria del 25 giugno 2024 per un periodo di 9 anni e, quindi, con scadenza alla data di approvazione del bilancio di esercizio al 31.12.2032.

GRUPPO GAS PLUS: DATI DI SINTESI

Principali indicatori di mercato	30 giugno 2024	30 giugno 2023	var.%
Prezzo medio Brent spot (\$/bbl)(1)	84,03	79,66	5,5%
Prezzo medio gas - TTF "Day Ahead+Week End" (c€/Smc) (2	31,21	47,20	(33,9%)
Cambio medio EUR/USD(3)	1,081	1,081	0,1%
Euribor - a tre mesi (%), media del periodo(4)	3,866	2,997	29,0%
Principali dati operativi del Gruppo	30 giugno 2024	30 giugno 2023	var.%
Produzione di idrocarburi (Msmce)	109,9	118,5	(7,2%)
Vendite di idrocarburi (MSmce) Volumi di gas distribuito (MSmc)	133,5 104,6	144,6 100,8	(7,7%) 3,8%

Dati di Conto Economico (IAS / IFRS)	30 giugno 2024	30 giugno 2023	var.%
Ricavi da vendite	65.702	90.813	(27,7%)
Costi Operativi	41.785	48.865	(14,5%)
EBITDA	23.917	41.948	(43,0%)
% sui ricavi di vendita	36,40%	46,19%
EBIT	13.195	30.275	(56,4%)
EBIT Adjusted (8)	13.195	30.275	(56,4%)
Risultato operativo	13.195	30.606	(56,9%)
% sui ricavi di vendita	20,08%	33,70%
Risultato prima delle imposte	8.011	25.075	(68,1%)
Risultato del periodo	5.291	39.825	(86,7%)
Risultato netto Adjusted (8)	5.291	18.191	(70,9%)

Dati di Stato Patrimoniale (IAS / IFRS)	30 giugno 2024	30 giugno 2023
Investimenti in immobilizzazioni	6.291	15.397
di cui investimenti in esplorazione	110	187
Capitale circolante netto	(1.968)	(6.633)
Capitale investito netto (A) + (B)	257.332	271.972
Totale indebitamento finanziario (A)	30.129	49.488
Patrimonio netto (compresa quota terzi) (B)	227.203	222.484
Indici patrimoniali ed economici	30 giugno 2024	30 giugno 2023
ROI (5)	11,52%	34,63%
ROE (6)	6,53%	26,38%

Utile (perdita) per azione	0,12	0,91
PFN / EBITDA (7)	0,57	0,45
Totale indebitamento finanziario (A) / Patrimonio netto (B)	0,13	0,22
Gearing (A/A+B)	12%	18%

(1) fonte: Reuters.

(2) fonte: ICIS.

(3) fonte: BCE.

(4) fonte: European Money Markets Institute.

(5) = Risultato operativo annualizzato / capitale investito netto medio.

(6) = Risultato annualizzato / patrimonio netto medio.

(7) = Posizione finanziaria netta / EBITDA annualizzato.

(8) = Per la definizione dei risultati adjusted si veda il paragrafo "Indicatori alternativi di performance ".

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NOTA METODOLOGICA:

I costi operativi sono stati determinati come somma dei costi per materie prime e materiali di consumo, costi per servizi ed altri e costo del personale.

EBITDA è stato determinato come somma del risultato operativo, ammortamenti e oneri/proventi diversi.

EBIT è stato determinato come somma del risultato operativo e oneri/proventi diversi.

L'utile (la perdita) per azione è stato determinato in conformità alla previsione del principio contabile IAS 33. Il "Totale indebitamento finanziario" recepisce l'orientamento ESMA, pubblicato il 4 marzo 2021, che la Consob

richiede di adottare a partire dal 5 maggio 2021 con il "Richiamo di attenzione n. 5/21 del 29 aprile 2021".

L'EBITDA, l'EBIT e il Totale indebitamento finanziario, come sopra definiti, sono misure utilizzate dalla Direzione del Gruppo per monitorare e valutare l'andamento operativo dello stesso e non sono identificate come misura contabile nell'ambito degli IFRS; pertanto, non devono essere considerate una misura alternativa per la valutazione dell'andamento del risultato, della situazione patrimoniale e finanziaria e dei flussi di cassa del Gruppo. Poiché la composizione di tali misure non è regolamentata dai principi contabili di riferimento, il criterio di determinazione applicato dal Gruppo potrebbe non essere omogeneo con quello adottato da altri e pertanto potrebbe non essere comparabile.

RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE CONSOLIDATA AL 30 GIUGNO 2024

Highlights

Signori Azionisti,

come già in precedenza illustrato l'anno 2024 rappresenta per il Gruppo un anno di transizione rispetto a due principali variabili, la prima rappresentata dall'assestamento dei prezzi del gas su valori inferiori alle punte di prezzo del 2022 ed ai livelli comunque elevati del 2023 (la produzione di petrolio ha infatti un peso limitato nel mix del Gruppo) e l'altra dal prossimo avvio produttivo del principale progetto in Italia, il "Progetto Longanesi", avvio previsto nei primi mesi del prossimo anno, con volumi produttivi a regime paragonabili come ordine di grandezza alle attuali produzioni complessive del Gruppo stesso.

I risultati del primo semestre riflettono quindi il consistente calo di marginalità dell'attività E&P, ma solo transitorio grazie al prossimo avvio di Longanesi nonché, sia pure per volumi più limitati, ai previsti interventi su altri siti produttivi maturi in Italia che stanno registrando flessioni produttive. Relativamente al "Progetto Longanesi" sono terminate le opere di sottosuolo e, come già comunicato al mercato, è stata ottenuta l'autorizzazione ad effettuare prove di produzione di lunga durata (LPT) con adduzione del gas prodotto alla rete nazionale. Nel corso del primo trimestre del 2025, in concomitanza alla realizzazione degli impianti di superficie e, in particolare, della centrale di trattamento gas, avrà pertanto inizio, tramite le strutture provvisorie adibite alle suddette prove, la produzione di gas della relativa concessione.

Positivi ed in crescita rispetto al 2023 i risultati delle Business Unit Network e Retail.

Si segnala infine una forte riduzione della posizione finanziaria netta, destinata a crescere per i residui investimenti su Longanesi, ma in termini più contenuti rispetto alle previsioni pregresse potendo contare dopo i primi mesi del prossimo anno sui flussi di cassa derivanti dalla sua messa in produzione.

SINTESI DEI RISULTATI ECONOMICI E PATRIMONIALI CONSOLIDATI

Il semestre si è chiuso con un EBITDA di 23,9 milioni di euro rispetto ai 41,9 milioni di euro del 2023 con una flessione da attribuire prevalente alla progressiva riduzione dei prezzi energetici. L'EBIT ha invece raggiunto i 13,2 milioni di euro contro i 30,3 milioni di euro del 2023, dopo ammortamenti per 10,7 milioni di euro rispetto agli 11,7 milioni di euro del 2023. Data l'assenza di oneri e proventi diversi nel semestre il Risultato Operativo ha assunto lo stesso valore dell'EBIT.

A valle del Risultato Operativo gli oneri finanziari netti, in un contesto ancora caratterizzato da elevati tassi d'interesse, hanno evidenziato un calo contenuto (5,2 milioni di euro contro 5,5 milioni di euro del 2023) non riflettendo in apparenza la forte riduzione dell'indebitamento netto. Tali oneri comprendono tuttavia oneri di attualizzazione fondi per 2,8 milioni di euro (2,9 milioni di euro nel 2023).

Le imposte sul reddito hanno assunto un valore negativo di 2,7 milioni di euro rispetto ad un valore positivo di 14,7 milioni di euro del corrispondente periodo del 2023. In tale periodo le stesse avevano beneficiato della modifica normativa in ordine al contributo straordinario di solidarietà in Romania (già contabilizzato per 21,6 milioni di euro nel bilancio 2022) che aveva eliminato l'obbligo di versamento del suddetto contributo per la società del Gruppo operante in tale nazione e di conseguenza determinato un corrispondente provento non ricorrente da iscrivere a conto economico.

Il semestre si è chiuso infine con un utile netto di 5,3 milioni di euro rispetto ad un utile netto di 39,8 milioni di euro del 2023 (utile netto adjusted di 18,2 milioni di euro ossia utile al netto degli effetti della modifica del regime del contributo di solidarietà in Romania).

Sotto il profilo patrimoniale e finanziario, la struttura del Gruppo si conferma solida ed equilibrata.

Gli investimenti, terminate le attività di sottosuolo del progetto "Longanesi" e ancora in fase di avvio quelle di superficie, sono risultati in calo rispetto al dato del 2023 (6,3 milioni di euro contro 15,4 milioni di euro del corrispondente periodo dell'esercizio precedente), e hanno riguardato in prevalenza le attività di sviluppo E&P (5,0 milioni di euro contro 13,0 milioni di euro del 2023). Tali investimenti sono stati finanziati tramite il cash flow delle attività operative.

Al termine del primo semestre del 2024 l'indebitamento finanziario ha registrato una significativa flessione, attestandosi a 30,1 milioni di euro rispetto ai 50,5 milioni di euro di fine 2023 grazie ai positivi flussi di cassa di tutte le attività del Gruppo. L'indebitamento finanziario include per 3,3 milioni di euro gli effetti contabili dell'applicazione del principio contabile IFRS 16.

A conferma della forte patrimonializzazione del Gruppo, il rapporto tra indebitamento finanziario e patrimonio netto (0,13) è stato ancora in calo rispetto al contenuto dato di fine 2023 (0,22).

SCENARIO DI RIFERIMENTO

Gas

La decorsa parte del 2024 è stata caratterizza da un'alta forbice di volatilità, con oscillazioni di prezzo al TTF ad oggi comprese tra i 25 e i 41 Euro MWh che hanno determinato nel primo semestre dell'anno un prezzo largamente inferiore al corrispondente periodo del 2023. Non c'è stato l'atteso rimbalzo dei consumi europei, poco al di sopra del minimo storico del 2023 (da 465 a 469 miliardi di mc) e gli stoccaggi europei hanno raggiunto il 90% della capacità già a fine agosto.

Il mercato dei futures sembra indicare al momento il raggiungimento di un nuovo equilibrio, con prezzi sino a tutto il 2025 sostanzialmente stabili intorno ai 40 Euro MWh o di poco inferiori.

L'equilibrio non è però necessariamente stabile ed una serie di fattori potrebbe contribuire ad innescare nuova volatilità, con qualche contingente pulsione rialzista.

Il rialzo dei consumi asiatici è previsto tra il 2,1 e il 2,5% per il 2024, e se accelerasse nel 2025 potrebbe superare la nuova capacità disponibile (+2,4%) e mandare in tensione i prezzi. Le forniture di gas dalla Russia (peraltro mai sanzionate, se non per il risibile divieto di riesportazione del gnl importato) dovrebbero a fine 2024 attestarsi intorno al 15% dell'importato europeo; ma sono per il loro proseguire nel 2025 comunque oggetto di rischio geopolitico, laddove come visto nelle ultime settimane il puro "effetto annuncio" (chiusura del transito dall'Ucraina) è sufficiente a generare spinte sul prezzo. Oltre a Cina e Russia va infine considerato l'andamento metereologico, infatti un inverno, dopo tempo, rigido potrebbe portare a sensibili sbilanciamenti di mercato. L'outlook viene ritenuto stabile ma con rischi anche pronunciati di spinte rialziste.

Petrolio

A inizio settembre 2023 il petrolio ha superato i 93 dollari a barile e ad inizio settembre 2024 è sceso vicinissimo ai 70.

Le proiezioni sul futuro lontano sono le più disparate, ma sul futuro vicino convergono sino al 2025 a proiettare un nuovo massimo storico di produzione e consumi con una crescita di uno/due milioni di barili giorno che porterebbe la domanda globale intorno ai 102 milioni; e con la maggior parte degli analisti che indicano una fascia di prezzo tra gli 80 e i 90 dollari/barile.

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Almeno due variabili possono però influire sui consumi ed introdurre uno stato di volatilità anche estremamente ampio. La prima è sulla prosecuzione di Opec + (e dunque dell'intesa/cartello tra Opec e Russia, che insieme valgono poco meno del 50% della produzione mondiale) e sulle politiche che vorrà conseguentemente adottare. Opec + in tempi recenti ha privilegiato i prezzi sui volumi, difendendoli con sensibili tagli alla produzione. Se verranno mantenuti i tagli la fascia 80/90 dollari è realistica, mentre il suo superamento richiederebbe eventi di natura assolutamente eccezionale (in punto di rischio geopolitico, il prezzo ha assorbito, restando sotto i 90 dollari, quasi in contemporanea l'invasione dell'Ucraina, la crisi di Gaza e la chiusura di Suez causata dagli Houthi). Se si tornasse invece a privilegiare la difesa dei volumi, come storicamente ha fatto Opec, la possibilità che almeno temporaneamente il prezzo cada ben sotto i 70 dollari è più che realistica.

La seconda variabile è la Cina. Gli analisti attribuiscono il prezzo oggi a 70 dollari, nonostante i tagli di Opec +, in buona parte a consumi cinesi inferiori alle attese, anche per i forti progressi nella sua sostituzione con altre fonti energetiche (a maggio 2024 per la prima volta in Cina le auto con motore termico hanno rappresentato meno del 50% delle nuove immatricolazioni e qualche proiezione suggerisce che il dato potrebbe ripetersi anche su base annuale).

Tale dato potrebbe marginalmente influire al ribasso su volumi e prezzi già nell'anno a venire e per certo in quello successivo.

L'outlook non può essere che volatile.

Cambio euro/dollaro

Nel 2024 la media del cambio €/\$ si è attestata a 1,081 confermando i valori del corrispondente periodo dell'esercizio precedente.

Si riporta qui di seguito il trend delle quotazioni del gas naturale (TTF) e del Brent, espresso in dollari ed euro al barile.

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Grafico 2 – Trend Prezzo del Brent (USD)

Grafico 3 – Trend Prezzo del Brent (EUR)

Nel corso del primo semestre, e tuttora, il titolo incontra difficoltà ad apprezzarsi, nonostante i positivi risultati del 2023, la tenuta del prezzo della materia prima e la migliorata liquidità.

Il volume medio delle transazioni del periodo si è attestato attorno alle 60 mila azioni al giorno e il prezzo è oscillato tra Euro 2,26 e Euro 2,60.

L'evoluzione del prezzo risulta in linea con l'andamento di alcuni dei principali operatori del settore energetico.

Continua però la profonda divergenza tra il valore del patrimonio netto e la capitalizzazione di borsa che stenta a chiudersi.

Anche la conclusione della smobilitazione di posizioni di peso concluse nei mesi scorsi non ha contribuito a dare un diverso stimolo alla negoziazione del titolo sul mercato.

Molto dipende forse dal fatto che i nostri azionisti sono per la gran parte cassettisti e quindi poco propensi a muovere il portafoglio ed a seguire l'evoluzione dei dati aziendali che, dopo un periodo difficile, hanno cominciato a dare soddisfazione con il ritorno a un dividendo di un certo interesse e ad una prospettiva di crescita importante.

L'attenzione di investitori istituzionali potrebbe nel prossimo periodo contribuire a migliorare la negoziazione del titolo in Borsa.

Di seguito si riporta l'andamento del titolo Gas Plus nel periodo in esame.

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Di seguito viene commentato l'andamento delle singole business unit nel corso del primo semestre dell'anno.

Business Unit Exploration & Production

Nella seguente tabella, al fine di consentire una corretta comparazione dei dati, sono esposti i risultati delle singole società facenti parte della Business Unit E&P ed operanti in Italia (B.U. E&P Italia), ossia Gas Plus Italiana S.r.l. (di seguito GPI) e Società Padana Energia S.r.l. (di seguito SPE), e in aggregato quelli delle società attive all'estero (B.U. E&P Estero).

	30/06/2024
	GPI	SPE	ESTERO	TOTALE
Produzione netta (MSmce)	21,0	31,4	55,7	108,1
Ricavi (mln €)	9,0	13,1	16,6	38,7
EBITDA (mln €)	2,4	4,3	10,5	17,2
Investimenti esplorativi (mln €)	0,1	-	-	0,1
Investimenti di sviluppo (mln €)	-	4,6	0,3	4,9

	30/06/2023
	GPI	SPE	ESTERO	TOTALE
Produzione netta (MSmce)	24,1	36,4	54,9	115,3
Ricavi (mln €)	15,9	25,5	25,9	67,3
EBITDA (mln €)	8,9	13,1	15,0	37,0
Investimenti esplorativi (mln €)	-	-	0,2	0,2
Investimenti di sviluppo (mln €)	1,1	11,7	-	12,8

ITALIA

Risultati economici

Sotto il profilo dell'andamento economico, il primo semestre del 2024 è stato caratterizzato da una riduzione dei ricavi (-19,3 milioni di euro) legata principalmente alla flessione (37,5%) dei prezzi di vendita del gas, comprensivi di coperture, ed anche alla diminuzione (13,3%) dei volumi venduti.

L'Ebitda ha raggiunto i 6,7 milioni di euro contro i 22,0 milioni di euro del corrispondente periodo del 2023 a fronte principalmente del summenzionato calo dei ricavi.

Produzione

Nel primo semestre 2024 la produzione lorda di gas, condensati e petrolio è stata pari a 53,7 MSmce, di cui 21,4 MSmce relativi a GPI e 32,3 MSmce relativi a SPE.

In termini di tipologia di prodotto la produzione lorda di gas del periodo di riferimento è stata

pari a 44,1 MSmc contro 51,6 MSmc del primo semestre 2023.

Tale riduzione è dovuta principalmente ai seguenti fattori:

• al ridotto apporto di produzione di una concessione gestita da altro operatore per la quale sono allo studio interventi di manutenzione;

• ad interventi di manutenzione ordinaria e straordinaria con conseguenti fermi produttivi sulla concessione operata di Spilamberto; tali attività, che quest'anno penalizzeranno la produzione del campo, entro la fine del corrente esercizio saranno completate con l'istallazione di una unità di compressione i cui benefici, in termini di produzione, saranno visibili dall'inizio del prossimo anno;

• al naturale declino produttivo dei campi maturi.

La produzione di petrolio e condensati è stata invece pari a 9,6 MSmce contro 11,5 MSmce del primo semestre 2023; quest'ultimo decremento è dovuto alla minore produzione della concessione "Mirandola".

PRODUZIONE LORDA DI GAS (MSmc)

PRODUZIONE LORDA DI PETROLIO E CONDENSATI (Msmce)

	2024	2023	Differenza 2024-2023		2024	2023	Differenza 2024-2023
GPI	21,1	25,6	(4,5)	GPI (*)	0,3	0,3	-
SPE	23,0	26,0	(3,0)	SPE	9,3	11,2	(1,9)
Totale	44,1	51,6	(7,5)	Totale	9,6	11,5	(1,9)

* Il dato di Produzione lorda di petrolio e condensati è comprensivo del valore della Concessione B.C7.LF S.Maria a Mare e non del valore del campo Sarago Mare.

Sviluppo

Nel primo semestre 2024, per quanto concerne la concessione "Longanesi", si sono conclusi i lavori per la posa della rete di raccolta che avevano avuto inizio nel quarto trimestre 2023. Sono inoltre proseguite le gare per la realizzazione degli impianti di superficie ed è stata ottenuta l'autorizzazione per l'esecuzione di una prova di esercizio dei pozzi del giacimento, con inizio previsto nel primo trimestre 2025 e consegna del gas prodotto alla rete SNAM.

Sempre nel primo semestre 2024, sono proseguite inoltre le attività necessarie alla ripresa della produzione di alcuni giacimenti del parco titoli della Business Unit.

Per alcuni di tali giacimenti si segnala che sono inoltre pendenti iter autorizzativi per il riavvio di concessioni attualmente non produttive nonché valutazioni per interventi di potenziamento di concessioni già produttive (in regime ordinario ovvero nel contesto del provvedimento cd. "Gas Release").

Chiusure Minerarie

Si sono concluse le attività per il ripristino dell'area pozzo Cavone 15 nella concessione Mirandola. Sono proseguite le attività preliminari al ripristino delle aree dei pozzi Palmori 1 e Palmori 4 della concessione Masseria Acquasalsa.

Esplorazione e ricerca

Sono proseguite le revisioni sismiche e gli studi geologici e geofisici sui principali siti, necessari per programmare interventi di miglioramento della produzione.

Patrimonio titoli

Nel primo semestre del 2024 non si sono registrate variazioni nel patrimonio titoli del Gruppo. Pertanto il numero complessivo delle concessioni di coltivazione e la loro tipologia rimane invariato e pari a 42, di cui 29 concessioni con il Gruppo in veste di operatore e 13 in veste di partner non operatore.

	Gruppo operatore	Terzi operatori	Totale
Istanze di concessione	0	1	1
Concessioni di coltivazione	29*	13	42

* di cui n.10 concessioni di Società Padana Energia S.r.l. e n. 19 concessioni di Gas Plus Italiana S.r.l.

Riserve

Le riserve 2P complessive di idrocarburi al termine del primo semestre 2024 sono stimate nelle seguenti quantità:

	31/12/2023			30/06/2024
	GPI	SPE	Totale	GPI	SPE	Totale
Gas naturale (milioni di metri cubi)	957,8	2.063,4	3.021,2	936,7	2.040,4	2.977,1
Petrolio e condensati (milioni metri cubi equivalenti)	6,0	223,4	229,4	5,7	214,1	219,8
Totale idrocarburi (milioni metri cubi equivalenti)*	963,8	2.286,8	3.250,6	942,4	2.254,5	3.196,9

* Il barile di petrolio ed i condensati sono stati convertiti in metri cubi di gas equivalente utilizzando rispettivamente il coefficiente divisore di 0,00602 e di 0,00636

Per quanto riguarda l'entità delle riserve si segnala che, a conclusione del 2023, era stata rilasciata una nuova certificazione dall'esperto indipendente (Studio di Ingegneria Mineraria - SIM) che aveva rivisto le precedenti stime, quantificando le riserve 2P di idrocarburi al 31 dicembre 2023 in 3.250,6 milioni di metri cubi equivalenti. Tale certificazione era stata svolta in linea con gli

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aggiornamenti degli standard di valutazione già seguiti per la precedente certificazione.

Le riserve al termine del primo semestre del 2024, non essendo state rilevate variazioni, risultano pari a quelle certificate, a conclusione del 2023, dall'esperto indipendente meno la produzione del periodo di riferimento.

Altre informazioni attinenti all'attività del periodo

Relativamente alla concessione di Garaguso, la cui attività produttiva è ripresa all'inizio del 2019, dopo la conclusione della seconda procedura arbitrale che ha previsto la destituzione dell'Operatore, lo stesso Operatore destituito ha impugnato detto lodo dapprima davanti al Tribunale di Milano con esito negativo e successivamente alla Corte di Appello di Milano che ha rigettato l'appello, condannando in solido le appellanti (Energean Italy S.p.A., prima Edison E&P S.p.A. e Edison S.p.A.) al pagamento a favore di Gas Plus Italiana S.r.l. delle spese legali e di un ulteriore importo quale risarcimento per la condotta processuale delle appellanti considerata dalla Corte "…oggettivamente valutabile alla stregua di "un abuso del processo" per aver agito pretestuosamente…".

Gli appellanti hanno successivamente presentato ricorso in Corte di Cassazione, notificato il 27 febbraio 2023, contro la predetta sentenza della Corte di Appello di Milano, rispetto al quale Gas Plus Italiana S.r.l. ha presentato controricorso chiedendo alla Corte di dichiarare inammissibile e/o infondato il ricorso avversario.

È inoltre in discussione la valorizzazione di alcune poste con l'operatore Energean relative ad un titolo a mare gestito dallo stesso.

Si rimanda poi a quanto riportato nella Relazione al Bilancio 2023 al paragrafo "Sicurezza e Ambiente" in ordine ad alcuni procedimenti amministrativi di natura ambientale ed ai giudizi instaurati, precisando che ad oggi non vi sono stati eventi che abbiano materialmente modificato la situazione descritta nella citata Relazione.

Per quanto concerne invece gli interventi normativi e legislativi con un potenziale impatto sulle attività della B.U. E&P si rinvia a quanto esposto al paragrafo "Rischi normativi e regolatori" della presente relazione.

ESTERO

Con riferimento alle attività E&P all'estero, data la rilevanza del progetto, vengono di seguito commentate esclusivamente quelle in Romania (tramite Gas Plus Dacia S.r.l.).

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Risultati economici

I ricavi del primo semestre 2024 sono stati pari a 16,6 milioni di euro (25,9 milioni di euro nel 2023) a fronte di produzioni in lieve crescita rispetto a quelle del corrispondente periodo dell'anno precedente ma di prezzi in forte calo.

L'Ebitda ha raggiunto i 10,5 milioni di euro (15,0 milioni di euro nel 2023) ed ha scontato oneri fiscali (royalties e windfall tax) per 2,3 milioni di euro (6,6 milioni di euro nel 2023).

Produzione

La produzione è proseguita sui livelli previsti dall'Operatore e, in quota Gas Plus (10%), su base giornaliera è stata pari a circa 0,3 milioni standard metri cubi per una produzione netta complessiva nel primo semestre 2024 di circa 55,7 milioni di metri cubi, in aumento rispetto alla produzione dello stesso semestre del 2023 che ammontava a 54,9 milioni di metri cubi.

Attività del periodo

E' in corso il processo, relativamente alle attività del settore delle rinnovabili, avviato nel mese di luglio 2023 di permitting per un power corridor nel Mar Nero rumeno lungo l'infrastruttura già esistente del Progetto MGD, per collegare i futuri parchi eolici offshore alla rete elettrica nazionale Transelectrica (SEN). Con una capacità progettata di 3GW e 126 km di lunghezza, questo primo passaggio riguarda il primo power corridor in fase di permitting nel Mar Nero rumeno.

Il Progetto MGD - con la sua infrastruttura esistente, terreni e diritti di passaggio - è particolarmente adatto come power corridor per servire la produzione eolica offshore e le necessarie strutture di ricezione e connessione alla rete elettrica nazionale (SEN) come sottostazioni e, se necessario, convertitori. La realizzazione del power corridor sbloccherà un requisito chiave per lo sviluppo dell'energia eolica offshore in Romania, che contribuirà ad una maggiore sicurezza energetica e ad un aumento della capacità di produzione da fonti rinnovabili, aiutando quindi il Paese a raggiungere i nuovi obiettivi europei di produzione di energia da fonti di energia rinnovabile (FER).

Riserve

L'operatore BSOG ha aggiornato le riserve dei giacimenti Ana e Doina al mese di dicembre 2023 tramite un certificatore indipendente. Le riserve 2P dei due giacimenti, al netto della produzione del 2023, sono state certificate in 688,1 milioni di standard metri cubi per la quota del 10% d'interesse di Gas Plus.

Non è stato ancora emesso da parte dell'Operatore l'aggiornamento mid-year 2024 delle riserve. Le riserve al termine del primo semestre del 2024, non essendo state rilevate variazioni, risultano pertanto pari a quelle certificate, a conclusione del 2023, dal certificatore indipendente meno la produzione del periodo di riferimento ossia pari a 631,94 milioni di standard metri cubi.

Business Unit Storage

Risultati economici

Le attività nel settore dello "stoccaggio di idrocarburi" sono state incluse tra le "altre attività e attività non allocate" nella nota esplicativa al bilancio consolidato dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2023 n. 6, Informativa di settore, che comprendono principalmente, oltre alle attività della Business Unit Storage, le attività relative alle funzioni comuni e servizi centralizzati della capogruppo Gas Plus S.p.A. (nel seguito "Gas Plus", la "Società" o la "Capogruppo"). L'inclusione nelle "altre attività e attività non allocate" della Business Unit Storage è stata decisa in quanto, in funzione della complessità tecnica e dei necessari iter autorizzativi, essa è tuttora in fase di avviamento e pertanto non consegue ancora ricavi. Da segnalare inoltre che la Business Unit non consuntiva significativi valori patrimoniali e significativi costi di gestione, essendo state mantenute in carico esclusivamente le spese per gli studi (in particolare tecnici e progettuali) e per le attività connesse alla prosecuzione dei relativi iter autorizzativi ed al successivo affidamento delle opere da realizzarsi, dopo aver imputato, nell'esercizio 2014, a conto economico integralmente le opere sino ad allora eseguite sui siti prima del completamento degli iter autorizzativi.

Attività del periodo

Le attività nel settore dello stoccaggio di gas sono relative allo sviluppo di tre progetti, tutti in veste di operatore, che consentiranno di disporre di una capacità di stoccaggio di circa 1 miliardo di metri cubi (working gas), per circa il 90% di competenza del Gruppo Gas Plus, da raffrontare con i circa 13 miliardi di metri cubi di capacità nazionale, al netto dello stoccaggio strategico. Anche per la specifica collocazione geografica dei tre progetti, tutti lungo la dorsale adriatica nelle tre regioni delle Marche, dell'Abruzzo e del Molise, lo sblocco, la realizzazione e l'esercizio congiunto dei tre progetti consentirebbe di beneficiare di una significativa "massa critica" in termini di volumi di gas trattabili e di importanti sinergie.

Nel corso del 2014 erano stati rilasciati i provvedimenti di compatibilità ambientale (VIA) per i progetti Poggiofiorito e San Benedetto.

Per quanto riguarda il progetto San Benedetto, il decreto VIA era stato impugnato da alcuni cittadini avanti al TAR Lazio, che hanno poi presentato un ricorso per motivi aggiunti a ridosso dell'udienza fissata per il 10 gennaio 2024 impugnando il decreto di diniego della proroga della VIA di cui infra. All'esito di tale giudizio il TAR, con sentenza parziale, ha dichiarato estinto per tardività il ricorso principale contro il decreto VIA, fissando per il 19 giugno 2024 l'udienza per la discussione

dei motivi aggiunti. Stante l'avvenuta cancellazione dal ruolo di tale udienza, si è ora in attesa della fissazione della nuova udienza pubblica.

Nel contempo, nel mese di febbraio 2019, erano state presentate da Gas Plus Storage le istanze di proroga della VIA per i progetti di San Benedetto e Poggiofiorito.

In relazione all'istanza di proroga della VIA per il progetto San Benedetto, con Decreto del Ministro della Transizione Ecologica, di concerto con il Ministro della Cultura, del 13 luglio 2022 è stata negata la proroga al termine di efficacia della VIA. A fronte di un vaglio legale e tecnico, il provvedimento di diniego è stato impugnato davanti al TAR Lazio da Gas Plus Storage e, a seguito della presentazione di una istanza di trattazione congiunta, all'udienza fissata per il 21 giugno 2023 sono stati discussi nel merito sia il giudizio in questione sia il ricorso promosso dal Comune di San Benedetto avverso un provvedimento del Ministero dell'Ambiente di diniego alla riapertura dell'istruttoria VIA richiesta dal Comune. All'esito dell'udienza il TAR Lazio con sentenza pubblicata il 27 giugno 2023 ha dichiarato improcedibile per sopravvenuta carenza di interesse il ricorso presentato dal Comune di San Benedetto e, con sentenza pubblicata il 3 luglio 2023, ha accolto il ricorso di Gas Plus Storage, annullando il provvedimento del MiTE di diniego della proroga della VIA, condannando in solido il Comune di San Benedetto ed i Ministeri resistenti al pagamento delle spese legali liquidate in 5.000 euro oltre accessori di legge ed al rimborso del contributo unificato. Il Comune di San Benedetto ha poi appellato al Consiglio di Stato entrambe le sentenze di cui sopra. Per i due appelli presentati dal Comune di San Benedetto è stata fissata l'udienza pubblica per il 18 aprile 2024 e, con sentenze pubblicate il 16 e il 17 luglio 2024, il Consiglio di Stato ha respinto entrambi gli appelli presentati dal Comune di San Benedetto.

Il Gruppo, pur dovendo fronteggiare in parte dell'opinione pubblica un atteggiamento notevolmente critico rispetto alla realizzazione di nuove infrastrutture energetiche, resta costantemente impegnato nel proseguimento di tutte le attività tecniche e, eventualmente, delle azioni di carattere legale che risulteranno necessarie per completare gli iter autorizzativi di tali progetti, di rilevanza energetica nazionale.

GRUPPO GAS PLUS Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2024

Business Unit Retail

I principali dati economici della Business Unit Retail per il primo semestre del 2024 sono i seguenti:

	30/06/24	30/06/23
Volumi venduti (MSmc) Ricavi (mln €)	27,1 22,9	29,8 23,3
EBITDA (mln €)	3,2	2,0

Risultati economici ed andamento del periodo

Il primo semestre dell'anno evidenzia un leggero calo dei consumi. La curva termica del semestre non ha fatto registrare significative differenze rispetto all'anno precedente, il calo dei volumi venduti è quindi riconducibile ai minori consumi residenziali registrati, con il parco clienti costituito prevalentemente da un mercato domestico, sia dalla variazione del numero dei clienti serviti a seguito della liberalizzazione del mercato non vulnerabile.

I risultati economici del primo semestre dell'anno mostrano un leggero calo in termini di ricavi che si sono infatti attestati a 22,9 milioni di euro rispetto ai 23,3 milioni di euro del 2023.Tale riduzione è legata alla riduzione dei prezzi unitari del gas ed in parte sui minori volumi venduti come rappresentato in precedenza.

La marginalità si conferma in crescita e l'Ebitda ha raggiunto i 3,2 milioni di euro rispetto ai 2,0 milioni di euro del 2023. L'aumento è dovuto alla migliore marginalità complessiva sul mix del parco clienti.

Si confermano i focus sul tentativo di invertire la tendenza circa il calo di numerosità dei Clienti serviti mediante azioni commerciali mirate, sulla costante osservazione del mercato nazionale, al fine di monitorare su base mensile le proposte commerciali dei principali concorrenti e di poter così redigere offerte che, pur mantenendosi competitive, assicurino le migliori performances in termini di marginalità e sull'oramai consolidata prassi di massima attenzione riguardo ai criteri di selezione dei prospect ai quali proporre la contrattualizzazione, basato sull'attenta valutazione della loro affidabilità creditizia.

GRUPPO GAS PLUS Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2024

Business Unit Network

La Business Unit Network opera, al 30 giugno 2024 direttamente nell'attività di distribuzione gas in 40 Comuni. I principali dati economici della Business Unit Network relativi al primo semestre 2024 sono i seguenti:

	30/06/24	30/06/23
Volumi distribuiti (MSmc)	104,6	100,8
Ricavi (mln €)	9,6	8,7
EBITDA (mln €)	4,8	4,1
Investimenti (mln €)	1,1	2,3

Risultati economici

I ricavi del primo semestre 2024 si sono attestati a 9,6 milioni di euro rispetto agli 8,7 milioni di euro del 2023, mentre l'Ebitda ha raggiunto i 4,8 milioni di euro rispetto a 4,1 milioni di euro del 2023 grazie alla crescita del Vincolo Ricavi (VRT) ed al contenimento dei costi operativi.

Nel corso del primo semestre la Business Unit Network ha distribuito 104,6 MSmc di gas rispetto ai 100,8 MSmc del 2023, in lieve aumento (+3,8%) rispetto al 2023 legato in particolari ai maggior consumi produttivi/industriali.

Rapporti con Enti Concedenti

In merito ai rapporti concessori, giova evidenziare che, a seguito delle disposizioni dell'art. 24 del Decreto Legislativo 93/11, le gare per l'affidamento del servizio di distribuzione gas sono ammesse solo per Ambito Territoriale (ATEM); pertanto, nelle more della definizione degli aspetti propedeutici la gara d'ambito, i gestori continuano ad erogare il servizio, anche oltre la scadenza naturale e/o ope legis concordata.

Con il "DDL Concorrenza 2022" (approvato con la Legge n. 118/2022), sono previsti interventi destinati alle gare per il servizio di distribuzione gas naturale: in particolare, la principale novità riguarda il riconoscimento, a favore degli Enti concedenti, del valore di rimborso dei cespiti di proprietà pubblica, calcolato tramite l'applicazione delle Linee Guida MISE (DM 22/05/2022).

Al 30 giugno 2024 sono stati pubblicati 40 bandi di gara, nessuno dei quali di interesse della Business Unit. I primi bandi e disciplinari (oggetto di numerose impugnazioni al TAR) hanno evidenziato come le procedure ed i meccanismi attuativi adottati per lo svolgimento delle gare risultino complessi e di difficile implementazione.

Tra le poche procedure che hanno visto la presentazione di offerte di gara, si segnala che,

nell'ATEM di "Milano 1", la Stazione appaltante ha assegnato, a valle di ampio contenzioso, (con ricorsi presentati da entrambi i partecipanti) l'aggiudicazione definitiva, a cui ha fatto seguito la stipula del nuovo contratto, ad Unareti S.p.A. (gruppo A2A).

Negli ATEM di "Torino 1", "Torino 2", "Belluno", "Valle d'Aosta", "La Spezia" e "Catanzaro-Crotone" le relative Stazioni appaltanti hanno provveduto all'aggiudicazione definitiva alla società Italgas Reti S.p.A..

Nell'ATEM di "Napoli 1", a seguito della sentenza del Consiglio di Stato, è stata confermata l'aggiudicazione a favore della Società 2i Rete Gas S.p.A..

Nell'ATEM di "Udine 2", l'aggiudicazione è stata assegnata all'incumbent AcegasApsAmga S.p.A. (gruppo Hera).

I termini di scadenza per la pubblicazione dei bandi di gara sono stati approvati con il Decreto Legge n. 210/2015 (Milleproroghe 2016, convertito nella legge n. 21/2016) e sono tutti scaduti. Con analogo provvedimento sono state eliminate le possibili sanzioni in capo agli Enti Locali nel caso di ritardo nell'iter di emanazione dei bandi gara.

La Business Unit continua la propria attività finalizzata alla definizione del valore di rimborso degli impianti e degli ulteriori adempimenti previsti dalla normativa di settore in vista delle future gare d'ambito.

Ambito regolatorio e normativo

In merito all'obbligo di messa in esercizio dei gruppi di misura elettronici si è conclusa con successo, entro il 31 dicembre 2023, la campagna di sostituzione prevista dall'ARERA di una quota pari al 85% dei misuratori G4 e G6 con smart meters. Ad oggi l'Autorità non ha posto in capo agli esercenti nuovi obblighi.

La Business Unit prosegue, comunque, sia l'installazione di smart meters gas presso i nuovi PdR, sia la campagna di sostituzione dei restanti contatori tradizionali. Al 30 giugno 2024 risultano posati n. 86.384 G4-G6 elettronici, pari ad oltre l'85% del totale.

Investimenti

La Business Unit, nel corso del primo semestre dell'anno 2024, ha effettuato investimenti sugli impianti di distribuzione gas per 1,1 milioni di euro.

Tee

In data 31 Maggio 2021 è stato approvato, da parte del Ministero per la Transizione Energetica, il decreto ministeriale contenente l'indicazione dei nuovi obblighi previsti per gli anni

2021-2024, oltre alla rideterminazione degli obblighi previsti per l'anno 2020.

Anche a causa della forte contrazione dell'offerta, con conseguente rialzo dei prezzi di acquisto (300 €/TEE), il nuovo decreto ha approvato, da un lato, la forte riduzione degli obblighi in capo ai distributori di gas ed energia elettrica e, dall'altro lato, ha introdotto un meccanismo di aste (dal quale sono esclusi i soggetti obbligati).

Il Decreto ha, infatti, previsto una riduzione del 60% degli obblighi 2020 (diminuiti dagli iniziali 28.521 a 11.423 TEE) con un positivo impatto sul conto economico ed ha considerevolmente tagliato gli obblighi 2021-2024. La stima dell'obbligo riferito all'anno 2024 ammonta a 9.800 titoli.

COMMENTO AI RISULTATI ECONOMICI E ALLA SITUAZIONE PATRIMONIALE

CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO

Importi in migliaia di euro

	30/06/2024	30/06/2023
Ricavi	63.798	88.427
Altri ricavi e proventi	1.904	2.386
TOTALE RICAVI	65.702	90.813
Costi per materie prime e materiali di consumo	(14.796)	(24.937)
Costi per servizi ed altri	(22.692)	(20.024)
Costo del personale	(4.297)	(3.904)
MARGINE OPERATIVO LORDO (EBITDA)	23.917	41.948
Ammortamenti	(10.722)	(11.673)
EBIT	13.195	30.275
Proventi diversi	-	331
RISULTATO OPERATIVO	13.195	30.606
Proventi finanziari	292	42
Oneri finanziari	(5.476)	(5.573)
RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE	8.011	25.075
Imposte sul reddito	(2.720)	14.750
RISULTATO DEL PERIODO	5.291	39.825

L'andamento economico del primo semestre dell'esercizio ha risentito della significativa flessione dei prezzi di vendita del gas che ha ridotto in particolar modo i ricavi di vendita dell'area E&P.

I ricavi sono infatti passati da 88.427 migliaia di euro del 2023 a 63.798 migliaia di euro del 2024 ed hanno prevalentemente riguardato l'attività di esplorazione e produzione di gas metano, petrolio e condensati proveniente dai giacimenti del Gruppo (B.U. E&P) e la vendita di gas a clienti finali (B.U. Retail). L'attività di distribuzione gas (B.U. Network) è infatti tuttora svolta prevalentemente nei confronti di una società del Gruppo ed il relativo contributo in termini di ricavi risulta limitato dalla conseguente elisione delle relative componenti economiche a livello di bilancio consolidato, mentre l'attività di stoccaggio si trova ancora in una fase di start-up.

L'attività di esplorazione e produzione di gas (B.U. E&P), a fronte di produzioni in lieve calo rispetto al 2023 ma soprattutto di prezzi inferiori di vendita, ha generato ricavi per 30.385 migliaia di euro (51.438 migliaia di euro nel 2023) di cui 13.798 migliaia di euro (25.512 migliaia di euro nel 2023) conseguiti in Italia e 16.587 migliaia di euro (25.926 migliaia di euro nel 2023) all'estero. Tali ricavi sono comprensivi dell'effetto positivo delle coperture sulla commodity per 443 migliaia di euro (2.082 migliaia di euro nel 2023).

Sempre in ambito E&P, l'attività di esplorazione e produzione di petrolio e condensati, per effetto invece delle minori quantità prodotte, ha visto a sua volta scendere i propri ricavi da 3.736 migliaia di euro del 2023 a 3.380 migliaia di euro del 2024.

Anche l'attività di vendita gas a clienti finali (B.U. Retail) ha registrato un calo complessivo, seppur più contenuto, dei ricavi che sono passati da 22.145 migliaia di euro del 2023 a 21.867 migliaia di euro del 2024 in questo caso a fronte, inoltre, di una riduzione dei volumi venduti (circa l'8,9%). La flessione dei ricavi risulta decisamente più contenuta rispetto a quella degli altri settori di attività per la diminuzione e/o il termine di alcune agevolazioni ai clienti finali introdotte nel corso del 2023 (in materia, ad esempio, di bonus gas e di oneri di sistema) che ha riportato l'impatto economico di tali componenti a livelli più elevati nel 2024.

Infine, l'attività di distribuzione gas metano (B.U. Network), che ha avuto tra l'altro un aumento dei volumi distribuiti di gas (circa il 3,8%), ha invece registrato ricavi in crescita per 4.644 migliaia di euro contro 3.739 migliaia di euro del 2023, grazie all'aumento del vincolo ricavi (VRT).

La voce altri ricavi e proventi ha registrato una lieve riduzione rispetto al corrispondente periodo del 2023 (1.904 migliaia di euro contro 2.386 migliaia di euro del 2023). Le principali componenti della voce in esame sono costituite dai contributi di allacciamento e dai servizi ad utenti gas e dai contributi per l'acquisizione dei certificati di risparmio energetico (TEE), quest'ultimi in lieve calo rispetto al 2023 (1.349 migliaia di euro contro 1.419 migliaia di euro del 2023).

Dal lato dei costi, si sono ridotti i costi per materie prime e materiali di consumo, passati da 24.937 migliaia di euro del 2023 a 14.796 migliaia di euro del 2024 con una riduzione complessiva di 10.141 migliaia di euro. In questo ambito si è registrata la riduzione dei costi d'acquisto del gas metano, la principale materia prima, (-9.953 migliaia di euro) per la flessione degli scenari dei prezzi energetici e quella dei costi per l'acquisto dei certificati di risparmio energetico – TEE (-76 migliaia di euro), in linea con l'andamento dei connessi ricavi.

Un aumento hanno invece registrato i costi per servizi ed altri il cui importo è stato pari a 22.692 migliaia di euro contro 20.024 migliaia di euro del corrispondente periodo dell'esercizio precedente (+2.668 migliaia di euro rispetto al 2023). In questo ambito, l'entità dei costi di traporto gas ha risentito dei provvedimenti legislativi che nel 2023 avevano temporaneamente azzerato gli oneri di sistema. Tale attività, nel 2024, ha infatti determinato costi per 3.717 migliaia di euro mentre, nel 2023, proventi netti per 5.631 migliaia di euro

A causa della flessione dei prezzi di vendita, si sono significativamente ridotte le royalties gravanti sulle produzioni di idrocarburi in Italia (-647 migliaia di euro rispetto al 2023) e le royalties e la windfall tax per le attività svolte in Romania (-4.260 migliaia di euro rispetto al 2023).

Si sono mantenuti invece sui livelli del 2023 gli oneri per perdite su crediti, comprensivi delle componenti non finanziarie delle cessioni periodiche della cartolarizzazione (235 migliaia di euro contro 257 migliaia di euro del 2023).

I costi del personale sono risultati superiori al valore del corrispondente periodo precedente (4.297 migliaia di euro contro 3.904 migliaia di euro del 2023) pur a fronte di una riduzione dell'organico, per la minore quota dei relativi costi attribuibile ad attività di investimento.

L'EBITDA ha registrato pertanto una significativa flessione passando da 41.948 migliaia di euro del 2023 a 23.917 migliaia di euro del 2024 con una riduzione in valore assoluto di 18.031 migliaia di euro.

Gli ammortamenti si sono attestati a 10.722 migliaia di euro rispetto a 11.673 migliaia di euro del 2023. In entrambi i periodi non sono state effettuate riprese di valore e svalutazioni degli assets iscritti a bilancio, non essendo emersi indicatori di impairment che potessero influire sul loro attuale valore recuperabile.

L'EBIT è sceso a 13.195 migliaia di euro rispetto a 30.275 migliaia di euro del corrispondente periodo del 2023 con una riduzione di 17.080 migliaia di euro, riflettendo sostanzialmente l'andamento dell'EBITDA.

Data l'assenza di proventi ed oneri diversi il risultato operativo è stato pari all'EBIT. Nel 2023 tale componente aveva recepito la distribuzione di dividendi da parte della partecipata Serenissima Gas S.p.A. la cui quota di partecipazione è stata ceduta a terzi nel mese di dicembre dello scorso anno.

Il saldo negativo della gestione finanziaria ha raggiunto l'importo di 5.184 migliaia di euro contro 5.531 migliaia di euro del 2023.

In quest'ambito i proventi finanziari sono rimasti di entità contenuta (292 migliaia di euro contro 42 migliaia di euro del 2023).

Gli oneri finanziari (passati da 5.573 migliaia di euro del 2023 a 5.476 migliaia di euro del 2024) hanno visto invece l'aumento degli interessi passivi sulle linee a breve termine (729 migliaia di euro contro 574 migliaia di euro del 2023) e la riduzione di quelli sulle linee a medio lungo termine (1.415 migliaia di euro contro 1.547 migliaia di euro del 2023) riflettendo l'andamento dei tassi di interesse e, solo parzialmente, il minor indebitamento a medio lungo termine.

Le commissioni sui finanziamenti hanno registrato un significativo decremento (171 migliaia di euro del 2024 contro 436 migliaia di euro del 2023). Nel 2023 avevano scontato gli effetti della scadenza (al termine del primo semestre) del periodo di disponibilità della linea di finanziamento Capex e della cancellazione anticipata (nel corso del primo trimestre) della linea di finanziamento RBL.

GRUPPO GAS PLUS Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2024

Gli oneri per attualizzazione fondi sono rimasti sostanzialmente in linea con il 2023 (2.825 migliaia di euro del 2024 contro 2.867 migliaia di euro del 2023), non essendo intervenute rilevanti variazioni nel relativo tasso di interesse.

Le imposte sul reddito, correnti, differite e anticipate hanno presentato un saldo negativo complessivamente pari a 2.720 migliaia di euro contro un saldo positivo di 14.750 migliaia di euro del 2023. Le imposte del 2023 avevano risentito della non debenza del contributo di solidarietà che era stato istituito, a fine 2022, in Romania sulle attività di estrazione del gas ed iscritto nel bilancio consolidato 2022 per l'importo di 21.646 migliaia di euro. L'ambito di applicazione di tale contributo era stato successivamente oggetto di una modifica, apportata nel maggio 2023 in sede di conversione dell'originario provvedimento in materia, che aveva previsto di escludere dal pagamento (sia per il 2022 che per il 2023) i soggetti che avevano iniziato a produrre a partire dal 2022 (come Gas Plus Dacia S.r.l. del Gruppo Gas Plus) e di conseguenza determinato un corrispondente provento non ricorrente da iscrivere a conto economico tra le imposte sul reddito.

Il primo semestre dell'esercizio 2024 si è chiuso infine con un utile netto di 5.291 migliaia di euro rispetto ad un utile netto di 39.825 migliaia di euro del corrispondente periodo del 2023, che comprendeva però l'effetto positivo della modifica, sopra descritta, del regime del contributo di solidarietà in Romania.

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GRUPPO GAS PLUS Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2024

STATO PATRIMONIALE SINTETICO RICLASSIFICATO

Importi in migliaia di euro

	30 giugno 2024	31 dicembre 2023
Capitale immobilizzato
Immobilizzazioni immateriali	248.933	252.841
Immobilizzazioni materiali	137.300	140.132
Altre attività e passività non correnti	(1.696)	(1.445)
Totale	384.537	391.528
Capitale circolante netto
Rimanenze	3.911	4.093
Crediti commerciali	23.549	31.201
Debiti commerciali	(18.687)	(25.350)
Altri debiti e crediti correnti	(10.741)	4.360
Totale	(1.968)	14.304
Fondi rischi per oneri e imposte differite nette	(120.623)	(121.663)
Fondi per benefici ai dipendenti	(4.614)	(4.719)
Capitale investito netto	257.332	279.450
Patrimonio netto	227.203	228.955
Indebitamento finanziario netto	30.129	50.495
Coperture	257.332	279.450

La situazione patrimoniale consolidata del Gruppo presenta un capitale investito netto in calo rispetto al dato del precedente esercizio (257.332 migliaia di euro contro 279.450 migliaia di euro del 31 dicembre 2023).

Il capitale immobilizzato risulta pari a 384.537 migliaia di euro contro 391.528 migliaia di euro del 2023 e registra una riduzione complessiva di 6.991 migliaia di euro.

Nell'ambito di questa voce le immobilizzazioni immateriali sono pari a 248.933 migliaia di euro e si riducono complessivamente di 3.908 migliaia di euro rispetto al dato di fine 2023, mentre le immobilizzazioni materiali sono pari a 137.300 migliaia di euro e si riducono di 2.832 migliaia di euro. La riduzione complessiva delle immobilizzazioni materiali ed immateriali (6.740 migliaia di euro) è determinata dal saldo tra gli incrementi netti (3.982 migliaia di euro) e gli ammortamenti del periodo (10.722 migliaia di euro).

Il saldo tra le altre attività e passività non correnti presenta ancora un valore negativo (-1.696 migliaia di euro contro -1.445 migliaia di euro del 2023). Tale aggregato comprende gli anticipi corrisposti per le future gare d'ambito (398 migliaia di euro), la quota non corrente relativa ad alcuni crediti di imposta (10 migliaia di euro) e depositi cauzionali attivi (284 migliaia di euro) e passivi (2.388 migliaia di euro).

A differenza del dato al termine del precedente esercizio il capitale circolante netto presenta un saldo negativo di 1.968 migliaia di euro rispetto ad un saldo positivo di 14.304 migliaia di euro di fine 2023.

Al suo interno sono in lieve calo le rimanenze (3.911 migliaia di euro contro 4.093 migliaia di euro del 2023) e, in particolare, quelle di gas naturale. A causa dei minori prezzi di vendita e dei consueti minori consumi al termine del periodo invernale hanno registrato una flessione più rilevante i crediti commerciali (23.549 migliaia di euro contro 31.201 migliaia di euro del 2023) ed i debiti commerciali (18.687 migliaia di euro contro 25.350 migliaia di euro del 2023). La riduzione complessiva delle suddette voci è pari a 1.171 migliaia di euro e pertanto molto inferiore a quella complessiva registrata dal capitale circolante (-16.272 migliaia di euro).

L'importo del capitale circolante netto resta infatti condizionato dal saldo tra gli altri debiti e crediti correnti che, al termine del semestre, ha assunto un valore negativo di 10.741 migliaia di euro rispetto ad un valore positivo di 4.360 migliaia di euro del 2023. Gli altri debiti e crediti correnti comprendono i debiti per dividendi deliberati ma non ancora distribuiti al termine del semestre (pari a 6.536 migliaia di euro nel 2024), il fair vale dei derivati di copertura e, per il restante importo, prevalentemente crediti e debiti di natura tributaria (imposte dirette e indirette, royalties, ecc.) e nei confronti di enti pubblici, quali la CSEA, che risentono generalmente dell'andamento economico del periodo e/o dell'ultimo esercizio e del differente relativo periodo di liquidazione nel corso dell'anno.

In questo ambito, come al termine del precedente esercizio, è di segno positivo (454 migliaia di euro) ma in riduzione il fair value netto dei derivati di copertura sulle commodity (fair value positivo per 2.418 migliaia di euro a fine 2023) e quello dei derivati a copertura dei tassi d'interesse (214 migliaia di euro contro 495 migliaia di euro di fine 2023). Tali derivati, che hanno soddisfatto i criteri per il trattamento in hedge accounting ai fini contabili, sono stati contabilizzati con contropartita una riserva di patrimonio netto ed il relativo importo sarà pertanto recepito nel conto economico dei successivi periodi unitamente agli effetti economici positivi e negativi che saranno generati dagli elementi coperti.

Relativamente invece alle componenti di natura tributaria, registrano innanzitutto una forte variazione rispetto al dato di fine 2023 il saldo dell'imposta di consumo che passa da un credito netto di 2.851 migliaia di euro ad un debito netto di 1.770 migliaia di euro e la posizione netta dell'Iva che passa da un credito netto di 6.033 migliaia di euro ad un credito netto di 2.093 migliaia di euro. Aumentano inoltre i debiti netti per imposte sui redditi (6.047 migliaia di euro contro 4.413 migliaia di euro del 2023) per effetto delle imposte a carico del risultato del periodo. A tale proposito si segnala che i versamenti delle imposte a titolo di saldo del 2023 e di acconto del 2024 sono stati effettuati, nei termini di legge, all'inizio del mese di luglio per circa 6,4 milioni di euro.

La voce "altri crediti e debiti correnti" comprende infine i debiti per royalties e windfall tax sulle produzioni di idrocarburi (2.503 migliaia di euro contro 5.031 migliaia di euro del 2023) ed i crediti per i contributi a fronte dei titoli di efficienza energetica - TEE - (+1.349 migliaia di euro) per gli ulteriori obblighi del periodo in capo alle società di distribuzione del Gruppo.

I fondi rischi per oneri e imposte differite nette, le cui principali componenti sono costituite dal fondo smantellamento e ripristino siti, dal fondo oneri ambientali e dal fondo imposte differite nette, presentano complessivamente una riduzione di 1.040 migliaia di euro rispetto all'importo del precedente esercizio (120.623 migliaia di euro contro 121.663 migliaia di euro del 2023) a causa degli accantonamenti e degli utilizzi del periodo. Nell'ambito di questa voce aumenta il saldo positivo tra le imposte differite attive e passive, che risulta pari a 29.322 migliaia di euro contro 27.929 migliaia di euro della fine del precedente esercizio. Anche il fondo smantellamento e ripristino siti risulta in lieve crescita (144.481 migliaia di euro contro 144.304 migliaia di euro del precedente esercizio) per effetto degli oneri di attualizzazione a carico del periodo e dell'aggiornamento di alcuni parametri di stima. Non presenta invece variazioni rilevanti il fondo per oneri ambientali (-24 migliaia di euro rispetto al 2023).

I fondi per benefici ai dipendenti ammontano a 4.614 migliaia di euro (4.719 migliaia di euro nel 2023) e risultano in decremento rispetto al dato del 2023 per le variazioni dell'organico registrate nel periodo.

L'indebitamento finanziario netto risulta invece in forte calo rispetto allo scorso esercizio ed ammonta a 30.129 migliaia di euro contro 50.495 migliaia di euro di fine 2023. Si segnala che il livello dell'indebitamento risente anche degli effetti dell'applicazione del principio contabile IFRS 16 che ha determinato l'iscrizione di passività finanziarie per 3.342 migliaia di euro, in riduzione di 282 migliaia di euro rispetto al 2023.

Nell'ambito dell'indebitamento finanziario netto, grazie ai positivi flussi di cassa delle attività operative, si registra un aumento della liquidità che passa da 21.550 migliaia di euro a 29.311 migliaia di euro del 2024.

Risulta invece in flessione rispetto al dato di fine 2023 l'indebitamento finanziario corrente, che passa da 60.555 migliaia di euro a 50.170 migliaia di euro e comprende la parte corrente dei debiti finanziari non correnti per 3.979 migliaia di euro. L'entità di tale componente è da attribuire alla scadenza a fine 2024 dei principali contratti di finanziamento in essere e la riduzione rispetto al dato di fine 2023 è da attribuire ai rimborsi effettuati nel corso del semestre.

E' in riduzione anche l'indebitamento finanziario non corrente che passa da 11.490 migliaia di euro a 9.270 del 2024 e comprende esclusivamente la quota non corrente dei finanziamenti assunti nel 2021 sulla base delle disposizioni del Decreto Liquidità (Decreto Legge 8 aprile 2020).

Relativamente alla situazione finanziaria del Gruppo si segnala infine che:

• nel mese di marzo 2024 Gas Plus S.p.A. ha sottoscritto con Intesa Sanpaolo un contratto di finanziamento per un ulteriore linea di tipo revolving dell'importo 30 milioni di euro e della durata di due anni. Tale finanziamento, al termine del primo semestre, risultava utilizzato per 5 milioni di euro, già rimborsati dopo la chiusura del semestre;
• nel 1° semestre del 2024 i finanziamenti a medio lungo termine, stipulati con Intesa Sanpaolo e Banco BPM, sono stati rimborsati sulla base dei piani di rimborso previsti contrattualmente per 10,4 milioni di euro. Relativamente a tali contratti, in scadenza a fine 2024 sono già stati avviati contatti con le banche finanziatrici per procedere al rifinanziamento delle linee esistenti ed ottenere quelle necessarie per far fronte ai nuovi investimenti.

Il patrimonio netto ammonta a 227.203 migliaia di euro contro 228.955 migliaia di euro al 31 dicembre 2023 e presenta un decremento di 1.752 migliaia di euro rispetto al dato di fine esercizio scorso per effetto della delibera, assunta nello scorso mese di giugno, di distribuzione dei dividendi (6.536 migliaia di euro) il cui importo risulta superiore al risultato netto del semestre.

Il Gruppo migliora la propria struttura patrimoniale e finanziaria con un rapporto tra indebitamento finanziario e patrimonio netto (0,13) che si riduce rispetto al contenuto dato di fine 2023 (0,22).

FATTORI DI RISCHIO E INCERTEZZE: GESTIONE DEL RISCHIO

Il Gruppo, in relazione alla sua attività ed all'utilizzo di strumenti finanziari, è esposto, oltre al rischio generale legato alla conduzione del business, ad una serie di rischi ed incertezze.

Come richiesto dall'art. 2428 del codice civile, si procede pertanto alla descrizione dei principali rischi e incertezze a cui il Gruppo è esposto e in particolare:

• Rischi operativi;
• Rischi normativi e regolatori;
• Rischi finanziari:
  • rischi di credito;
  • rischi di liquidità;
  • rischi di mercato.
• Rischi connessi al cambiamento climatico.

Si segnala infine che il Gruppo ha adottato un modello di Organizzazione, Gestione e Controllo ("Modello Organizzativo") finalizzato a prevenire la commissione dei reati previsti dal D. Lgs. 231/2001 e, per quanto concerne la struttura di Corporate Governance, aderisce ai contenuti del "Codice di Autodisciplina" emanato da Borsa Italiana. Su quest'ultimo tema si rimanda alla Relazione sulla Corporate Governance (esercizio 2023) per maggiori dettagli in merito.

Rischi operativi

Le attività di ricerca, sviluppo e produzione di idrocarburi (attività della B.U. E&P) comportano elevati investimenti e sono soggette a particolari rischi di carattere economico e naturale, compresi quelli relativi alle caratteristiche fisiche dei giacimenti di gas. L'attività esplorativa presenta il rischio dell'esito negativo della ricerca di idrocarburi che si verifica in presenza di giacimenti sterili o con quantitativi privi dei requisiti di commerciabilità. Inoltre, tra la fase esplorativa e le successive fasi di sviluppo e di commercializzazione delle riserve scoperte, è normalmente necessario un rilevante periodo di tempo durante il quale la redditività del progetto è esposta alla volatilità del prezzo degli idrocarburi e all'eventuale aumento dei costi di sviluppo e di produzione.

Gli altri principali rischi operativi a cui la B.U. E&P è sottoposta sono relativi alla stima dell'entità delle riserve di idrocarburi ed alla capacità di loro ricostituzione, alla disponibilità degli impianti di perforazione per lo svolgimento dell'attività di esplorazione, all'evoluzione del quadro normativo, alla possibile opposizione di comunità ed enti locali allo svolgimento dell'attività di esplorazione e produzione, alla dipendenza dal rilascio di concessioni e permessi per lo svolgimento dell'attività, nonché alla volatilità del risultato economico in dipendenza dell'andamento del prezzo dei prodotti petroliferi.

La B.U. Network è titolare di concessioni di distribuzione gas naturale la cui maggioranza risultano scadute e gestite in regime di prorogatio. Per le concessioni di cui è titolare la B.U. Network gli enti locali dovranno bandire le gare per l'assegnazione delle nuove concessioni di distribuzione gas negli ambiti territoriali definiti (ATEM). Sussiste pertanto il rischio della mancata aggiudicazione delle nuove concessioni, fermo restando che, in questo caso, la B.U. Network riceverà le indennità previste in favore del gestore uscente, determinate sulla base dei valori industriali di ricostruzione (VIR) che sono superiori ai valori contabili.

La B.U. Retail opera esclusivamente nel mercato italiano che è soggetto ad una forte concorrenza.

La capacità commerciale della B.U. Retail può essere inoltre fortemente limitata dai poteri di regolamentazione in materia di determinazione di tariffe e condizioni che la normativa nazionale ha concesso all'ARERA. Una delle principali aree di rischio della B.U. Retail è quindi da ricondurre a interventi regolatori penalizzanti negli equilibri delle formule di vendita o sotto il profilo dei costi aziendali (in caso di determinazione di prezzi di vendita non coerenti con i termini di fissazione dei prezzi in acquisto).

Altri fattori di rischio che interessano la B.U. Retail riguardano l'eventuale grado di concentrazione dell'esposizione creditoria verso alcune tipologie di clienti, come ad esempio quelli del settore industriale, la volatilità dei prezzi di acquisto e vendita e, in generale, la coerenza delle formule in acquisto e vendita. La gestione di tali rischi è gestita direttamente dalla B.U. Retail avvalendosi, nell'attività di monitoraggio e di definizione dei livelli di rischio tollerabili, dei servizi centralizzati della Capogruppo.

Rischi normativi e regolatori

I rischi normativi e regolatori riguardano la costante evoluzione delle leggi che disciplinano i singoli settori di attività del Gruppo. Si citano, ad esempio, la complessa evoluzione della normativa che regola il settore della distribuzione del gas (B.U. Network) in materia di gare per l'affidamento del servizio e di regolazione tariffaria e quella riguardante le attività di coltivazione di idrocarburi (B.U. E&P).

In generale, le attività svolte dal Gruppo sono soggette al rispetto delle norme e dei regolamenti validi all'interno del territorio in cui opera, comprese le leggi che attuano protocolli o convenzioni internazionali.

Tali attività sono soggette ad autorizzazione e/o acquisizione di permessi, che sono necessari

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per l'esercizio delle attività e che richiedono il rispetto delle norme vigenti a tutela dell'ambiente, della salute e della sicurezza. Per la tutela dell'ambiente, ad esempio, le norme prevedono il controllo e il rispetto delle disposizioni di legge durante le fasi di esercizio e di smantellamento e ripristino dei siti minerari (ivi incluso l'obbligo di esecuzione di interventi di bonifica e ripristino ambientale a seguito di eventuali contaminazioni occorse durante l'esecuzione delle attività). Il non rispetto delle norme vigenti comporta sanzioni di natura penale e/o civile a carico dei responsabili e, in alcuni casi di violazione della normativa sulla sicurezza, a carico delle Aziende, secondo un modello europeo di responsabilità oggettiva dell'impresa recepito anche in Italia.

In relazione alle attività della B.U. E&P in Italia si segnala in particolare, con riferimento al Piano per la Transizione Energetica Sostenibile delle Aree Idonee ("PITESAI"), approvato con D.M. n. 548 del 28 dicembre 2021 e pubblicato in Gazzetta Ufficiale il successivo 11 febbraio 2022 ed oggetto di estesa illustrazione nella Relazione sulla gestione relativa al Bilancio 2022, che il Tar del Lazio ha accolto i ricorsi di vari operatori, tra i quali quelli delle due controllate del Gruppo (Gas Plus Italiana S.r.l. e Società Padana Energia S.r.l.), disponendo l'annullamento dello stesso PITESAI.

Le ripercussioni di tali provvedimenti, di primo grado, sono al vaglio degli operatori del settore.

Con riferimento poi alle procedure per l'approvvigionamento di lungo termine di gas naturale di produzione nazionale (la cosiddetta "gas release") inizialmente approvate con l'art. 16 del D.L. 1 marzo 2022, n. 17, convertito nella legge del 27 aprile 2022, n. 34, e da ultimo commentate nella Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2023, si segnala che recentemente, con il D.L. 181/2023 (convertito con modificazioni dalla L. n° 11 del 2 febbraio 2024), al fine di superare le criticità rilevate nell'attuazione della disposizione e di rafforzarne ulteriormente l'idoneità a conseguire gli obiettivi previsti, l'articolo 16 è stato nuovamente soggetto ad una serie di modifiche ed integrazioni, tra cui: (i) la previsione che, ai fini dell'accesso a dette procedure di approvvigionamento, si terrà conto solo dei vincoli classificati come assoluti dal PiTESAI garantendo comunque il rispetto della normativa europea e degli accordi internazionali, (ii) l'indicazione delle modalità e del contenuto delle manifestazioni di interesse che devono essere presentate dai concessionari, (iii) la previsione di un procedimento unico per l'ottenimento di tutte le autorizzazioni necessarie, comprensivo delle valutazioni ambientali, (iv) l'individuazione delle modalità con cui il GSA procederà ad offrire mediante aste il gas a prezzi ragionevoli ai clienti finali industriali a forte consumo di gas, nonché (v) i nuovi criteri per la definizione del prezzo di offerta, basato sui costi di produzione "asseverati". Rispetto alla versione precedente è stato altresì ridotto a 5 anni il periodo in cui devono essere messi a disposizione da parte dei concessionari i diritti sul gas.

La procedura così aggiornata allo stato non è ancora stata concretamente attivata, si ritiene anche in relazione al fatto che taluni aspetti della stessa fanno riferimento al PITESAI, che, come esposto in precedenza, è stato recentemente annullato dal TAR Lazio.

Si richiamano infine le ulteriori evoluzioni connesse ad altre normative riguardanti i settori in cui è operativo il Gruppo:

Italia

• l'art. 37 del D.L. 21/2022, modificato ed integrato dall'art. 55 del D.L. 50/2022, aveva introdotto un contributo di natura straordinaria a carico dei soggetti che esercitavano nel territorio italiano l'attività di produzione e di vendita di energia elettrica e di gas. Il suddetto contributo era stato stabilito nella misura del 25% (inizialmente nella misura del 10%) dell'incremento del saldo tra le operazioni attive e passive ai fini IVA realizzato nel periodo compreso tra il 1° ottobre 2021 ed il 30 aprile 2022 rispetto al medesimo periodo del precedente anno. Il relativo versamento era stato effettuato in acconto (nella misura del 40%) entro il 30 giugno 2022 e a saldo (nella misura del 60%) entro il 30 novembre 2022. Relativamente a tale contributo si segnala che a fronte dei previsti versamenti erano state presentate apposite istanze di rimborso all'Agenzia delle Entrate (Direzione Regionale della Lombardia) sollevando profili di illegittimità costituzionale dell'art. 37 del D.L. 21/2022 che aveva istituito tale tributo. Alla scadenza del termine a disposizione dell'Agenzia delle Entrate per rispondere alle suddette istanze di rimborso, in assenza di risposta, si era proceduto all'impugnazione del silenzio-rifiuto ed all'avvio del contenzioso. Nel mese di marzo del 2024 si è tenuta la prima udienza relativa ad uno dei due ricorsi presentati dal Gruppo che è stata rinviata al 16 dicembre del corrente anno, considerato che nel mese di aprile la Corte Costituzionale avrebbe discusso della legittimità della disposizione che aveva istituito il contributo. Con comunicato del 27 giugno 2024 la Corte costituzionale ha reso poi noto di aver dichiarato l'illegittimità dell'art. 37 del D.L. 21/2022 nella sola parte in cui non aveva escluso dalla base imponibile le accise versate allo Stato ed indicate nelle fatture attive. La relativa sentenza (n. 111/2024 ) è stata poi depositata il 28 giugno 2024;
• l'art 1, commi 115-119, della Legge di Bilancio 2023 aveva introdotto un ulteriore contributo straordinario a carico dei soggetti che esercitano nel territorio dello stato l'attività di produzione di energia elettrica, gas metano e gas naturale e dei soggetti che esercitavano l'attività di produzione di gas metano o di estrazione di gas naturale, dei soggetti rivenditori di energia elettrica, gas metano e gas naturale e dei soggetti che esercitano l'attività di produzione, distribuzione e commercio di prodotti petroliferi. Il contributo che era dovuto

solo nel caso in cui almeno il 75% dei ricavi dell'anno 2022 derivasse dalle attività sopra elencate era stato stabilito nella misura del 50% del reddito imponibile ai fine IRES dell'esercizio 2022 che eccede per almeno il 10% la media dei redditi imponibili conseguiti nei quattro anni precedenti. L'ammontare massimo dello stesso non poteva superare il 25% del patrimonio netto dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2021 della società soggetta al versamento. Le società della B.U. E&P Italia hanno provveduto al versamento di tale contributo nel corso del 2023 e stanno valutando le eventuali iniziative da assumere;

• al fine di ridurre gli effetti degli aumenti dei prezzi per i consumatori finali, in particolare per il settore gas, era stato previsto per tutto il 2022 l'annullamento degli oneri di sistema in bolletta e la riduzione dell'IVA al 5%. Tali misure erano state poi estese al primo trimestre 2023 dalla Legge di Bilancio 2023 e, successivamente, sino al termine del quarto trimestre 2023;
• il D.L. Aiuti-bis aveva stabilito il divieto di modifiche unilaterali ai contratti di fornitura di energia sino al 30 aprile 2023. Il D.L. Milleproroghe (n. 198 del 29 dicembre 2022) ha successivamente esteso tale scadenza al 30 giugno 2023. Tale decreto aveva comunque previsto che la modifica delle condizioni economiche contrattuali in scadenza fosse esclusa dal divieto di modifica prevista dal D.L. Aiuti-bis;
• il D.L. Aiuti-quater ha ulteriormente posticipato al 10 gennaio 2024 la fine del mercato tutelato del gas, allineando tale scadenza a quella del settore elettrico. L'ARERA ha successivamente regolato con le Delibere 100/2023/R/com e 102/2023/R/gas le modalità tramite cui le società di vendita gas devono gestire la rimozione del servizio di tutela e l'identificazione dei clienti vulnerabili.

Romania

• in recepimento del regolamento europeo e senza alcuna armonizzazione con la normativa già in essere era stato introdotto un contributo straordinario di solidarietà a carico dei soggetti con attività (per oltre il 75%) nei settori del petrolio, del gas naturale e del carbone. Il contributo si applicava nella misura del 60% sul reddito imponibile ai fini delle imposte sui redditi degli anni 2022 e 2023 che fosse stato superiore alla media dei redditi conseguiti negli anni dal 2018 al 2021 ed era indeducibile ai fini delle imposte sui redditi. L'ambito di applicazione di tale contributo era stato poi oggetto di modifica, apportata nel maggio 2023 in sede di conversione dell'originario provvedimento in materia, che aveva previsto l'esclusione (sia per il 2022 che per il 2023) dei soggetti che avevano iniziato a produrre nel 2022 (come Gas Plus Dacia del Gruppo Gas Plus). Gas Plus Dacia non aveva pertanto dovuto procedere al Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2024

versamento di detto contributo, già peraltro contabilizzato nel bilancio 2022, in quanto soggetto escluso dall'ambito di applicazione;

• per le società che esercitano l'attività di produzione di gas metano è previsto l'obbligo di vendere il 40% della loro produzione al prezzo fisso di € 30/MWh sino al 31 marzo 2025. Il Gruppo ritiene al momento che il suddetto obbligo non sia applicabile alla propria controllata Gas Plus Dacia e pertanto sono in corso sette vertenze con le autorità competenti, nella più avanzata delle quali il Tribunale ha accolto l'eccezione di costituzionalità rimettendo la questione alla Corte Costituzionale rumena. Il 29 marzo 2024, è stata pubblicata sulla Gazzetta Ufficiale rumena la "Emergency Governament Ordinance 32/2024" (EGO 32) che ha emendato la disciplina sino ad oggi in vigore per l'obbligo di vendita a prezzo fisso. È tutt'ora in corso con i consulenti legali rumeni lo studio della nuova disciplina;
• la Legge 296/2023 entrata in vigore ad ottobre 2023 prevede che a partire dal 1° gennaio 2024 siano in vigore in Romania due nuovi tributi: (i) la "Minimum Turnover Tax", una imposta generale per tutti i contribuenti (ad esclusione degli intermediari finanziari e delle società di distribuzione, trasporto ed approvvigionamento di elettricità e gas naturale) che hanno registrato un fatturato superiore a 50 milioni di Euro nell'anno precedente, pari ad un'aliquota dell'1% sul fatturato dell'anno, dovuta in sostituzione dell'imposta sul reddito, qualora quest'ultima risulti inferiore; (ii) la "Specific Turnover Tax", una imposta aggiuntiva per le sole società attive nel settore oil & gas che hanno registrato un fatturato superiore a 50 milioni di Euro nell'anno precedente, pari ad un'aliquota dello 0,5% sul fatturato dell'anno, da applicare negli anni 2024 e 2025. Il testo della norma relativo alla "Specific Turnover Tax" è stato ulteriormente modificato a fine marzo 2024, con la "Emergency Governament Ordinance 31/2024" (EGO 31), ma anche nella più recente formulazione della norma persistono ambiguità che mettono in dubbio l'applicabilità a Gas Plus Dacia di tale imposta. Per questa ragione, con l'ausilio dei consulenti legali rumeni, Gas Plus Dacia ha provveduto a contestare la "Specific Turnover Tax", come anche gli altri Partner della Joint Venture Midia, avanzando prima un "preliminary complaint" al Ministero delle Finanze e poi presentando una richiesta di sospensione della normativa secondaria emanata per l'implementazione della "Specific Turnover Tax".
• sempre nel mese di ottobre 2023 con la "Emergency Governament Ordinance no. 91/2023" (EGO 91, in vigore dal 27 ottobre 2023) è stato modificato il regime delle royalties previsto dalla "Oil Law no. 238/2004".

Le aliquote royalties già esistenti, che differiscono in base ai diversi scaglioni di produzione e andavano da un minimo del 3,5% ad un massimo del 13%, hanno subito un aumento passando da un minimo del 4,5% ad un massimo del 15% applicabili già dal 27 ottobre 2023. Tuttavia Gas Plus Dacia, come anche gli altri Partner della Joint Venture Midia, ritiene che tali aumenti non siano loro applicabili poiché il Concession Agreement stipulato con le autorità rumene includeva una clausola di invarianza del regime fiscale e delle royalties per la sua durata. A fine marzo 2024 Gas Plus Dacia, come anche gli altri Partner della Joint Venture Midia, ha depositato un'impugnazione contro la lettera con cui l'Autorità Nazionale per la Regolazione Energetica (ANRE) ha chiesto il pagamento delle royalties aumentate, presentando contestualmente anche motivi di incostituzionalità della EGO 91/2023. Alla fine del mese di giugno 2024, è stata votata presso la Camera dei Deputati del Parlamento rumeno una bozza di legge con la quale si conferma la non applicabilità del nuovo regime royalties alle concessioni già esistenti che abbiano aliquote royalties già definite nel loro Concession Agreement (come nel caso della nostra Concessione Midia/Pelican). In data 21 luglio 2024 la bozza di legge è stata pubblicata sulla Gazzetta Ufficiale rumena come Law no. 228/2024 ed è entrata ed è ora in vigore nello stesso giorno. Rimane in essere la vertenza con ANRE per il pagamento delle royalties aumentate per il periodo dal 27 ottobre 2023 al 21 luglio 2024.

Al di là delle modificazioni normative appena citate, il Gruppo con l'ausilio di esperti, esterni ed interni all'azienda, effettua un costante monitoraggio della normativa, in modo da anticipare i fattori di rischio che ne derivano e minimizzare il possibile impatto sull'andamento gestionale e valutare ogni possibile iniziativa, anche legale, a tutela del proprio patrimonio.

Rischi finanziari

Rischio di credito

Il rischio di credito è il rischio che un cliente o una delle controparti di uno strumento finanziario causi una perdita finanziaria non adempiendo ad un'obbligazione e deriva principalmente dai crediti commerciali e dagli investimenti finanziari del Gruppo. In particolare si evidenziano le seguenti tipologie:

a) rischio su crediti commerciali

Il rischio è principalmente connesso alla possibilità che i clienti non onorino i propri debiti verso le società del Gruppo alle scadenze pattuite.

L'esposizione del Gruppo al rischio di credito dipende sostanzialmente dalle caratteristiche specifiche di ciascun cliente e la sua entità può essere certamente maggiore per le classi dei grossisti ed utenti industriali con un inevitabile grado di concentrazione. In entrambi i casi, tale rischio è al momento estremamente contenuto per lo standing delle controparti e per il numero ridotto di posizioni.

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In ambito Retail, in particolare, l'attività di monitoraggio del rischio di credito verso i clienti avviene in base a una reportistica che prevede un'analisi dell'esposizione sulla base delle caratteristiche del credito, considerando tra l'altro se si tratta di persone fisiche o persone giuridiche, la dislocazione geografica, la classe di appartenenza e l'andamento dell'attività, l'anzianità del credito e l'esperienza storica sui pagamenti.

Si valuta inoltre, con modalità differenti secondo le diverse tipologie, l'affidabilità dei nuovi clienti a cui sono poi offerte le condizioni standard relativamente ai termini di pagamento. In generale per ciascun cliente non appartenente alle tipologie standard dei clienti finali domestici dell'attività di vendita al dettaglio o non considerato preventivamente come solvibile per standard creditizio vengono calcolati dei controvalori massimi di acquisto su di un arco di tempo predeterminato, rappresentativi della linea di esposizione massima; le esposizioni superiori sono soggette a continuo monitoraggio da parte delle funzioni a ciò delegate.

Per determinate tipologie di utenti, l'analisi di affidabilità si basa su valutazioni di società di rating commerciali e, a seconda dell'importanza e della disponibilità dei dati, su analisi di bilancio.

Le società del Gruppo accantonano un fondo svalutazione crediti che riflette la stima delle perdite previste sui crediti commerciali e sugli altri crediti, le cui componenti principali sono svalutazioni specifiche di esposizioni scadute significative e svalutazioni generiche di esposizioni omogenee per scadenze e tipologia di utenza. Le svalutazioni generiche vengono determinate anche sulla base dell'esperienza storica.

Si segnala infine che alcune società del Gruppo, nell'ottica di procedere ad un'ottimizzazione della propria struttura finanziaria e ad una sempre più efficiente gestione di tale rischio, hanno sottoscritto, in data 29 aprile 2013, un contratto con Intesa Sanpaolo per la cartolarizzazione del proprio portafoglio crediti. Tale contratto, che nel corso dell'esercizio 2023 è stato ulteriormente rinnovato sino al mese di aprile del 2028 prevede nei limiti del plafond contrattualmente previsto la cessione periodica e pro-soluto dei crediti commerciali gas della B.U. Retail.

b) rischio su strumenti finanziari e depositi bancari

Il rischio di credito relativo a strumenti finanziari e depositi bancari è gestito dalla tesoreria di Gruppo in conformità alla politica del Gruppo stesso. Al fine di contenere tale rischio l'investimento dei fondi disponibili e l'apertura di depositi bancari vengono effettuate solo con istituzioni finanziarie primarie.

c) rischio su attività finanziarie detenute per la negoziazione

In tale categoria rientrano i rischi sugli investimenti in titoli azionari di società quotate e fondi comuni di investimento. Il Gruppo non è attualmente soggetto a tali rischi in quanto non detiene tali tipologie di investimenti.

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Rischio di liquidità

Il rischio di liquidità è il rischio che il Gruppo abbia difficoltà ad adempiere alle obbligazioni derivanti da passività finanziarie e commerciali.

Per quanto possibile, il Gruppo si assicura che vi siano disponibilità e/o linee di credito sufficienti per coprire le necessità generate dal ciclo operativo e dagli investimenti, nonché quelle relative alle passività finanziarie. L'approccio del Gruppo prevede pertanto di garantire che vi siano sempre fondi sufficienti per adempiere alle proprie obbligazioni alla scadenza, sia in condizioni normali che di tensione finanziaria. A tale scopo i servizi di tesoreria del Gruppo effettuano, in sede di predisposizione del budget annuale e nel corso di ogni esercizio, previsioni finanziarie basate sulle entrate ed uscite attese nei successivi periodi e, se necessario, adottano le conseguenti azioni correttive. Tuttavia, resta escluso l'effetto potenziale di circostanze estreme che non possono esser ragionevolmente previste, quali le calamità naturali.

I contratti di finanziamento a medio lungo termine in essere prevedono il rispetto di alcuni covenant e alcune limitazioni negli impegni che sono descritti nelle note esplicative al bilancio consolidato al 31 dicembre 2023 alla nota n. 20 Debiti finanziari correnti e non correnti, a cui si rimanda.

Per quanto concerne infine l'attuale struttura finanziaria e le iniziative assunte e/o in corso a fronte della prossima scadenza di alcuni contratti di finanziamento si rimanda a quanto già esposto a commento dell'indebitamento finanziario netto nell'ambito del paragrafo "Stato patrimoniale sintetico riclassificato".

Rischio di mercato

Il rischio di mercato è il rischio che i flussi finanziari futuri di un'attività o di uno strumento finanziario possano fluttuare in seguito a variazioni dei prezzi di mercato, dovute a variazioni dei tassi di cambio, di interesse e ad altri rischi di prezzo. L'obiettivo della gestione del rischio di mercato è la direzione e il controllo dell'esposizione del Gruppo a tale rischio entro livelli accettabili ottimizzando, allo stesso tempo, il rendimento dell'attività o dello strumento finanziario.

a) Rischio di cambio

Il Gruppo opera in ambito internazionale tramite iniziative di esplorazione e sviluppo in joint venture con terzi operatori e può essere quindi esposto al rischio valutario derivante dalle fluttuazioni delle valute con cui vengono effettuate le transazioni commerciali, in particolare il dollaro statunitense.

È politica del Gruppo, qualora le previste esposizioni siano di importo significativo, far fronte a questi rischi mediante la copertura a termine delle posizioni valutarie passive previste a date future; la copertura, che può tener conto sia del cambio previsto a budget sia delle aspettative di andamento dei cambi, può non essere attuata per la totalità delle posizioni in modo da tener conto di possibili variazioni dell'entità delle transazioni rispetto alle previsioni ed eventualmente di poter beneficiare delle eventuali variazioni del cambio.

In base a tale politica, può essere quindi coperta solo una percentuale dei flussi in valuta attesi nei successivi 12 mesi. Per la parte non coperta, si determineranno differenze di cambio con impatto a conto economico.

Per la copertura del rischio di cambio, il Gruppo valuta la possibilità di avvalersi di Forward Exchange Contract o strumenti che combinano opzioni call e put con scadenza entro la fine dell'esercizio successivo.

b) Rischio tasso di interesse

Per quanto riguarda le attività finanziarie detenute per la negoziazione, tale rischio afferisce agli effetti che le variazioni nei tassi di interesse hanno sul prezzo delle suddette attività. Data l'assenza di simili attività in portafoglio il Gruppo non è attualmente soggetto a tale rischio.

Quanto invece alle passività finanziarie, il rischio di variazioni dei tassi di interesse può avere un effetto diretto sul conto economico determinando un minor o maggior costo per oneri finanziari.

Per la copertura del suddetto rischio, relativamente al contratto di finanziamento in essere con Intesa Sanpaolo e Banco BPM, la Capogruppo ha stipulato, per l'80% della linea a medio lungo termine e per il 31% degli utilizzi effettuati sulla linea "capex", contratti di Interest Rate Swap. c) Rischio di variazione del prezzo delle commodity

Il Gruppo è esposto al rischio di oscillazione del prezzo di mercato del gas e del petrolio poiché esso influisce sui ricavi e sui costi dell'attività di produzione e di vendita, oltreché sui relativi flussi di cassa e sulle prospettive di reddito. Tali oscillazioni agiscono sia direttamente che indirettamente attraverso indicizzazioni presenti nelle formule di prezzo.

La gestione di tali rischi è in capo alle singole società/B.U. che si avvalgono, nell'attività di monitoraggio e di definizione dei livelli di rischio tollerabili, dei servizi centralizzati della Capogruppo.

L'attività di gestione di tale rischio prevede l'impiego di strumenti finanziari derivati per limitare l'esposizione complessiva entro determinati valori.

Tutti i derivati di copertura stipulati a tale scopo nel corso del primo semestre degli esercizi 2024 e 2023 hanno soddisfatto i criteri per il trattamento in hedge accounting ai fini contabili.

d) Altri rischi di prezzo

Riguardano la possibilità che il fair value di uno strumento finanziario possa variare per motivi differenti dal variare dei tassi di interesse o di cambio.

Il Gruppo non è esposto al rischio prezzo in quanto non detiene titoli iscritti tra le attività finanziarie detenute per la negoziazione.

Rischi connessi al cambiamento climatico

La transizione energetica è il processo di evoluzione dell'economia globale verso un modello di sviluppo "low carbon", cioè a contenute/zero emissioni nette di gas serra (GHG), attraverso la progressiva sostituzione dei combustibili fossili nel mix energetico con fonti rinnovabili e altri vettori energetici a basso impatto climatico, grazie anche all'impiego su larga scala di tecnologie di abbattimento delle emissioni (es. carbon capture, use and storage).

Considerati i settori di attività del Gruppo, il cambiamento climatico rappresenta un rischio strategico per Gas Plus, potendo tra l'altro determinare una riduzione della domanda di idrocarburi e un aumento dei costi operativi. A tale proposito si segnala in ogni caso che il gas metano è attualmente considerato un elemento fondamentale per accompagnare il sistema energetico verso la decarbonizzazione, riducendo di conseguenza le emissioni di gas serra e mitigando gli effetti del cambiamento climatico. Inoltre il Gruppo, che opera prevalentemente nel settore del gas, sulla base delle attuali previsioni di esplorazione e sfruttamento prevede di utilizzare entro il 2035 oltre il 90% delle riserve gas dei siti che attualmente sono state accertate e sono in produzione e/o si prevede saranno messe in produzione. Tale periodo rientra in quello generalmente previsto per la transizione energetica individuato negli accordi di Parigi. L'effetto delle eventuali mancate produzioni nei periodi successivi al 2035, se non sarà più consentita, è pertanto di entità contenuta.

L'urgenza di agire per mitigare il cambiamento climatico è basata sulle evidenze scientifiche prodotte dall'Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC), che già nel 2018 aveva raccomandato di limitare l'incremento della temperatura globale a 1,5°C verso l'epoca preindustriale, al fine di evitare conseguenze irreversibili sull'ecosistema, riconoscendo che tale traguardo richiede un'accelerazione nei tempi di realizzazione e un ampliamento nella portata degli obiettivi fissati dai Paesi nell'ambito dell'Accordo di Parigi.

Nel corso della COP27 del 2022 è stato inoltre rilevato che, sulla base dei piani di mitigazione e adattamento (NDC) presentati dai Paesi entro settembre 2022, permane un gap emissivo di 20-23 GtCO2 eq al 2030 rispetto alla traiettoria compatibile con l'obiettivo di limitare l'incremento della temperatura media globale a 1,5°C. Le iniziative di decarbonizzazione annunciate o avviate dai governi di molti Paesi al fine di traguardare gli obiettivi dell'Accordo di Parigi, la spinta della società civile, delle ONG e del sistema finanziario, nonché l'evoluzione delle preferenze dei consumatori e il diffondersi di una crescente sensibilità al tema del cambiamento climatico e della salvaguardia degli ecosistemi naturali richiedono una partecipata attenzione da parte degli operatori.

A questo scopo Gas Plus, in particolare, ha partecipato ad uno specifico Gruppo di Lavoro su tali tematiche dell'associazione di settore (Assorisorse) unitamente ai principali operatori italiani, la cui attività si è incentrata sui seguenti obiettivi:

• la predisposizione di un quadro di sintesi relativo alle migliori tecnologie disponibili e pratiche operative per la riduzione, monitoraggio e rendicontazione delle emissioni di metano;
• l'analisi delle problematiche relative alla stima delle emissioni, ai monitoraggi e alle misure in campo e alla riconciliazione e rendicontazione dei dati;
• la promozione di KPI e obiettivi di riduzione univocamente definiti, con dati confrontabili e misure ripetibili;
• la formulazione di proposte per il superamento dei limiti attuali, in collaborazione con altre Associazioni e istituzioni interessate all'argomento;
• la predisposizione di un white paper;
• la diffusione del lavoro fatto tramite l'organizzazione di eventi e seminari e la partecipazione a conferenze internazionali di settore, quali OMC e Gastech.

Relativamente all'avvio delle attività del settore delle rinnovabili, come già segnalato nel paragrafo relativo alla B.U. E&P Estero, nel mese di luglio 2023 è stato avviato il processo di permitting per un power corridor nel Mar Nero rumeno lungo l'infrastruttura già esistente del Progetto MGD, per collegare i futuri parchi eolici offshore alla rete elettrica nazionale Transelectrica (SEN).

ALTRE INFORMAZIONI

Rapporti con parti correlate

Per quanto concerne i rapporti con parti correlate, di natura commerciale o finanziaria, effettuati a valori di mercato e attentamente monitorati dagli organi preposti (Comitato Controllo e Rischi e Collegio Sindacale), si rimanda alle Note esplicative.

Dichiarazione di carattere non finanziario

Il Gruppo non rientra nell'ambito di applicazione di cui all'art. 2, D. Lgs. 30 dicembre 2016, n. 254. Non ha pertanto predisposto una "dichiarazione di carattere non finanziario", in quanto non soggetta agli obblighi in materia di comunicazione di informazioni di carattere non finanziario, di cui al menzionato D.lgs. n. 254/2016.

Operazioni atipiche e/o inusuali

Il bilancio consolidato abbreviato al 30 giugno 2024 non riflette componenti di reddito e poste

patrimoniali e finanziarie derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali.

Deroga agli obblighi di pubblicazione di documenti informativi ai sensi degli artt. 70, comma 8, e 71, comma 1-bis, del Regolamento Emittenti.

Il Consiglio di Amministrazione di Gas Plus S.p.A. tenutosi in data 28 gennaio 2013 ha deliberato, ai sensi dell'art. 3 della Delibera Consob n. 18079 del 20 gennaio 2012, di aderire al regime di semplificazione previsto dagli artt. 70, comma 8, e 71, comma 1-bis, del Regolamento Emittenti Consob adottato con Delibera n. 11971 del 14 maggio 1999, come successivamente integrato e modificato, avvalendosi pertanto della facoltà di derogare agli obblighi di pubblicazione dei documenti informativi prescritti in occasione di operazioni significative di fusione, scissione, aumento di capitale mediante conferimento di beni in natura nonché acquisizioni e cessioni.

Azioni proprie

Con specifico riferimento alle informazioni richieste dall'art. 40 del D. Lgs. 127/91 si precisa infine quanto segue:

• la capogruppo Gas Plus S.p.A. alla data del 10 settembre 2024 detiene direttamente n. 1.336.677 azioni proprie, acquistate ad un prezzo medio di 7,18 euro per azione, per un valore totale di 9.600 migliaia di euro corrispondente al 2,98% delle azioni della Società;
• la capogruppo Gas Plus S.p.A. non detiene quote della propria controllante, né direttamente né per tramite di società fiduciaria o per interposta persona, né ha acquistato o alienato, nel corso del primo semestre 2024, quote della società controllante;
• non sussistono in generale altri aspetti da segnalare con particolare riferimento ai punti 1 e 2 del citato articolo.

EVENTI SIGNIFICATIVI DEL SEMESTRE

Oltre a quanto già commentato nei paragrafi precedenti non si segnalano altri eventi significativi nel primo semestre dell'esercizio 2024.

FATTI DI RILIEVO DOPO LA CHIUSURA DEL SEMESTRE

Oltre a quanto già segnalato nel corso della presente relazione non si segnalano altri eventi o fatti di rilievo dopo la chiusura del primo semestre dell'esercizio 2024.

EVOLUZIONE PREVEDIBILE DELLA GESTIONE

Considerati il rafforzamento dei prezzi del gas determinatosi nel periodo estivo e gli attuali scenari per i residui mesi del corrente anno si prevede per il secondo semestre 2024 un miglioramento della marginalità delle attività E&P rispetto al primo semestre ed un andamento positivo e stabile per le attività downstream sia per il Network che per il Retail.

Su tali basi, nonostante la temporanea flessione dei risultati per il corrente anno, si conta di poter conseguire, al netto di componenti non ricorrenti, un risultato netto tale da consentire un livello di dividendo analogo a quello del precedente esercizio 2023.

Al tempo stesso si prevede di mantenere un contenuto livello di indebitamento, pur se in lieve crescita rispetto al dato di fine 2023, proseguendo gli investimenti su Longanesi.

INDICATORI ALTERNATIVI DI PERFORMANCE

Al fine di illustrare i risultati economici del Gruppo vengono predisposti distinti schemi riclassificati diversi dai prospetti previsti dai principi contabili internazionali adottati dal Gruppo nel bilancio consolidato.

Tali schemi riclassificati contengono indicatori di performance alternativi (IAP) rispetto a quelli risultanti direttamente dagli schemi del bilancio consolidato e che il management ritiene utili ai fini del monitoraggio dell'andamento dei risultati del Gruppo; tali indicatori sono presentati nel rispetto degli orientamenti dell'ESMA (European Security and market Authority) e della CONSOB (Commissione Nazionale per le Società e la Borsa) 1 e sono da considerarsi come complementari, non sostitutivi, alle informazioni finanziarie contenute nei bilanci predisposti secondo gli IFRS.

Nel seguito sono forniti, in linea con gli orientamenti dell'ESMA richiamati dalla CONSOB, i criteri utilizzati per determinare gli indicatori alternativi di performance e per individuare partite che il management valuta non ricorrenti, non frequenti o inusuali, che sono da escludere e/o evidenziare al fine di illustrare i risultati economici del Gruppo:

¹ In tal senso, l'ESMA, in data 5 ottobre 2015, ha pubblicato i propri orientamenti (ESMA/2015/1415) in merito ai criteri per la presentazione degli indicatori alternativi di performance che sostituiscono, a partire dal 3 luglio 2016, le raccomandazioni del CESR/05- 178b, recepiti nel nostro ordinamento con Comunicazione n. 0092543 del 3 dicembre 2015 della CONSOB. Inoltre, l'ESMA, in data 4 marzo 2021, ha pubblicato gli orientamenti sui requisiti di informativa dal nuovo Regolamento Prospetto (Regulation EU 2017/1129 e Regolamenti Delegati EU 2019/980 e 2019/979), che aggiornano le precedenti Raccomandazioni CESR (ESMA/2013/319, nella versione rivisitata del 20 marzo 2013). A partire dal 5 maggio 2021, su richiamo d'attenzione CONSOB n. 5/21, i sopracitati orientamenti dell'ESMA sostituiscono anche le raccomandazioni CESR in materia di indebitamento; pertanto, in base alle nuove previsioni, gli emittenti quotati hanno dovuto presentare, nelle note illustrative dei bilanci annuali e delle semestrali, pubblicate a partire dal 5 maggio 2021, un nuovo prospetto in materia di indebitamento da redigere secondo le indicazioni contenute nei paragrafi 175.ss. dei suddetti orientamenti ESMA.

• Partite o poste non ricorrenti: componenti positive e negative di entità significativa che hanno la caratteristica di non ripetibilità negli esercizi futuri. In applicazione della Delibera Consob n. 15519 del 27 luglio 2006, le componenti reddituali derivanti da eventi o da operazioni non ricorrenti sono evidenziate, quando significative, distintamente nei commenti del management e nell'informativa finanziaria.
• Margine operativo lordo o EBITDA: Risultato operativo al lordo degli ammortamenti, dei ripristini di valore e delle svalutazioni e degli oneri e proventi diversi. La funzione di questo indicatore è quella di presentare una misura della redditività operativa prima delle principali poste non monetarie e degli oneri e proventi afferenti all'attività non caratteristica.
• EBIT: Risultato operativo al netto degli ammortamenti, dei ripristini di valore e delle svalutazioni, ma al lordo degli oneri e proventi diversi. La funzione di questo indicatore è quella di presentare una misura della redditività operativa prima degli oneri e proventi afferenti all'attività non caratteristica.
• EBIT ADJUSTED: Risultato operativo al netto di ammortamenti ed al lordo dei ripristini di valore e delle svalutazioni. Nel primo semestre del 2024 e del 2023 non sono state contabilizzate svalutazioni e ripristini di valore delle attività immateriali e materiali.
• RISULTATO NETTO ADJUSTED: risultato netto di bilancio al lordo dei ripristini di valore e delle svalutazioni, delle partite non ricorrenti (esposte nell'ambito degli oneri e proventi diversi), della fiscalità relativa alle voci precedenti e delle imposte di natura non ricorrente. Non sono stati rilevati simili componenti nel primo semestre del 2024. Nel primo semestre del 2023 erano invece costituti dall'insussistenza del debito di 21,6 milioni di euro relativo al contributo straordinario di solidarietà in Romania a seguito della modifica della normativa di riferimento e della ridefinizione dell'ambito di applicazione.
• Indebitamento finanziario netto: è rappresentata dalla somma algebrica dei debiti di natura finanziaria correnti e non correnti (con esclusione delle componenti relative ai derivati di copertura delle commodities), dei debiti finanziari per lease correnti e non correnti, delle disponibilità di cassa, delle attività finanziarie detenute per la negoziazione e dei crediti di natura finanziaria correnti e non correnti (con esclusione delle compenti relative ai derivati di copertura delle commodities).
• Capitale investito netto: è definito come somma delle "Attività correnti", delle "Attività non correnti" e delle "Attività e Passività destinate alla vendita" (se presenti) al netto delle "Passività correnti" e delle "Passività non correnti", escludendo le voci considerate nella determinazione dell'Indebitamento Finanziario Netto.
• Capitale circolante netto: è dato dalla somma delle Rimanenze, dei Crediti Commerciali, dei

Debiti Commerciali e del saldo netto delle altre attività e passività correnti, escludendo le voci considerate nella determinazione dell'Indebitamento Finanziario Netto.

• ROI: indica il rapporto tra il risultato operativo ed il capitale investito netto medio del periodo.
• ROE: indica il rapporto tra il risultato netto ed il patrimonio netto medio del periodo, comprensivo delle minoranze di terzi.
• Riserve di idrocarburi: indicano i volumi stimati di petrolio, gas naturale e condensati che si prevede possano essere commercialmente recuperati da giacimenti noti a partire da una certa data in avanti, nelle condizioni economiche e tecniche esistenti e con la normativa di legge vigente.
• Riserve 2P: indicano la misura delle riserve di idrocarburi che si ottiene sommando le riserve certe (P1) e le riserve probabili (P2).
• Riserve certe P1: rappresentano le quantità stimate delle riserve di idrocarburi che sulla base dei dati geologici e di ingegneria potranno con ragionevole certezza essere estratte negli anni futuri nelle condizioni tecniche ed economiche esistenti al momento della stima. Ragionevole certezza significa che è molto più probabile che le quantità di idrocarburi siano recuperate piuttosto che non lo siano. Il relativo progetto di sviluppo deve essere iniziato oppure l'operatore deve essere ragionevolmente certo che inizierà entro un tempo ragionevole.
• Riserve probabili P2: rappresentano le quantità stimate addizionali delle riserve di idrocarburi che hanno minore certezza di essere recuperate rispetto alle riserve certe, ma che insieme alle riserve certe hanno la stessa probabilità di essere recuperate o non esserlo.
• Risorse: sono costituite dalle riserve, più tutte le ulteriori quantità di minerale che possono rendersi disponibili in futuro, comprendendo in esse sia quelle contenute in accumuli già noti che non siano attualmente sfruttabili da un punto di vista economico e tecnologico, sia quelle contenute in accumuli, ricchi o poveri, non ancora scoperti ma che si possono ragionevolmente ritenere esistenti.
• Patrimonio Titoli: rappresenta l'insieme delle concessioni di ricerca e coltivazione ottenute e delle istanze per permessi di ricerca concesse dall'Unmig.
• Investimenti esplorativi: indicano le spese sostenute per l'attività finalizzata al ritrovamento di accumuli di idrocarburi. Tale attività consiste, in una prima fase, in rilievi geologici e geofisici che consentono di localizzare la potenziale presenza nel sottosuolo di accumuli di idrocarburi. In una seconda fase, l'attività di esplorazione consiste nella perforazione di pozzi esplorativi per stabilire la reale esistenza di tali accumuli e la loro sfruttabilità commerciale.
• Investimenti di sviluppo: indicano le spese sostenute per le attività di costruzione ed installazione degli impianti necessari all'estrazione, trattamento, raccolta di idrocarburi entro

Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato al 30 giugno 2024

Prospetti contabili e note esplicative

	SITUAZIONE PATRIMONIALE FINANZIARIA CONSOLIDATA SEMESTRALE 51
	CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO SEMESTRALE 52
	CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO CONSOLIDATO SEMESTRALE 53
	PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO CONSOLIDATO SEMESTRALE 54
	RENDICONTO FINANZIARIO CONSOLIDATO SEMESTRALE 55
	NOTE ESPLICATIVE 56
1.	Informazioni societarie 56
2.	Criteri di redazione e principi contabili adottati 56
3.	Stagionalità dell'attività 58
4.	Totale indebitamento finanziario 58
5.	Utilizzo di stime 59
6.	Dividendi 60
7.	Informativa di settore 60
8.	Impairment test ai sensi dello IAS 36 63
9.	Immobili, impianti e macchinari 64
10.	Diritti d'uso 65
11.	Avviamento 66
12.	Concessioni e altre immobilizzazioni immateriali 66
13.	Altre attività finanziarie 67
14.	Rimanenze 67
15.	Crediti commerciali 68
16.	Altri crediti 69
17.	Fair value (derivati finanziari attivi) 69
18.	Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 70
19.	Patrimonio netto 70
20.	Debiti finanziari correnti e non correnti 71
21.	Debiti finanziari per lease correnti e non correnti 72
22.	Fondo per benefici ai dipendenti 73
23.	Fondi per rischi e oneri 73
24.	Debiti commerciali 74
25.	Fair value (derivati finanziari passivi) 75
26.	Altri debiti correnti e non correnti 75
27.	Ricavi 76
28.	Costi operativi 76
29.	Costi per il personale 77
30.	Proventi diversi 78
31.	Proventi ed oneri finanziari 78
32.	Imposte 79
33.	Rapporti con parti correlate 80
34.	Strumenti e rischi finanziari 81
35.	Eventi successivi alla data del bilancio intermedio 84

SITUAZIONE PATRIMONIALE FINANZIARIA CONSOLIDATA SEMESTRALE

Importi in migliaia di Euro	Note	30/06/2024		31/12/2023
			di cui con		di cui con parti
			parti correlate		correlate
ATTIVITÀ
Attività non correnti
Immobili, impianti e macchinari	9	125.499		126.447
Diritti d'uso	10	11.801	986	13.685	1.195
Avviamento	11	884		884
Concessioni e altre immobilizzazioni immateriali	12	248.049		251.957
Altre attività finanziarie	13	692		953
Imposte differite attive	32	40.000		39.504
Totale attività non correnti		426.925		433.430
Attività correnti
Rimanenze	14	3.911		4.093
Crediti commerciali	15	23.549	1	31.201	7
Crediti per imposte sul reddito	32	211		240
Altri crediti	16	17.924		20.943
Fair value (derivati finanziari attivi)	17	851		2.962
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	18	29.097		21.055
Totale attività correnti		75.543		80.494
TOTALE ATTIVITÀ				513.924
		502.468
PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO
Capitale sociale	19	23.353		23.353
Riserve	19	95.858		96.351
Utili a nuovo	19	112.167		69.484
Azioni proprie	19	(9.600)		(9.600)
Risultato del periodo	19	5.293		49.219
TOTALE PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO		227.071		228.807
Patrimonio netto di Terzi		132		148
TOTALE PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO E DI		227.203		228.955
TERZI
PASSIVITÀ
Passività non correnti
Debiti finanziari	20	6.730		8.732
Debiti finanziari per lease	21	2.540	563	2.758	711
Fondo per benefici ai dipendenti	22	4.614		4.719
Passività per imposte differite	32	10.678		11.575
Altri debiti	26	2.388		2.398
Fondi per rischi e oneri	23	149.945		149.592
Totale passività non correnti		176.895		179.774
Passività correnti
Debiti commerciali	24	18.687	5	25.350	8
Debiti finanziari	20	49.368		59.689
Fair value (derivati finanziari passivi)	25	183		49
Debiti finanziari per lease	21	802	345	866	446
Altri debiti	26	23.072	4.973	14.588
Debiti per imposte sul reddito	32	6.258		4.653
Totale passività correnti		98.370		105.195
TOTALE PASSIVITÀ		275.265		284.969
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ		502.468		513.924

CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO SEMESTRALE

Importi in migliaia di Euro	Note	1° Semestre 2024		1° Semestre 2023
			di cui con parti correlate		di cui con parti correlate
Ricavi di vendita	27	63.798	5	88.427	3
Altri ricavi e proventi	27	1.904		2.386
Totale Ricavi		65.702		90.813
Costi per materie prime e materiali di consumo	28	(14.796)		(24.937)
Costi per servizi ed altri	28	(22.692)	(4)	(20.024)	(2)
Costo del personale	29	(4.297)		(3.904)
Proventi diversi	30	-		331
Ammortamenti	9-10-12	(10.722)		(11.673)
RISULTATO OPERATIVO		13.195		30.606
Proventi finanziari	31	292		42
Oneri finanziari	31	(5.476)	(7)	(5.573)	(7)
RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE		8.011		25.075
Imposte sul reddito	32	(2.720)		14.750
RISULTATO DEL PERIODO		5.291		39.825
Attribuibile a:
Gruppo		5.293		39.826
Terzi		(2)		(1)
Risultato per azione base (importi in Euro)		0,12		0,91

CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO CONSOLIDATO SEMESTRALE

Importi in migliaia di Euro	1° semestre 2024	1° semestre 2023
Risultato del periodo	5.291	39.825
Altre componenti di conto economico complessivo
che saranno riclassificate nel risultato di esercizio:
Variazioni di fair value dei derivati in regime di hedge accounting	(848)	(1.885)
Imposte	241	507
	(607)	(1.378)
Differenze di conversione di bilanci esteri	(14)	(270)
Altre componenti di conto economico complessivo
che non saranno riclassificate nel risultato di esercizio:
Utili / (perdite) attuariali sui fondi per benefici ai dipendenti	185	(34)
Imposte	(57)	8
	128	(26)
Risultato di conto economico complessivo al netto delle imposte	(493)	(1.674)
Totale risultato complessivo al netto delle imposte	4.798	38.151
Attribuibile a:
Gruppo	4.800	38.152
Terzi	(2)	(1)

Gruppo GAS PLUS Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato al 30 giugno 2024

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO CONSOLIDATO SEMESTRALE

			Riserve
Importi in migliaia di Euro	Capitale sociale	Riserva legale	Riserva sovrap. azioni	Versamenti c/ capitale	Riserva di copertura derivati	Riserva di conversione cambi	Riserva differenze attuariali fondi benefici dipendenti	Totale riserve	Utili (perdite) a nuovo	Azioni Proprie (1)	Risultato del periodo	Totale patrimonio netto di gruppo	Totale patrimonio di terzi	Totale patrimonio netto
Saldo al 1° gennaio 2023	23.353	4.671	85.605	7.042	1.986	(1.456)	(376)	97.472	71.784	(9.600)	3.354	186.363	153	186.516
Destinazione utile	-	-	-	-	-	-	-	-	3.354	-	(3.354)	-	-	-
Distribuzione dividendi	-	-	-	-	-	-	-	-	(2.178)	-	-	(2.178)	(5)	(2.183)
Variazioni altre riserve	-	-	-	-	-	-	-	-	(1)	-	-	(1)	1	-
Risultato di periodo al 30 giugno 2023	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	39.826	39.826	(1)	39.825
Variazioni del risultato complessivo	-	-	-	-	(1.378)	(270)	(26)	(1.674)	-	-	-	(1.674)	-	(1.674)
Saldo al 30 giugno 2023	23.353	4.671	85.605	7.042	608	(1.726)	(402)	95.798	72.959	(9.600)	39.826	222.336	148	222.484
Saldo al 1° gennaio 2024	23.353	4.671	85.605	7.042	1.009	(1.540)	(436)	96.351	69.484	(9.600)	49.219	228.807	148	228.955
Destinazione utile	-	-	-	-	-	-	-	-	49.219	-	(49.219)	-	-	-
Distribuzione dividendi	-	-	-	-	-	-	-	-	(6.536)	-	-	(6.536)	(14)	(6.550)
Risultato di periodo al 30 giugno 2024	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	5.293	5.293	(2)	5.291
Variazioni del risultato complessivo	-	-	-	-	(607)	(14)	128	(493)	-	-	-	(493)	-	(493)
Saldo al 30 giugno 2024	23.353	4.671	85.605	7.042	402	(1.554)	(308)	95.858	112.167	(9.600)	5.293	227.071	132	227.203

(1) = al 30 giugno 2024, Gas Plus S.p.A. detiene 1.336.677 azioni proprie (pari al 2,98% del capitale sociale) per un costo complessivo di 9.600 migliaia di Euro.

Gruppo GAS PLUS Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2024 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

RENDICONTO FINANZIARIO CONSOLIDATO SEMESTRALE

Importi in migliaia di Euro	1° semestre 2024	1° semestre 2023
Flussi finanziari dell'attività operativa
Risultato del periodo	5.291	39.825
Ammortamenti degli immobili, impianti e macchinari	6.078	5.144
Ammortamenti dei diritti d'uso	(405)	831
Ammortamenti delle concessioni e delle altre immobilizzazioni immateriali	5.049	5.698
(Utilizzo) altri fondi non monetari	(517)	(155)
(Proventi) diversi non monetari	-	(331)
Attualizzazione fondo smantellamento e ripristino siti	2.751	2.783
Altri (proventi) oneri finanziari complessivi	2.433	2.748
Imposte sul reddito	2.720	(14.750)
Incrementi/decrementi delle attività e passività operative
Variazione rimanenze	683	(916)
Variazione crediti commerciali verso terzi e correlate	8.844	34.664
Variazione debiti commerciali verso terzi e correlate	(6.663)	(24.985)
Oneri di smantellamento e ripristino siti sostenuti	(80)	(53)
Variazione fondi per benefici ai dipendenti	8	(24)
Dividendi incassati	-	331
Oneri finanziari netti pagati nel periodo	(2.434)	(2.358)
Imposte sul reddito nette pagate	(890)	(5.013)
Variazione delle altre passività e attività operative	3.891	(27.777)
Flussi finanziari netti generati dall'attività operativa	26.759	15.662
Flussi finanziari dell'attività di investimento
Acquisto beni materiali	(5.148)	(12.882)
Acquisto beni immateriali	(1.143)	(2.515)
Flussi finanziari netti utilizzati nell'attività di investimento	(6.291)	(15.397)
Flussi finanziari dell'attività finanziamento
Nuovi finanziamenti bancari	5.000	17.400
Finanziamenti rimborsati	(17.387)	(15.141)
Rimborso dei debiti per lease	(488)	(499)
Dividendi pagati	(14)	(5)
Rimborso debiti bancari per cartolarizzazione	16	(60)
Altre variazioni delle passività finanziarie	450	(104)
Flussi finanziari netti generati dall'attività di finanziamento	(12.423)	1.591
Effetto cambi traduzione bilanci di società estere	(3)	(42)
Incremento (decremento) delle disponibilità liquide	8.042	1.814
Disponibilità liquide all'inizio del periodo	21.055	30.198
Disponibilità liquide alla fine del periodo	29.097	32.012

NOTE ESPLICATIVE

1. Informazioni societarie

Gas Plus S.p.A. (la "Società") è una società per azioni quotata sul mercato telematico azionario gestito e organizzato da Borsa Italiana S.p.A. La Società è costituita in Italia, iscritta al registro delle Imprese di Milano.

Le principali attività del Gruppo Gas Plus (il "Gruppo") sono:

• esplorazione e produzione idrocarburi (Business Unit Exploration & Production – E&P), con riferimento sia alla produzione in Italia (Business Unit E&P Italia), che all'estero (Business Unit E&P Estero);
• distribuzione di gas naturale (Business Unit Network);
• vendita gas naturale a clienti finali (Business Unit Retail);
• altre attività e attività non allocate, che comprendono lo stoccaggio gas (Business Unit Storage), attività in fase di start up, come meglio descritto nella Relazione intermedia sulla Gestione a cui si rimanda, e principalmente le attività relative alle funzioni comuni e servizi centralizzati della Capogruppo.

Il Gruppo Gas Plus definisce gestionalmente Business Unit (B.U.) un settore di attività.

La società capogruppo Gas Plus S.p.A. è controllata da US. Fin S.r.l., che non esercita attività di direzione e coordinamento.

La pubblicazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato del Gruppo per il periodo di sei mesi al 30 giugno 2024 è stata autorizzata con delibera degli Amministratori del 10 settembre 2024.

Il presente bilancio consolidato semestrale abbreviato è inoltre assoggettato a revisione contabile limitata da parte di EY S.p.A. in base all'incarico conferito con delibera dell'Assemblea del 25 giugno 2024 per il novennio 2024-2032.

Il bilancio consolidato semestrale abbreviato è presentato in migliaia di Euro in quanto questa è la valuta in cui è condotta la maggior parte delle operazioni del Gruppo e gli importi sono esposti in migliaia di Euro, salvo i dati per azione, che sono esposti in Euro, o quando diversamente indicato.

Ai sensi della Comunicazione Consob N. DEM/6064293 del 28 luglio 2006, si precisa che il bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2024 non include operazioni non ricorrenti.

Il bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2024 non riflette componenti di reddito e poste patrimoniali e finanziarie derivanti da posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali

Il bilancio consolidato semestrale abbreviato del Gruppo Gas Plus al 30 giugno 2024 include i dati della capogruppo Gas Plus S.p.A. e quelli delle società controllate sulle quali Gas Plus S.p.A. esercita direttamente o indirettamente il controllo. Non sono intervenute variazioni nell'area di consolidamento nel corso del primo semestre 2024.

2. Criteri di redazione e principi contabili adottati

Criteri di redazione e di valutazione

Il bilancio consolidato semestrale abbreviato del Gruppo è stato redatto in osservanza del D. Lgs. 58/1998 (art. 154-ter) e successive modifiche, nonché del Regolamento Emittenti emanato dalla Consob; la forma e il

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Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

contenuto sono preparati in conformità con i principi contabili internazionali IFRS emessi dall'International Accounting Standards Board (IASB) e omologati dalla Comunità Europea ai sensi del regolamento n. 1606/2002. Il presente bilancio consolidato semestrale abbreviato è stato redatto, in forma sintetica, in conformità allo IAS 34 "Bilanci intermedi". Tale bilancio semestrale abbreviato non comprende pertanto tutte le informazioni richieste dal bilancio annuale e deve essere letto unitamente al bilancio annuale predisposto per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2023.

In considerazione delle caratteristiche proprie dei business in cui opera il Gruppo, dell'ininterrotta prosecuzione delle attività operative, nonché dei risultati delle analisi condotte circa gli impatti relativi alla situazione di crisi del Medioriente e al perdurare del conflitto Russia – Ucraina, non sono stati ravvisati elementi che richiedessero un approfondimento riguardo la validità del presupposto della continuità aziendale.

Il Gruppo continuerà comunque a monitorare l'evoluzione della situazione: grazie al contenuto livello di indebitamento, lo stesso mantiene una struttura finanziaria solida e può attingere a risorse adeguate a supportare sia le necessità operative, sia i piani di sviluppo del business.

Principi contabili rilevanti

I principi contabili, i criteri e le procedure di consolidamento adottati per la redazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato sono conformi a quelli utilizzati per la redazione del bilancio consolidato al 31 dicembre 2023, per la cui descrizione si fa rinvio, fatta eccezione per l'adozione dei nuovi principi, modifiche ed interpretazioni in vigore dal 1° gennaio 2024.

Le seguenti modifiche ai principi contabili internazionali entrate in vigore dal 1° gennaio 2024 indicate nel paragrafo "Principi contabili ed interpretazioni adottati nell'esercizio e di efficacia successiva al 31 dicembre 2023" nella Relazione Finanziaria Annuale 2023, sono state applicate per la prima volta dal Gruppo a partire dal 1° gennaio 2024, senza tuttavia avere effetti sul bilancio consolidato semestrale abbreviato:

• emendamenti allo IAS 1, "Presentation of Financial Statements: Classification of Liabilities as Current or Non-current" e "Presentation of Financial Statements: Non-current Liabilities with Covenants";
• emendamento all'IFRS 16, "Lease Liability in a Sale and Leaseback";
• emendamenti allo IAS 7 "Statements of Cash Flows" e all'IFRS 7, "Financial Instruments: Disclosures: Supplier Finance Arrangements".

Al 30 giugno 2024, gli organi competenti dell'Unione Europea non hanno ancora concluso il processo di omologazione necessario per l'adozione del seguente emendamento e dei seguenti principi:

• emendamento allo IAS 21, "The Effects of Changes in Foreign Exchange Rates: Lack of Exchangeability", che entrerà in vigore a partire dal 1° gennaio 2025;
• principio IFRS 18 "Presentation and Disclosure in Financial Statements", che entrerà in vigore a partire dal 1° gennaio 2027;
• principio IFRS 19 "Subsidiaries without Public Accountability: Disclosures", che entrerà in vigore a partire dal 1° gennaio 2027.

Il Gruppo sta analizzando l'emendamento ed i principi indicati non ancora omologati e valutando se la loro adozione avrà un impatto sul bilancio del Gruppo.

Gruppo GAS PLUS Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2024

Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

3. Stagionalità dell'attività

La maggioranza dei ricavi (circa l'80%) è rappresentata dalla vendita del gas naturale a clienti grossisti, industriali e civili.

La vendita di gas per i clienti civili è soggetta a variazioni stagionali influenzate dalle condizioni climatiche. In linea con i dati storici, i volumi di gas venduti ai clienti civili per i primi sei mesi sono pari a circa il 60% dei volumi venduti nell'intero anno.

Le voci patrimoniali che accolgono i crediti ed i debiti derivanti dalla vendita e dall'approvvigionamento del gas sono, rispettivamente, Crediti commerciali e Debiti commerciali.

Si segnala peraltro che il saldo al 30 giugno 2024 dei Crediti commerciali e Debiti Commerciali è inferiore rispetto a quello del 31 dicembre 2023, grazie anche ai maggiori flussi di cassa realizzati nel secondo trimestre 2024 rispetto al quarto trimestre 2023, legati alla stagionalità sopra evidenziata.

4. Totale indebitamento finanziario

Il totale indebitamento finanziario netto del Gruppo al 30 giugno 2024, conforme agli orientamenti ESMA del 4 marzo 2021 ed al "Richiamo di attenzione n. 5/21" del 29 aprile 2021 emesso da CONSOB, è dettagliato come segue:

	30 giugno 2024	31 dicembre 2023
A. Disponibilità liquide	29.097	21.055
B. Mezzi equivalenti e disponibilità liquide	-	-
C. Altre attività finanziarie correnti	214	495
D. Liquidità (A +B + C)	29.311	21.550
E. Debito finanziario corrente (1)	46.191	56.627
F. Parte corrente del debito finanziario non corrente	3.979	3.928
G. Indebitamento finanziario corrente (E + F)	50.170	60.555
H. Indebitamento finanziario corrente netto (G -D)	20.859	39.005
I. Debito finanziario non corrente (2)	9.270	11.490
J. Strumenti di debito	-	-
K. Debiti commerciali e altri debiti non correnti	-	-
L. Indebitamento finanziario non corrente (I + J + K)	9.270	11.490
M. Totale indebitamento finanziario (H + L)	30.129	50.495

Note:

(1) Al 30 giugno 2024 include per Euro 802 la quota a breve dei debiti per lease (Euro 866 al 31 dicembre 2023).

(2) Al 30 giugno 2024 include per Euro 2.540 la quota a medio/lungo termine dei debiti per lease (Euro 2.758 al 31 dicembre 2023).

L'indebitamento finanziario netto si è attestato a 30.129 Euro, in forte diminuzione rispetto al valore del 31 dicembre 2023 (50.495 Euro).

Nel primo semestre 2024 si registra un notevole incremento della liquidità, che passa da 21.550 Euro a 29.311 Euro per i positivi flussi di cassa generati da tutte le B.U. operative del Gruppo.

L'indebitamento finanziario corrente e non corrente si decrementa invece, rispettivamente, da 60.555 Euro a 50.170 Euro e da 11.490 Euro a 9.270 Euro, per effetto del rimborso secondo i termini contrattuali delle rate in scadenza dei finanziamenti in essere.

Ai sensi dello IAS 7 – Rendiconto finanziario si riporta nella seguente tabella la riconciliazione tra il saldo iniziale al 31 dicembre 2023 ed il saldo finale al 30 giugno 2024 del totale indebitamento finanziario.

Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2024 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

	31 dicembre	Flussi monetari	Flussi non monetari	30 giugno
	2023		Variazione fair value	Altre variazioni	2024
Debiti finanziari correnti	60.555	(12.387)	-	2.002	50.170
Debiti finanziari non correnti	11.490	-	-	(2.220)	9.270
Fair value interest rate swap	(495)	338	(57)	-	(214)
Passività nette derivanti da attività di finanziamento	71.550	(12.049)	(57)	(218)	59.226
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	21.055	8.042	-	-	29.097
Totale indebitamento finanziario	50.495	(20.091)	(57)	(218)	30.129

5. Utilizzo di stime

La redazione del bilancio consolidato intermedio abbreviato richiede da parte della Direzione l'effettuazione di stime e di assunzioni che hanno effetto sui valori dei ricavi, dei costi, delle attività e delle passività nonché sull'informativa relativa ad attività e passività potenziali alla data del bilancio intermedio, effettuate con metodologie coerenti con il bilancio al 31 dicembre 2023.

Se nel futuro tali stime e assunzioni, basate sulla miglior valutazione attualmente disponibile, dovessero differire dalle circostanze effettive, saranno modificate in modo conseguente nel periodo di variazione delle circostanze stesse.

In particolare, le stime sono utilizzate per rilevare quote di ricavi e rimanenze di competenza, ammortamenti, benefici ai dipendenti, imposte, accantonamenti a fondi e per valutare la recuperabilità degli investimenti relativi all'attività E&P.

Ai fini della valutazione della recuperabilità delle immobilizzazioni materiali e immateriali della B.U. Exploration & Production e della determinazione dei relativi ammortamenti ed eventuali svalutazioni, oltre che della tempistica di sostenimento dei costi di smantellamento e ripristino dei siti minerari, rileva la valutazione delle riserve di idrocarburi che si basa su metodi di tipo ingegneristico che hanno un margine intrinseco di aleatorietà, effettuata con il supporto di esperti indipendenti. Le riserve certe rappresentano le quantità stimate delle riserve di idrocarburi che sulla base dei dati geologici e di ingegneria potranno con ragionevole certezza essere estratte negli anni futuri nelle condizioni tecniche ed economiche esistenti al momento della stima. Le riserve probabili rappresentano le quantità stimate addizionali delle riserve di idrocarburi che hanno minore certezza di essere recuperate rispetto alle riserve certe, ma che insieme alle riserve certe hanno la stessa probabilità di essere recuperate o non esserlo. Nonostante esistano autorevoli linee guida sui criteri ingegneristici e geologici che devono essere rispettati affinché le riserve possano essere classificate come certe o probabili, l'accuratezza delle stime delle riserve dipende dalla quantità delle informazioni disponibili e dall'interpretazione e dal giudizio che di queste viene data dalla direzione aziendale.

Altre significative stime sono quelle relative agli obblighi derivanti dallo smantellamento delle attività materiali e dal relativo ripristino ambientale. La valutazione delle passività connesse ai costi futuri di smantellamento e di ripristino è un processo complesso basato su ipotesi e criteri tecnici e metodologici con il supporto di esperti indipendenti oltre che su valutazioni finanziarie che richiedono il giudizio e l'apprezzamento della direzione aziendale nella valutazione delle passività da sostenere e della tempistica di effettuazione di tali interventi. I costi di smantellamento e ripristino siti sono influenzati dalla complessità tecnologica e dalle specifiche tematiche ambientali del settore.

Le stime e le assunzioni sono riviste periodicamente e gli effetti di ogni variazione sono riflessi a conto economico.

Gruppo GAS PLUS Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2024 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

Per una descrizione dettagliata degli altri valori di bilancio delle attività e passività, dei costi e ricavi influenzati dalle valutazioni discrezionali e stime contabili effettuate dalla Direzione si rimanda alla nota n. 5, Utilizzo di stime contenuta nella nota integrativa del bilancio consolidato al 31 dicembre 2023.

6. Dividendi

In data 25 giugno 2024, l'Assemblea degli Azionisti di Gas Plus S.p.A. ha deliberato di distribuire agli Azionisti, a titolo di dividendo e al lordo delle ritenute di legge, l'importo unitario di Euro 15 centesimi per ciascuna delle azioni (al netto delle azioni proprie) ordinarie in circolazione, per l'importo complessivo di Euro 6.536. Il pagamento è avvenuto alla fine del mese di luglio.

7. Informativa di settore

L'informativa primaria di Gruppo è fornita per settori di attività. Le attività nelle quali il Gruppo opera e che costituiscono l'informativa per il settore primario sono:

• esplorazione e produzione di idrocarburi (Business Unit Exploration & Production o anche Business Unit E&P);
• distribuzione di gas naturale (Business Unit Network);
• vendita di gas naturale a clienti finali (Business Unit Retail);
• altre attività: include il settore stoccaggio di idrocarburi (Business Unit Storage), attività in fase di start up, e le funzioni comuni e servizi centralizzati della holding.

Con riferimento alle "altre attività", il settore di attività "stoccaggio di idrocarburi" è tuttora in fase di avviamento e non consuntiva significativi valori economici e patrimoniali, in funzione della complessità tecnica del settore e dei necessari iter autorizzativi. Per tale motivo non viene fornita una separata informativa di settore.

La struttura direzionale ed organizzativa del Gruppo riflette essenzialmente il settore primario per attività di business.

I prezzi di trasferimento applicati alle transazioni tra settori relativi allo scambio di beni, prestazioni e servizi sono regolati secondo le usuali condizioni praticate dal mercato.

Le tabelle seguenti presentano le informazioni sui ricavi e risultati economici riguardanti i segmenti di business del Gruppo per i periodi di sei mesi chiusi rispettivamente al 30 giugno 2024 e 2023.

Gruppo GAS PLUS

Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2024 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

Informativa di settore primario, per attività (1° semestre 2024)

	Exploration & Production	Network	Retail	Altre attività e attività non allocate	Rettifiche ed elisioni	Totale consolidato
Informazioni di natura economica
Vendite a clienti	37.145	6.316	22.198	43	-	65.702
Vendite infrasettoriali	1.588	3.248	661	2.193	(7.690)	-
Totale ricavi	38.733	9.564	22.859	2.236	(7.690)	65.702
EBITDA	17.176	4.802	3.209	(1.270)	-	23.917
Ammortamenti	(8.305)	(2.197)	(36)	(184)	-	(10.722)
EBIT	8.871	2.605	3.173	(1.454)	-	13.195
Proventi diversi	-	-	-	-	-	-
Risultati operativi di settore	8.871	2.605	3.173	(1.454)	-	13.195
Oneri finanziari netti						(5.184)
Utile prima delle imposte e degli interessi di minoranza						8.011
Imposte sul reddito						(2.720)
Utile netto del semestre						5.291
Altre informazioni di settore
Investimenti in immobilizzazioni materiali	4.931	104	-	113	-	5.148
Investimenti in immobilizzazioni immateriali (*)	-	1.024	-	9	-	1.033
Ammortamenti delle immobilizzazioni materiali	(5.988)	(57)	(3)	(30)	-	(6.078)
Ammortamenti dei diritti d'uso	704	(130)	(23)	(146)	-	405
Ammortamenti delle immobilizzazioni immateriali (*)	(2.911)	(2.010)	(10)	(8)	-	(4.939)
Investimenti in attività di esplorazione	110	-	-	-	-	110

Gruppo GAS PLUS

Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2024 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

Informativa di settore primario, per attività (1° semestre 2023)

	Exploration & Production	Network	Retail	Altre attività e attività non allocate	Rettifiche ed elisioni	Totale consolidato
Informazioni di natura economica
Vendite a clienti	45.014	5.501	22.446	17.852	-	90.813
Vendite infrasettoriali	22.247	3.152	820	2.062	(28.281)	-
Totale ricavi	67.261	8.653	23.266	19.914	(28.281)	90.813
EBITDA	37.014	4.123	2.046	(1.235)	-	41.948
Ammortamenti	(9.329)	(2.128)	(35)	(181)	-	(11.673)
EBIT	27.685	1.995	2.011	(1.416)	-	30.275
Proventi diversi	-	331	-	-	-	331
Risultati operativi di settore	27.685	2.326	2.011	(1.416)	-	30.606
Oneri finanziari netti						(5.531)
Utile prima delle imposte e degli interessi di minoranza						25.075
Imposte sul reddito						14.750
Utile netto del semestre						39.825
Altre informazioni di settore
Investimenti in immobilizzazioni materiali	12.845	2	17	18	-	12.882
Investimenti in immobilizzazioni immateriali (*)	-	2.295	15	18	-	2.328
Ammortamenti delle immobilizzazioni materiali	(5.063)	(61)	(3)	(17)	-	(5.144)
Ammortamenti dei diritti d'uso	(535)	(134)	(23)	(139)	-	(831)
Ammortamenti delle immobilizzazioni immateriali (*)	(3.544)	(1.933)	(9)	(25)	-	(5.511)
Investimenti in attività di esplorazione	187	-	-	-	-	187

(*) Esclusa attività di ricerca e di esplorazione

Le tabelle seguenti presentano l'informativa di settore secondario per settore geografici della Business Unit E&P, mostrando i ricavi e risultati economici in Italia ed all'Estero rispettivamente al 30 giugno 2024 e 2023.

Gruppo GAS PLUS Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2024 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

Informativa di settore secondario, per area geografica Business Unit E&P (1° Semestre 2024)

	Italia	Estero	Business Unit E&P
Informazioni di natura economica
Vendite a clienti	20.533	16.612	37.145
Vendite infrasettoriali	1.588	-	1.588
Totale ricavi	22.121	16.612	38.733
EBITDA	6.699	10.477	17.176
Ammortamenti	(4.123)	(4.182)	(8.305)
EBIT	2.576	6.295	8.871
Proventi diversi	-	-	-
Risultati operativi per area geografica	2.576	6.295	8.871
Altre informazioni di settore
Investimenti in immobilizzazioni materiali	4.662	269	4.931
Ammortamenti delle immobilizzazioni materiali	(2.461)	(3.527)	(5.988)
Ammortamento diritto d'uso	962	(258)	704
Ammortamenti delle immobilizzazioni immateriali (*)	(2.538)	(373)	(2.911)
Investimenti in attività di esplorazione	86	24	110

(*) Esclusa attività di ricerca e di esplorazione

Informativa di settore secondario, per area geografica Business Unit E&P (1° Semestre 2023)

	Italia	Estero	Business Unit E&P
Informazioni di natura economica
Vendite a clienti	19.088	25.926	45.014
Vendite infrasettoriali	22.247	-	22.247
Totale ricavi	41.335	25.926	67.261
EBITDA	22.022	14.992	37.014
Ammortamenti	(4.440)	(4.889)	(9.329)
EBIT	17.582	10.103	27.685
Proventi diversi	-	-	-
Risultati operativi per area geografica	17.582	10.103	27.685
Altre informazioni di settore
Investimenti in immobilizzazioni materiali	12.845	-	12.845
Ammortamenti delle immobilizzazioni materiali	(978)	(4.085)	(5.063)
Ammortamento diritto d'uso	(313)	(222)	(535)
Ammortamenti delle immobilizzazioni immateriali (*)	(3.118)	(426)	(3.544)
Investimenti in attività di esplorazione	42	145	187

(*) Esclusa attività di ricerca e di esplorazione

8. Impairment test ai sensi dello IAS 36

Il contesto economico e politico di riferimento (in particolare, la situazione di crisi in Medioriente ed il perdurare della guerra tra Russia e Ucraina, la permanente incertezza e volatilità sul mercato del gas ed il cambio delle politiche monetarie da parte delle banche centrali a seguito del rallentamento dell'inflazione) non ha presentato significative variazioni rispetto a quello utilizzato per le analisi di recuperabilità del valore degli assets effettuate in sede di redazione del bilancio consolidato chiuso al 31 dicembre 2023.

Il Gruppo ha comunque condotto le consuete analisi al fine di identificare eventuali indicatori di impairment che potessero influire sul valore recuperabile degli assets delle C.G.U. dei propri settori di attività ossia:

Gruppo GAS PLUS Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2024 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

• B.U. E&P;

• B.U. Network;

• B.U. Retail.

Per quanto concerne invece la B.U. Altre attività, che comprende le attività relative alle funzioni comuni e ai servizi centralizzati della Capogruppo e le iniziative relative all'attività di stoccaggio gas, attualmente in fase di start up, con una limitata esposizione ai rischi di mercato e con un valore di carico delle attività materiali non rilevante, si conferma che la stessa non ha attività non correnti da assoggettare a test di impairment.

Con riferimento alla struttura delle C.G.U. si segnala inoltre che la stessa non è stata modificata rispetto al bilancio consolidato dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2023 e si rinvia pertanto, per l'individuazione delle stesse, alle relative note esplicative.

Relativamente al primo semestre dell'esercizio sono state quindi analizzate le principali variabili economiche e di scenario di breve e medio termine, oltreché i risultati economici conseguiti dalle controllate, nonché i principali dati operativi delle stesse.

Nel semestre sono rimasti i fattori di incertezza geopolitica derivanti soprattutto dai conflitti di cui sopra ma, a differenza del 2023, si è assistito ad una prima riduzione dei tassi di interesse con previsioni di ulteriori successive discese e ad un rallentamento dell'inflazione.

I prezzi del gas, seppur in diminuzione rispetto al 2023 come tra l'altro previsto in sede di effettuazione dei test di impairment di tale esercizio, continuano ad essere elevati e, al momento, con previsioni di crescita già a partire dal secondo semestre dell'anno in quadro di possibile nuova volatilità. Tale contesto, unitamente alla conferma delle assunzioni economico-tecniche ipotizzate in sede di impairment test al 31 dicembre 2023, contribuisce ancora positivamente alla recuperabilità del valore delle attività iscritte a bilancio, in special modo di quelle della B.U. E&P.

Per quanto concerne poi i restanti settori di attività si segnala che non risultano iscritti a bilancio assets relativi alle attività della B.U. Retail, mentre il valore contabile delle attività della B.U. Network, ai fini delle future gare d'ambito, è tuttora sensibilmente inferiore al valore industriale residuo (VIR).

Considerata l'assenza di indicatori di impairment, il Gruppo ha ritenuto pertanto di non procedere alla verifica della recuperabilità degli assets delle singole C.G.U. (in particolare di quelli della B.U. E&P) con le modalità del bilancio consolidato dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2023, confermando in tal modo le valutazioni effettuate in tale sede.

Per quanto concerne invece gli effetti della transizione energetica e del cambiamento climatico si manda a quanto già esposto nelle note esplicative al bilancio consolidato dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2023.

Infine, per quanto concerne la capitalizzazione di borsa del titolo Gas Plus, la stessa rimane inferiore a quella del patrimonio netto consolidato. Tale andamento riflette senza dubbio l'attuale situazione di incertezza ma continua ad essere fortemente penalizzato dalla bassa liquidità del titolo.

9. Immobili, impianti e macchinari

Gli immobili, impianti e macchinari hanno un valore netto di Euro 125.499 al 30 giugno 2024 e sono dettagliabili come segue:

Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2024 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

	Terreni	Fabbricati	Impianti e macchinari (E&P)	Attrezzature industriali e commerciali	Altri beni	Immobil. in corso e acconti	Totale
30 giugno 2024
Saldo iniziale lordo	9.201	3.693	205.385	467	5.489	66.631	290.866
Fondo ammortamento e svalutazione	-	(1.874)	(147.995)	(419)	(5.173)	(8.958)	(164.419)
Saldo iniziale netto	9.201	1.819	57.390	48	316	57.673	126.447
Investimenti	40	-	170	54	70	4.814	5.148
Ammortamenti	-	(61)	(5.956)	(8)	(53)	-	(6.078)
Altre variazioni	-	-	(9)	-	-	(9)	(18)
Saldo finale netto	9.241	1.758	51.595	94	333	62.478	125.499
Saldo finale lordo	9.241	3.693	205.546	521	5.559	71.436	295.996
Fondo ammortamento e svalutazione	-	(1.935)	(153.951)	(427)	(5.226)	(8.958)	(170.497)
Saldo finale netto	9.241	1.758	51.595	94	333	62.478	125.499

Le immobilizzazioni materiali presentano un decremento complessivo pari ad Euro 948, dovuto all'effetto congiunto principalmente di:

• investimenti per Euro 5.148 prevalentemente riferiti al completamento delle attività per la realizzazione della rete di raccolta e della rete di monitoraggio afferente alle aree pozzo nella concessione Longanesi ed agli studi ed attività propedeutiche all'installazione degli impianti temporanei occorrenti per l'effettuazione di prove di esercizio (Long Production Test) nella medesima concessione, autorizzati alla fine del mese di giugno 2024;
• ammortamenti per Euro 6.078 riferiti quasi esclusivamente alla B.U. E&P (di cui Euro 3.527 relativi all'attività di estrazione in Romania).

Per quanto riguarda le aliquote di ammortamento utilizzate si fa riferimento a quanto riportato nei principi adottati per la redazione del bilancio annuale del Gruppo per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2023.

10. Diritti d'uso

I diritti d'uso hanno un valore netto di Euro 11.801 al 30 giugno 2024 e sono dettagliabili come segue:

	Software	Terreni	Fabbricati	Impianti e macchinari (E&P)	Altri beni	Totale
30 giugno 2024
Saldo iniziale lordo	203	17.947	5.007	386	131	23.674
Fondo ammortamento e svalutazioni	(115)	(6.373)	(3.013)	(357)	(131)	(9.989)
Saldo iniziale netto	88	11.574	1.994	29	-	13.685
Nuovi contratti e modifiche contrattuali	-	1	73	109	23	206
Ammortamenti	(26)	777	(300)	(35)	(11)	405
Rilevazione iniziale e variazione di stima dei costi di smantellamento e ripristino siti	-	(2.495)	-	-	-	(2.495)
Saldo finale netto	62	9.857	1.767	103	12	11.801
Saldo finale lordo	125	15.453	5.080	495	29	21.182
Fondo ammortamento e svalutazioni	(63)	(5.596)	(3.313)	(392)	(17)	(9.381)
Saldo finale netto	62	9.857	1.767	103	12	11.801

Gruppo GAS PLUS

Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2024 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

La voce diritti d'uso si riferisce principalmente a contratti di leasing aventi per oggetto la locazione di terreni ove sono presenti gli impianti di sfruttamento minerario delle società della B.U. E&P e l'affitto di fabbricati destinati alle sedi operative e agli uffici del Gruppo.

Nel primo semestre 2024, la voce presenta un decremento complessivo pari ad Euro 1.884 principalmente per l'effetto congiunto:

• dei nuovi contratti di leasing sottoscritti nel semestre e della modifica delle ipotesi circa durata e opzioni contrattuali di alcuni contratti esistenti per complessivi Euro 206;
• della riduzione degli ammortamenti nel semestre per Euro 405, che include la diminuzione nella stima attualizzata dei costi futuri di smantellamento e ripristino siti che non ha trovato capienza nei relativi valori iscritti all'attivo tra gli stessi diritti d'uso;
• della variazione negativa netta dei costi di smantellamento e ripristino siti relativi alla voce terreni per Euro 2.495, in conseguenza dell'aggiornamento al 30 giugno 2024 delle ipotesi finanziarie prospettiche rispetto al 31 dicembre 2023, come meglio descritto nella successiva nota n. 23, Fondi per rischi e oneri.

Tra i fabbricati sono inclusi per Euro 986 (Euro 1.195 al 31 dicembre 2023), i diritti d'uso relativi ai contratti d'affitto in essere con la società correlata Immobiliare Forlanini S.r.l. aventi per oggetto i complessi immobiliari destinati alle sedi operative ad agli uffici del Gruppo.

11. Avviamento

L'avviamento ha un valore netto di Euro 884 al 30 giugno 2024 (senza variazioni rispetto al 31 dicembre 2023) ed è riferito all'acquisizione della società Rete Gas Fidenza S.r.l. avvenuta nel 2019. La società acquisita è attiva nel servizio di distribuzione nel territorio del Comune di Fidenza (PR) e gestisce circa 12.500 PdR, con oltre 200 km di condutture.

La relativa concessione di distribuzione è inclusa nella C.G.U. ATEM Parma ed il valore di bilancio degli assets di tale C.G.U. risulta tuttora ampiamente inferiore all'indennizzo che verrà riconosciuto al gestore in caso di mancata assegnazione della gara d'ambito. Per una disamina sulla metodologia utilizzata per tale verifica, si rimanda alla nota n. 7, Impairment test ai sensi dello IAS 36 inclusa nel bilancio consolidato al 31 dicembre 2023.

12. Concessioni e altre immobilizzazioni immateriali

Le immobilizzazioni immateriali hanno un valore netto di Euro 248.049 al 30 giugno 2024 e sono dettagliabili come segue:

	Concessioni di coltivazione	Costi di esplorazione	Beni in concessione (IFRIC 12)	Concessioni di distribuzione gas e altre	Totale
30 giugno 2024
Saldo iniziale lordo	384.429	-	124.021	10.082	518.832
Fondo ammortamento e svalutazione	(203.466)	-	(53.303)	(9.806)	(266.575)
Saldo iniziale netto	180.963	-	70.718	276	251.957
Investimenti	-	110	1.009	24	1.143
Ammortamenti	(2.901)	(110)	(1.944)	(94)	(5.049)
Altre variazioni	(2)	-	-	-	(2)
Saldo finale netto	178.060	-	69.783	206	248.049
Saldo finale lordo	384.427	110	125.030	10.106	519.673
Fondo ammortamento e svalutazione	(206.367)	(110)	(55.247)	(9.900)	(271.624)
Saldo finale netto	178.060	-	69.783	206	248.049

Gruppo GAS PLUS Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2024

Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

Le immobilizzazioni immateriali presentano un decremento complessivo pari ad Euro 3.908 da attribuire a:

• gli investimenti per complessivi Euro 1.143 principalmente relativi alla posa di nuovi tratti di rete e contatori elettronici al servizio degli impianti di distribuzione detenuti in concessione dalla società controllata GP Infrastrutture S.r.l.;
• gli ammortamenti per Euro 5.049, principalmente relativi alle concessioni di sfruttamento minerario detenute dalle società controllate Gas Plus Italiana S.r.l., Società Padana Energia S.r.l. e Gas Plus Dacia S.r.l. ed agli impianti di distribuzione detenuti in concessione dalle società controllate GP Infrastrutture S.r.l. e Rete Gas Fidenza S.r.l..

Nel primo semestre del 2024 sono stati sostenuti costi di ricerca ed esplorazione che sono stati completamente ammortizzati nell'esercizio per Euro 110 (di cui Euro 24 relativi ad attività di ricerca condotta all'estero).

13. Altre attività finanziarie

Le altre attività finanziarie pari al 30 giugno 2024 ad Euro 692 sono dettagliate nella seguente tabella con il relativo confronto con il saldo al 31 dicembre 2023:

	30 giugno 2024	31 dicembre 2023
Depositi cauzionali	284	274
Anticipi per gare d'ambito	398	398
Crediti d'imposta	10	281
Totale altre attività finanziarie non correnti	692	953

14. Rimanenze

Le rimanenze pari al 30 giugno 2024 ad Euro 3.911 sono dettagliate nella seguente tabella con il relativo confronto con il saldo al 31 dicembre 2023:

	30 giugno 2024		31 dicembre 2023
	Gas Naturale	Altre	Totale	Gas Naturale	Altre	Totale
Materie prime, sussidiarie e di consumo	-	2.582	2.582	-	2.356	2.356
Prodotti finiti e merci	262	1.067	1.329	1.156	1.082	2.338
Svalutazione magazzino	-	-	-	(501)	-	(501)
Totale	262	3.649	3.911	655	3.438	4.093

Le rimanenze di materie prime, sussidiarie e di consumo si riferiscono a materiali per la realizzazione e la manutenzione degli impianti di distribuzione gas e a materiali destinati all'attività di esplorazione e produzione gas.

Le rimanenze di prodotti finiti e merci includono il gas naturale in stoccaggio presso Stoccaggi Gas Italia S.p.A. della società controllata Gas Plus Vendite S.r.l. per complessivi 0,8 milioni di standard metri cubi (MSmc) al 30 giugno 2024 (2,4 Mscm al 31 dicembre 2023) e il petrolio in stoccaggio presso la concessione Mirandola della società controllata Società Padana Energia S.r.l..

Gruppo GAS PLUS Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2024 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

15. Crediti commerciali

I crediti commerciali pari al 30 giugno 2024 ad Euro 23.549 sono dettagliati nella seguente tabella con il relativo confronto con il saldo al 31 dicembre 2023:

Crediti commerciali:	30 giugno 2024	31 dicembre 2023
Vendita gas naturale
Utenti civili	2.489	9.962
Utenti industriali	720	908
Grossisti - Italia	3.571	3.894
Grossisti – Estero	3.189	3.317
Vendita greggio	1.041	1.094
Trattamento gas	1.194	1.097
Distribuzione gas naturale - società di vendita	2.915	2.727
Altri	11.171	11.135
Totale crediti	26.290	34.134
Fondo svalutazione	(2.741)	(2.933)
Crediti commerciali netti	23.549	31.201

Si riporta di seguito la movimentazione del fondo svalutazione crediti registrata nel primo semestre 2024:

Fondo svalutazione crediti	30 giugno 2024
Fondo al 1° gennaio 2024	(2.933)
Accantonamenti	-
Rilascio per esubero	57
Utilizzi	135
Fondo al 30 giugno 2024	(2.741)

I crediti verso clienti riguardano prevalentemente l'attività di vendita di gas metano ad utenti finali e grossisti.

Il decremento nel corso del semestre dei crediti commerciali è legato ai maggiori flussi di cassa realizzati nel secondo trimestre 2024 rispetto al quarto trimestre 2023 dovuti alla stagionalità del business, oltre che alla riduzione nel primo semestre 2024 degli scenari dei prezzi energetici.

L'anzianità dei crediti commerciali al 30 giugno 2024 è dettagliata nella seguente tabella con il relativo confronto con i saldi al 31 dicembre 2023:

Crediti commerciali:	30 giugno 2024	31 dicembre 2023
Crediti commerciali totali	26.290	34.134
Fondo svalutazione crediti	(2.741)	(2.933)
Crediti commerciali netti	23.549	31.201
Crediti a scadere e scaduti da
meno di 60 gg.	22.970	30.746
Crediti scaduti da 60 a 180 gg.	495	455
Crediti scaduti da oltre 180 gg.	84	-
Crediti commerciali netti	23.549	31.201

16. Altri crediti

Gli altri crediti correnti, pari al 30 giugno 2024 ad Euro 17.924, sono dettagliati nella seguente tabella con il relativo confronto con l'esercizio precedente:

Altri crediti	30 giugno 2024	31 dicembre 2023
IVA	3.114	6.033
Imposta di consumo	-	2.851
Crediti verso CSEA	3.375	2.761
Crediti verso consorzi	3.191	2.735
Crediti contributi ARERA - Progetto TEE	3.983	2.634
Note di credito da ricevere per acquisto gas	2.608	2.608
Ratei e risconti	922	624
Altri crediti d'imposta	43	43
Crediti diversi	688	654
Totale altri crediti	17.924	20.943

Gli altri crediti sono prevalentemente costituiti da crediti per imposte indirette, crediti verso consorzi relativi alle concessioni di coltivazione in cui il Gruppo, per le attività della concessione, riveste il ruolo di operatore, crediti verso società di distribuzione terze e verso la Cassa Conguaglio dei Servizi Energetici (CSEA) e crediti per contributi da ricevere dall'Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA) relativamente all'importo che sarà riconosciuto alla società controllata GP Infrastrutture S.r.l. per la consegna dei certificati di efficienza energetica (TEE), secondo gli obiettivi fissati dalla stessa Autorità. La voce diminuisce rispetto al 31 dicembre 2023 di Euro 3.019 principalmente per l'effetto congiunto:

• della riduzione complessiva per Euro 5.770 dei crediti di natura tributaria (minor credito IVA ed azzeramento del credito per imposta di consumo);
• dell'incremento per complessivi Euro 1.963 dei crediti per contributi ARERA e crediti verso CSEA, che risentono del differente periodo di liquidazione nel corso dell'anno.

17. Fair value (derivati finanziari attivi)

I derivati finanziati attivi, pari al 30 giugno 2024 ad Euro 851 includono il fair value di alcuni strumenti derivati in essere, la cui tipologia è dettagliata nel seguente prospetto.

	30 giugno 2024	31 dicembre 2023
Derivati su commodity	637	2.467
Interest rate swap	214	495
Totale fair value attivo corrente	851	2.962

Interest rate swap

Nel primo semestre 2024, il Gruppo non ha sottoscritto nuovi contratti per la copertura del rischio di variazione dei tassi di interesse. Il fair value degli interest rate swap al 30 giugno 2024 è complessivamente positivo per Euro 214 e si riferisce esclusivamente ai contratti già in essere al 31 dicembre 2023. Tutti i contratti stipulati soddisfano i criteri per il trattamento in hedge accounting ai fini contabili.

Derivati su commodity

Nel primo semestre 2024, la società capogruppo Gas Plus S.p.A. ha stipulato con alcuni istituti di credito diversi derivati (swap) per la copertura del rischio di oscillazione del prezzo di mercato del gas, per conto

delle singole società esposte a tale rischio. Tutti i derivati di copertura stipulati a tale scopo nel corso del primo semestre 2024 hanno soddisfatto i criteri per il trattamento in hedge accounting ai fini contabili.

18. Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti sono così dettagliati:

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	30 giugno 2024	31 dicembre 2023
Cassa	7	9
Conti correnti bancari	29.090	21.046
Totale	29.097	21.055

Per una migliore comprensione delle variazioni dei flussi di cassa intercorsi nel periodo si rimanda al rendiconto finanziario.

19. Patrimonio netto

Di seguito si forniscono indicazioni in merito alla natura e alla composizione delle principali componenti di patrimonio netto:

Capitale Sociale

Non ha subito variazioni rispetto al 31 dicembre 2023.

Riserve

Le riserve sono costituite da:

• La Riserva legale, la Riserva Versamenti c/capitale e la Riserva sovrapprezzo azioni, che non presentano variazioni rispetto al 31 dicembre 2023.
• La Riserva di copertura derivati, che accoglie le variazioni di fair value dei derivati su commodities e su tassi di interesse stipulati dal Gruppo, contabilizzati in regime di hedge accounting, al netto delle relative variazioni di imposte differite.
• La Riserva per differenze attuariali dei fondi per benefici ai dipendenti, che include tutti gli utili e le perdite attuariali che emergono dal ricalcolo del valore attuale del fondo di trattamento di fine rapporto, al netto delle relative variazioni di imposte differite.
• La Riserva di conversione cambi, che accoglie le differenze legate al differente cambio utilizzato per la conversione delle attività e passività delle imprese controllate estere (cambio corrente alla data di fine periodo) rispetto al cambio utilizzato per la conversione dei rispettivi proventi ed oneri (cambi medi di periodo).

Utili (perdite) a nuovo

Le altre riserve e gli utili indivisi che includono gli effetti della conversione agli IFRS. Si segnala che tali effetti sono principalmente riferibili alla valutazione a fair value delle immobilizzazioni immateriali costituiti dagli impianti di distribuzione del gas, valutazione effettuata utilizzando il fair value come sostituto del costo in sede di prima applicazione degli IFRS.

Azioni proprie

Le azioni proprie non presentano variazioni rispetto al 31 dicembre 2023. Al 30 giugno 2024, la società capogruppo Gas Plus S.p.A. detiene 1.336.677 azioni proprie (pari a 2,98% del capitale sociale) per un corrispettivo complessivo di Euro 9.600.

Gruppo GAS PLUS

Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2024 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

Si rimanda al prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato per i semestri chiusi al 30 giugno 2024 e al 30 giugno 2023 per una descrizione quantitativa delle riserve di patrimonio netto.

Altre componenti del conto economico complessivo

Nel primo semestre 2024, le altre componenti del conto economico complessivo includono:

• le variazioni di fair value dei derivati su commodities e su tassi di interesse contabilizzati in regime di hedge accounting, al netto delle imposte differite, per una variazione negativa di complessivi Euro 607 (nel primo semestre 2023 la variazione negativa era di Euro 1.378);
• la riserva di traduzione dei bilanci esteri la cui valuta funzionale è diversa dall'euro per una variazione negativa di Euro 14 (nel primo semestre 2023 la variazione negativa era di Euro 270);
• la riserva per differenze attuariali TFR per una variazione positiva di complessivi Euro 128, al netto delle imposte differite (nel primo semestre 2023 la variazione era negativa di Euro 26).

20. Debiti finanziari correnti e non correnti

Nella seguente tabella sono riportati i debiti finanziari del Gruppo al 30 giugno 2024 e al 31 dicembre 2023 con i dettagli relativi alla loro composizione, scadenza e condizioni:

Tipologia	Tasso interesse eff. %	Scadenza	30 giugno 2024	31 dicembre 2023
A breve termine
Scoperti bancari		A richiesta	6	5
Banca IMI – incassi per crediti
cartolarizzati		Quindicinale	284	268
Finanziamento Revolving Banco BPM	Euribor 1/3m + spread		10.000	15.000
Finanziamento Revolving ISP	Euribor 1/3m + spread		5.000	-
Finanziamento Term ISP-BPM	Euribor 3/6m + spread		5.500	11.000
Finanziamento Capex ISP-BPM	Euribor 3/6m + spread		24.599	29.488
Finanziamenti D.L. Liquidità ISP-BPM	Euribor 3m + spread		3.979	3.928
Totale debiti finanziari correnti			49.368	59.689
A lungo termine
Finanziamenti D.L. Liquidità ISP-BPM	Euribor 3m + spread	31/12/2026	6.730	8.732
Totale debiti finanziari non correnti			6.730	8.732
Totale debiti finanziari			56.098	68.421

Banca ISP – Incassi per crediti cartolarizzati

Il Gruppo ha in essere con Intesa Sanpaolo un contratto di cartolarizzazione del proprio portafoglio crediti della B.U. Retail, per un ammontare massimo di 20 milioni di Euro, con plafond rotativo. Nel corso dell'anno 2023, il relativo contratto è stato rinnovato sino al mese di aprile del 2028.

Il debito per incassi di crediti cartolarizzati per Euro 284 è stato regolarmente rimborsato all'istituto di credito, secondo le scadenze pattuite.

Finanziamento Revolving Banco BPM

Alla data del 30 giugno 2024, tale finanziamento risulta utilizzato per Euro 10 milioni (al 31 dicembre 2023 era interamente utilizzato per Euro 15 milioni).

Finanziamento Revolving Banca ISP

In data 6 marzo 2024, Gas Plus S.p.A. ha stipulato con Intesa Sanpaolo un contratto di finanziamento di tipo revolving a medio termine per un importo complessivo di 30 milioni di euro, da utilizzarsi esclusivamente per cassa, e con scadenza il 6 marzo 2026.

Alla data del 30 giugno 2024, tale finanziamento risulta utilizzato per Euro 5 milioni.

Il contratto di finanziamento prevede un tasso di interesse nominale annuo variabile, pari alla somma tra il tasso di riferimento (EURIBOR 1/3/6m su base 360 giorni) e il margine previsto contrattualmente. Inoltre, il contratto di finanziamento prevede una commissione di mancato utilizzo.

Gruppo GAS PLUS

Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2024 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

Il contratto di finanziamento prevede un parametro finanziario (financial covenants) da verificarsi semestralmente, a partire dal bilancio chiuso al 31 dicembre 2024, sui dati consolidati di Gruppo redatti in conformità ali IFRS. Tale parametro finanziario risulta essere il Leverage Ratio (Posizione finanziaria netta / EBITDA).

Finanziamento ISP-Banco BPM

a) Linea a medio lungo termine

Il Gruppo ha regolarmente rimborsato la rata del finanziamento a medio lungo termine prevista nel primo semestre 2024 per 5,5 milioni di Euro, secondo la scadenza contrattuale. L'ultima rata del piano di ammortamento concordato pari a 5,5 milioni di Euro è prevista per il 31 dicembre 2024.

b) Linea a medio lungo termine "Capex"

Nel primo semestre 2024 Gas Plus S.p.A. ha rimborsato la rata del finanziamento prevista nel primo semestre 2024 per 4,9 milioni di Euro. L'ultima rata del piano di ammortamento concordato pari a 24,7 milioni di Euro è prevista per il 31 dicembre 2024.

Il contratto di finanziamento ISP-Banco BPM prevede parametri finanziari (financial covenants) da verificarsi semestralmente sui dati consolidati di Gruppo redatti in conformità agli IFRS. Tali parametri risultano essere:

• il Leverage Ratio (Indebitamento finanziario netto/EBITDA);
• il Rapporto DSCR (Debt Service Cover Ratio vale a dire il rapporto tra il flusso di cassa a servizio del debito ed il servizio del debito).

Si segnala che al 30 giugno 2024 tali parametri finanziari risultano rispettati.

Finanziamenti D.L. Liquidità ISP e BPM

Il Gruppo ha regolarmente rimborsato le rate dei finanziamenti in scadenza nel primo semestre 2024 per 2,0 milioni di Euro.

21. Debiti finanziari per lease correnti e non correnti

Nella seguente tabella sono riportate le movimentazioni dei debiti finanziari per lease correnti e non correnti del Gruppo:

	Totale debiti per lease	Debiti per lease correnti	Debiti per lease non correnti
Saldo finale al 1° gennaio 2024	3.624	866	2.758
Nuovi contratti e modifiche contrattuali	206
Decrementi	(435)
Oneri finanziari	(53)
Saldo finale al 30 giugno 2024	3.342	802	2.540

In applicazione del principio IFRS 16, al 30 giugno 2024, il Gruppo ha in essere debiti finanziari per lease correnti per 802 Euro (al 31 dicembre 2023 per Euro 866) e debiti finanziari per lease non correnti per 2.540 Euro (al 31 dicembre 2023 per Euro 2.758). Tali debiti si riferiscono principalmente a contratti di affitto aventi ad oggetto i complessi immobiliari destinati alle sedi operative e agli uffici del Gruppo, nonché a contratti di locazione dei terreni ove sono presenti gli impianti di sfruttamento minerario della B.U. E&P Italia.

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22. Fondo per benefici ai dipendenti

Il fondo per benefici ai dipendenti del Gruppo al 30 giugno 2024 ammonta ad Euro 4.614 (al 31 dicembre 2023 era pari ad Euro 4.719) ed include quasi esclusivamente il trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato disciplinato dalla legislazione italiana all'articolo 2120 del codice civile. In particolare, per quanto riguarda lo scenario economico-finanziario i parametri tendenziali utilizzati per la valutazione al 30 giugno 2024 e al 31 dicembre 2023 sono i seguenti:

	30 giugno 2024	31 dicembre 2023
Tasso di attualizzazione	3,61%	3,17%
Tasso annuo di inflazione	2,00%	2,00%
Tasso annuo di incremento TFR	3,00%	3,00%
Incremento annuo retribuzioni	1,00%	1,00%
Tasso annuo di rotazione del personale	3,00%	3,00%
Tasso annuo di anticipazioni	2,00%	2,00%

Riportiamo nella seguente tabella la movimentazione intervenuta nel fondo per benefici ai dipendenti relativa al primo semestre 2024:

Fondi per benefici ai dipendenti	30 giugno 2024
Trattamento di fine rapporto - saldo iniziale	4.623
Benefici pagati	(119)
Subtotale delle variazioni di stato patrimoniale	(119)
Costo del servizio	123
Interessi netti	72
Subtotale incluso nel conto economico	195
Variazioni attuariali derivanti da cambiamenti nelle assunzioni finanziarie	(165)
Variazioni attuariali derivanti da cambiamenti nelle assunzioni demografiche	1
Aggiustamenti sulla base dell'esperienza	(21)
Subtotale incluso nel conto economico complessivo	(185)
Trattamento di fine rapporto - saldo finale	4.514
Fondo per trattamento di quiescenza e obblighi simili	100
Fondi per benefici ai dipendenti	4.614

23. Fondi per rischi e oneri

I fondi per rischi e oneri hanno un valore netto di Euro 149.945 al 30 giugno 2024 e sono dettagliabili come segue:

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	Fondo smantellamento e ripristino siti	Fondo oneri ambientali	Altri fondi	Totale
Saldo al 1° gennaio 2024	144.304	5.288	-	149.592
Rilevazione iniziale e variazione di stima	(2.494)	-	-	(2.494)
Oneri finanziari per effetto attualizzazione	2.751	-	-	2.751
Accantonamento nel periodo	-	-	200	200
Utilizzo nel periodo	(80)	(24)	-	(104)
Saldo al 30 giugno 2024	144.481	5.264	200	149.945

Il fondo smantellamento e ripristino siti accoglie la stima dei costi che presumibilmente saranno sostenuti al termine dell'attività di produzione del gas o della durata della concessione per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti.

I costi di smantellamento e di ripristino siti sono stati incrementati per effetto dell'inflazione che è stata ipotizzata pari al 2,4% nel 2024 per poi diminuire sino al 2,0% nel 2029 (in riduzione rispetto ai tassi di inflazione utilizzati al 31 dicembre 2023, che erano pari al 2,7% nel 2024 per poi diminuire sino al 2,1% nel 2028 – fonte: Banca Centrale Europea, Survey of Professional Forecasters) e successivamente attualizzati ad un tasso di interesse corrispondente alla curva forward Euribor 6 mesi, che prevede un tasso del 3,68% per il secondo semestre 2024 (in aumento rispetto al tasso di attualizzazione medio del 3,38% per l'anno 2024 utilizzato al 31 dicembre 2023) per poi diminuire sino al 2,28% nel 2028 (in linea con i tassi di attualizzazione utilizzati al 31 dicembre 2023).

Nel primo semestre 2024, i fondi si incrementano complessivamente di Euro 353 principalmente per l'effetto congiunto:

• dell'incremento di Euro 2.751 per oneri finanziari conseguente all'attualizzazione dei costi di chiusura mineraria;
• del decremento di Euro 2.494 per la variazione di stima dei costi di smantellamento e ripristino siti, in conseguenza dell'aggiornamento delle ipotesi finanziarie prospettiche applicate nel corso del primo semestre;
• dell'incremento di Euro 200 relativamente all'accantonamento della probabile passività derivante da un accertamento fiscale in corso di definizione.

24. Debiti commerciali

Nella seguente tabella viene riportato il dettaglio dei debiti commerciali al 30 giugno 2024 e al 31 dicembre 2023:

Debiti commerciali	30 giugno 2024	31 dicembre 2023
Fornitori Italia	18.256	24.900
Fornitori estero	431	450
Totale debiti commerciali	18.687	25.350

I debiti verso fornitori derivano prevalentemente dalle forniture di gas metano e di materiali per la realizzazione degli impianti gas.

Il decremento nel corso del semestre dei debiti commerciali è legato ai minori acquisti di gas metano effettuati nel secondo trimestre 2024 rispetto al quarto trimestre 2023 a causa della stagionalità del business e, in aggiunta, della flessione durante il primo semestre 2024 degli scenari dei prezzi del gas metano.

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25. Fair value (derivati finanziari passivi)

I derivati finanziati passivi, pari al 30 giugno 2024 ad Euro 183 (Euro 49 al 31 dicembre 2023) includono esclusivamente il fair value di alcuni strumenti derivati su commodity in essere alla chiusura del semestre.

Nel primo semestre 2024, la società capogruppo Gas Plus S.p.A. ha stipulato con alcuni istituti di credito diversi derivati (swap) per la copertura del rischio di oscillazione del prezzo di mercato del gas, per conto delle singole società esposte a tale rischio. Tutti i derivati di copertura stipulati a tale scopo hanno soddisfatto i criteri per il trattamento in hedge accounting ai fini contabili.

26. Altri debiti correnti e non correnti

Gli altri debiti correnti, pari al 30 giugno 2024 ad Euro 23.072, sono dettagliati nella seguente tabella con il relativo confronto con l'esercizio precedente:

Altri debiti correnti	30 giugno 2024	31 dicembre 2023
Debiti per dividendi deliberati non distribuiti	6.536	-
Debiti per imposta di consumo	1.770	-
IVA	1.021	-
Debiti per royalties	2.459	4.936
Debiti verso consorzi	2.552	3.038
Debiti per windfall tax	44	95
Debiti verso il personale	2.538	2.259
Debiti verso istituti di previdenza	1.183	1.102
Debiti verso CSEA	1.380	837
Premi comunali	529	382
Ritenute	335	362
Acconti	362	309
Debiti per canoni di sfruttamento minerario	902	202
Amministratori e sindaci	470	226
Ratei e risconti passivi	87	89
Debiti diversi	904	751
Totale altri debiti correnti	23.072	14.588

Gli altri debiti correnti sono prevalentemente costituiti da debiti per imposte indirette, debiti per canoni di concessione di sfruttamento minerario, debiti verso consorzi relativi alle concessioni di coltivazione in cui il Gruppo partecipa come partner della concessione ma l'operatore è un terzo soggetto, debiti verso il personale e verso gli enti previdenziali per premi, ratei di tredicesima, ferie e permessi maturati ma non ancora goduti alla fine del periodo.

La voce aumenta complessivamente di Euro 8.484 rispetto al 31 dicembre 2023 principalmente in relazione:

• all'iscrizione del debito per Euro 6.536 per dividendi deliberati in data 25 giugno 2024 ma non ancora distribuiti al termine del semestre. Il pagamento è infatti avvenuto alla fine del mese di luglio 2024;
• ai debiti di natura tributaria che al 31 dicembre 2024 avevano un saldo nullo (debito Iva per Euro 1.021 e debiti per imposta di consumo per Euro 1.770 al 30 giugno 2024).

Gli altri debiti non correnti, pari al 30 giugno 2024, ad Euro 2.388 (Euro 2.398 al 31 dicembre 2023) includono esclusivamente i depositi cauzionali versati dagli utenti. Si segnala che tali debiti sono stati iscritti tra i debiti di durata residua superiore all'anno in quanto non risulta determinabile la data del relativo rimborso.

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27. Ricavi

Per una descrizione quantitativa relativa alla composizione dei ricavi per settori di attività, si faccia riferimento anche alla Nota n. 7, Informativa di settore. Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio dei ricavi relativi al primo semestre 2024 ed il relativo confronto con il corrispondente periodo dell'esercizio precedente:

Ricavi di vendita	1° semestre 2024	1° semestre 2023
Vendita di gas metano
utenti civili	18.467	17.510
utenti industriali	3.400	4.635
gas prodotto Italia	13.798	25.512
gas prodotto Estero	16.587	25.926
Vendita greggio	3.272	3.610
Vendita condensati	108	126
Trattamento gas	226	251
Ricavi da consorzi	2.658	6.509
Ricavi per distribuzione gas terzi	5.599	4.493
Cassa perequazione	(955)	(754)
Gestione calore e altri	638	609
Totale ricavi di vendita	63.798	88.427

Altri ricavi e proventi	1° semestre 2024	1° semestre 2023
Contributi allacciamenti	75	149
Rimborso canone assicurativo	66	74
Servizi per utenti gas	134	150
Contributo ARERA - Progetto TEE	1.349	1.419
Altri ricavi di gestione	280	594
Totale altri ricavi e proventi	1.904	2.386
Totale ricavi	65.702	90.813

La riduzione dei ricavi di vendita è principalmente legata all'attività di estrazione gas metano della B.U. E&P. A fronte di produzioni in lieve calo rispetto al primo semestre 2023, la marcata flessione dei prezzi di vendita del gas ha generato minori ricavi per 21.053 Euro (30.385 Euro al 30 giugno 2024 contro 51.438 Euro al 30 giugno 2023).

28. Costi operativi

Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio dei costi operativi relativi al primo semestre 2024 ed il relativo confronto con il corrispondente periodo dell'esercizio precedente:

	1° semestre 2024	1° semestre 2023
Costi per materie prime e materiali di consumo
Materie prime e di consumo
Gas metano	(12.466)	(22.419)
Costi progetto TEE	(1.377)	(1.453)
Altri	(529)	(2.082)
Variazione rimanenze	(424)	1.017
Totale costi per materie prime	(14.796)	(24.937)

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	1° semestre 2024	1° semestre 2023
Servizi e altri
Trasporto / stoccaggio gas	(3.717)	5.631
Misurazione / trattamento gas	(320)	(348)
Amministratori e sindaci	(395)	(394)
Spese e consulenze professionali	(1.844)	(1.775)
Assicurazioni	(315)	(308)
Manutenzioni	(2.057)	(1.951)
Trattamento reflui e rifiuti	(158)	(255)
Servizi specialistici E&P	(3.349)	(4.632)
Riaddebito servizi da consorzi	(2.720)	(2.502)
Spese e commissioni bancarie	(103)	(113)
Altri affitti e locazioni	(367)	(418)
Royalties – Italia	(1.407)	(2.054)
Royalties – Estero	(2.254)	(4.264)
Windfall tax	(60)	(2.310)
Canoni concessioni sfruttamento minerario	(746)	(879)
Premi e concessioni gas	(442)	(505)
Accantonamenti e perdite su crediti	(235)	(257)
Altri servizi	(2.203)	(2.690)
Totale costi per servizi ed altri	(22.692)	(20.024)

Nell'ambito dei costi per materie prime e materiali di consumo si è registrato un andamento in linea con i ricavi, con una consistente riduzione del costo d'acquisto del gas metano legato al decremento del costo di tale materia prima.

La voce costi per servizi ed altri ha registrato un incremento rispetto al primo semestre 2023 principalmente per effetto del valore di segno negativo assunto nel 2023 dai costi di "Trasporto / stoccaggio gas" a seguito del permanere fino ad aprile 2023 della componente tariffaria UG2c, prevista dall'ARERA nell'ambito delle modifiche normative volte a contenere gli effetti dei rialzi dei prezzi sugli utenti finali. Si segnala, invece, il decremento dei costi per "Royalties" e "Windfall tax" dovuti dalla B.U. E&P per effetto della flessione dei prezzi di vendita.

29. Costi per il personale

Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio dei costi per il personale relativi al primo semestre 2024 ed il relativo confronto con il corrispondente periodo dell'esercizio precedente:

Costo del personale	1° semestre 2024	1° semestre 2023
Costo del personale
Salari e stipendi	(3.008)	(2.808)
Oneri sociali	(1.064)	(872)
TFR, trattamento di quiescenza e obblighi simili	(225)	(224)
Totale costo del personale	(4.297)	(3.904)

I costi del personale sono risultati in aumento rispetto al dato del primo semestre 2023, a fronte della minor quota dei relativi costi attribuiti ad attività di investimento.

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30. Proventi diversi

La voce proventi diversi nel primo semestre 2023 includeva solo i dividendi erogati dalla società partecipata Serenissima Gas S.p.A. pari ad Euro 331. Tale partecipazione è stata ceduta nel mese di novembre 2023.

31. Proventi ed oneri finanziari

Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio degli oneri e proventi finanziari relativi al primo semestre 2024 ed il relativo confronto con l'analogo periodo dell'esercizio precedente.

Proventi (Oneri) finanziari	1° semestre 2024	1° semestre 2023
Proventi finanziari
Interessi attivi bancari	244	16
Proventi finanziari da derivati su commodities	5	-
Proventi finanziari da interest rate swap	9	-
Altri proventi finanziari	34	26
Totale proventi finanziari	292	42
Oneri finanziari
Interessi passivi su finanziamenti a m/l termine	(1.415)	(1.547)
Interessi passivi su finanziamenti a breve termine	(729)	(574)
Oneri finanziari per attualizzazione fondi	(2.825)	(2.867)
Commissioni su finanziamenti	(171)	(436)
Oneri finanziari da derivati su commodities	-	(5)
Oneri finanziari per lease	(53)	(34)
Altri oneri finanziari	(78)	(104)
Totale oneri finanziari	(5.271)	(5.567)
Utili (perdite) su cambi	(205)	(6)
Proventi (Oneri) finanziari netti	(5.184)	(5.531)

Gli oneri finanziari netti hanno registrato un decremento complessivo pari ad Euro 347 riflettendo l'andamento dei tassi di interesse e il minor indebitamento a medio lungo termine nel periodo in esame. Sono in aumento gli interessi attivi bancari, per la crescita della liquidità disponibile sui conti correnti del Gruppo durante il primo semestre 2024, e in significativo decremento le commissioni sui finanziamenti che nel 2023 avevano dovuto scontare gli effetti della scadenza (alla fine del primo semestre 2023) del periodo di disponibilità della linea di finanziamento Capex ed alla cancellazione, nel primo trimestre 2023, della linea di finanziamento RBL.

La voce "Interessi passivi su finanziamenti a m/l termine" include l'impatto delle coperture sul tasso di interesse consuntivate nel periodo (proventi per Euro 309 nel primo semestre 2024 contro Euro 376 nel primo semestre 2023).

La voce "Oneri finanziari per attualizzazione fondi" include principalmente gli oneri di attualizzazione del fondo smantellamento ripristino siti calcolati ad un tasso del 3,83% in Italia e del 6,60% in Romania, pari alla media nel primo semestre 2024 dei tassi di interesse dei rispettivi Titoli di Stato a 10 anni (al 31 dicembre 2023 tali oneri erano stati calcolati come media annua ad un tasso del 4,26% in Italia e del 7,04% in Romania).

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32. Imposte

I saldi delle voci attività per imposte anticipate e passività per imposte differite sono dettagliati nel seguente prospetto. Le descrizioni indicano la natura delle differenze temporanee.

Imposte differite attive	30 giugno 2024	31 dicembre 2023
Imposte differite attive, relative a:
Fondo abbandono	28.046	28.006
Ammortamenti civilistici eccedenti	5.112	4.839
Svalutazioni civilistiche eccedenti	5.245	5.245
Fondo svalutazione crediti	589	589
Fondo per benefici ai dipendenti	24	14
Fair value derivati in hedge accounting	44	-
Altro	940	811
Totale imposte differite attive	40.000	39.504
Passività per imposte differite
Passività per imposte differite, relative a:
Plusvalore delle concessioni di coltivazione e degli impianti E&P	(7.595)	(8.224)
Plusvalore delle concessioni di distribuzione	(2.533)	(2.582)
Fair value derivati in hedge accounting	(185)	(366)
Altro	(365)	(403)
Totale passività per imposte differite	(10.678)	(11.575)

I movimenti delle voci crediti per imposte anticipate e passività per imposte differite sono dettagliati nel seguente prospetto:

	Credito per imposte	Passività per imposte
	anticipate	differite
Saldo al 1° gennaio 2024	39.504	(11.575)
Accantonamenti	659	(6)
Utilizzi	(210)	766
Altre variazioni incluse nel conto economico complessivo	47	137
Saldo al 30 giugno 2024	40.000	(10.678)

I saldi delle voci di crediti e debiti per imposte correnti sono dettagliati nel seguente prospetto:

Crediti e (debiti) per imposte sul reddito	30 giugno 2024	31 dicembre 2023
Crediti per imposte correnti	211	240
Debiti per imposte correnti	(6.258)	(4.653)
Totale crediti e (debiti) per imposte sul reddito	(6.047)	(4.413)

Si segnala che il Gruppo ha versato il saldo 2023 ed il primo acconto 2024 delle imposte sul reddito IRES ed IRAP in data 1° luglio 2024, nel rispetto delle relative scadenze fiscali, per un importo complessivo di circa 6,4 milioni di Euro.

Si riporta il dettaglio delle imposte sul reddito relativo al primo semestre 2024 ed il relativo confronto con il corrispondente periodo dell'esercizio precedente:

Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2024 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

Imposte sul reddito dell'esercizio	1° semestre 2024	1° semestre 2023
Risultato ante imposte	8.011	25.075
Imposte correnti	(3.929)	(7.261)
Provento per insussistenza contributo di solidarietà Romania	-	21.634
Imposte differite	1.209	377
Totale imposte sul reddito dell'esercizio	(2.720)	14.750
Aliquota effettiva d'imposta (tax rate)	33,95%	(58,82%)

L'entità delle imposte del primo semestre 2023 aveva risentito della non debenza del contributo di solidarietà che era stato istituito, a fine 2022, in Romania sulle attività di estrazione del gas ed iscritto nel bilancio consolidato 2022 per circa 21,6 milioni di Euro.

Con la legge n. 119 del 12 maggio 2023, infatti, era stato riformato il regime del contributo di solidarietà in Romania per le imprese attive nell'estrazione di greggio, gas naturale e carbone, nonché nella raffinazione, quale introdotto con l'Ordinanza Governativa d'Urgenza n. 186 del 28 dicembre 2022. Con tale riforma, sono state escluse dal contributo le imprese che non hanno prodotto idrocarburi nel periodo compreso tra il 2018 e il 2021. Quindi, la società controllata Gas Plus Dacia S.r.l. non rientrava più tra i soggetti tenuti al versamento del contributo di solidarietà, avendo avviato la propria attività produttiva in Romania a decorrere dalla metà del giugno 2022. Alla luce di tale modifica normativa, era stato cancellato il debito tributario iscritto al 31 dicembre 2022 tra i debiti per imposte correnti ed inclusa tra le imposte sul reddito la relativa componente positiva non ricorrente per complessivi Euro 21.634.

33. Rapporti con parti correlate

Le operazioni tra la Società capogruppo Gas Plus S.p.A. e le sue controllate consolidate, che sono entità correlate della Società stessa, sono state elise nel processo di consolidamento ai fini della redazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato e non sono pertanto evidenziate in questa nota.

Le operazioni con parti correlate sono state effettuate nel rispetto delle disposizioni di legge vigenti, sulla base di reciproca convenienza economica e a condizioni di mercato. Di seguito sono riepilogati i saldi patrimoniali al 30 giugno 2024 ed al 31 dicembre 2023 ed i saldi economici derivanti dalle operazioni effettuate nel corso del primo semestre 2024 e 2023 con parti correlate, individuate secondo quanto previsto dal principio contabile internazionale IAS 24.

Parti correlate		Diritti d'uso	Crediti commerciali	Debiti commerciali	Debiti finanziari per lease	Altri debiti
Controllanti	2024	-	-	-	-	(4.973)
	2023	-	1	-	-	-
Altre parti correlate	2024	986	1	(5)	(908)	-
	2023	(1.195)	7	(8)	(1.157)	-

Parti correlate		Ricavi delle vendite	Costi per servizi	Oneri finanziari
Controllanti	2024	1	-	-
	2023	1	-	-
Altre parti correlate	2024	4	(4)	(7)
	2023	2	(2)	(7)

Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2024 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

La voce altri debiti verso controllanti include esclusivamente il dividendo spettante alla società controllante US.Fin. S.r.l. alla luce della delibera del 25 giugno 2024 dell'Assemblea degli Azionisti. Tale dividendo è stato erogato alla fine del mese di luglio 2024.

Si segnala che la società controllante US.Fin. S.r.l. in data 6 maggio 2024, ha acquisito 960.664 azioni della società capogruppo Gas Plus S.p.A. Ad oggi, quindi, Gas Plus S.p.A. è controllata al 76,08% da US.FIN. S.r.l. (73,94% al 31 dicembre 2023).

La voce debiti finanziari verso altre parti correlate include esclusivamente debiti per lease verso la società correlata Immobiliare Forlanini S.r.l., contabilizzati in applicazione del principio contabile IFRS 16 – Lease. Tale voce include debiti finanziari a breve termine per 345 Euro e debiti finanziari a medio lungo termine per 563 Euro, riferiti a contratti di affitto aventi ad oggetto i complessi immobiliari destinati alle sedi operative e agli uffici del Gruppo. Nel primo semestre 2024, il Gruppo ha versato canoni contrattuali per complessivi 261 Euro.

Compensi maturati dai componenti degli organi di amministrazione

Gli Amministratori del Gruppo hanno maturato nel primo semestre del 2024 compensi per Euro 251 (Euro 250 nel primo semestre 2023).

34. Strumenti e rischi finanziari

Strumenti finanziari

Di seguito si riporta un riepilogo degli strumenti finanziari posseduti dal Gruppo al 30 giugno 2024 con il relativo raffronto tra valore contabile ed il fair value:

	Valore contabile	Finanziamenti e crediti	Attività finanziarie al fair value a conto economico	Attività finanziarie in regime di hedge accounting	Attività finanziarie al fair value al conto economico complessivo	Totale voce contabile	Fair value
ATTIVO
Altre attività non correnti	692	692	-	-	-	692	692
Totale Attivo non corrente	692	692	-	-	-	692	692
Fair value	851	-	-	851	-	851	851
Crediti commerciali	23.549	23.549	-	-	-	23.549	23.549
Crediti vs. altri	3.879	3.879	-	-	-	17.924	3.879
Disponibilità liquide	29.097	29.097	-	-	-	29.097	29.097
Totale Attivo corrente	57.376	56.525	-	851	-	71.421	57.376
Totale Attivo	58.068	57.217	-	851	-	72.113	58.068

Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2024 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

	Valore contabile	Passività finanziarie al fair value a conto economico	Passività finanziarie in regime di hedge accounting	Altre passività	Costo ammortizzato	Totale voce contabile	Fair value
PASSIVO
Debiti finanziari	6.730	-	-	-	6.730	6.730	6.730
Debiti finanziari per lease	2.540	-	-	-	2.540	2.540	2.540
Debiti vs. altri	2.388	-	-	2.388	-	2.388	2.388
Totale Passivo non corrente	11.658	-	-	2.388	9.270	11.658	11.658
Debiti finanziari	49.368	-	-	15.290	34.078	49.368	49.368
Fair value	183	-	183	-	-	183	183
Debiti finanziari per lease	802	-	-	-	802	802	802
Debiti commerciali	18.687	-	-	18.687	-	18.687	18.687
Debiti vs. altri correnti	14.264	-	-	14.264	-	23.072	14.264
Totale Passivo corrente	83.304	-	183	48.241	34.880	92.112	83.804
Totale Passivo	94.962		183	50.629	44.150	103.770	94.962

Le variazioni di fair value degli strumenti finanziari elencati nella colonna "attività/passività finanziarie in regime di hedge accounting" sono rilevate nel conto economico complessivo e riguardano strumenti finanziari derivati designati come coperture dei flussi di cassa.

Garanzie e fideiussioni

Al 30 giugno 2024 il Gruppo ha in essere fideiussioni a favore di terzi per complessivi 10,4 milioni di euro, principalmente composte da:

• fideiussioni per l'acquisto della società Rete Gas Fidenza S.r.l. per 4,2 milioni di euro;
• fideiussioni per adempimento di imposta di consumo ed addizionale regionale per 1,2 milioni di euro;
• fideiussioni per trasporto e stoccaggio strategico gas per 1 milione di euro;
• fideiussioni per garanzia esecuzione lavori di sviluppo o di ripristino nelle concessioni di coltivazione per 1 milione di euro;
• fideiussioni a favore di società di distribuzione gas metano a garanzia del rispetto dei propri obblighi contrattuali per 0,3 milioni di euro;
• fideiussioni a favore di alcuni enti locali per il servizio di gestione della distribuzione di gas metano per 0,5 milioni di euro;
• fideiussione a copertura degli incassi relativi alla linea di factoring per 2 milioni di euro;
• altre tipologie di fideiussioni per 0,2 milioni di euro.

Gestione del rischio

Qui di seguito si segnalano le principali operazioni avvenute nel primo semestre 2024 con un significativo impatto sulla gestione del rischio del Gruppo. Per maggiori dettagli sulle politiche di gestione dei rischi finanziari si rimanda alla Nota Integrativa del Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2023.

Rischio di credito

Come già segnalato nella precedente nota n. 20, Debiti finanziari correnti e non correnti, il Gruppo ha in essere con Intesa Sanpaolo un'operazione di cartolarizzazione del proprio portafoglio crediti della B.U. Retail, per un ammontare massimo di 20 milioni di Euro, con plafond rotativo. Nell'anno 2023 il relativo contratto è stato rinnovato sino al mese di aprile del 2028.

Gruppo GAS PLUS

Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2024 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

Tale operazione ha permesso al Gruppo di razionalizzare il rischio di credito dei segmenti di clientela civile ed industriale di tale Business Unit.

Rischio di liquidità

Con riferimento al rischio di liquidità si segnala che il Gruppo continua a mantenere adeguate linee di credito rispetto ai previsti fabbisogni, legati alle dinamiche del capitale circolante ed ai previsti investimenti nell'attività esplorativa e di sviluppo della B.U. E&P. Come già segnalato nella precedente nota n. 20, Debiti finanziari correnti e non correnti, il Gruppo ha regolarmente rimborsato tutte le rate dei finanziamenti in essere secondo le scadenze contrattuali previste.

I flussi finanziari relativi al contratto di Finanziamento ISP-Banco BPM sono soggetti al rispetto di parametri finanziari (financial covenants) da verificarsi semestralmente. Per una descrizione ed un'analisi di tali covenants si faccia riferimento a quanto riportato nella nota n. 20, Debiti finanziari correnti e non correnti, e alla nota n. 20, Debiti finanziari correnti e non correnti, della Nota Integrativa del Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2023.

Al 30 giugno 2024 il Gruppo ha in essere le seguenti linee di credito:

• 18,5 milioni di Euro per crediti di firma, non assistite da garanzie;
• 20 milioni di Euro per la linea di credito rotativa a fronte di cartolarizzazione (cessione pro-soluto) dei crediti commerciali verso clienti civili e industriali della B.U. Retail;
• 10,7 milioni di Euro per le linee di credito residue sottoscritte con Intesa Sanpaolo e Banco BPM sulla base delle disposizioni del Decreto Liquidità (D.L. n. 23 del 8 aprile 2020), interamente erogate nello scorso mese di gennaio 2021;
• 1,7 milioni di Euro per linee di credito promiscue autoliquidanti per anticipo fatture e per scoperto di conto corrente, non assistite da garanzie;
• 0,3 milioni di Euro per linee di credito per scoperto di conto corrente, non assistite da garanzie;
• 2 milioni di Euro per linee di credito factor;
• 5,5 milioni di Euro per la linea a medio lungo termine residua del Finanziamento ISP-Banco BPM, interamente erogata;
• 24,7 milioni di Euro per la linea residua Capex del Finanziamento ISP-Banco BPM;
• 15 milioni di Euro per linea Finanziamento Revolving Banco BPM utilizzabile per cassa, utilizzata al 30 giugno 2024 per 10 milioni di Euro;
• 30 milioni di Euro per linea Finanziamento Revolving ISP utilizzabile per cassa, utilizzata al 30 giugno 2024 per 5 milioni di Euro;
• 21,3 milioni di Euro per linea promiscua a copertura variazioni di fair value su derivati;
• 27 milioni di Euro per linea rischi di sostituzione derivanti da operazioni su commodity;
• 3 milioni di Euro per linea rischi di sostituzione derivanti da operazioni su tassi;
• 0,2 milioni di Euro per carte di credito aziendali e Viacard.

Rischio tasso di interesse

Per la copertura del suddetto rischio, relativamente al contratto di finanziamento ISP-Banco BPM, la Società ha stipulato i contratti di Interest Rate Swap per l'80% della linea a medio e lungo termine e per il 65% degli utilizzi della linea "Capex" effettuati nel secondo semestre 2019 e nel secondo semestre 2020 (corrispondenti al 31% degli utilizzi complessivi effettuati). Tali contratti soddisfano i criteri per il trattamento in hedge accounting ai fini contabili.

Rischio di mercato

Per mitigare il rischio di oscillazione del prezzo di mercato del gas e del petrolio, il Gruppo ha in essere ed ha stipulato nel corso del primo semestre 2024 una serie di contratti derivati di copertura su commodities. Tutti i contratti ancora in essere al 30 giugno 2024 rispettano i criteri per il trattamento in hedge accounting,

con l'imputazione delle variazioni di fair value nel conto economico complessivo.

	Totale di bilancio	Livello 1	Livello 2 Livello 3
ATTIVO
Attività finanziarie al fair value rilevato nel conto economico complessivo Contratti derivati su commodities Contratti interest rate swap	637 214		637 214
PASSIVO Passività finanziarie al fair value rilevato a conto economico complessivo
Contratti derivati su commodities	183		183

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