Alerion Cleanpower

Interim / Quarterly Report • Jul 31, 2024

Relazione Finanziaria Semestrale 2024

RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE

Pagina | 2

INDICE

Organi Societari 4

Struttura del Gruppo 5

Relazione Intermedia sulla Gestione 6

• Localizzazione impianti operativi 7
  • Premessa 8
• Fatti di rilievo avvenuti nel corso del semestre 8
  • Alerion Clean Power in Borsa 9
  • Criteri di redazione degli schemi riclassificati 11
    • Sintesi dei risultati 12
• Andamento economico-finanziario del Gruppo 14
  • Quadro normativo di riferimento 22
    • Principali rischi e incertezze 23
  • Indicatori alternativi di performance 28
    • Eventi societari 32
  • Operazioni con parti correlate e infragruppo 32
• Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del semestre e prevedibile evoluzione
  • della gestione ³²
  • Altre informazioni 33

Bilancio consolidato semestrale abbreviato 35

• Prospetti contabili consolidati 36
  • Note esplicative 43
• Attestazione del Bilancio Consolidato semestrale abbreviato 103
• Relazione di revisione contabile limitata sul bilancio consolidato semestrale abbreviato ¹⁰⁴

ORGANI SOCIETARI

Consiglio di Amministrazione*

Josef Gostner	Presidente e Amministratore Delegato 1
Stefano Francavilla	Vicepresidente e Amministratore Delegato 1
Patrick Pircher	Consigliere e Amministratore Delegato 1
Antonia Coppola	Consigliere 2 4
Nadia Dapoz	Consigliere 2 3 4
Carlo Delladio	Consigliere 2 3 4
Elisabetta Salvani	Consigliere 2
Germana Cassar	Consigliere 3
Pietro Mauriello	Consigliere
Stefano D'Apolito	Consigliere

• 1 Membri con deleghe operative
• 2 Membri del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità
• 3 Membri del Comitato Remunerazione e Nomine
• 4 Membri del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate

Collegio Sindacale

Loredana Conidi	Presidente
Alessandro Cafarelli	Sindaco effettivo
Paolo Corti	Sindaco effettivo
Alice Lubrano	Sindaco supplente
Roger Demoro	Sindaco supplente

Dirigente Preposto (L. 262/05)

Stefano Francavilla

Società di Revisione

KPMG S.p.A. Via Vittor Pisani 25 20124 Milano

STRUTTURA DEL GRUPPO ALERION

RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE

PREMESSA

La capogruppo Alerion Clean Power S.p.A. (di seguito "Capogruppo" o "Alerion") è una società di capitali organizzata secondo l'ordinamento della Repubblica Italiana. Le azioni ordinarie di Alerion sono quotate sul circuito telematico della Borsa di Milano – EURONEXT MILAN. La sede del Gruppo Alerion (di seguito "Gruppo" o "Gruppo Alerion") è a Milano in via Renato Fucini 4.

La presente relazione finanziaria semestrale consolidata è stata redatta ai sensi dell'art. 154 ter del D.Lgs. 24/02/98 n° 58 ed in osservanza al regolamento CONSOB n. 11971 del 14 maggio 1999 e successive modificazioni.

La presente relazione finanziaria semestrale consolidata include il bilancio consolidato semestrale abbreviato, redatto secondo lo IAS 34 con le integrazioni di informativa ritenute utili per una più chiara comprensione della situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo per il periodo di sei mesi chiuso al 30 giugno 2024. Per tale motivo il menzionato bilancio non comprende tutte le informazioni integrative richieste nel bilancio annuale e deve essere letto congiuntamente con il bilancio consolidato del Gruppo al 31 dicembre 2023.

La pubblicazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2024 è stata autorizzata con delibera degli amministratori del 30 luglio 2024.

FATTI DI RILIEVO AVVENUTI NEL CORSO DEL SEMESTRE

Si segnalano di seguito i principali eventi di rilievo che hanno caratterizzato il primo semestre 2024:

ITALIA:

Nel mese di aprile, Alerion ha completato la costruzione e avviato la produzione di un nuovo impianto fotovoltaico in Italia. In particolare, in Sardegna, a Villacidro, è stata completata la costruzione e avviata la produzione del primo impianto fotovoltaico del Gruppo in Italia con una potenza installata di 13,5 MW ed una produzione stimata a regime di circa 24 GWh.

Si segnala che Alerion Arlena S.r.l., società titolare di un progetto per la costruzione di un impianto eolico con potenza pari a 29,4 MW in provincia di Viterbo e oggetto del contratto di acquisto con Fri-el S.p.A., ha sottoscritto un contratto di fornitura per l'acquisto di 7 turbine eoliche GW155-4,2 con Goldwind Energy Italy S.r.l., società italiana del Gruppo Goldwind, leader mondiale nella produzione di turbine eoliche. Le parti hanno altresì sottoscritto un contratto di operation and maintenance a medio termine. Nel corso del 2024 inizieranno i lavori di costruzione delle opere civili ed elettriche, con una consegna prevista delle turbine in sito nel primo trimestre del 2025. Si prevede quindi la messa in esercizio dell'impianto nel secondo semestre 2025.

ROMANIA:

In data 4 aprile 2024, Alerion Clean Power S.p.A., tramite la propria controllata indiretta Alerion Racari S.r.l., ha sottoscritto con Sunnerg Renewable Service S.r.l., società del gruppo Sunnerg, un contratto EPC per la costruzione di un impianto fotovoltaico con una potenza installata di circa 51,5 MW a Racari in Romania. L'avvio della produzione dell'impianto fotovoltaico è previsto entro il secondo trimestre 2025 e si stima che l'impianto avrà un EBITDA (Margine Operativo Lordo) annuale a regime pari a circa 5,5 milioni di euro. ll valore dell'investimento complessivo per la costruzione dell'impianto è previsto pari a circa 35 milioni di euro.

Nel mese di aprile, Alerion ha completato la costruzione e avviato la produzione di un nuovo impianto fotovoltaico. In Romania, è stata avviata l'energizzazione dell'impianto fotovoltaico di Ileana (Calarasi), con

una potenza installata di circa 4 MW ed una produzione annua a regime di circa 6 GWh. Con l'impianto di Ileana, la potenza installata di Alerion nel settore fotovoltaico in Romania è di circa 94 MW.

Nel mese di maggio, Alerion ha completato la costruzione e avviato la produzione di due nuovi impianti fotovoltaici in Romania. In particolare, è stata completata la costruzione e avviata la produzione di due nuovi impianti, siti nel comune di Peris (Provincia di Ilfov), ciascuno con una potenza installata di circa 6 MWp ed una produzione annua complessiva stimata a regime di circa 19 GWh. Con l'avvio di questi impianti, la potenza installata di Alerion nel settore fotovoltaico in Romania supera i 100 MWp.

Nel corso del secondo trimestre 2024, tramite le proprie controllate dirette Vulturu Power Park S.r.l., Vulturu Wind Farm S.r.l. ed Energo Windprod S.r.l., Alerion ha ottenuto le autorizzazioni per la costruzione di tre impianti eolici, rispettivamente di 114 MW, di 108 MW e di 114MW, nel territorio dei comuni di Crucea, Saraiu e Vulturu, nella regione di Dobrogea in Romania. Il progetto è comprensivo di tre parchi eolici limitrofi, con una potenza complessiva di circa 336 MW. A valle dell'ottenimento delle autorizzazioni per la costruzione dei tre impianti eolici, le società hanno avviato la progettazione esecutiva degli impianti di produzione e la progettazione esecutiva della stazione di rete 400/110 kV, con relativi raccordi, che sarà a servizio della connessione degli impianti e permetterà di potenziare la rete elettrica di tutta la regione. Si stima che l'entrata in produzione degli impianti avverrà nel 2027. La produzione attesa a regime dell'intero progetto eolico (comprensivo dei tre impianti) si stima essere pari a circa 1.100 GWh all'anno, con un margine operativo lordo (EBITDA) annuo a regime previsto pari a circa 85 milioni di euro.

ALERION CLEAN POWER IN BORSA

Al 30 giugno 2024 il prezzo di riferimento del titolo ALERION presenta una quotazione di 16,36 euro, in diminuzione (-38%) rispetto a quella al 31 dicembre 2023, quando risultava pari a 26,6 euro, dopo aver distribuito un dividendo pari a 0,61 euro per azione in data 8 maggio 2024.

Nel periodo in esame, il primo semestre del 2024, la quotazione del titolo Alerion si è attestata tra un minimo di 16,34 euro il 28 giugno 2024 ed un massimo di 27,15 euro il 9 gennaio 2024 come riportato nel grafico di seguito relativo ai dati medi mensili consuntivati dal titolo nell'anno in esame:

Si riportano di seguito alcuni dati afferenti ai prezzi ed ai volumi del titolo ALERION relativi al periodo dei 6 mesi 2024.

Prezzo dell'azione	Euro
Prezzo di riferimento al 30/06/2024	16,36
Prezzo massimo (09/01/2024)	27,15
Prezzo minimo (28/06/2024)	16,34
Prezzo medio	20,46

La capitalizzazione di borsa al 30 giugno 2024 ammonta a circa 887 milioni di euro (1.443 milioni alla fine del 2023). Il numero medio di azioni in circolazione nel periodo è pari a 53.578.135.

Volumi scambiati	N. Azioni
Volume massimo (13/03/2024)	88.846
Volume minimo (15/01/2024)	2.650
Volume medio	20.088

CRITERI DI REDAZIONE DEGLI SCHEMI RICLASSIFICATI

Si riporta qui di seguito la descrizione dei criteri adottati nella predisposizione del prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria consolidata e del conto economico consolidato riclassificati al 30 giugno 2024 inseriti e commentati rispettivamente nel successivo paragrafo "Andamento economico finanziario del Gruppo".

Nella presente relazione finanziaria semestrale sono rappresentati alcuni Indicatori Alternativi di Performance (IAP) che sono differenti dagli indicatori finanziari espressamente previsti dai Principi Contabili Internazionali IAS/IFRS adottati dal Gruppo. Si precisa, inoltre, che, al fine di facilitare la comprensione dell'andamento gestionale, i risultati economici sono esposti escludendo alcune componenti reddituali ritenute non usuali e definite internamente come "special items": tali risultati, al netto degli "special items" sono indicati con la definizione "Risultati adjusted". Per la definizione degli indicatori e la riconciliazione dei relativi importi si rimanda a quanto indicato nello specifico paragrafo "Indicatori alternativi di Performance".

Prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria consolidata riclassificata al 30 giugno 2024

Le voci sono state riclassificate ed aggregate come segue:

Immobilizzazioni, tale voce si suddivide nelle seguenti sottovoci:

• Immobilizzazioni Immateriali: tale voce include: i) "Diritti e concessioni" per 258 milioni di euro, ii) "Costi di sviluppo" per 15,5 milioni di euro, iii) le voci "Brevetti ed opere d'ingegno" e "Altre immobilizzazioni immateriali", pari complessivamente a 0,2 milioni di euro, iv) Immobilizzazioni immateriali in corso" per 11,5 milioni di euro (nota " 4").
• Immobilizzazioni Materiali: tale voce include: i) "Terreni" per 30,4 milioni di euro, i) "Fabbricati" per 5,1 milioni di euro, iii) "Impianti e macchinari" per 459,7 milioni di euro, iv) "Altri beni" per 2,3 milioni di euro e v) "Immobilizzazioni in corso" per 112,8 milioni di euro, relativi a investimenti sui parchi eolici (nota "5").
• Immobilizzazioni Finanziarie: tale voce include il valore delle partecipazioni iscritte tra le attività finanziarie non correnti nella voce "Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto" per 20,7 milioni di euro (nota "6").
• Crediti Finanziari non Correnti: tale voce include il valore dei Crediti finanziari e delle altre attività finanziarie non correnti per 20,5 milioni di euro (nota "18" e "23").

Altre attività e passività non finanziarie, la voce si riferisce a i)"Crediti commerciali" vantati sia nei confronti di imprese collegate che nei confronti di altre imprese per un ammontare complessivo pari a 17,9 milioni di euro (nota "9"), ii) "Attività per imposte anticipate" per 27,2 milioni di euro (nota "33"), iii) "Crediti tributari" (nota "10") e "Crediti vari e altre attività correnti" (nota "11") per complessivi 51,8 milioni di euro, iv) "Debiti commerciali" per un ammontare complessivo pari a 68,5 milioni di euro (nota "13"), v) "TFR e altri fondi relativi al personale" per 1,4 milioni di euro (nota "24"), vi) "Fondo imposte differite" per 48,8 milioni di euro (nota "33"), vii) "Fondi per rischi ed oneri futuri" per 11,7 milioni di euro (nota "25"), viii) "Debiti vari e altre passività non correnti" per 22,4 milioni di euro (nota "12"), ix) "Debiti Tributari" per 40,3 milioni di euro (nota "14"), x) "Debiti vari e altre passività correnti" per 12,1 milioni di euro (nota "15"), xi) Crediti vari e altre attività non correnti" (nota "7") per complessivi 1,4 milioni di euro, xii) Rimanenze" per complessivi 12,9 milioni di euro (nota "8"),

Liquidità, include la voce "Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti" per 300,5 milioni di euro (nota "20").

Altre attività e passività finanziarie, la voce include: i) "Crediti finanziari e altre attività finanziarie correnti" per 69,8 milioni di euro (nota "19"); ii) "Passività finanziarie non correnti" per 845,9 milioni di euro (nota "21"); iii) "Passività finanziarie correnti" per 65 milioni di euro (nota "22"); e iv) "Strumenti

derivati", classificati tra le attività e le passività correnti e non correnti, per un valore netto di negativo pari a 3 milioni di euro (nota "23").

Conto economico riclassificato consolidato al 30 giugno 2024 le voci sono state riclassificate ed aggregate come segue:

Ricavi, tale voce include i) ricavi da "Vendite di energia" e da "Vendite incentivi" per 81,5 milioni di euro, ii) "Altri ricavi e proventi diversi" pari a 9,8 milioni di euro (note "27" e "28").

Proventi (oneri) finanziari, tale voce include i) il saldo netto da "Proventi (oneri) finanziari" per un importo negativo di 10,8 milioni di euro (nota "31").

Imposte, tale voce include i) il saldo netto negativo da "Correnti" pari a 4,4 milioni di euro e ii) "Differite" pari a 5,7 milioni di euro (nota "33").

SINTESI DEI RISULTATI

In questo prospetto di sintesi sono riportati i risultati economici adjusted, esposti con l'esclusione degli special items.

Dati economici adjusted** (milioni di euro)	I Semestre 2024	I Semestre 2023
Ricavi adjusted	91,3	97,6
Margine Operativo Lordo (EBITDA) adjusted	65,8	74,1
Risultato Netto adjusted	17,7	25,8
Risultato Netto adjusted di Gruppo	17,4	25,4
Dati patrimoniali (milioni di euro)	30.06.2024	31.12.2023
Patrimonio Netto	299,2	326,7
Indebitamento Finanziario Netto*	543,5	458,7
Indebitamento Finanziario* (esclusi derivati)	540,5	467,8
Dati Operativi	I Semestre 2024	I Semestre 2023
Potenza Lorda (MW)	911,7	866,6
Produzione di energia elettrica (GWh) (1)	775,5	695,4
Produzione di energia elettrica (GWh) - Impianti consolidati integralmente	742,7	654,8

(1) Impianti consolidati integralmente e in partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto

* Indebitamento finanziario netto calcolato come da Orientamento ESMA32-382-1138

**Gli indicatori economici adjusted non includono gli special items e le relative imposte teoriche correlate.

Gli special item includono componenti reddituali significative aventi natura non usuale, tra queste sono considerati:

• proventi ed oneri legati ad eventi il cui accadimento risulta non ricorrente, ovvero quelle operazioni che non si ripetono nel consueto svolgimento dell'attività;
• proventi ed oneri legati ad eventi non caratteristici della normale attività del business, quali gli oneri di ristrutturazione e ambientali;
• plusvalenze e minusvalenze legate alla dismissione di asset che non appartengono espressamente a strategie di business messe in atto dal management;
• le svalutazioni significative rilevate sugli asset a seguito degli impairment test;
• i proventi e gli oneri relativi alla quota inefficace dei derivati sui tassi di interesse classificati di copertura;

Special Items (milioni di euro)	I Semestre 2024	I Semestre 2023
Altri ricavi - plusvalenza da dismissione asset		(13,9)	a
Ammortamenti e svalutazioni - svalutazione da impairment test		16,9	b
Proventi (oneri) finanziari - provento da rivalutazione IFRS 3		(22,9)	c
Proventi (oneri) finanziari - quota inefficace dei derivati sui tassi di interesse	(0,3)	0	d
Effetto fiscale correttivo	0,1	(4,8)
Totale Special Items	(0,2)	(24,7)

• a La voce Altri Ricavi nel primo semestre 2023 includeva la plusvalenza realizzata per l'operazione di cessione della quota di minoranza nella partecipata Andromeda Wind S.r.l., pari a circa 13,9 milioni di euro;
• b la voce Ammortamenti e Svalutazioni al 30 giugno 2023 includeva l'adeguamento della valutazione delle attività nette, iscritte a seguito dell'operazione di acquisizione perfezionata con RWE nel corso del primo trimestre 2023, per 16,9 milioni di euro a seguito delle procedure di impairment test svolte al 30 giugno 2023;
• c la voce Proventi (oneri) finanziari include gli effetti dell'operazione di acquisizione perfezionata con RWE nel corso del primo trimestre 2023, in cui è stato rilevato un provento di 22,9 milioni di euro per la rivalutazione delle attività nette già di pertinenza del Gruppo al fair value determinato in sede di acquisto del restante 51%;
• d la voce Proventi (oneri) finanziari include alla quota inefficace dei derivati sui tassi di interesse classificati di copertura pari a 0,3 milioni di euro nel semestre 2024.

Imposte

Gli effetti sopra descritti hanno comportato anche la rilevazione degli effetti fiscali correlati.

ANDAMENTO ECONOMICO-FINANZIARIO DEL GRUPPO

Andamento della gestione del primo semestre 2024

L'andamento economico gestionale del primo semestre 2024 è stato caratterizzato da una produzione di energia elettrica pari a 775 GWh, in aumento rispetto alla produzione registrata nel primo semestre 2023, pari a 695 GWh. L'aumento della capacità lorda da 866,6 MW a 911,7 MW rispetto allo stesso periodo del 2023 è da ricondursi a nuova capacità operativa fotovoltaica in Italia ed in Romania.

Nel primo semestre 2024 la contrazione dei prezzi medi di cessione dell'energia elettrica è stata sensibile rispetto al 2023, infatti, il ricavo medio di cessione per gli impianti del gruppo, comprendendo anche l'incentivo GRIN, è risultato pari a 109,7 euro per MWh, rispetto alla media di 142,4 euro per MWh del 2023, considerando che il prezzo dell'incentivo GRIN riconosciuto agli impianti incentivati per l'anno 2024 è stato pari a 42,2 euro per MWh mentre per il 2023 tale valore era nullo.

CONSOLIDATO ALERION - Conto Economico riclassificato (Valori in Milioni di Euro)	I Semestre 2024	I Semestre 2023
Ricavi operativi	81,5	86,4
Altri ricavi adjusted	9,8	11,2
Ricavi adjusted	91,3	97,6
Costo delle risorse umane	(6,5)	(4,9)
Altri costi operativi	(19,9)	(20,7)
Costi operativi	(26,4)	(25,6)
Risultati di partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	0,9	2,1
Margine Operativo Lordo (EBITDA) adjusted	65,8	74,1
Ammortamenti e svalutazioni	(26,9)	(25,5)
Risultato Operativo (EBIT) adjusted	38,9	48,6
Proventi (oneri) finanziari	(11,1)	(8,7)
Risultato ante imposte (EBT) adjusted	27,8	39,9
Imposte	(10,1)	(14,1)
Risultato Netto adjusted	17,7	25,8
Utile (Perdita) di competenza di terzi	0,3	0,4
Risultato Netto di Gruppo	17,4	25,4

Il gruppo ha consuntivato complessivamente nel periodo in esame Ricavi adjusted per 91,3 milioni di euro rispetto ai 97,6 milioni di euro del primo semestre 2023. In particolare, nel primo semestre 2024 il Gruppo ha conseguito Ricavi Operativi per 81,5 milioni di euro, rispetto al valore di 86,4 milioni di euro del primo semestre 2023 che riflettono la contrazione dei prezzi di vendita dell'energia elettrica rispetto al 2023 ed una produzione elettrica consolidata integralmente, in crescita di circa 88 GWh, per effetto della maggior ventosità riscontrata sui siti e dell'entrata a regime di nuova capacità installata.

Gli effetti negativi della contrazione dei prezzi di vendita sono stati parzialmente compensati dalle coperture sull'andamento del prezzo dell'energia elettrica sottoscritte su parte della produzione al fine di ridurre il rischio di volatilità. Tali contratti di copertura in linea con le prassi di settore hanno comportato un effetto correttivo positivo rilevato direttamente tra i ricavi derivanti dalle vendite di energia elettrica pari a 8,4 milioni di euro a valere sul primo semestre.

Si riporta di seguito un dettaglio dei prezzi zonali medi e del PUN relativi al territorio italiano per il primo semestre 2024 e quello 2023:

Scenario Prezzi (Euro/Mwh)	I Sem 2024	I Sem 2023	∆	∆ %
PUN - Prezzo di riferimento elettricità Italia	93,5	136,1	(42,6)	-31%
Prezzo energia elettrica zona Nord	93,3	137,5	(44,2)	-32%
Prezzo energia elettrica zona Centro Nord	93,7	137,5	(43,8)	-32%
Prezzo energia elettrica zona Centro Sud	94,1	134,1	(40,1)	-30%
Prezzo energia elettrica zona Sud	93,1	132,3	(39,2)	-30%
Prezzo energia elettrica Sardegna	89,8	131,4	(41,7)	-32%
Prezzo energia elettrica Sicilia	94,4	132,4	(38,0)	-29%
Tariffa incentivante (ex Certificati verdi) Italia	42,2	0,0	42,2	100%
Prezzo energia elettrica Spagna	39,1	88,9	(49,8)	-56%
Prezzo energia elettrica Romania	76,2	108,2	(32,0)	-30%

Con la Deliberazione 14/2024/R/efr del 30 gennaio 2024 l'Autorità di Regolazione per l'Energia, Reti e Ambiente ("Arera") ha reso noto, ai fini della determinazione del valore della tariffa incentivante 2024 (FIP 2024), il valore medio annuo registrato nel 2023 del prezzo di cessione dell'energia elettrica, pari a 125,96 €/MWh. Pertanto, il valore degli incentivi 2024, pari al 78% della differenza fra 180 Euro/MWh e il valore medio annuo del prezzo di cessione dell'energia elettrica dell'anno precedente, è pari a 42,15 Euro/MWh. In base alle procedure del GSE, tali incentivi vengono erogati dal GSE su base mensile entro il secondo mese successivo a quello di competenza. Di seguito la tabella riepilogativa dei prezzi medi degli incentivi per gli anni 2022, 2023 e 2024.

Nel primo semestre 2024 il ricavo medio di cessione per gli impianti eolici consolidati integralmente e incentivati secondo la Tariffa incentivante (FIP) ex "certificati verdi" è stato pari a 128,2 euro per MWh, rispetto ai 142,4 euro per MWh del medesimo periodo 2023. In particolare:

Scenario Prezzi per tariffa incentivante (Euro/Mwh)	2024	2023	2022
Tariffa incentivante (ex Certificati verdi) - Italia	42,2	0,0	42,9

• il prezzo medio di cessione dell'energia elettrica nel 2024 per gli impianti consolidati integralmente è stato pari a 86 euro per MWh, rispetto a 142,4 euro per MWh del medesimo periodo del 2023;

• il prezzo medio degli incentivi nel 2024 è stato 42,2 (nullo nel medesimo periodo del 2023).

l parchi Eolici di Villacidro, Morcone-Pontelandolfo ed Albareto, beneficiano invece di un prezzo minimo garantito di asta (ex D.M. 23/06/2016) pari a 66 euro per MWh.

Gli Altri Ricavi adjusted sono pari a 9,8 milioni di euro (11,2 milioni di euro nel primo semestre 2023) e si riferiscono principalmente: i) agli indennizzi assicurativi ricevuti nel corso dell'esercizio, iii) ai contributi pubblici riconosciuti in sede di costruzione degli impianti eolici e rilasciati a conto economico lungo la vita residua degli stessi, iii) ai rilasci di fondi accantonanti negli esercizi precedenti e vi) a consulenze amministrative e tecniche rese nei confronti di società terze e di società consolidate con il metodo del patrimonio netto.

La tabella seguente evidenzia la capacità installata del Gruppo dettagliata per settore ed area geografica validi per il primo semestre 2024.

Capacità Installata Impianti Alerion	Potenza Lorda (MW)		Possesso (%)	Potenza Consolidata (MW)
Impianti Società Controllate (consolidate integralmente)	30 giu 2023	30 giu 2024		30 giu 2023	30 giu 2024
Impianti eolici operativi Italia
Nord	19,8	19,8	100%	19,8	19,8
Centro Sud	116,3	116,2	100%	116,3	116,2
Sud	210,2	210,2	100%	210,2	210,2
Sicilia	164,2	164,2	100%	164,2	164,2
Sardegna	155,2	155,2	100%	155,2	155,2
Totale	665,6	665,6		665,6	665,6
Impianti fotovoltaici Italia
Sardegna	0,0	13,5	100%	0,0	13,5
Totale	0,0	13,5		0,0	13,5
Impianti eolici Estero
Spagna	36,0	36,0	100%	36,0	36,0
Bulgaria	12,0	12,0	51%	12,0	12,0
Totale	48,0	48,0		48,0	48,0
Impianti fotovoltaici Estero
Romania	80,0	111,6	100%	80,0	111,6
Totale	80,0	111,6		80,0	111,6
Totale impianti Società Controllate	793,6	838,7		793,6	838,7

Impianti eolici in società la cui partecipazione è consolidata con il metodo del Patrimonio Netto (1)

Impianti eolici operativi Italia
Centro Sud	15,0	15,0	50%	7,5	7,5
Sud	58,0	58,0	50%	29,0	29,0
Sardegna	0,0	0,0	49%	0,0	0,0
Totale	73,0	73,0	50%	36,5	36,5
Totale	866,6	911,7		830,1	875,2

(1) Impianti detenuti da partecipazioni consolidate con il metodo del patrimonio netto per effetto dell'applicazione dell'IFRS 11

Produzione Impianti Alerion	Produzione consolidata (MWh)
Impianti Società Controllate (consolidate integralmente)	30 giu 2023	30 giu 2024
Impianti eolici operativi Italia suddivisi per zona
Nord	26.594	21.647
Centro Sud	119.460	114.630
Sud	183.962	194.958
Sicilia	125.955	130.103
Sardegna	121.766	154.477
Totale	577.737	615.815
Impianti fotovoltaici Italia
Sardegna	0	6.141
Totale	0	6.141
Impianti eolici operativi Estero
Spagna	47.520	44.490
Bulgaria	14.711	13.622
Totale	62.231	58.112
Impianti fotovoltaici operativi Estero
Romania	14.860	62.593
Totale	14.860	62.593
Totale impianti Società Controllate	654.828	742.661
Impianti eolici in società la cui partecipazione è consolidata con il metodo del Patrimonio Netto (1)
Impianti eolici operativi Italia suddivisi per zona di partecipate in joint venture
Centro Sud	6.132	6.798
Sud	34.408	26.072
Sardegna	0	0
Totale	40.540	32.870
Totale	695.369	775.531
(1) Impianti detenuti da partecipazioni consolidate con il metodo del patrimonio netto per effetto dell'applicazione dell' IFRS 11

Il Margine operativo lordo (EBITDA) adjusted del primo semestre 2024, al netto degli special items, è pari a 65,8 milioni di euro, rispetto ai 74,1 milioni di euro rilevati nell'analogo periodo del 2023. Il valore dell'Ebitda del primo semestre 2024 riflette il positivo incremento dei volumi di produzione elettrica consolidata per circa 88 GWh rispetto allo scorso semestre al netto della già descritta contrazione dei prezzi di vendita dell'energia elettrica. Il rapporto tra EBITDA ed i Ricavi Operativi del periodo risulta pari a 80,7%.

Il Risultato delle società consolidate con il metodo del patrimonio netto, incluso nel Margine Operativo Lordo, è pari a 0,9 milioni di euro in diminuzione rispetto al risultato del 2023 quando misurava 2,1 milioni di euro.

Si segnala inoltre che nel corso del 2024 ha continuato a svilupparsi la struttura organizzativa del Gruppo, con un conseguente aumento del costo del personale. In particolare, il personale del Gruppo al 30 giugno 2024 si compone di 195 dipendenti, di cui circa il 17,95% impegnato nelle società del Gruppo con sede all'estero, registrando un incremento netto di 26 unità rispetto al 31 dicembre 2023. La crescita della struttura organizzativa è riferibile principalmente all'internalizzazione delle attività di gestione e

manutenzione degli impianti operativi oltre al processo di continua espansione delle attività sia in Italia sia all'estero.

Il Risultato Operativo adjusted della semestrale 2024 è pari a 38,9 milioni di euro, in decremento rispetto ai valori rilevati nel semestre scorso (48,6 milioni di euro), dopo ammortamenti e svalutazioni per 26,9 milioni di euro. Si rilevano maggiori ammortamenti rispetto al semestre precedente per effetto di nuova capacità operativa installata operativa.

Il Risultato ante imposte adjusted è pari a 27,8 milioni di euro, in diminuzione rispetto al primo semestre 2023 quando era pari a 39,9 milioni di euro, dopo oneri finanziari per 11,1 milioni di euro.

Il Risultato Netto adjusted è pari a 17,7 milioni di euro dopo imposte di periodo per circa 10,1 milioni di euro, in flessione rispetto al primo semestre 2023, quando era pari a 25,8 milioni di euro.

Il Risultato Netto di Gruppo adjusted del primo semestre 2024 è pari a 17,4 milioni di euro (pari a 25,4 milioni di euro nel primo semestre 2023).

Il Risultato Netto di Terzi del primo semestre 2024 è pari a 0,3 milioni di euro (in diminuzione rispetto al dato al 30 giugno 2023, pari a 0,4 milioni di euro).

Risultati patrimoniali e finanziari

CONSOLIDATO ALERION

Prospetto della Situazione Patrimoniale-Finanziaria riclassificata

(valori in milioni di euro)

	30.06.2024	31.12.2023
Immobilizzazioni Immateriali	285,2	265,0
Immobilizzazioni Materiali	610,3	591,8
Immobilizzazioni Finanziarie	20,7	33,2
Crediti finanziari non correnti	20,5	18,8
Immobilizzazioni	936,7	908,8
Altre attività e passività non finanziarie	(94)	(123,4)
CAPITALE INVESTITO NETTO	842,7	785,4
Patrimonio netto di Gruppo	293,1	320,8
Patrimonio netto di Terzi	6,1	5,9
Patrimonio Netto	299,2	326,7
Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti	300,5	343,2
Altre attività e passività finanziarie	(844,0)	(801,9)
Indebitamento finanziario *	(543,5)	(458,7)
PATRIMONIO NETTO + INDEBITAMENTO FINANZIARIO*	842,7	785,4

*Indebitamento finanziario calcolato come da Orientamento ESMA32-382-1138

Variazione dell'Area di Consolidamento nel periodo

Si segnala che nel corso del primo semestre 2024 il Gruppo ha continuato le attività di sviluppo in Romania acquisendo 3 nuove società, titolari di un parco eolico per complessivi 233 MW. In Italia si sono aggiunte ulteriori iniziative di sviluppo attraverso la costituzione e l'acquisizione di alcune SPV con progetti in fase di progettazione e sviluppo, si rimanda alla nota "Area di consolidamento" delle note alla relazione.

Le Immobilizzazioni Materiali e Immateriali al 30 giugno 2024 sono pari a 895,5 milioni di euro (856,8 milioni di euro al 31 dicembre 2023). Le immobilizzazioni risultano in aumento rispetto al valore al 31

dicembre 2023 per 38,7 milioni di euro dopo ammortamenti e svalutazioni complessivamente pari a 26,9 milioni di euro. L'incremento è relativo ai maggiori investimenti realizzati nel corso del 2024 principalmente in Italia e in Romania.

Si segnala che la voce "Altre Attività e Passività non finanziarie" include al 30 giugno 2024 crediti per la vendita di energia elettrica e Incentivi per un totale di 11,8 milioni di euro (18,9 milioni di euro al 31 dicembre 2023). In particolare, i crediti da tariffa incentivante nei confronti del Gestore dei Servizi Energetici (GSE), sono pari a 3,4 milioni di euro (0,2 milioni di euro al 31 dicembre 2023).

Il Patrimonio Netto di Gruppo al 30 giugno 2024 è pari a 293,1 milioni di euro, con una variazione negativa di 27,7 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2023 quando risultava pari a 320,8 milioni di euro. La variazione è principalmente conseguente: i) alla quota attribuibile al Gruppo dell'utile netto di periodo pari a 17,6 milioni di euro; ii) alla variazione negativa del fair value degli strumenti derivati su finanziamenti bancari in project financing e degli strumenti derivati commodity swap sul prezzo di vendita dell'energia elettrica, al netto dell'effetto fiscale, per 8 milioni di euro, iii) alla distribuzione di dividendi per 32,7 milioni di euro, come da delibera del 22 aprile 2024 e iv) all'acquisto di azioni proprie per 4,3 milioni di euro.

L'Indebitamento Finanziario al 30 giugno 2024 è pari a 543,5 milioni di euro, in aumento di 84,8 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2023 quando risultava pari a 458,7 milioni euro, la variazione riflette principalmente gli investimenti effettuati nel semestre in Romania ed in Italia ed il pagamento dei dividendi per 32,7 milioni di euro.

Il prospetto seguente riporta la struttura dell'indebitamento finanziario del Gruppo determinato in base alle indicazioni dell'ESMA contenute nel paragrafo 175 degli "Orientamenti in materia di obblighi di informativa ai sensi del regolamento sul prospetto" (04/03/2021 | ESMA32-382-1138) evidenzia inoltre i parametri finanziari oggetto dei covenant previsti nei regolamenti dei prestiti obbligazionari emessi dalla società ed attualmente sul mercato regolamentato, nello specifico il "prestito obbligazionario 2019-2025", il "prestito obbligazionario 2021-2027", il "prestito obbligazionario 2022-2028" ed il "prestito obbligazionario 2023-2029" emesso a fine 2023, tutti classificati come "Green Bond". Si segnala che alla data del 31 dicembre 2023 i covenant risultavano rispettati.

CONSOLIDATO ALERION – Indebitamento finanziario

	30.06.2024	31.12.2023
Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti
Mezzi equivalenti a disponibilità liquide	300,5	343,2
Totale cassa e altre disponibilità liquide equivalenti	300,5	343,2
Crediti finanziari e altre attività finanziarie correnti	71,7	77,6
Liquidità	372,2	420,8
Passività finanziarie correnti
Debito corrente per linee bancarie	(35,0)	(0,1)
Debiti correnti per strumenti derivati	(4,7)	0
Debito finanziario corrente	(39,7)	(0,1)
Debito corrente per finanziamenti bancari e in project financing	(18,9)	(29,7)
Debiti correnti per Lease	(1,1)	(1,1)
Debito corrente verso Obbligazionisti	(7,3)	(3,7)
Debito corrente verso altri finanziatori	(2,6)	(0,4)
Parte corrente del debito finanziario non corrente	(29,9)	(34,9)
Indebitamento finanziario corrente	(69,6)	(35,0)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO CORRENTE NETTO	302,6	385,8
Passività finanziarie non correnti
Debito non corrente per finanziamenti bancari e in project financing	(143,0)	(146,9)
Debito non corrente verso altri finanziatori	(23,0)	(17,5)
Debiti non correnti per Lease	(14,9)	(15,6)
Debiti non correnti per strumenti derivati	(0,2)	(0,3)
Debito finanziario non corrente	(181,1)	(180,3)
Debito non corrente verso Obbligazionisti	(665,0)	(664,2)
Strumenti di debito	(665,0)	(664,2)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NON CORRENTE	(846,1)	(844,5)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO*	(543,5)	(458,7)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO (esclusi i Derivati)	(540,5)	(467,8)
Crediti finanziari e altre attività finanziarie non correnti	15,5	15,0
Crediti finanziari non correnti per strumenti derivati	5,0	3,8
INDEBITAMENTO FINANZIARIO CONTABILE	(523,0)	(439,9)
(*) Indebitamento finanziario calcolato come da Orientamento ESMA32- 382-1138

PARAMETRI FINANZIARI previsti dal regolamento dei prestiti obbligazionari in essere

Per il prospetto dell'indebitamento finanziario esposto sulla base del nuovo schema previsto dall'orientamento ESMA 32-232-1138 del 4 marzo 2021, si rimanda alle note di commento della posizione finanziaria netta.

La variazione dell'Indebitamento Finanziario riflette principalmente quindi: i) i flussi di cassa generati dalla gestione operativa complessivamente pari a circa 57,5 milioni di euro, parzialmente compensati dai flussi di cassa assorbiti per il regolamento dell'accordo transattivo sui contratti derivati per 36 milioni di euro; ii) i flussi di cassa assorbiti dall'attività di investimento pari complessivamente a circa 43,9 milioni di euro relativi principalmente agli investimenti effettuati in Romania e in Italia; iii) la spesa per gli oneri finanziari netti del periodo e la variazione del fair value degli strumenti derivati complessivamente pari a 34,6 milioni di euro iv) i dividendi ricevuti dalle società partecipate valutate con il metodo del patrimonio netto pari a 5,1 milioni di euro.

Il prospetto seguente mostra le diverse componenti gestionali dei flussi di cassa con evidenza delle variazioni sull'Indebitamento Finanziario:

(valori in milioni di euro)	I Semestre 2024	I Semestre 2023
Flussi di cassa generati dalla gestione operativa al lordo dell'accordo transattivo sui contratti derivati	57,5	68,0
Flussi di cassa della gestione operativa relativi al regolamento dell'accordo transattivo sui contratti derivati	(36)	-
Flussi di cassa assorbiti dall'attività di investimento	(43,9)	(38,3)
Oneri finanziari netti del periodo e la variazione del fair value degli strumenti derivati	(34,6)	(25,1)
Dividendi ricevuti dalle società le cui partecipazioni sono valutate con il metodo del patrimonio netto	5,1	1,8
Dividendi liquidati	(32,9)	(35,1)
Variazione dell'Indebitamento finanziario*	(84,8)	(28,7)
Indebitamento finanziario* all'inizio periodo	(458,7)	(385,5)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO* A FINE PERIODO	(543,5)	(414,2)

(*) Indebitamento finanziario calcolato come da Orientamento ESMA32-382-1138

La leva finanziaria ("leverage"), espressa come rapporto tra indebitamento finanziario netto e capitale investito netto, al 30 giugno 2024 è pari al 64,5% (58,4% al 31 dicembre 2023).

L'Indebitamento Finanziario (esclusi derivati) al 30 giugno 2024, è pari a 540,5 milioni di euro (467,8 milioni di euro al 31 dicembre 2023).

Le Disponibilità Liquide del Gruppo sono pari a 300,5 milioni di euro al 30 giugno 2024, in diminuzione di 42,7 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2023 quando risultavano pari a 343,2 milioni di euro. Le variazioni del periodo comprendono principalmente gli effetti positivi dei flussi di cassa generati dalla gestione operativa pari complessivamente a 57,5 milioni di euro, parzialmente compensati dai flussi di cassa assorbiti per il regolamento dell'accordo transattivo sui contratti derivati per 36 milioni di euro, dai flussi di cassa assorbiti dall'attività di investimento in Romania e Italia per 43,9 milioni di euro e dai dividendi liquidati per 32,9 milioni di euro.

L'Indebitamento finanziario corrente al 30 giugno 2024, comprensivo dei debiti per strumenti derivati per la quota corrente, è pari a 69,6 milioni di euro, in aumento di 34,6 milioni di euro rispetto al valore del 31 dicembre 2023, in cui era pari a 35 milioni di euro. La variazione è riconducibile principalmente i) all'incremento degli affidamenti utilizzati dalla controllante Alerion Clean Power per 35 milioni di euro nel periodo, ii) alla variazione Debito corrente per finanziamenti bancari e in project financing in diminuzione per 10,8 milioni di euro oltre a iii) gli interessi maturati nel periodo sui prestiti obbligazionari in essere al 30 giugno 2024.

L'Indebitamento finanziario non corrente al 30 giugno 2024, comprensivo dei debiti per strumenti derivati per la quota non corrente, è pari a 846,1 milioni di euro (844,5 milioni di euro al 31 dicembre 2023) ed includono (i) il debito verso obbligazionisti per 665 milioni di euro composto dal valore prestito obbligazionario 2019-2025 sottoscritto il 12 dicembre 2019, pari a 200 milioni di euro, al netto dei costi accessori residui pari a 1,3 milioni di euro, al prestito obbligazionario 2021-2027 sottoscritto il 3 novembre 2021, pari a 200 milioni di euro, al netto dei costi accessori residui pari a 1,6 milioni di euro, al prestito obbligazionario 2022-2028 sottoscritto il 17 maggio 2022, pari a 100 milioni di euro al netto dei costi accessori di 1,2 milioni di euro ed al prestito obbligazionario 2023-2029 sottoscritto il 12 dicembre 2023, pari a 170 milioni di euro al netto dei costi accessori di 2,2 milioni di euro, (ii) le quote a medio lungo termine dei finanziamenti in project financing, pari a 143 milioni di euro, diminuite per le rate scadute al

30 giugno 2024, (iii) la quota a medio lungo termine delle passività finanziarie per leasing in linea con quanto previsto dal principio contabile "IFRS 16 – LEASES" per 14,9 milioni di euro.

I Crediti Finanziari e le altre attività finanziarie non correnti al 30 giugno 2024 sono pari a 20,5 milioni di euro, in incremento rispetto al 31 dicembre 2023 per 1,7 milioni di euro, e si riferiscono principalmente ai crediti finanziari verso società consolidate con il metodo del patrimonio netto e ai crediti per strumenti derivati rilevati in seguito alla variazione positiva del fair value degli stessi nel corso del semestre.

Per i termini e le condizioni relativi ai rapporti con parti correlate si rimanda alla nota "37" "Dettaglio dei rapporti con parti correlate e infragruppo al 30 giugno 2024".

QUADRO NORMATIVO DI RIFERIMENTO

Nel seguito sono illustrati i provvedimenti di maggior rilievo che hanno caratterizzato il quadro normativo di riferimento per il settore nel corso del primo semestre 2024.

Tariffa incentivante (FIP) ex "certificati verdi"

Con la Deliberazione 14/2024/R/EFR del 30 gennaio 2024 l'Autorità di Regolazione per l'Energia, Reti e Ambiente ("Arera") ha reso noto, ai fini della determinazione del valore della tariffa incentivante 2024 (FIP 2024), il valore medio annuo registrato nel 2023 del prezzo di cessione dell'energia elettrica, pari a 125,96 €/MWh. Pertanto, il valore degli incentivi 2024, pari al 78% della differenza fra 180 Euro/MWh e il valore medio annuo del prezzo di cessione dell'energia elettrica dell'anno precedente, è pari a 42,15 Euro/MWh. In base alle procedure del GSE, tali incentivi vengono erogati dal GSE su base mensile entro il secondo mese successivo a quello di competenza.

Nuovi obiettivi europei al 2030 per fonti rinnovabili ed efficienza energetica

Nel corso del 2018 sono stati definiti i nuovi obiettivi europei per le fonti rinnovabili e l'efficienza energetica al 2030. Tali principi, che dovranno essere recepiti in nuove direttive comunitarie, stabiliscono un obiettivo al 2030 di riduzione almeno del 40% delle emissioni di gas a effetto serra (rispetto ai livelli del 1990), un secondo obiettivo del 32% (rispetto al 27% originariamente proposto dalla Commissione Europea) al 2030 rispetto ai consumi finali per le fonti rinnovabili, con un obbligo dell'1,3% annuo sulle rinnovabili termiche e un obbligo del 14% nel settore dei trasporti. Per l'efficienza energetica il nuovo obiettivo al 2030 è stato fissato al 32,5%. E' in corso di definizione da parte della Comunità Europea un aggiornamento di tali direttive, allo scopo di mettere in atto la proposta di portare l'obiettivo della riduzione netta delle emissioni di gas serra ad almeno il 55%.

Quadro normativo Spagnolo

La normativa spagnola sull'elettricità prodotta da fonte rinnovabile è disciplinata dal framework per la generazione e la promozione delle energie rinnovabili istituito dall'Unione europea, in particolare dalla Direttiva 2009/28 / CE del Parlamento Europeo e del Consiglio del 23 aprile 2009, sulla promozione dell'uso di energia da fonti rinnovabili, che modifica e successivamente abroga le direttive 2001/77 / CE e 2003/30 / CE. Come da normativa spagnola, il regime giuridico di base è stabilito nella Legge 24/2013 del 26 dicembre 2013 sul Settore Elettrico (l'"ESL"), in attuazione attraverso: (i) Regio Decreto 413/2014 del 6 giugno, che regola la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, cogenerazione e rifiuti; (ii) Regio Decreto 1955/2000 del 1° dicembre, che disciplina la produzione, trasmissione, distribuzione, commercializzazione e fornitura di energia elettrica e le procedure autorizzative degli impianti elettrici; e (iii) Regio Decreto 2019/1997 del 26 settembre, che organizza e disciplina il mercato della produzione di energia elettrica.

Insieme ai regolamenti emanati a livello statale: (i) la maggior parte delle comunità autonome (Comunidades Autónomas) hanno anche approvato regolamenti specifici (ad esempio Aragón: decreto del 25 giugno 2004); (ii) i Comuni hanno anche un proprio regolamento in materia di rilascio di licenze di lavori e attività; e (iii) le normative ambientali e urbanistiche (sviluppate principalmente a livello di comunità autonoma e municipalità) devono essere prese in considerazione anche nello sviluppo di un progetto di energia rinnovabile.

Sebbene, secondo ESL, la generazione di elettricità sia classificata come attività non regolamentata (in contrasto con la trasmissione e la distribuzione di energia), e quindi non richieda una licenza di per sé, alcune autorizzazioni di costruzione e di esercizio devono essere ottenute prima dell'inizio dell'attività di produzione di energia elettrica.

La remunerazione dei produttori di energia rinnovabile in un mercato liberalizzato consiste principalmente nei ricavi che ricevono dalle loro vendite nel mercato all'ingrosso. Inoltre, il governo spagnolo promuove lo sviluppo di progetti rinnovabili avviando, di volta in volta, aste al fine di concedere il cosiddetto sistema di remunerazione specifica (régimen de retribución especifico) agli offerenti che offrono capacità di energia rinnovabile al prezzo più basso (es. richiedendo un incentivo inferiore). Ciononostante, qualsiasi entità può sviluppare un impianto rinnovabile indipendentemente da tali processi d'asta (ovvero senza incentivo), essendo completamente esposta alle fluttuazioni del prezzo di mercato dell'elettricità.

Quadro normativo - Romania

Considerando i recenti incrementi dei prezzi dell'elettricità e del gas a livello internazionale, il Governo Rumeno ha deciso di mettere in atto un meccanismo di compensazione in modo che gli attuali prezzi dell'elettricità e del gas naturale per il consumo domestico non aggravino il livello di povertà energetica.

In data 29 ottobre 2021 il Governo rumeno aveva approvato la Legge 259/2021 che aveva introdotto un'extra imposta a un'aliquota dell'80% per il periodo 1° novembre 2021 - 31 marzo 2022, imposta sui "ricavi aggiuntivi" generati dai produttori di Aspetti normativi e tariffari 135 energia elettrica (comprese le unità di produzione rinnovabile ma escluse le unità di produzione termica) come risultato della differenza tra il prezzo medio mensile di vendita dell'energia elettrica e 450 RON/MWh (circa 91 €/MWh).

A seguito del precedente meccanismo, il Governo ha pubblicato una nuova Ordinanza Governativa di Emergenza la nr. 27/2022 che è stata attivata il 22 marzo 2022, con l'obiettivo di prolungare l'imposizione della cosiddetta "windfall tax" per il periodo 1° aprile 2022 - 31 marzo 2023 ma includendo comunque qualche miglioramento positivo sulle regole. L'imposta dell'80% sarà ora applicata sugli utili piuttosto che sui ricavi, per le vendite superiori a 450 RON/MWh (91 €/MWh), riducendo così l'onere per i generatori. La nuova imposta non riguarda le unità produttive commissionate dopo l'entrata in vigore della nuova legge.

PRINCIPALI RISCHI E INCERTEZZE

Rischi connessi al contesto normativo e regolamentare

Il Gruppo opera in un settore altamente regolamentato e, pertanto, le società del Gruppo sono tenute al rispetto di un elevato numero di leggi e regolamenti.

In particolare, il Gruppo e gli impianti attraverso i quali opera sono sottoposti a normative nazionali e locali relative a molteplici aspetti dell'attività svolta, che interessano tutta la filiera della produzione dell'energia elettrica. Tale regolamentazione concerne, tra l'altro, sia la costruzione degli impianti (per quanto riguarda l'ottenimento dei permessi di costruzione e ulteriori autorizzazioni amministrative), sia il loro esercizio che la protezione dell'ambiente circostante, incidendo quindi sulle modalità di svolgimento delle attività del Gruppo.

L'emanazione di nuove disposizioni normative applicabili al Gruppo o all'attività di produzione dell'energia elettrica o eventuali modifiche del vigente quadro normativo italiano, ivi inclusa la normativa fiscale, potrebbero avere un impatto negativo sull'operatività di Alerion e del Gruppo. Inoltre, l'implementazione di tali modifiche potrebbe richiedere specifici e ulteriori oneri a carico del Gruppo. In particolare, i costi per conformarsi ad eventuali modifiche delle disposizioni normative vigenti, ivi inclusi i costi di compliance, comprensivi dei costi di adeguamento alle disposizioni in materia di requisiti per l'esercizio delle attività, di licenze del personale e di sicurezza nel lavoro, potrebbero essere particolarmente elevati. Similmente l'adeguamento alle modifiche della normativa sopra descritte può richiedere lunghi tempi di implementazione. Il verificarsi di tali eventi potrebbe avere effetti negativi sui risultati, sulle prospettive, nonché sulla situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo.

Inoltre, l'elevato grado di complessità e di frammentarietà delle normative nazionali e locali del settore della produzione di energia da fonti rinnovabili, unita all'interpretazione non sempre uniforme delle medesime da parte delle competenti Autorità, potrebbe generare situazioni di incertezza e contenziosi giudiziari, con conseguenti effetti negativi sui risultati, sulle prospettive, nonché sulla situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo.

Il Gruppo contiene tale rischio monitorando costantemente il quadro normativo per recepire tempestivamente i potenziali cambiamenti, operando in maniera tale da minimizzare gli impatti economici eventualmente derivanti.

Rischi connessi alla ciclicità della produzione

Le caratteristiche delle fonti di energia utilizzate comportano sia una produzione caratterizzata da elevata variabilità, connessa alle condizioni climatiche dei siti in cui sono localizzati gli impianti eolici, sia previsioni di produzione basate su serie storiche e stime probabilistiche.

In particolare, la produzione di energia elettrica da fonte eolica, essendo legata a fattori climatici "non programmabili" è caratterizzata nell'arco dell'anno da fenomeni di stagionalità che rendono discontinua la produzione di energia.

Eventuali condizioni climatiche avverse e, in particolare, l'eventuale perdurare di una situazione di scarsa ventosità per gli impianti eolici anche rispetto alle misurazioni effettuate in fase di sviluppo (circa la disponibilità della fonte e le previsioni relative alle condizioni climatiche), potrebbero determinare sfasamenti temporali e la riduzione o l'interruzione delle attività degli impianti, comportando una flessione o un incremento tempo per tempo dei volumi di energia elettrica prodotti, con conseguenti effetti di breve periodo sull'attività e sulla situazione economica, patrimoniale e/o finanziaria del Gruppo.

Il Gruppo Alerion contiene tale rischio pianificando l'installazione di nuovi siti in zone geografiche diversificate, monitorando l'andamento dei dati anemometrici per migliorare l'attività di forecasting meteorologico e programmando i fermi impianto in funzione dei periodi di minore ventosità.

Il Gruppo Alerion contiene gli eventuali rischi di danneggiamento degli impianti dovuti a eventi atmosferici avversi non controllabili né programmabili tramite la stipula di polizze assicurative e di contratti di manutenzione.

Rischi connessi al climate change

Il rischio relativo al climate change individua la possibilità che variazioni climatiche nel breve e nel lungo periodo possano avere impatti sul business del Gruppo con conseguenze sui risultati economico finanziarie. In particolare, si evidenza la diminuzione della disponibilità delle risorse (produzione eolica e solare) e conseguenti incrementi dei costi di manutenzione e di assicurazione contro gli eventi atmosferici avversi.

Il Gruppo contiene i potenziali impatti derivanti dal rischio climatico tramite l'adozione di apposite misure quali (i) la pianificazione dell'installazione di nuovi siti in zone geografiche diversificate, monitorando l'andamento dei dati anemometrici per migliorare l'attività di forecasting meteorologico e programmando i fermi impianto in funzione dei periodi di minore ventosità e (ii) il contenimento degli eventuali rischi di danneggiamento degli impianti dovuti a eventi atmosferici avversi non controllabili né programmabili tramite la stipula di polizze assicurative e di contratti di manutenzione. Si evidenzia inoltre che nella predisposizione del test di impairment, i potenziali impatti del rischio climatico sono stati riflessi nella determinazione dei relativi flussi di cassa prospettici, tenendo conto, principalmente, degli eventuali minori rendimenti legati a una produzione di energia elettrica ridotta a causa delle condizioni climatiche avverse registratesi (basandosi dette proiezioni, tra l'altro, sulle medie storiche di produttività dei singoli parchi) e dei costi operativi legati alla stipula delle polizze assicurative.

Inoltre, se da un lato, eventuali disastri climatici possono causare effetti sfavorevoli sulla produzione del gruppo, conseguenza del cambiamento climatico in corso è anche il sempre maggiore interesse delle istituzioni nei confronti delle società che producono energia di tipo rinnovabile. In particolare, l'Unione Europea ha sviluppato un Piano d'azione per finanziare la crescita sostenibile (EU Action Plan) e contribuisce a collegare la finanza alle esigenze specifiche dell'economia europea e mondiale. Il Gruppo, che ha come core business la produzione di energia tramite fonti rinnovabili, è particolarmente coinvolto da progetti di tale portata.

La produzione di energia da fonti eoliche e solari è contenuta all'interno della Tassonomia Europea come settore che contribuisce attivamente alla "Climate mitigation", contribuendo, ai fini della decarbonizzazione, all'obiettivo nazionale vincolante al 2030 di riduzione del 33%+ le emissioni di CO2 nei settori non ETS, rispetto a quelle del 2005.

Inoltre, società che hanno un core business espressamente caratterizzato da iniziative di tipo sostenibile possono accedere a strumenti di finanziamento e investimento specifici, quali i green bond. A tal proposito Alerion ha fatto ricorso a partire dal 19 dicembre 2019, quando è avvenuta la prima emissione di un prestito obbligazionario, cosiddetto "Green Bond", a strumenti finanziari i cui termini di utilizzo sono tenuti a soddisfare i criteri di cui al Green Bond Framework adottato dalla Società.

Rischi connessi ai contratti di finanziamento

Il Gruppo presenta un elevato indebitamento finanziario e obbligazionario, rispetto al quale sostiene oneri finanziari. Inoltre, il Gruppo, ove fosse tenuto a rifinanziare l'indebitamento esistente prima della relativa data di scadenza, potrebbe non essere in grado di completare gli investimenti in corso o previsti dal Piano.

Alla luce di quanto precede, l'indebitamento contratto o contraendo per le attività necessarie per la realizzazione e la messa in esercizio dei Parchi Eolici hanno comportato e/o comporteranno (a seconda dei casi) un incremento dell'indebitamento finanziario del Gruppo e, pertanto, fermo restando l'incremento dei ricavi generati, successivamente al periodo di collaudo, dall'attività dei nuovi Parchi Eolici, il Gruppo potrebbe incontrare difficoltà nel sostenere gli impegni finanziari nascenti dalla propria struttura di indebitamento e nel rispettare i propri impegni finanziari, anche in considerazione della progressiva scadenza delle tariffe incentivanti di cui godono gli impianti in proprietà del Gruppo.

Il finanziamento dei progetti posti in essere dal Gruppo è effettuato tramite modalità di finanziamento in project financing e attraverso finanziamenti di tipo Corporate attraverso emissioni di prestiti obbligazionari che soddisfino i criteri previsti dal "Green Bond Framework" adottato dalla Società.

Il regolamento delle diverse emissioni obbligazionarie del Gruppo ed i contratti di finanziamento, in particolare i finanziamenti in project financing, contengono una serie di clausole abituali per tali tipologie di documenti, quali obblighi di fare e di non fare, clausole di c.d. negative pledge, restrizioni alla distribuzione di dividendi, relazioni sui risultati e bilanci, obblighi di mantenimento di ratio finanziari soggetti a verifica periodica, ipotesi di inadempimento (cc.dd. eventi

di default). Alcuni finanziamenti in project financing contengono inoltre clausole c.d. di cross default, ai sensi delle quali il verificarsi di situazioni di inadempimento in capo a soggetti diversi dalle società beneficiarie può rendere immediatamente esigibile l'importo residuo del finanziamento stesso.

Si evidenzia che il contesto macroeconomico, che nel 2023 aveva fortemente interessato i tassi di interesse, spingendoli ad un rialzo significativo, non ha avuto significativi impatti sul Gruppo data la policy di stipulare contratti di copertura, interest rate swap, sui finanziamenti in project financing e del ricorso ad emissioni obbligazionarie a tasso fisso. La recente emissione obbligazionaria del 12 dicembre 2023 evidenzia come il Gruppo non abbia risentito dell'attuale quadro macroeconomico.

Parametri finanziari e Covenant:

"Prestito Obbligazionario 2019 -2025"

Con riferimento al Prestito Obbligazionario 2019 - 2025 si segnala che qualora a ciascuna Data di Calcolo il rapporto tra l'Indebitamento Finanziario Contabile al netto dei derivati ed il Patrimonio Netto al netto dei derivati risulti superiore a 2,5 la società si impegna a non assumere ulteriore indebitamento Finanziario Contabile al netto dei derivati salvo che alla successiva Data di Calcolo tale rapporto risulti pari o inferiore al valore di 2,5. Con "Data di Calcolo" si intende la data del 31 dicembre di ogni anno di durata del Prestito, a partire dal 31 dicembre 2019. La Società monitora periodicamente il rispetto degli indici e delle clausole pattuite. Il parametro alla data del 31 dicembre 2023 risulta rispettato.

"Prestito Obbligazionario 2021 -2027"

Con riferimento al "Prestito Obbligazionario 2021 - 2027" si segnala che qualora a ciascuna Data di Calcolo il rapporto tra l'Indebitamento Finanziario Contabile al netto dei derivati ed il Patrimonio Netto al netto dei derivati risulti superiore a 3 la società si impegna a non assumere ulteriore indebitamento Finanziario Contabile al netto dei derivati salvo che alla successiva Data di Calcolo tale rapporto risulti pari o inferiore al valore di 3. Con "Data di Calcolo" si intende la data del 31 dicembre di ogni anno di durata del Prestito, a partire dal 31 dicembre 2021. La Società monitora periodicamente il rispetto degli indici e delle clausole pattuite. Il parametro alla data del 31 dicembre 2023 risulta rispettato.

"Prestito Obbligazionario 2022 -2028"

Con riferimento al "Prestito Obbligazionario 2022 - 2028" si segnala che qualora a ciascuna Data di Calcolo il rapporto tra l'Indebitamento Finanziario Contabile al netto dei derivati ed il Patrimonio Netto al netto dei derivati risulti superiore a 3 la società si impegna a non assumere ulteriore indebitamento Finanziario Contabile al netto dei derivati salvo che alla successiva Data di Calcolo tale rapporto risulti pari o inferiore al valore di 3. Con "Data di Calcolo" si intende la data del 31 dicembre di ogni anno di durata del Prestito, a partire dal 31 dicembre 2022. La Società monitora periodicamente il rispetto degli indici e delle clausole pattuite. Il parametro alla data del 31 dicembre 2023 risulta rispettato.

"Prestito Obbligazionario 2023 -2029"

Con riferimento al "Prestito Obbligazionario 2023 - 2029" si segnala che qualora a ciascuna Data di Calcolo il rapporto tra l'Indebitamento Finanziario Contabile al netto dei derivati ed il Patrimonio Netto al netto dei derivati risulti superiore a 3 la società si impegna a non assumere ulteriore indebitamento Finanziario Contabile al netto dei derivati salvo che alla successiva Data di Calcolo tale rapporto risulti pari o inferiore al valore di 3. Con "Data di Calcolo" si intende la data del 31 dicembre di ogni anno di durata del Prestito, a partire dal 31 dicembre 2023. La Società monitora periodicamente il rispetto degli indici e delle clausole pattuite. Il parametro alla data del 31 dicembre 2023 risulta rispettato.

Project Financing

Con riferimento ai finanziamenti da project financing si rimanda alla nota 21 "PASSIVITA' FINANZIARIE NON CORRENTI" in cui è presentato il dettaglio dei parametri finanziari da rispettare al 30 giugno 2024 relativi a tali finanziamenti.

Rischi connessi ai tassi di interesse

A seguito dell'emissione delle recenti emissioni di Prestiti Obbligazionari, come descritto in precedenza, il Gruppo è esposto solo marginalmente al rischio connesso alle fluttuazioni del tasso di interesse.

Il finanziamento dei progetti posti in essere dal Gruppo ha comportato il ricorso al credito bancario, anche attraverso modalità di project financing. In tale contesto, un aumento significativo dei tassi d'interesse potrebbe avere un impatto negativo sul rendimento dei progetti d'investimento futuri del Gruppo.

Al fine di limitare tale rischio, il Gruppo ha messo in atto una politica di copertura dei rischi derivanti da fluttuazioni dei tassi attraverso l'utilizzo di contratti di copertura dei tassi d'interesse Interest Rate Swap (IRS), per gestire il bilanciamento tra indebitamento a tasso fisso e indebitamento a tasso variabile.

Rischi connessi ai crediti per la vendita di energia elettrica

L'energia prodotta dai parchi eolici del Gruppo è acquistata da società di trading con cui l'Emittente ha in essere appositi accordi contrattuali, che riversano la stessa sul mercato dell'energia.

Alla luce di quanto precede, il Gruppo è esposto al rischio che le società di trading a cui viene ceduta l'energia elettrica prodotta di parchi eolici detenuti dalle SPV non corrispondano puntualmente o tempestivamente i corrispettivi dovuti; i crediti nei confronti delle società di trading attraverso cui il Gruppo operano sono pari a 8,4 milioni di euro al 30 giugno 2024 e pari a 18,4 milioni di euro al 31 dicembre 2023.

Il verificarsi degli eventi oggetto di tali rischi, che è considerato dall'Emittente di bassa probabilità di accadimento, potrebbe avere un impatto negativo sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria dell'Emittente e del Gruppo.

Il Gruppo realizza la vendita di energia elettrica prodotta da tutti i Parchi Eolici attraverso contratti bilaterali di durata annuale, senza rinnovo automatico, stipulati dalle SPV che detengono i Parchi Eolici produttori di energia elettrica con società di trading.

Il Gruppo è esposto al rischio che le proprie controparti possano non onorare i crediti maturati dalle società del Gruppo; e un eventuale ritardato o mancato versamento degli importi dovuti potrebbe comportare una crisi di liquidità del Gruppo con conseguenti difficoltà da parte dello stesso a far fronte agli oneri, anche finanziari, dovuti ed effetti negativi significativi sui risultati, sulle prospettive, nonché sulla situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo.

Inoltre, qualora i rapporti in essere con le società di trading si dovessero deteriorare, il Gruppo potrebbe dover decidere di risolvere i contratti di vendita di energia elettrica in essere. Ove ciò si verificasse, il Gruppo potrebbe incontrare difficoltà nell'individuazione di controparti con adeguato standing nonché nella negoziazione di termini e condizioni egualmente vantaggiosi rispetto agli accordi di cui è parte, con conseguenti effetti negativi sui risultati, sulle prospettive, nonché sulla situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo.

Rischi connessi al tasso di cambio

Il rischio di variazione connessa al tasso di cambio delle valute diverse dall'euro con cui il Gruppo Alerion opera possono impattare il risultato economico del Gruppo.

Le transazioni in valute diverse dalla valuta funzionale sono contabilizzate, al momento della rilevazione iniziale, al tasso di cambio a pronti in essere alla data dell'operazione. Successivamente, le attività e le passività monetarie denominate in valuta diversa dalla valuta funzionale sono convertite usando il tasso di cambio di chiusura, in un momento differente rispetto a quando sono state definite le condizioni contrattuali sottostanti alle transazioni stesse.

Le attività e le passività non monetarie denominate in valuta, iscritte al fair value, sono convertite utilizzando il tasso di cambio alla data di determinazione del fair value. Le differenze di cambio eventualmente emergenti sono rilevate a Conto economico.

Rischi connessi alla salute, sicurezza e ambiente

Il Gruppo è esposto al rischio di poter incorrere in sanzioni derivanti dal mancato rispetto della normativa in materia di salute, sicurezza e ambiente.

In particolare, il Gruppo Alerion è tenuto all'osservanza di leggi e regolamenti (a titolo esemplificativo, il D.Lgs. n. 106 del 3 agosto 2009 e il D. Lgs. n. 81 del 9 aprile 2008) relativi alla salute e alla sicurezza sul luogo di lavoro, in quanto le attività svolte dal Gruppo sono soggette al possibile verificarsi di incidenti che possono avere ripercussioni sul personale impiegato e/o sull'ambiente.

Con riferimento alla salute e sicurezza sul luogo di lavoro, Alerion opera in conformità a quanto previsto dal D.lgs 81/08, dal D.lgs 106/09 ed in particolare in conformità alla norma ISO 45001:2018, certificata per l'attività di "Produzione di energia elettrica da fonte eolica. Servizi di esercizio e manutenzione tramite imprese terze di impianti per la produzione di energia elettrica da fonte eolica". Il certificato di conformità n° 9192.ALEN è stato rinnovato in data 21/12/2023.

Rischi connessi ai programmi di incentivazione nazionale di cui beneficia il Gruppo

Tutti i parchi eolici del Gruppo ad eccezione dei parchi eolici di Albanella, Agrigento, Ricigliano, Anglona, Dotto, Enermac, Naonis e Campidano godono di una tariffa incentivante e, per i sei mesi conclusi al 30 giugno 2024, il 14% dei ricavi operativi del Gruppo è riconducibile ai programmi di incentivazione nazionale; il rapporto era invece pari al 1% nel medesimo periodo del 2023, quando l'aumento dei prezzi di vendita dell'energia elettrica verificatasi nell'esercizio antecedente aveva comportato il riconoscimento di un valore nullo per l'incentivo cosiddetto "GRIN" per l'anno 2023.

Qualora per qualsiasi ragione uno o più parchi eolici del Gruppo sia oggetto di provvedimenti di decadenza ovvero di decurtazione da parte del GSE degli incentivi ovvero si verifichi, per qualsiasi motivazione, un ritardo da parte del GSE nella corresponsione degli importi dovuti, il Gruppo potrebbe subire diminuzioni, anche significative, dei propri ricavi. Il ritardo nel pagamento, il venir meno o la diminuzione degli incentivi, anche per ragioni esterne al Gruppo, potrebbe inoltre far sorgere in capo all'Emittente l'obbligo di effettuare contribuzioni, anche di importo significativo, nelle proprie società controllate, così da evitare la violazione dei covenants finanziari e di ulteriori previsioni contenute nei contratti di finanziamento di cui le stesse sono parte.

Il verificarsi degli eventi oggetto di tali rischi, che è considerato dall'Emittente di bassa probabilità di accadimento, potrebbe avere un impatto negativo estremamente significativo sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria dell'Emittente e del Gruppo.

Tutti i parchi eolici italiani del Gruppo già in esercizio hanno beneficiato del regime di incentivazione dei c.d. "certificati verdi" che ha consentito loro di ottenere un numero di certificati verdi proporzionale all'elettricità generata, venduta poi al GSE ad un prezzo basato su una percentuale del prezzo di mercato dell'elettricità all'ingrosso sul mercato italiano. A seguito di una modifica legislativa approvata nel 2011 ai sensi del D. Lgs. N. 28/2011 e del relativo Decreto Ministeriale del 6 luglio 2012, il regime di incentivazione dei certificati verdi è terminato a partire dal 1° gennaio 2016 e, conseguentemente, i Parchi Eolici che hanno beneficiato del regime di incentivazione dei certificati verdi sono passati, a seguito della stipula di apposita convenzione con il GSE, ad un sistema di tariffe incentivanti per il periodo di vita rimanente del Parco Eolico, compreso tra uno ed otto anni a seconda del Parco.

Rischio prezzo delle commodities

Il Gruppo è esposto primariamente al rischio di volatilità dei prezzi legati all'energia elettrica, ovvero al rischio di prezzo relativo alla variabilità di futuri ricavi da vendite di energia elettrica per effetto dell'oscillazione dei prezzi di vendita di tale commodity.

In linea generale, la strategia di risk management perseguita dal Gruppo con riferimento alla gestione dei rischi energetici è finalizzata al contenimento della volatilità indotta dalle variazioni dei prezzi di mercato dell'energia elettrica sulla propria marginalità ed alla conseguente stabilizzazione dei relativi flussi di cassa generati dalla vendita dell'energia elettrica prodotta dai propri impianti di generazione da fonti rinnovabili.

Il Gruppo negozia strumenti derivati su commodity ("commodity swap") al fine di mitigare il rischio di prezzo attribuibile ad una specifica componente di rischio specifico incorporata nei prezzi di vendita dell'energia elettrica prodotta. L'obiettivo di risk management sottostante è, pertanto, quello di proteggere il valore delle future vendite di energia elettrica da movimenti sfavorevoli della componente di rischio incorporata nei prezzi di vendita contrattualizzati con il proprio parco clienti.

In definitiva, l'obiettivo delle relazioni di copertura designate contabilmente dal Gruppo è quello di fissare il valore della componente di rischio legata ai ricavi da vendite di energia elettrica altamente probabili, attraverso la negoziazione di Commodity Swap.

Rischio di credito

La natura dei crediti del Gruppo è riconducibile principalmente ai crediti commerciali derivanti dalla fornitura di energia elettrica ed eventualmente ad operazioni di cessioni di partecipazioni.

In merito alle operazioni di cessione finanziarie la società tratta, di norma, solo con controparti note ed affidabili. Il saldo dei crediti viene monitorato nel corso dell'esercizio in modo che l'importo delle esposizioni a perdite non sia significativo. Tali crediti sono inoltre generalmente assistiti da garanzie collaterali, ed in caso di insolvenza della controparte, il rischio massimo è pari al valore di iscrizione a bilancio della corrispondente attività.

L'esposizione al rischio di credito è sempre più connessa all'attività commerciale di vendita di energia elettrica; per la natura del mercato l'esposizione è fortemente concentrata verso poche controparti commerciali che possiedono un elevato standing creditizio, le cui posizioni sono oggetto di periodico monitoraggio del rispetto delle condizioni di pagamento.

Rischio di liquidità

Il rischio di liquidità si può manifestare con la difficoltà di reperire, a condizioni economiche di mercato, le risorse finanziarie necessarie per far fronte agli impegni contrattualmente previsti. Esso può derivare dall'insufficienza delle risorse disponibili per far fronte alle obbligazioni finanziarie nei termini e nelle scadenze prestabiliti in caso di revoca improvvisa delle linee di finanziamento a revoca oppure dalla possibilità che l'azienda debba assolvere alle proprie passività finanziarie prima della loro naturale scadenza.

Il rischio viene mitigato anche attraverso il ricorso al mercato obbligazionario come risulta dalle diverse emissioni di Prestiti Obbligazionari della durata media di 6 anni. A tal proposito si ricorda: i) l'emissione avvenuta in data 19 dicembre 2019 al tasso fisso del 3,125%, ii) quella emessa in data 3 novembre 2021 al tasso fisso del 2,25, iii) quella emessa in data 17 maggio 2022 al tasso fisso del 3,5% ed infine iv) l'ultima in ordine di tempo sottoscritta il 12 dicembre 2023 al tasso fisso del 6,75%. Tali emissioni non risentono della volatilità dei tassi di interesse in quanto stipulato ad un tasso fisso.

La Capogruppo dispone in ogni caso di liquidità e di margini disponibili sugli affidamenti bancari adeguati a far fronte a temporanee esigenze di cassa.

Per le società operative, l'attività di gestione finanziaria del Gruppo è accentrata presso Alerion Clean Power S.p.A. che ha negoziato le linee di finanziamento per conto delle proprie consociate nella forma del project financing per far fronte

alle necessità finanziarie legate alla realizzazione dei progetti di investimento nel settore della produzione di energia da fonte rinnovabile, in particolare nel settore eolico, nonché linee di credito a breve da primari istituti di credito. La Capogruppo, inoltre, può concedere finanziamenti a società partecipate, a supporto dei piani di sviluppo delle stesse e conformemente ai propri obiettivi di ritorno degli investimenti di portafoglio e che sono postergati rispetto al rimborso dei finanziamenti bancari in project financing a medio-lungo termine, ove presenti.

Il rischio di liquidità derivante dai singoli progetti di investimento è governato attraverso il mantenimento di un adeguato livello di disponibilità liquide e/o titoli a breve termine facilmente smobilizzabili nonché di linee di credito a breve. Il Gruppo dispone, inoltre, di margini disponibili sugli affidamenti bancari adeguati a far fronte a temporanee esigenze di cassa ed agli investimenti deliberati nonché al teorico rischio di rientro delle linee di credito a vista, tramite la gestione finanziaria accentrata di Gruppo.

INDICATORI ALTERNATIVI DI PERFORMANCE

Il Gruppo utilizza alcuni Indicatori Alternativi di Performance, per (i) monitorare l'andamento economico e finanziario del Gruppo, (ii) anticipare eventuali tendenze del business per poter intraprendere tempestivamente le eventuali azioni correttive e (iii) definire le strategie di investimento e gestionali e la più efficace allocazione delle risorse. Si ritiene che gli Indicatori Alternativi di Performance siano un ulteriore importante parametro per la valutazione della performance del Gruppo, in quanto permettono di monitorare più analiticamente l'andamento economico e finanziario dello stesso. Ai fini di una corretta lettura degli Indicatori Alternativi di Performance presentati nella presente Relazione Semestrale, si segnala che:

• la determinazione degli Indicatori Alternativi di Performance utilizzati dall'Emittente non è disciplinata dagli IFRS e tali indicatori non devono essere considerati come misure alternative a quelle fornite dai prospetti di bilancio del Gruppo per la valutazione dell'andamento economico del Gruppo e della relativa posizione finanziaria;
• gli Indicatori Alternativi di Performance devono essere letti congiuntamente ai prospetti di bilancio del Gruppo;
• gli Indicatori Alternativi di Performance sono determinati (o ricavati) sulla base dei dati storici del Gruppo, risultanti dai Bilanci, dalla contabilità generale e gestionale, e di elaborazioni effettuale dal management, in accordo con quanto previsto dalle raccomandazioni contenute nel documento predisposto dall'ESMA, n. 1415 del 2015, così come recepite dalla Comunicazione CONSOB n. 0092543 del 3 dicembre 2015.
• gli Indicatori Alternativi di Performance non sono stati assoggettati ad alcuna attività di revisione e non devono essere interpretati come indicatori dell'andamento futuro del Gruppo;
• la modalità di determinazione degli Indicatori Alternativi di Performance, come precedentemente indicato, non è disciplinata dai principi contabili di riferimento per la predisposizione dei bilanci e quindi il criterio applicato dal Gruppo per la relativa determinazione potrebbe non essere omogeneo con quello adottato da altri gruppi; pertanto gli Indicatori Alternativi di Performance rappresentati dall'Emittente potrebbero non essere comparabili con quelli eventualmente presentati da altri gruppi.
• Il management valuta gli andamenti economico gestionali utilizzando misure che escludono delle componenti reddituali significative aventi natura non usuale (special items), ritenendo che tali misure di performance permettano un'analisi dell'andamento dei business più immediata, assicurando una migliore comparabilità dei risultati. Tali componenti – special items - si riferiscono ad una serie di oneri e proventi che il management valuta non correlati alla gestione industriale e sono declinati rispettivamente al lordo ed al netto dell'effetto fiscale.

Di seguito sono riportati gli indicatori alternativi di performance contenuti nella presente relazione finanziaria semestrale, contestualmente con la riconciliazione dei relativi importi:

i Ricavi Operativi adjusted sono i ricavi operativi, come previsti negli schemi di Bilancio, al netto delle componenti reddituali significative aventi natura non usuale (special items);

gli Altri Ricavi adjusted sono gli Altri ricavi, come previsti negli schemi di Bilancio, al netto delle componenti reddituali significative aventi natura non usuale (special items);

Il Margine Operativo Lordo (EBITDA) è rappresentato dal risultato operativo al lordo degli ammortamenti e svalutazioni. L'EBITDA così definito rappresenta una misura utilizzata dal management per monitorare e valutare l'andamento operativo della stessa.

il Margine Operativo Lordo (EBITDA) adjusted il margine operativo lordo, come sopra definito, al netto delle componenti reddituali significative aventi natura non usuale (special items);

L'EBITDA Margin è un indicatore della performance operativa calcolato rapportando il Margine operativo lordo adjusted e i Ricavi della gestione caratteristica di ogni singolo business;

il Risultato operativo netto (EBIT) adjusted è il risultato operativo netto, indicato esplicitamente come subtotale negli schemi di Bilancio, al netto delle componenti reddituali significative aventi natura non usuale (special items) e con la riclassifica degli impatti legati all'applicazione dell'IFRS 16;

L'indebitamento finanziario è determinato in base alle indicazioni dell'ESMA contenute nel paragrafo 175 degli "Orientamenti in materia di obblighi di informativa ai sensi del regolamento sul prospetto" (04/03/2021 | ESMA32-382-1138). L'indebitamento finanziario non è identificato come misura contabile nell'ambito degli IFRS.

L'indebitamento finanziario (al netto dei derivati) è calcolato come indebitamento finanziario, escluso il valore equo degli strumenti finanziari di copertura correnti e non correnti.

L'indebitamento finanziario contabile è calcolato come somma delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti, delle attività finanziarie correnti e non correnti, dei crediti finanziari e delle altre attività finanziarie non correnti, delle passività finanziarie correnti e non correnti, del valore equo degli strumenti finanziari di copertura e delle altre attività finanziarie non correnti, al netto dell'indebitamento finanziario risultante dalle attività destinate ad essere cedute. L'indebitamento finanziario contabile non è identificato come misura contabile nell'ambito degli IFRS. Il criterio di determinazione applicato da Alerion potrebbe non essere omogeneo con quello adottato da altri gruppi e, pertanto, il saldo ottenuto da Alerion potrebbe non essere comparabile con quello determinato da questi ultimi.

L'indebitamento finanziario contabile (al netto dei derivati) è calcolato come indebitamento finanziario contabile escluso il valore equo degli strumenti finanziari di copertura correnti e non correnti. Peraltro, si osserva che l'indebitamento finanziario (esclusi derivati) è riportato anche in quanto rilevante ai fini della determinazione dei parametri finanziari come previsto nel regolamento dei quattro prestiti obbligazionari emessi dal Gruppo rispettivamente il 19 dicembre 2019, il 3 novembre 2021, il 17 maggio 2022 ed il 12 dicembre 2023 in linea con i criteri di cui al "Green-Bond Framework" adottato dalla Società.

L'indebitamento finanziario Lordo è calcolato come somma delle passività finanziarie correnti e non correnti, del valore equo degli strumenti finanziari. L'indebitamento finanziario contabile non è identificato come misura contabile nell'ambito degli IFRS. Il criterio di determinazione applicato da Alerion potrebbe non essere omogeneo con quello adottato da altri gruppi e, pertanto, il saldo ottenuto da Alerion potrebbe non essere comparabile con quello determinato da questi ultimi.

Il Capitale Investito Netto è calcolato come somma algebrica delle Immobilizzazioni e delle Attività e Passività non finanziarie.

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

• proventi ed oneri legati ad eventi il cui accadimento risulta non ricorrente, ovvero quelle operazioni che non si ripetono nel consueto svolgimento dell'attività;
• proventi ed oneri legati ad eventi non caratteristici della normale attività del business, quali gli oneri di ristrutturazione e ambientali;
• plusvalenze e minusvalenze legate alla dismissione di asset che non appartengono espressamente a strategie di business messe in atto dal management ;

• le svalutazioni significative rilevate sugli asset a seguito degli impairment test;
• i proventi e gli oneri relativi alla quota inefficace dei derivati sui tassi di interesse classificati di copertura.

	I Semestre	I Semestre
Special Items (milioni di euro)	2024	2023
Altri ricavi - plusvalenza da dismissione asset		(13,9)	a
Ammortamenti e svalutazioni - svalutazione da impairment test		16,9	b
Proventi (oneri) finanziari - provento da rivalutazione IFRS 3		(22,9)	c
Proventi (oneri) finanziari - quota inefficace dei derivati sui tassi di interesse	(0,3)	0	d
Effetto fiscale correttivo	0,1	(4,8)
Totale Special Items	(0,2)	(24,7)

• a La voce Altri Ricavi nel primo semestre 2023 includeva la plusvalenza realizzata per l'operazione di cessione della quota di minoranza nella partecipata Andromeda Wind S.r.l., pari a circa 13,9 milioni di euro;
• b la voce Ammortamenti e Svalutazioni al 30 giugno 2023 includeva l'adeguamento della valutazione delle attività nette, iscritte a seguito dell'operazione di acquisizione perfezionata con RWE nel corso del primo trimestre 2023, per 16,9 milioni di euro a seguito delle procedure di impairment test svolte al 30 giugno 2023;
• c la voce Proventi (oneri) finanziari include gli effetti dell'operazione di acquisizione perfezionata con RWE nel corso del primo trimestre 2023, in cui è stato rilevato un provento di 22,8 milioni di euro per la rivalutazione delle attività nette già di pertinenza del Gruppo al fair value determinato in sede di acquisto del restante 51%;
• d la voce Proventi (oneri) finanziari include alla quota inefficace dei derivati sui tassi di interesse classificati di copertura

Gli effetti sopra descritti hanno comportato anche la rilevazione degli effetti fiscali correlati.

CONSOLIDATO ALERION - Conto Economico riclassificato Reported			Adjusted
	I Semestre		I Semestre
(Valori in Milioni di Euro)	2024	Special items	2024
Ricavi operativi	81,5	0,0	81,5
Altri ricavi	9,8	0,0	9,8
Ricavi	91,3	0,0	91,3
Costo delle risorse umane	(6,5)	0,0	(6,5)
Altri costi operativi	(19,9)	0,0	(19,9)
Costi operativi	(26,4)	0,0	(26,4)
Risultati di partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio		0,0	0,9
netto	0,9
Margine Operativo Lordo (EBITDA)	65,8	0,0	65,8
Ammortamenti e svalutazioni	(26,9)	0,0	(26,9)
Risultato Operativo (EBIT)	38,9	0,0	38,9
Proventi (oneri) finanziari	(10,8)	(0,3)	(11,1)
Risultato ante imposte (EBT)	28,1	(0,3)	27,8
Imposte	(10,2)	0,1	(10,1)
Risultato Netto	17,9	(0,2)	17,7
Utile (Perdita) di competenza di terzi	0,3	0,0	0,3
Risultato Netto di Gruppo	17,6	(0,2)	17,4

CONSOLIDATO ALERION - Conto Economico riclassificato	Reported		Adjusted
(Valori in Milioni di Euro)	I Semestre		I Semestre
	2023	Special items	2023
Ricavi operativi	86,4	0,0	86,4
Altri ricavi	25,1	(13,9)	11,2
Ricavi	111,5	(13,9)	97,6
Costo delle risorse umane	(4,9)	0,0	(4,9)
Altri costi operativi	(20,7)	0,0	(20,7)
Costi operativi	(25,6)	0,0	(25,6)
Risultati di partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio	2,1	0,0	2,1
netto
Margine Operativo Lordo (EBITDA)	88,0	(13,9)	74,1
Ammortamenti e svalutazioni	(42,4)	16,9	(25,5)
Risultato Operativo (EBIT)	45,6	3,0	48,6
Proventi (oneri) finanziari	14,2	(22,9)	(8,7)
Risultato ante imposte (EBT)	59,8	(19,9)	39,9
Imposte	(9,3)	(4,8)	(14,1)
Risultato Netto	50,5	(24,7)	25,8
Utile (Perdita) di competenza di terzi	0,4	0,0	0,4
Risultato Netto di Gruppo	50,1	(24,7)	25,4

EVENTI SOCIETARI

Si rimanda a quanto descritto nel paragrafo "Fatti di Rilievo avvenuti nel corso dell'esercizio".

OPERAZIONI CON PARTI CORRELATE E INFRAGRUPPO

Le informazioni sui rapporti con parti correlate richieste dalla Comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006 sono presentate nei relativi paragrafi della presente relazione.

In ottemperanza alle comunicazioni Consob del 20 febbraio 1997, del 27 febbraio 1998, del 31 dicembre 1998, del 31 dicembre 2002 e del 27 luglio 2006 nonché del successivo Regolamento Operazioni con Parti Correlate n. 17221 del 12 marzo 2010 e successive modifiche, si precisa che non si rilevano operazioni con parti correlate di carattere atipico e inusuale, estranee alla normale gestione d'impresa o tali da arrecare pregiudizio alla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo.

Termini e condizioni delle transazioni infragruppo

Alerion, nell'ambito della propria attività di holding, svolge nei confronti delle imprese del Gruppo il ruolo di coordinamento delle attività amministrative, gestionali, commerciali e di ottimizzazione delle risorse finanziarie. Nell'ambito di queste attività vengono poste in essere con le imprese controllate e collegate operazioni di prestazione di servizi. Tali rapporti, relativamente alle imprese controllate, vengono eliminati nell'ambito del bilancio consolidato. Esistono, inoltre, rapporti finanziari fra le società del Gruppo. I rapporti intrattenuti con le società controllate e partecipate sono regolati a condizioni di mercato, tenuto conto della natura dei servizi prestati. Tra le transazioni con società controllate o partecipate significative che generano effetti sul bilancio consolidato del Gruppo si segnala l'adesione delle società controllate al regime di tassazione del consolidato fiscale nazionale.

La Capogruppo riveste il ruolo di società consolidante. L'opzione consente alle società del gruppo aderenti di poter compensare i rispettivi risultati fiscali con un evidente beneficio non solo per le società, ma anche per il Gruppo nel suo complesso.

Le società aderenti al consolidato fiscale nazionale hanno sottoscritto un accordo al fine di disciplinare e specificare gli adempimenti, gli obblighi e le responsabilità che reciprocamente conseguono all'adesione a tale regime. In particolare, precise disposizioni sono volte ad assicurare che la partecipazione al consolidato nazionale non comporti svantaggi economici e finanziari per le società consolidate rispetto alla situazione che le medesime società avrebbero ove non avessero aderito a tale regime, oppure se, avendone i requisiti, avessero esercitato l'opzione per la tassazione di gruppo con le proprie controllate.

FATTI DI RILIEVO AVVENUTI DOPO LA CHIUSURA DEL SEMESTRE E PREVEDIBILE EVOLUZIONE DELLA GESTIONE

Fatti di rilievo avvenuti dopo il 30 giugno 2024

In data 26 luglio 2024, Alerion Clean Power S.p.A., tramite la propria controllata Bioenergia S.r.l., società titolare di un progetto per la costruzione di un impianto eolico con potenza pari a 29,4 MW in provincia di Foggia, ha sottoscritto un contratto di fornitura per l'acquisto di 7 turbine eoliche GW155-4,2 con Goldwind Energy Italia S.r.l., società italiana del Gruppo Goldwind, leader mondiale nella produzione di turbine eoliche. Le parti hanno altresì sottoscritto un contratto di operation and maintenance a medio termine. A breve inizieranno i lavori di costruzione delle opere civili ed elettriche e si prevede la messa in esercizio dell'impianto nel secondo semestre 2025.

Prevedibile evoluzione della gestione

Nel corso del 2024 continuerà il programma di investimenti per la costruzione di nuovi impianti, sia eolici sia fotovoltaici, in particolare in Romania e in Italia. Proseguirà inoltre l'attività di sviluppo di nuova capacità rinnovabile, per accrescere la pipeline di progetti nelle varie aree geografiche di interesse del Gruppo, oltre che in Italia e Romania, anche in Spagna e Regno Unito. Si precisa inoltre che il Gruppo non prevede riflessi negativi sulla gestione operativa delle proprie attività derivanti dall'attuale conflitto bellico in Ucraina e dalla nuova crisi scaturita in Medio Oriente.

ALTRE INFORMAZIONI

Corporate Governance

Il Gruppo Alerion aderisce e si conforma al Codice di Corporate Governance approvato nel Gennaio 2020 dal Comitato per la Corporate Governance e promosso da Borsa Italiana S.p.A., con le integrazioni e gli adeguamenti conseguenti alle caratteristiche del Gruppo.

La "Relazione sul Governo Societario e sugli Assetti Proprietari" contiene una descrizione generale del sistema di corporate governance adottato dal Gruppo e riporta le informazioni sugli assetti proprietari e sull'adesione al Codice di Autodisciplina, ivi incluse le principali pratiche di governance applicate e le caratteristiche del sistema di gestione dei rischi e di controllo interno in relazione al processo di informativa finanziaria. La suddetta Relazione è disponibile sul sito internet www.alerion.it.

Distribuzione dividendi

Si segnala che l'Assemblea degli Azionisti di Alerion, tenutasi in data 22 aprile 2024, ha approvato la proposta di distribuzione di un dividendo da erogare con pagamento a partire dal 8 maggio 2024 con stacco in data 6 maggio 2024 della cedola n. 13, tramite l'utilizzo parziale di riserve, di euro 0,61 per ogni azione ordinaria in circolazione (al netto delle azioni proprie), al lordo o al netto delle ritenute fiscali a seconda del regime fiscale applicabile. Il pagamento del dividendo, per un importo complessivo pari a 32,7 milioni di euro, è avvenuto nei termini e con le modalità stabilite dall'Assemblea.

Attività di direzione e coordinamento

Si ricorda che a far data dal 7 maggio 2021 è venuta meno l'attività di direzione e coordinamento ex art. 2497 e ss. del Codice Civile da parte di Fri-El Green Power S.p.A. che, continuerà, pertanto, a esercitare le prerogative di azionista di controllo della Società.

Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario

Si segnala che la Società è esente dagli obblighi derivanti dal decreto legislativo 30 dicembre 2016, n. 254 che ha attuato nel nostro ordinamento la direttiva 2014/95/UE in materia di informazioni non finanziarie e di informazioni sulla diversità, in quanto, a livello individuale e a livello consolidato, il numero medio di dipendenti risulta inferiore a 500, non rientrando pertanto per dimensione tra le società di interesse pubblico quotate, banche e imprese di assicurazione soggette all'obbligo di redigere e pubblicare una dichiarazione, di natura individuale o consolidata, che contenga una serie di informazioni relative ai temi ambientali, sociali, attinenti al personale, al rispetto dei diritti umani, alla lotta contro la corruzione attiva e passiva.

Azioni proprie e azioni di società controllanti

Si informa che al 30 giugno 2024 la Società detiene n. 691.480 azioni proprie. Il numero si è incrementato rispetto alla chiusura del 2023 ed è corrispondente al 1,2751% del capitale sociale. Nell'ambito dell'autorizzazione all'acquisto deliberata dall'Assemblea degli Azionisti in data 22 aprile 2024, alla data del 30 luglio 2024 non sono state acquistate ulteriori azioni proprie.

Partecipazioni detenute da amministratori, sindaci, direttore generale e dirigenti con responsabilità strategiche

A seguito della delibera Consob n. 18079 del 20 gennaio 2012, che ha abrogato l'allegato 3C, le informazioni relative alle partecipazioni detenute dagli organi di amministrazione e controllo, dai direttori generali e dai dirigenti con responsabilità strategiche, sono contenute nella Relazione sulla Remunerazione, ex art. 123 ter T.U.F.

Esercizio dell'opzione di deroga rispetto agli obblighi informativi in occasione di operazioni straordinarie significative

Si segnala che il Consiglio di Amministrazione di Alerion Clean Power S.p.A. in data 30 gennaio 2013 ha deliberato di avvalersi 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, acquisizioni e cessioni.

Informazioni attinenti al personale

I dipendenti del Gruppo al 30 giugno 2024 risultano pari a 195 unità. Di seguito si riporta il dettaglio della composizione:

	Consistenza al 31.12.2023	Incrementi	Decrementi	Consistenza al 30.06.2024	Consistenza media del periodo
Dirigenti	4	0	0	4	4
Quadri e Impiegati	98	28	(8)	118	116
Operai	67	10	(4)	73	69
Totale dipendenti	169	38	(12)	195	189

Di seguito si forniscono le informazioni relative all'età media del personale ed alla sua formazione:

	Età media		Laureati
	Al 31.12.2023	Al 30.06.2024	Al 31.12.2023	Al 30.06.2024
Dirigenti	51	52	4	4
Quadri e Impiegati	38	38	71	86
Operai	34	34	0	0
Media	36,5	36,6	75	90

Sedi secondarie

Alerion Clean Power S.p.A. ha sede legale a Milano, in via Renato Fucini 4 ed una sede secondaria a Potenza (PZ), in via del Gallitello 221.

• Si segnala che in data 15 marzo 2022 si è proceduto all'apertura di un'ulteriore Unità Locale della società controllata Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l. sita a Bolzano (BZ) in via Museo nr. 33.
• Si segnala che a far data dal 1° agosto 2022 la società ha trasferito la propria sede legale e i propri uffici in Via Renato Fucini 4 – 20133 Milano.

BILANCIO CONSOLIDATO SEMESTRALE ABBREVIATO 2024

Bilancio consolidato semestrale abbreviato

Prospetti contabili consolidati	36
Note Esplicative	43
Attestazione del Bilancio Consolidato semestrale abbreviato	103
Relazione di revisione contabile limitata sul bilancio consolidato semestrale abbreviato	104

PROSPETTO DELLA SITUAZIONE PATRIMONIALE-FINANZIARIA CONSOLIDATA SEMESTRALE

ATTIVITÀ

			di cui		di cui
(valori in Euro migliaia)	Note	30.06.2024	Parti correlate	31.12.2023	Parti correlate
ATTIVITA' NON CORRENTI:
Attività immateriali	4	285.247		265.019
Attività materiali (immobili, impianti e macchinari)	5	610.323		591.771
Partecipazioni in joint venture ed imprese collegate	6	20.709		33.246
Crediti finanziari e altre attività finanziarie non correnti	18	15.473	14.041	14.994	12.868
Crediti non correnti per strumenti derivati	23	4.981		3.812
Crediti vari e altre attività non correnti	7	1.438		1.246
Attività per imposte anticipate	33	27.208		31.651
TOTALE ATTIVITA' NON CORRENTI		965.379		941.739
ATTIVITA' CORRENTI:
Rimanenze	8	12.988		10.561
Crediti commerciali	9	17.891	9.168	22.575	2.532
Crediti tributari	10	7.591		6.092
Crediti vari e altre attività correnti	11	44.177	3.702	33.087	5.791
Crediti finanziari e altre attività finanziarie correnti	19	69.799	132	68.218	230
Crediti correnti per strumenti derivati	23	1.915		9.439
Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti	20	300.542		343.162
TOTALE ATTIVITA' CORRENTI		454.903		493.134
TOTALE ATTIVITA'		1.420.282		1.434.873

PROSPETTO DELLA SITUAZIONE PATRIMONIALE-FINANZIARIA CONSOLIDATA SEMESTRALE

PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO

30.06.2024 293.113 6.075 845.899 151 1.487 48.856 11.705	di cui Parti correlate 22.905	31.12.2023 320.840 5.885 844.191 352 1.390 50.909 13.839	di cui Parti correlate 17.412
22.366	1.440	15.849	1.440
930.464		926.530
64.940		35.006	213
4.728		0
68.543	587	95.689	248
			4.101
190.630		181.618
		1.434.873
	40.339 12.080 1.121.094 1.420.282	5.070 964	34.446 16.477 1.108.148

CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO SEMESTRALE

(valori in Euro migliaia)	Note	I Semestre 2024	di cui Parti correlate	I Semestre 2023	di cui Parti correlate
Vendite energia elettrica		70.359	18.458	85.209
Ricavi da tariffa incentivante		11.183		1.167
Ricavi Operativi	27	81.542		86.376
Altri ricavi e proventi diversi	28	9.816	3.549	25.125	3.325
Totale Ricavi		91.358		111.501
Costi operativi
Costi del personale		6.521		4.867
Altri costi operativi		19.914	1.152	20.723	1.250
Accantonamenti per rischi		37		13
Totale Costi operativi	29	26.472		25.603
Variazione delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto		922		2.124
Ammortamenti		26.937		25.467
Svalutazioni e rettifiche di valore		0		16.921
Totale ammortamenti e svalutazioni	30	26.937		42.388
RISULTATO OPERATIVO		38.871		45.634
Proventi finanziari		8.663		4.542
Oneri finanziari		(19.657)		(13.205)
Proventi (oneri) finanziari	31	(10.994)	(465)	(8.663)	(253)
Proventi (oneri) da partecipazioni ed altre
attività finanziarie	32	214	198	22.876	97
RISULTATO ANTE IMPOSTE		28.091		59.847
Correnti		(4.392)		(13.236)
Differite		(5.759)		4.018
Imposte di periodo	33	(10.151)		(9.308)
RISULTATO NETTO DEL PERIODO		17.940		50.539
Attribuibile a:
Soci della Controllante	34	17.644		50.120
Interessenze di pertinenza di terzi		296		419
RISULTATO PER AZIONE
(ammontari in € per azione)
Base, per risultato netto del periodo attribuibile		0,33		0,93
agli azionisti ordinari della capogruppo
RISULTATO PER AZIONE DA ATTIVITA' DI
FUNZIONAMENTO
Base, per risultato netto del periodo derivante dall'attività di funzionamento attribuibile agli azionisti ordinari della capogruppo		0,33		0,93

CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO CONSOLIDATO SEMESTRALE

	I	I
	Semestre	Semestre
(valori in Euro migliaia)	2024	2023
RISULTATO NETTO DI PERIODO (A)	17.940	50.539
Utili/(perdite) da valutazione a fair value degli strumenti in Cash flow hedge	(11.155)	(12.033)
Effetto fiscale relativo agli utili/(perdite) da Cash flow hedge	3.141	3.324
Utili/(perdite) da valutazione a fair value degli strumenti in Cash flow hedge relativa a
partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	0	(166)
Effetto fiscale relativo agli utili/(perdite) da Cash flow hedge relativo a partecipazioni	0	40
valutate con il metodo del patrimonio netto
Utili/(perdite) da valutazione a fair value di attività finanziarie valutate al fair value	(1.085)	87
rilevato tra le altre componenti di conto economico complessivo
Effetto fiscale relativo agli utili/(perdite) da valutazione a fair value di attività
finanziarie valutate al fair value rilevato tra le altre componenti di conto economico	303	(24)
complessivo
Totale Altri utili/(perdite) complessivi che potrebbero essere riclassificati a conto economico, al netto dell'effetto fiscale (b1)	(8.796)	(8.772)
Utili/(perdite) attuariali da piani a benefici definiti rilevati in conformità con lo IAS 19	86	24
Effetto fiscale relativo agli Utili/(perdite) attuariali (IAS 19)	(24)	(7)
Totale Altri utili/(perdite) complessivi che non saranno successivamente riclassificati
a conto economico, al netto dell'effetto fiscale (b2)	62	17
Totale Altri utili/(perdite) complessivi al netto dell'effetto fiscale (b1) + (b2) = (B)	(8.734)	(8.755)
TOTALE UTILE/(PERDITA) COMPLESSIVO (A) + (B)	9.206	41.784
Attribuibile ai Soci della Controllante	8.910	41.365
Attribuibile a Interessenze di pertinenza di terzi	296	419
TOTALE UTILE/(PERDITA) COMPLESSIVO	9.206	41.784

RENDICONTO FINANZIARIO CONSOLIDATO SEMESTRALE

		I Semestre	di cui	I Semestre	di cui
			Parti		Parti
(valori in Euro migliaia)	Note	2024	correlate	2023	correlate
A. Flussi finanziari dell'attività operativa
Utile (perdita) del periodo attribuibile a:
Soci della Controllante		17.644		50.120
Interessenze di pertinenze di terzi		296		419
Rettifiche per: Ammortamenti e svalutazioni	30
(Proventi) / Oneri finanziari e da partecipazioni	31 32	26.937		42.388
Imposte correnti del periodo	33	10.780		(14.213)
		4.392		13.326
Variazione delle part.ni valutate con il metodo del patrimonio netto Proventi da alienazione di partecipazioni in imprese controllate e		(922)		(2.124)
collegate		0		(13.926)
Pagamenti basati su azioni		300		111
Incremento (decremento) fondo trattamento di fine rapporto	24	183		105
Incremento (decremento) fondo rischi ed oneri	25	(2.384)		(197)
Incremento (decremento) imposte differite	33	5.807		(3.717)
Totale flussi finanziari da gestione corrente		63.033		72.292
(Incremento) decremento delle rimanenze	8	(2.427)		(1.337)
(Incremento) decremento dei crediti commerciali ed altre attività	9 10 11	(10.220)	(6.515)	(1.983)	4.895
Incremento (decremento) dei debiti commerciali ed altre passività	13 14	(31.796)	(2.798)	(8.913)	745
Imposte sul reddito corrisposte	15 33	2.884		7.923
Totale flussi finanziari da variazione circolante		(41.559)		(4.310)
Totale flussi finanziari da attività operativa		21.474		67.982
B. Flussi finanziari da attività di investimento
Liquidità acquisita tramite l'Aggregazione Aziendale		0		13.268
Corrispettivo pagato per l'Aggregazione Aziendale		0		(44.296)
Corrispettivo pagato per l'acquisto di partecipazioni in imprese
controllate		(5.617)		0
Corrispettivo incassato dalla vendita di partecipazioni in imprese
controllate o collegate		0		26.483
(Investimenti) disinvestimenti in immobilizzazioni immateriali	4	(11.224)		(7.496)
(Investimenti) disinvestimenti in immobilizzazioni materiali	5	(31.399)		(26.308)
Investimenti in immobilizzazioni materiali	5	4.339		0
Dividendi incassati da part.ni valutate con il metodo del patrimonio	6	5.077		1.851
netto Totale flussi finanziari da attività di investimento		(38.824)		(36.498)
C. Flussi finanziari da attività di finanziamento
Variazione netta dei debiti /crediti finanziari	18 19 21 22	2.740		(2.014)
Variazione netta delle passività per Lease	21 22	644		810
(Decremento) debiti vs. banche	21 22	(22.916)		(16.118)
Incremento debiti vs. banche	21 22	42.800		40.000
Acquisto di Azioni Proprie	16	(4.287)		(3.624)
Dividendi corrisposti	16	(32.919)		(35.056)
Oneri finanziari corrisposti	31	(11.332)		(5.606)
Totale flussi finanziari da attività di finanziamento		(25.270)		(21.608)
D. Flussi finanziari del periodo (A+B+C)		(42.620)		9.876
E. Disponibilità liquide all'inizio del periodo	20	343.162		226.609
F. Disponibilità liquide alla fine del periodo (D+E)	20	300.542		236.485

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DI PATRIMONIO NETTO CONSOLIDATO SEMESTRALE

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DI PATRIMONIO NETTO CONSOLIDATO

Periodo di 6 mesi chiuso al 30 giugno 2024

	Capitale sociale	Riserva azioni proprie	Riserva sovrappre zzo	Riserve di risultato	Riserva di Cash flow hedge	Patrimoni o netto attribuibil e ai Soci della controllan te	Interesse nze di pertinenz a di terzi	Totale patrimoni o netto
Saldo al 01 gennaio 2024	161.137	(12.582)	21.400	141.249	9.636	320.840	5.885	326.725
Risultato netto del periodo	0	0	0	17.644	0	17.644	296	17.940
Altri utili (perdite) complessivi	0	0	0	(720)	(8.014)	(8.734)	0	(8.734)
Totale Utile/(perdita) complessiva	0	0	0	16.924	(8.014)	8.910	296	9.206
Dividendi accertati e/o distribuiti	0	0	0	(32.658)	0	(32.658)	(106)	(32.764)
Acquisti di azioni proprie	0	(4.287)	0	0	0	(4.287)	0	(4.287)
Assegnazione di azioni proprie	0	267	0	(267)	0	0	0	0
Riserva piani di incentivazione basati su azioni	0	0	0	300	0	300	0	300
Altre variazioni	0	0	0	8	0	8	0	8
Saldo al 30 giugno 2024	161.137	(16.602)	21.400	125.556	1.622	293.113	6.075	299.188

Per le informazioni relative alle singole voci si veda la nota "16" "Patrimonio Netto".

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DI PATRIMONIO NETTO CONSOLIDATO

Periodo di 6 mesi chiuso al 30 giugno 2023

	Capitale sociale	Riserva azioni proprie	Riserva sovrappre zzo	Riserve di risultato	Riserva di Cash flow hedge	Patrimoni o netto attribuibil e ai Soci della controllan te	Interesse nze di pertinenz a di terzi	Totale patrimoni o netto
Saldo al 01 gennaio 2023	161.137	(5.316)	21.400	106.422	15.143	298.786	6.212	304.998
Risultato netto del periodo	0	0	0	50.120	0	50.120	419	50.539
Altri utili (perdite) complessivi	0	0	0	80	(8.709)	(8.629)	0	(8.629)
Altri utili (perdite) complessivi da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	0	0	0	0	(126)	(126)	0	(126)
Totale Utile/(perdita) complessiva	0	0	0	50.200	(8.835)	41.365	419	41.784
Dividendi accertati e/o distribuiti	0	0	0	(35.039)	0	(35.039)	(746)	(35.785)
Acquisti di azioni proprie	0	(3.624)	0	0	0	(3.624)	0	(3.624)
Assegnazione di azioni proprie	0	522	0	(552)	0	30	0	(30)
Riserva piani di incentivazione basati su azioni	0	0	0	141	0	141	0	141
Altre variazioni	0	0	0	106	0	106	(7)	99
Saldo al 30 giugno 2023	161.137	(8.418)	21.400	121.278	6.308	301.705	5.878	307.583

NOTE ESPLICATIVE

1. INFORMAZIONI SOCIETARIE

La capogruppo Alerion Clean Power S.p.A. (di seguito "Capogruppo" o "Alerion") è un ente giuridico organizzato secondo l'ordinamento della Repubblica Italiana. Le azioni ordinarie di Alerion sono quotate sul circuito telematico della Borsa di Milano – (EURONEXT Milan). La sede del gruppo Alerion (di seguito "Gruppo Alerion" o "Gruppo") è a Milano in via Renato Fucini 4.

Il presente bilancio consolidato semestrale abbreviato è redatto secondo lo IAS 34 con le integrazioni di informativa ritenute utili per una più chiara comprensione della situazione economica, patrimoniale e finanziaria relativa al primo semestre 2023. Per tale motivo il presente bilancio non comprende tutte le informazioni integrative richieste nel bilancio annuale e deve essere letta congiuntamente con il bilancio consolidato del Gruppo al 31 dicembre 2023.

Il Gruppo opera nel settore della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, in particolare nel settore eolico ed in quello fotovoltaico.

La pubblicazione del bilancio consolidato abbreviato al 30 giugno 2024 è stata autorizzata con delibera degli amministratori del 30 luglio 2024.

2. CRITERI DI REDAZIONE

Il bilancio consolidato è redatto sul presupposto della continuità aziendale. Il Gruppo, infatti, ha valutato che, pur nel contesto di generale incertezza e volatilità dei mercati finanziari, non sussistono significative incertezze (come definite dal par. 24 del Principio IAS 1) sulla continuità aziendale, non avendo la gestione operativa del Gruppo risentito di particolari fenomeni in maniera significativa ed essendo la produzione di energia elettrica un'attività di pubblica utilità, per tale motivo non soggetta a riduzione dell'operatività.

Si segnala che taluni processi valutativi, in particolare quelli più complessi quali la determinazione di eventuali perdite di valore di attività non correnti, sono generalmente effettuati in modo completo solo in sede di predisposizione del bilancio annuale, allorquando sono disponibili tutte le informazioni necessarie, salvo il caso in cui vi siano indicatori di impairment che richiedano una immediata valutazione di eventuali perdite di valore.

I prospetti di bilancio sono redatti secondo le seguenti modalità:

• Nel prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria consolidata sono esposte separatamente le attività correnti e non correnti e le passività correnti e non correnti.
• Nel Conto economico l'analisi dei costi è effettuata in base alla natura degli stessi, in quanto il Gruppo ha ritenuto tale forma più rappresentativa rispetto alla presentazione dei costi per destinazione.
• Il Rendiconto finanziario è stato redatto utilizzando il metodo indiretto.

Si precisa che in riferimento a quanto richiesto dalla Delibera Consob n. 15519 del 27 luglio 2006 in merito ai prospetti di bilancio sono stati inseriti specifici schemi supplementari con evidenza dei rapporti significativi con "Parti correlate".

I valori esposti nei prospetti contabili e nelle note illustrative, laddove non diversamente indicato, sono espressi in migliaia di euro.

2.1 VALUTAZIONI DISCREZIONALI E STIME CONTABILI SIGNIFICATIVE

La redazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato richiede l'effettuazione di stime e di assunzioni che hanno effetto sui valori delle attività e delle passività di bilancio e sull'informativa relativa ad attività e passività potenziali alla data del bilancio. I risultati a consuntivo potrebbero differire dalle stime effettuate che si basano su dati che riflettono lo stato attuale delle informazioni disponibili. Le stime sono utilizzate per rilevare gli accantonamenti per rischi su crediti, svalutazioni di attivo, imposte correnti e differite, altri accantonamenti e fondi. Le stime e le assunzioni sono riviste periodicamente e gli effetti di ogni variazione sono riflesse immediatamente a conto economico. Per una più ampia descrizione dei processi valutativi più rilevanti per il Gruppo, si rinvia al capitolo "Valutazioni discrezionali e stime contabili significative" del Bilancio consolidato al 31 dicembre 2023.

In merito alla valutazione delle attività finanziarie ed alla determinazione delle perdite attese sulle stesse, in ragione della natura delle attività finanziarie detenute dal Gruppo relative principalmente a disponibilità liquide, crediti verso il Gestore dei Servizi Energetici per il riconoscimento della tariffa incentivante e crediti verso l'Erario per IVA, non si rilevano particolari rischi derivanti dalle incertezze sopra definite.

Il bilancio consolidato semestrale abbreviato è redatto sul presupposto della continuità aziendale. Il Gruppo, infatti, ha valutato che, pur nel contesto di generale incertezza e volatilità dei mercati finanziari connesso sia in considerazione del perdurante conflitto tra Ucraina e Russia che ha ulteriormente aumento il livello di incertezza sui mercati internazionali che delle dinamiche geopolitiche attualmente in corso, non sussistono significative incertezze (come definite dal par. 24 del Principio IAS 1) sulla continuità aziendale, non avendo la gestione operativa del Gruppo risentito di tali fenomeni ed essendo la produzione di energia elettrica un'attività di pubblica utilità, per tale motivo non soggetta a riduzione dell'operatività.

***

I principi contabili adottati nella redazione della Relazione finanziaria semestrale consolidata sono conformi con quelli utilizzati per la redazione del bilancio annuale del Gruppo per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2023 ad eccezione dei principi contabili, emendamenti e interpretazioni che sono stati applicati per la prima volta dal Gruppo a partire dal 1° gennaio 2024, descritti in seguito.

2.2 MODIFICHE E NUOVI PRINCIPI ED INTERPRETAZIONI

PRINCIPI CONTABILI, EMENDAMENTI ED INTERPRETAZIONI IFRS APPLICATI DAL 1° GENNAIO 2024

I seguenti principi contabili, emendamenti e interpretazioni IFRS sono stati applicati per la prima volta dal Gruppo a partire dal 1° gennaio 2024:

• In data 23 gennaio 2020 lo IASB ha pubblicato un emendamento denominato "Amendments to IAS 1 Presentation of Financial Statements: Classification of Liabilities as Current or Noncurrent" ed in data 31 ottobre 2022 ha pubblicato un emendamento denominato "Amendments to IAS 1 Presentation of Financial Statements: Non-Current Liabilities with Covenants". I documenti hanno l'obiettivo di chiarire come classificare i debiti e le altre passività a breve o lungo termine. Gli amministratori non si attendono un effetto significativo nel bilancio consolidato del Gruppo dall'adozione di tale emendamento.
• In data 22 settembre 2022 lo IASB ha pubblicato un emendamento denominato "Amendments to IFRS 16 Leases: Lease Liability in a Sale and Leaseback". Il documento richiede al venditorelessee di valutare la passività per il lease riveniente da una transazione di sale & leaseback in modo da non rilevare un provento o una perdita che si riferiscano al diritto d'uso trattenuto. Gli amministratori non si attendono un effetto significativo nel bilancio consolidato del Gruppo dall'adozione di tale emendamento.
• Con il Regolamento (UE) n. 2024/1317 del 15 maggio 2024, la Commissione Europea ha omologato ("endorsed") il documento "Accordi di finanziamento per le forniture (Modifiche allo IAS 7 Rendiconto finanziario e all'IFRS 7 Strumenti finanziari: informazioni integrative)", pubblicato dallo IASB Board il 25 maggio 2023. Le modifiche allo IAS 7 e all'IFRS 7 introducono dei nuovi obblighi informativi con riferimento agli accordi di finanziamento per le forniture al fine di consentire agli utilizzatori del bilancio di valutare gli effetti di tali accordi sulle passività, sui flussi finanziari dell'entità nonché sull'esposizione dell'entità al rischio di liquidità.

PRINCIPI CONTABILI, EMENDAMENTI ED INTERPRETAZIONI IFRS NON ANCORA OMOLOGATI DALL'UNIONE EUROPEA

Titolo Documento	Data pubblicazione	Entrata in Vigore	Regolamento UE
Assenza di scambiabilità (Modifiche allo IAS 21)	15 ago 2023	1 gen 2025	Omologazione in corso
Modifica alla classificazione e valutazione degli strumenti finanziari (Modifiche all'IFRS 9 e IFRS 7)	30 mag 2024	1 gen 2026	Omologazione in corso
IFRS 18 Presentazione e informazioni integrative nel bilancio	9 apr 2024	1 gen 2027	Omologazione in corso
IFRS 19 Entità controllate senza 'public accountability': informazioni integrative	9 mag 2024	1 gen 2027	Omologazione non ancora attivata

3. AREA DI CONSOLIDAMENTO

Si segnala la variazione del perimetro di consolidamento rispetto al 31 dicembre 2023 per effetto delle seguenti operazioni:

ITALIA

• Agira S.r.l.: in data 19 gennaio 2024 è stata costituita la società, controllata al 100% da Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l.
• Alerion Sant'Agata S.r.l.: in data 17 maggio 2024 è stata costituita la società, controllata al 100% da Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l.
• Bioenergia S.r.l.: A far data 31 maggio 2024 il gruppo Alerion ha acquisito la totalità delle quote della società, di cui precedentemente il gruppo deteneva il 50%. A partire dal 31 maggio 2024 il gruppo detiene il 100% delle quote della società: il 50% delle quote detenute da Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l. (già detenute in precedenza) il 50% delle quote detenute da Naonis Wind S.r.l. (oggetto del nuovo acquisto) La società passa pertanto dal consolidamento ad equity al consolidamento integrale.
• Alerion Gavorrano S.r.l.: in data 5 giugno 2024 è stata costituita la società, controllata al 100% da Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l.
• Generai S.r.l.: A far data 7 giugno 2024 il gruppo Alerion ha acquisito la totalità delle quote della società, di cui precedentemente il gruppo deteneva il 50%. A partire dal 7 giugno 2024 il gruppo detiene il 100% delle quote della società: il 50% delle quote detenute da Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l. (già detenute in precedenza) il 50% delle quote detenute da Naonis Wind S.r.l. (oggetto del nuovo acquisto)

ROMANIA

• Vulturu Power Park S.r.l.: a far data 15 febbraio 2024 il gruppo Alerion ha acquisito la totalità delle quote della società, di cui precedentemente il gruppo deteneva il 45%. A partire dal 15 febbraio 2024 il gruppo detiene il 100% delle quote della società, interamente detenute da Alerion Energy RO S.r.l. La società passa pertanto dal consolidamento ad equity al consolidamento integrale.
• Vulturu Wind Farm S.r.l.: a far data 15 febbraio 2024 il gruppo Alerion ha acquisito la totalità delle quote della società, di cui precedentemente il gruppo deteneva il 45%. A partire dal 15 febbraio 2024 il gruppo detiene il 100% delle quote della società, interamente detenute da Alerion Energy RO S.r.l. La società passa pertanto dal consolidamento ad equity al consolidamento integrale.
• Pasubio S.r.l.: data 16 febbraio 2024 il gruppo ha acquisito il 100% delle quote; la società è controllata al 100% da Alerion Energy RO S.r.l.
• Conti Energie Verde S.r.l.: data 30 maggio 2024 il gruppo ha acquisito il 100% delle quote; la società è controllata al 100% da Alerion Energy RO S.r.l
• Energo Windprod S.r.l.: a far data 26 giugno 2024 il gruppo Alerion ha acquisito la totalità delle quote della società, di cui precedentemente il gruppo deteneva il 45%.

A partire dal 26 giugno 2024 il gruppo detiene il 100% delle quote della società, interamente detenute da Alerion Energy RO S.r.l. La società passa pertanto dal consolidamento ad equity al consolidamento integrale.

Si riportano di seguito i valori delle valute del Gruppo al 30 giugno 2024:

	I Semestre 2024	al 30 giugno 2024	I Semestre 2023	al 31 dicembre 2023
	Medi	Puntuali	Medi	Puntuali
RON Nuovo Leu - (Romania)	4,9743	4,9773	4,9342	4,9756
Nuovo Lev Bulgaria	1,9558	1,9558	1,9558	1,9558
Sterlina britannica	0,8547	0,8464	0,8764	0,8691

Nella tabella seguente si riporta l'area di consolidamento al 30 giugno 2024.

Denominazione	Sede	Capitale sociale (/000)		% di possesso	Impresa diretta detentrice della partecipazione indiretta
			diretto	indirett o
Società controllate consolidate secondo il metodo integrale
- Alerion Clean Power S.p.A.	Milano - Via Renato Fucini 4	161.137	-
- Alerion Real Estate S.r.l. in liquidazione	Milano - Via Renato Fucini 4	90	100,00
- Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l.	Milano - Via Renato Fucini 4	100	100,00
- Alerion Bioenergy S.r.l. in liquidazione	Milano - Via Renato Fucini 4	10	100,00
- Frie-el Albareto S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	10	100,00
- Eolica PM S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	20	100,00
- Green Energy Sardegna S.r.l.	Milano - Via Renato Fucini 4	10	100,00
- Alerion Spain S.L.	Calle Angli, 31 – 08017 Barcelona, Spagna	100	51,00
- Comiolica SLU	Calle Angli, 31 – 08017 Barcelona, Spagna	2.500		100,00	Alerion Spain S.L.
- Alerion Iberia SL	Calle Angli, 31 – 08017 Barcelona, Spagna	50	100,00
- Fri-el Ichnusa S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	10	100,00
- Fri-el Campidano S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	100		100,00	Fri-el Ichnusa S.r.l.
- Fri-el Nulvi Holding S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	3.000	90,00
- Fri-El Anglona S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	100		100,00	Fri-el Nulvi Holding S.r.l.
- FW Holding S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	100	100,00
- Fri-el Basento S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	10		100,00	FW Holding S.r.l.
- Fri-el Ricigliano S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	10		100,00	FW Holding S.r.l.
- Fri-el Grottole S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	50		100,00	Fri-el Basento S.r.l.
- Anemos wind S.r.l.	Milano - Via Renato Fucini 4	50	100,00
- Ordona Energia S.r.l.	Milano - Via Renato Fucini 4	435	100,00
- Callari S.r.l.	Milano - Via Renato Fucini 4	1.000	100,00
- Minerva S.r.l.	Milano - Via Renato Fucini 4	14	100,00
- Eolo S.r.l.	Milano - Via Renato Fucini 4	750	100,00
- Parco Eolico Licodia Eubea S.r.l.	Milano - Via Renato Fucini 4	100	80,00
- Dotto S.r.l.	Milano - Via Renato Fucini 4	10	100,00
- Wind Power Sud S.r.l	Milano - Via Renato Fucini 4	10	100,00
- Renergy San Marco S.r.l.	Milano - Via Renato Fucini 4	108	100,00
- Krupen Wind S.r.l.	Milano - Via Renato Fucini 4	10	100,00
- Enermac S.r.l.	Milano - Via Renato Fucini 4	40	100,00
- Fucini4 S.r.l.	Milano - Via Renato Fucini 4	10	100,00
- Auseu-Borod Wind Farm S.r.l. in liquidazione	Oradea - Cetatii Square no. 1, 4th floor, Bihor County	0,2 RON		100,00	Alerion Romania S.A.
- Alerion Romania S.A. in liquidazione	Oradea - Cetatii Square no. 1, 4th floor, Bihor County	100 RON	95,00
				5,00	Alerion Bioenergy S.r.l. in liquidazione
- Draghiescu Partners S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	0,3 RON		90,00	Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l.
- Alerion Bulgaria OOD	Sofia - 6th Septemvri Str., 6A, Sredetz Region	90 LEV	92,50
- Wind Energy OOD	Sofia - 6th Septemvri Str., 6A	2.375 LEV		51,00	Krupen Wind S.r.l.
- Wind Stream OOD	Sofia - 6th Septemvri Str., 6A	2.319 LEV		51,00	Krupen Wind S.r.l.
- Wind Systems OOD	Sofia - 6th Septemvri Str., 6A	2.290 LEV		51,00	Krupen Wind S.r.l.
- Wind Power 2 OOD	Sofia - 6th Septemvri Str., 6A	2.312 LEV		51,00	Krupen Wind S.r.l.
- Naonis Wind S.r.l.	Milano - Via Renato Fucini 4	20	100,00
- Alerion Energy RO S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	10 RON	100,00
- Alerion Renewable RO S.r.l.	Bucarest, Strada Popa Petre n. 5, Corpo B, Piano 4, Ufficio 411, Settore 2	75.770 RON	51,00
- Fravort S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	1 RON		100,00	Alerion Energy RO S.r.l.
- Tremalzo S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	1 RON		100,00	Alerion Energy RO S.r.l.
- Green Fotovoltaic Parc S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	1 RON		100,00	Alerion Energy RO S.r.l.
- Solar Live Energy S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	1 RON		100,00	Alerion Energy RO S.r.l.
- Inspire Parc Solar S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	1 RON		100,00	Alerion Energy RO S.r.l.
- Conti Green Projects S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	4,2 RON		100,00	Alerion Energy RO S.r.l.
- Cevedale S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	1 RON		100,00	Alerion Energy RO S.r.l.
- Cavignon S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	1 RON		100,00	Alerion Energy RO S.r.l.
- Presenella S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	1 RON		100,00	Alerion Energy RO S.r.l.
- Vermiglio S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	1 RON		100,00	Alerion Energy RO S.r.l.
- Vigolana S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	1 RON		100,00	Alerion Energy RO S.r.l.
- Alerion RO Todiresti S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	50 RON		100,00	Alerion Energy RO S.r.l.
- Fradusta S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	1 RON		100,00	Alerion Renewable RO S.r.l.

- Litegosa S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	1 RON		100,00	Alerion Renewable RO S.r.l.
- Brunale S.r.l.	Milano - Via Renato Fucini 4	1		100,00	Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l.
- Lagorai S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	1 RON		100,00	Alerion Renewable RO S.r.l.
- Rienza S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	1 RON		100,00	Alerion Renewable RO S.r.l.
- Passirio S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	1 RON		100,00	Alerion Renewable RO S.r.l.
- Plose S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	1 RON		100,00	Alerion Energy RO S.r.l.
- Alerion Investments S.r.l.	Milano - Via Renato Fucini 4	10	100,00
- Alerion UK Ltd.	Liverpool, Gateway Hjouse, Old Hall Road, Bromborough, Wirral, Regno Unito	0,001 GBP	100,00
- Alerion Service S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	100	100,00
- Alerion Seddanus S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	10	100,00
- Fri-El Guardionara S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	10	100,00
- Fri-El Anzi S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	50	100,00
- Ambiez S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	1 RON		100,00	Alerion Energy RO S.r.l.
- Sass Maor S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	1 RON		100,00	Alerion Energy RO S.r.l.
- Alerion Service RO S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	10		100,00	Alerion Service S.r.l.
- Bisalta S.r.l.	Timisoara, Piata Victoriei nr.7, camera 3, scara D, etaj 6, apartament 21, Judetul Timis	0,5 RON		86,00	Alerion Energy RO S.r.l.
- Alerion Ireland Ltd.	Cork (IE), Waterfront, 1 Horgans's Quay, Ufficio 428, T23 PPT8	0,001	100,00
- Alerion Racari S.r.l.	Bucarest, Strada Popa Petre n. 5, Corpo A, Piano 5, Ufficio 513, Settore 2	4,5 RON		100,00	Alerion Energy RO S.r.l.
- Fri-el Solar S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	10,000	100,00
- Aresol S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	10,000		100,00	Fri-el Solar S.r.l.
- Ecosolis S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	10,000		100,00	Fri-el Solar S.r.l.
- Wind Energy Galati S.r.l.	Bucarest, Strada Popa Petre n. 5, Corpo A, Piano 5, Ufficio 506, Settore 2	4,5 RON		100,00	Alerion Energy RO S.r.l.
- Pasubio S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	1 RON		100,00	Alerion Energy RO S.r.l.
- Agira S.r.l.	Milano - Via Renato Fucini 4	10,000		100,00	Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l.
- Alerion S. Agata S.r.l.	Milano - Via Renato Fucini 4	10,000		100,00	Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l.
- Alerion Gavorrano S.r.l.	Milano - Via Renato Fucini 4	10,000		100,00	Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l.
- Conti Energie Verde S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	50RON		100,00	Alerion Energy RO S.r.l.
- Energo Windprod S.r.l.	Municipio Constanta, Via Zorelelor n.79, Stanza n.3, Piano P, Distretto Constanta	1 RON		100,00	Alerion Energy RO S.r.l.
- Vulturu Power Park S.r.l.	Municipio Constanta, Via Zorelelor n.75, Stanza n.7, Piano P, Distretto Constanta	1 RON		100,00	Alerion Energy RO S.r.l.
- Vulturu Wind Farm S.r.l.	Municipio Constanta, Via Zorelelor n.79, Stanza n.3, Piano P, Distretto Constanta	1 RON		100,00	Alerion Energy RO S.r.l.
- Bioenergia S.r.l.	Milano - Via Renato Fucini 4	1		50,00	Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l.
				50,00	Naonis Wind S.r.l.
- Generai S.r.l.	Milano - Via Renato Fucini 4	10		50,00	Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l.
				50,00	Naonis Wind S.r.l.
Partecipazioni valutate secondo il metodo del Patrimonio Netto
- Ecoenergia Campania S.r.l.	Cervinara (AV) - Via Cardito, 14	100	50,00
- New Green Molise S.r.l.	Napoli - Via Diocleziano, 107	10	50,00
- S.C. Compania Eoliana S.A.	Oradea - Cetatii Square no. 1, 4th floor, Bihor County	501 RON	49,75
- Jimbolia Wind Farm S.r.l. - Parco Eolico Santa Croce del Sannio	Oradea - Cetatii Square no. 1, 4th floor, Bihor County	1 RON		99,00	S.C. Compania Eoliana S.A.
House S.r.l.	Benevento - Viale Mario Rotili 148	40		50,00	Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l.
- Tre Torri Energia S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	10,000		49,00	Fri-el Solar S.r.l.
- Alerion Clean Power RO S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	34.700 RON	49,00
- Mitoc Partners S.r.l.	Bucarest, Via Maior Ştefan Sanatescu, N. 53, Palazzo C1, Corpo 4, Piano 2, Stanza 4, Settore 1	0,8 RON		75,00	Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Phoenix Ceres S.r.l.	Bucarest, Via Maior Ştefan Sanatescu, N. 53, Palazzo C1, Corpo 4, Piano 2, Stanza 4, Settore 1	0,8 RON		75,00	Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Phoenix Catalyst S.r.l.	Bucarest, Via Maior Ştefan Sanatescu, N. 53, Palazzo C1, Corpo 4, Piano 2, Stanza 4, Settore 1	0,8 RON		75,00	Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Phoenix Nest S.r.l.	Bucarest, Via Maior Ştefan Sanatescu, N. 53, Palazzo C1, Corpo 4, Piano 2, Stanza 4, Settore 1	0,8 RON		75,00	Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Phoenix Genesis S.r.l.	Bucarest, Via Maior Ştefan Sanatescu, N. 53, Palazzo C1, Corpo 4, Piano 2, Stanza 4, Settore 1	0,8 RON		75,00	Alerion Clean Power RO S.r.l.

NOTE ESPLICATIVE AL BILANCIO CONSOLIDATO

4. ATTIVITA' IMMATERIALI A VITA DEFINITA

Nella tabella seguente sono riportate le movimentazioni delle Attività immateriali a vita utile definita intervenuti nel semestre:

	Diritti e concessioni	Costi di sviluppo	Brevetti ed opere d'ingegno	Altre immob. immateriali	Immob. in corso	Totale
(valori in Euro migliaia)
Valore netto al 01.01.2023	183.454	12.973	192	43	1.129	197.791
Valore Lordo
Variazione area di consolidamento	18.586	(407)	0	134	0	18.313
A seguito di aggregazioni aziendali	86.035	0	0	0	0	86.035
Incrementi	32	3.175	4	7	2.321	5.539
Decrementi	(66)	0	0	(713)	(485)	(1.264)
Rettifiche da Impairment Test	(25.052)	0	0	0	0	(25.052)
Totale variazione Valore Lordo	79.535	2.768	4	(572)	1.836	83.571
Ammortamenti accumulati
Variazione area di consolidamento	0	0	0	(103)	0	(103)
A seguito di aggregazioni aziendali	(1.385)	0	0	0	0	(1.385)
Ammortamenti	(14.940)	(572)	(53)	(29)	0	(15.594)
Eliminazione del F.do amm.to per alienazione cespiti	0	0	0	713	0	713
Altre variazioni	26	0	0	0	0	26
Totale variazione ammortamenti accumulati	(16.299)	(572)	(53)	581	0	(16.343)
Valore lordo al 31.12.2023	336.886	20.328	440	1.728	2.965	362.347
Fondo ammortamento	(90.196)	(5.159)	(297)	(1.676)	0	(97.328)
Valore netto al 01.01.2024	246.690	15.169	143	52	2.965	265.019
Valore Lordo
Variazione area di consolidamento	18.331	0	0	2	429	18.762
Incrementi	585	680	0	14	8.564	9.843
Decrementi	0	0	0	(135)	(484)	(619)
Rettifiche da Impairment Test	0	0	0	0	0	0
Totale variazione Valore Lordo	18.916	680	0	(119)	8.509	27.986
Ammortamenti accumulati
Variazione area di consolidamento	(21)	0	0	(2)	0	(23)
Ammortamenti	(7.533)	(287)	(26)	(11)	0	(7.857)
Eliminazione del F.do amm.to per alienazione cespiti	0	0	0	122	0	122
Totale variazione ammortamenti accumulati	(7.554)	(287)	(26)	109	0	(7.758)
Valore lordo al 30.06.2024	355.802	21.008	440	1.609	11.474	390.333
Fondo ammortamento	(97.750)	(5.446)	(323)	(1.567)		0 (105.086)
Valore netto al 30.06.2024	258.052	15.562	117	42	11.474	285.247

I Diritti e concessioni ammontano a 258.052 migliaia di euro (246.690 migliaia di euro al 31 dicembre 2023) e si riferiscono alle autorizzazioni e ai diritti di gestione dei parchi eolici rilevati tramite l'acquisto di partecipazioni in società progetto.

L'incremento dell'esercizio per 18.331 migliaia di euro riflette prevalentemente l'ingresso nel perimetro di consolidamento integrale del Gruppo di società precedentemente detenute in joint venture a seguito dell'acquisizione della residua quota di partecipazione, nello specifico: Bioenergia S.r.l., Generai S.r.l. Vulturu Wind Farm S.r.l., Vulturu Power Park S.r.l. ed Energo Windprod S.r.l.

I Costi di sviluppo ammontano a 15.562 migliaia di euro (15.169 migliaia di euro al 31 dicembre 2023) e si riferiscono a costi sostenuti prevalentemente a fronte di studi di fattibilità, di progettazione, analisi anemometriche e ad altri costi relativi a progetti eolici in fase di sviluppo e di realizzazione. Tali costi sono stati capitalizzati in base alle indicazioni dello IAS 38 e ammortizzati a partire dall'entrata in funzione degli impianti a cui si riferiscono, sulla base della vita utile del relativo progetto.

Come richiesto dallo IAS 36, la Società deve valutare ad ogni data di riferimento del bilancio se esiste una indicazione che un'attività possa aver subito una riduzione di valore. Se esiste una qualsiasi indicazione di ciò, l'entità deve stimare il valore recuperabile dell'attività.

In merito alle residue attività immateriali, nello svolgimento delle analisi di sensitività al 30 giugno 2024, si è fatto riferimento ai risultati consuntivati al termine del primo semestre 2024 rispetto a quanto previsto nei piani approvati e utilizzati nell'ultimo test di impairment a dicembre 2023. Si segnala che nonostante la contrazione dei prezzi di vendita si è registrato infatti, un positivo andamento economico della gestione nel corso del primo semestre che ha fatto rilevare complessivamente un risultato netto positivo per 17,9 milioni di euro per il semestre in esame.

Le analisi condotte hanno riguardato in particolare:

• l'andamento della curva dei prezzi dell'energia elettrica per l'intero arco di piano ricompreso nelle analisi di impairment annuali. Si segnala che al 30 giugno 2024 la curva dei prezzi mediamente mostra una variazione positiva rispetto a dicembre 2023;
• l'andamento della curva dei tassi di interesse per il primo semetre 2024 e per i successivi periodi. Si segnala che i tassi di interesse sono rimasti in linea con i valori di dicembre 2023 e pertanto non si rilevano segnali di riduzione del valore delle attività immateriali;
• la produzione di energia per il periodo interessato. Si segnala che la ventosità presso i siti nel corso del 2024 ha mostrato mediamente una crescita rispetto allo stesso periodo del 2023 ed è in linea con le attese incorporate nelle analisi di impairment effettuate a fine 2023;
• Si segnala inoltre che la capitalizzazione di mercato del Gruppo, pari a circa 0,8 miliardi di euro al 30 giugno 2024, evidenzia un valore notevolmente superiore a quello del patrimonio netto contabile alla stessa data, a supporto della tenuta del valore degli asset.

Si segnala, dunque, che in sede di redazione del presente bilancio consolidato semestrale abbreviato, tenuto conto delle analisi sugli indicatori interni ed esterni performate non sono stati identificati indicatori di impairment. Si rimanda alla relazione annuale per le analisi di sensitività svolte sul valore recuperabile delle CGU del Gruppo nell'ipotesi di una riduzione dei prezzi di vendita dell'energia elettrica, di una diminuzione della produzione rispetto alla media storica e di un aumento del tasso di attualizzazione, identificando inoltre quali soglie delle suddette variabili possono portare l'headroom ad annullarsi.

Le immobilizzazioni in corso ammontano a 11.474 migliaia di euro, in incremento di 8.509 migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2023. Tale incremento è principalmente riferibile alla capitalizzazione dei costi sostenuti per la costruzione dei nuovi impianti in Italia.

5. ATTIVITA' MATERIALI

Nella tabella seguente sono riportate le variazioni delle Attività materiali:

(valori in Euro migliaia)	Terreno	Fabbricato	Impianti e macchinari	Altri beni	Immobilizz. in corso	Totale
Valore netto al 01.01.2023	26.176	5.047	431.063	2.137	78.957	543.380
Valore Lordo	26.176	5.047	431.063	2.137	78.957	543.380
Variazione area di consolidamento	1.700	393	0	(105)	9.292	11.280
A seguito di aggregazioni aziendali	1.994	483	62.981	39	0	65.497
Incrementi/Decrementi per effetto IFRS 16	27	40	0	53	0	120
Incrementi	949	88	1.568	576	41.624	44.805
Decrementi	0	0	(2.095)	(7)	(582)	(2.684)
Altre riclassifiche	0	(229)	229	0	0	0
Totale variazione Valore Lordo	4.670	775	62.683	556	50.334	119.018
Ammortamenti accumulati
Variazione area di consolidamento	0	104	0	78	0	182
A seguito di aggregazioni aziendali	(109)	(145)	(35.548)	(36)	0	(35.838)
Ammortamenti	(1.169)	(354)	(33.891)	(436)	0	(35.830)
Incrementi/Decrementi per effetto IFRS 16	0	4	0	0	0	4
Eliminazione del F.do amm.to per alienazione cespiti	0	0	873	2	0	875
Altre riclassifiche	0	145	(145)	0	0	0
Totale variazione ammortamenti accumulati	(1.278)	(246)	(68.711)	(392)	0	(70.627)
Valore lordo al 31.12.2023	35.168	6.265	932.741	3.855	129.291	1.107.320
Fondo ammortamento	(5.600)	(689)	(507.706)	(1.554)	0	(515.549)
Valore netto al 01.01.2024	29.568	5.576	425.035	2.301	129.291	591.771
Valore Lordo
Variazione area di consolidamento	968	0	0	0	6.830	7.798
Incrementi	567	542	4.087	241	26.774	32.211
Decrementi	(388)	(684)	(2.198)	(4)	(469)	(3.743)
Altre riclassifiche	252	(252)	49.619	0	(49.619)	0
Totale variazione Valore Lordo	1.399	(394)	51.508	237	(16.484)	36.266
Ammortamenti accumulati
Ammortamenti	(588)	(170)	(18.106)	(216)	0	(19.080)
Eliminazione del F.do amm.to per alienazione cespiti	0	56	1.310	0	0	1.366
Totale variazione ammortamenti accumulati	(588)	(114)	(16.796)	(216)	0	(17.714)
Valore lordo al 30.06.2024	36.567	5.871	984.249	4.092	112.807	1.143.586
Fondo ammortamento	(6.188)	(803)	(524.502)	(1.770)	0	(533.263)
Valore netto al 30.06.2024	30.379	5.068	459.747	2.322	112.807	610.323

Le voci Terreni e Fabbricati ammontano a complessivi 35.447 migliaia di euro, il cui valore si incrementa di 303 migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2023 quando era pari a 35.144 migliaia di euro, per effetto

principalmente dell'acquisto di terreni e della variazione dell'area di consolidamento derivante dalle acquisizioni svolte nel periodo.

Gli Impianti e macchinari ammontano a 459.747 migliaia di euro (425.035 migliaia di euro al 31 dicembre 2023) ed includono i costi relativi alla stima degli oneri di ripristino dei siti ove insistono gli impianti. La movimentazione è legata all'incremento per l'entrata in funzione di alcuni impianti in Romania, per la variazione del perimetro integrale ed al decremento legato al normale processo di ammortamento intervenuto nel periodo.

Gli Altri beni ammontano a 2.322 migliaia di euro (2.301 migliaia di euro al 31 dicembre 2023) e riguardano principalmente arredi e mobili d'ufficio, nonché macchine d'ufficio elettroniche.

Le Immobilizzazioni in corso ammontano a 112.807 migliaia di euro (129.291 migliaia di euro al 31 dicembre 2023). Il decremento di 16.484 milioni di euro è principalmente riferibile alla riclassifica nella voce impianti e macchinari degli asset relativi ai parchi che sono entrati in funzione nel corso del primo semestre 2024 e parzialmente compensato dalla capitalizzazione dei costi sostenuti per la costruzione dei nuovi impianti in Italia e in Romania.

6. PARTECIPAZIONI IN SOCIETA' VALUTATE CON IL METODO DEL PATRIMONIO NETTO

Si riporta qui di seguito l'informativa richiesta dal Principio Contabile Internazionale IFRS 11 "Joint arrangements".

Al 30 giugno 2024, Alerion Clean Power S.p.A. detiene partecipazioni in joint venture nelle società Ecoenergia Campania S.r.l., New Green Molise S.r.l., e Parco Eolico Santa Croce del Sannio House S.r.l..

Inoltre, Alerion detiene partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto nelle società Alerion Clean Power RO S.r.l., Mitoc Partners S.r.l., Phoenix Genesis S.r.l., Phoenix Ceres S.r.l., Phoenix Catalyst S.r.l., Phoenix Nest S.r.l. e Tre Torri Energia S.r.l.

In base alla struttura di governance e agli accordi contrattuali, Alerion non può da sola esercitare il controllo sulle attività rilevanti di tali società. Le decisioni circa le attività identificate come rilevanti vengono, infatti, assunte soltanto con l'accordo congiunto dei soci.

Per tale motivo tali società vengono contabilizzate con il metodo del Patrimonio Netto.

(Euro/000)	30.06.2024	31.12.2023	Variazione
New Green Molise S.r.l.	18.384	19.720	(1.336)
Ecoenergia Campania S.r.l.	2.196	2.686	(490)
Generai S.r.l.	0	884	(884)
Bioenergia S.r.l.	0	885	(885)
Parco Eolico Santa Croce del Sannio House S.r.l.	82	88	(6)
Energo Windprod S.r.l.	0	2.876	(2.876)
Vulturu Power Park S.r.l.	0	3.178	(3.178)
Vulturu Wind Farm S.r.l.	0	2.876	(2.876)
Tre Torri Energia S.r.l.	47	53	(6)
Totale Partecipazioni in joint venture ed imprese collegate	20.709	33.246	(12.537)

Si rimanda alla nota di commento "40" per i dettagli relativi alle partecipazioni in joint ventures ed a quelle detenute con il metodo del patrimonio netto.

7. CREDITI VARI E ALTRE ATTIVITÀ NON CORRENTI

I Crediti vari e altre attività non correnti si attestano a 1.438 migliaia di euro (rispetto a 1.246 migliaia di euro al 31 dicembre 2023) ed includono principalmente crediti IVA il cui prevedibile realizzo avverrà in un periodo successivo ai prossimi 12 mesi.

ATTIVITA' CORRENTI

8. RIMANENZE

Le rimanenze di magazzino ammontano a 12.988 migliaia di euro (rispetto alle a 10.561 migliaia di euro al 31 dicembre 2023). Si evidenzia che il saldo in oggetto si riferisce alla società del Gruppo, Alerion Service S.r.l., che svolge le attività di "Asset Management" per i parchi operativi attualmente compresi nel perimetro del Gruppo. Tali attività di manutenzione comprendono principalmente l'assistenza e la sostituzione delle parti di ricambio delle centrali eoliche al verificarsi di eventi o sulla base delle tempistiche programmate.

9. CREDITI COMMERCIALI

I Crediti Commerciali ammontano a 17.891 migliaia di euro (22.575 migliaia di euro al 31 dicembre 2023) e sono principalmente rappresentati da crediti maturati sulla vendita dell'energia prodotta nel mese di giugno 2024. La variazione in diminuzione rispetto al precedente esercizio è dovuta alla contrazione dei prezzi verificatasi nel corso di questo primo semestre 2024.

I crediti commerciali hanno generalmente scadenza a 30-45 giorni.

10. CREDITI TRIBUTARI

La voce Crediti Tributari ammonta a 7.591 migliaia di euro (6.092 migliaia di euro al 31 dicembre 2023) e si riferisce principalmente a crediti tributari IRES (1.482 migliaia di euro richiesti a rimborso e 4.568 migliaia di euro per acconti versati eccedenti rispetto al debito del periodo), a crediti tributari IRAP (251 migliaia di euro chiesti a rimborso e 281 migliaia di euro per acconti versati eccedenti rispetto al debito del periodo).

11. CREDITI VARI E ALTRE ATTIVITA' CORRENTI

Nella tabella seguente vengono riportati i dettagli che compongono i Crediti vari e altre attività correnti:

(Euro/000)	30.06.2024	31.12.2023	Variazione
Crediti verso l'Erario Crediti verso altri	24.435 19.742	19.373 13.714	5.062 6.028
Totale crediti vari correnti	44.177	33.087	11.090

I Crediti verso l'Erario sono principalmente costituiti dalla quota di crediti per ritenute ed imposte indirette (IVA) che si ritiene siano recuperabili entro l'esercizio successivo.

I Crediti verso altri ammontano a 19.742 migliaia di euro (13.714 migliaia di euro al 31 dicembre 2023), al netto di un fondo svalutazione di 1.049 migliaia di euro, e si riferiscono principalmente a crediti per incentivi per 3.414 migliaia di euro (184 migliaia di euro al 31 dicembre 2023), ad altri crediti per 11.153

migliaia di euro relativi principalmente a dividendi da società consolidate con il metodo del patrimonio netto ancora da incassare per 2.305 migliaia di euro e ad anticipi a fornitori per 2.217 migliaia di euro. Inoltre, la voce accoglie 729 migliaia di euro per ratei attivi e 5.312 migliaia di euro per risconti attivi.

I crediti per incentivi hanno generalmente scadenza a 60 giorni.

PASSIVITA'

12. DEBITI VARI E ALTRE PASSIVITA' NON CORRENTI

I debiti vari e altre passività non correnti ammontano a 22.366 migliaia di euro (15.849 migliaia di euro al 31 dicembre 2023) e si riferiscono al contributo ex-lege 488/92 e al contributo P.O.R., ottenuti rispettivamente per la costruzione degli impianti eolici di Albanella, Agrigento, Campidano, Ricigliano, Grottole, e Anglona. La variazione è riconducibile all'ottenimento del contributo a fondo perduto dalla controllata in Spagna, Comiolica, a fronte di un'iniziativa sita nella stessa area dell'impianto eolico de La loma.

(Euro/000)	30.06.2024	31.12.2023	Variazione
Altri debiti	22.366	15.849	6.517
Totale debiti vari non correnti	22.366	15.849	6.517

PASSIVITA' CORRENTI

13. DEBITI COMMERCIALI CORRENTI

I Debiti commerciali ammontano a 68.543 migliaia di euro (95.689 migliaia di euro al 31 dicembre 2023) e si riferiscono a debiti verso fornitori. Non producono interessi e sono normalmente regolati a 60 giorni.

La variazione in diminuzione rispetto al 31 dicembre 2023 è riconducibile principalmente al regolamento del debito che era stato iscritto a bilancio al 31 dicembre 2023 come conseguenza dell'esito negativo della sentenza emessa dal Tribunale di Milano, a conclusione della causa promossa dalla società volta a dichiarare la nullità di alcuni contratti derivati su commodities a copertura del rischio prezzo dell'energia elettrica.

La voce include, inoltre, gli ammontari iscritti, nel corso del 2022, a seguito dell'introduzione delle misure adottate dal Governo per contrastare il cosiddetto "caro energia", per le quali sono riportati maggiori approfondimenti nel paragrafo dedicato alle controversie legali le posizioni adottate del Gruppo.

14. DEBITI TRIBUTARI

I Debiti tributari ammontano a 40.339 migliaia di euro (34.446 migliaia di euro al 31 dicembre 2023) e si riferiscono principalmente a debiti per imposte correnti per IRES, pari a 5.998 migliaia di euro, ad imposte correnti per IRAP per 1.149 migliaia di euro e ad altri debiti tributari per 33.191 migliaia di euro.

La voce "Altri debiti tributari" accoglie i valori introdotti con la legge di bilancio 2023 in particolare con riferimento al contributo ex art.1 co.115 e seguenti, misure cosiddette contro il "caro energia", si rimanda al paragrafo delle controversie legali per la posizione adottata dal Gruppo.

		Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2024

(Euro/000)	30.06.2024	31.12.2023	Variazione
Debiti tributari per IRAP	1.149	247	902
Debiti per imposta sostitutiva	1	7	(6)
Debiti tributari per IRES	5.998	990	5.008
Altri debiti tributari	33.191	33.202	(11)
Totale debiti tributari	40.339	34.446	5.893

15. DEBITI VARI E ALTRE PASSIVITA' CORRENTI

I Debiti vari ammontano a 12.080 migliaia di euro (16.477 migliaia al 31 dicembre 2023), così composti:

(Euro/000)	30.06.2024	31.12.2023	Variazione
Debiti verso dipendenti e amministratori	1.916	1.494	422
Debiti verso l'Erario	629	1.088	(459)
Debiti previdenziali	570	585	(15)
Altri debiti	8.965	13.310	(4.345)
Totale debiti vari ed altre passività correnti	12.080	16.477	(4.397)

La voce Altri debiti comprende principalmente:

• debiti per convenzioni comunali per 3.696 migliaia di euro;
• risconti passivi rilevati in relazione alla quota corrente dei contributi in conto capitale in capo alle controllate Eolo S.r.l., WPS S.r.l Fri-El Ricigliano S.r.l., Fri-El Grottole S.r.l. e Fri-El Anglona S.r.l., per 678 migliaia di euro, mentre al 31 dicembre 2023 erano pari a 733 migliaia di euro.

Gli "Altri debiti" sono infruttiferi e sono regolati in media ogni 12 mesi.

16. PATRIMONIO NETTO

Le politiche di gestione del capitale da parte del Gruppo prevedono il mantenimento di un livello di capitale al fine di mantenere un rapporto di fiducia con gli investitori, i creditori ed il mercato, consentendo altresì lo sviluppo futuro dell'attività. Il Gruppo monitora costantemente il rendimento del capitale e il livello di dividendi da distribuire ai detentori di azioni ordinarie.

Il Patrimonio Netto di pertinenza del Gruppo al 30 giugno 2024 è pari a 293.113 migliaia di euro con un decremento di 27.727 migliaia di euro rispetto ai 320.840 migliaia di euro del 31 dicembre 2023. Le variazioni intervenute sono state:

• incremento di 17.644 migliaia di euro per l'utile del periodo di pertinenza del Gruppo;
• decremento di 782 migliaia di euro per effetto degli utili/perdite risultanti dalla valutazione al fair value degli strumenti obbligazionari, iscritti tra le attività finanziarie, e rilevati direttamente nel conto economico complessivo consolidato al netto dell'effetto fiscale;
• incremento di 62 migliaia di euro per effetto degli utili/perdite attuariali da piani a benefici definiti (IAS 19) rilevati nel conto economico complessivo consolidato al netto dell'effetto fiscale;
• riduzione dei fondi propri per effetto dell'acquisto di azioni proprie pari a 4.287 migliaia di euro, al netto degli utilizzi per il piano di incentivazione 2023 - 2025;
• incremento di 300 migliaia di euro per la rilevazione degli effetti del piano di incentivazione basato su azioni (stock grant) per il triennio 2023, 2024 e 2025. La relativa riserva come richiesto dal principio di riferimento, IFRS, 2 è collegata al piano di incentivazione di lungo termine (piano di Stock Grant) che prevede l'assegnazione a Amministratori Esecutivi e Dirigenti con Responsabilità Strategiche di un incentivo rappresentato da una componente di natura azionaria. Il Piano 2023 – 2025 ha ad oggetto l'attribuzione gratuita di azioni, in caso di raggiungimento di determinati obiettivi di performance al termine di un periodo. Il numero massimo complessivo di Azioni attribuito ai Beneficiari è pari a n. 34.332 Azioni, rivenienti dall'assegnazione di azioni proprie. Il Gruppo rileva i servizi resi dai beneficiari come costo del personale e stima indirettamente il loro valore, e il corrispondente incremento del patrimonio netto, sulla base del fair value degli strumenti rappresentativi di capitale alla grant date, così come previsto dal principio contabile di riferimento.
• riduzione per 8.014 migliaia di euro dovuto alla variazione del fair value degli strumenti derivati, al netto dell'effetto fiscale;
• decremento di 32.658 migliaia di euro dovuto alla distribuzione parziale di riserve disponibili. Come deciso dall'Assemblea degli Azionisti di Alerion, tenutasi in data 22 aprile 2024, ha approvato la proposta di distribuzione di un dividendo da erogare con pagamento a partire dall'8 maggio 2024 con stacco in data 6 maggio 2024 della cedola n. 13, tramite l'utilizzo parziale di riserve, di euro 0,61 per ogni azione ordinaria in circolazione (al netto delle azioni proprie), al lordo o al netto delle ritenute fiscali a seconda del regime fiscale applicabile. Il pagamento del dividendo, per un importo complessivo pari a 32.658 migliaia di euro, è avvenuto nei termini e con le modalità stabilite dall'Assemblea.

Il prospetto di variazione delle voci del patrimonio netto al 30 giugno 2024 rispetto a quelle presenti al 31 dicembre 2023 è esposto tra i prospetti contabili consolidati.

Si riporta di seguito il dettaglio delle singole voci:

Il capitale sociale di Alerion ammonta a 161.137 migliaia di euro (invariato rispetto al 31 dicembre 2023) ed è costituito da n. 54.229.403 azioni ordinarie.

La riserva azioni proprie al 30 giugno 2024 è negativa per 16.602 migliaia di euro (negativa per 12.582 al 31 dicembre 2023) e si riferisce al controvalore di acquisto delle n. 691.480 azioni proprie detenute dalla società.

La riserva da sovrapprezzo azioni ammonta a 21.400 migliaia di euro, invariata rispetto al 31 dicembre 2023, e si riferisce: i) al sovrapprezzo di 0,02 euro per azione sull'aumento di capitale avvenuto nel corso del 2003; ii) al sovraprezzo di 0,55 euro per azione sull'aumento di capitale avvenuto nel 2008, al netto delle rettifiche per i costi sostenuti, funzionali agli aumenti di capitale; iii) alla differenza tra il valore relativo all'acquisto delle azioni proprie annullate nel 2012 e il loro valore nominale, oltre alla commissioni sull'acquisto.

Le riserve di risultato sono positive per 125.556 migliaia di euro (positive per 141.249 migliaia di euro al 31 dicembre 2023) ed includono gli utili/perdite accumulate, al netto dei dividendi distribuiti.

La riserva di cash flow hedge risulta positiva per 1.622 migliaia di euro (positiva per 9.636 migliaia di euro al 31 dicembre 2023) ed accoglie le variazioni di fair value degli strumenti derivati, al netto del relativo effetto fiscale per la loro porzione efficace. La variazione negativa dell'esercizio è stata complessivamente pari a 8.014 migliaia di euro. Si rimanda alla nota "23" "Strumenti derivati" dove è riportata la movimentazione della riserva di cash flow hedge.

Il capitale, le riserve ed il risultato di terzi sono pari complessivamente a 6.075 migliaia di euro (5.885 migliaia di euro al 31 dicembre 2023).

Si riporta qui di seguito l'informativa richiesta dal Principio Contabile Internazionale IFRS 12 "Disclosure of interests with other entities".

	Sede	Utili (perdite) su partecipazioni di
Società	operativa		Percentuale di possesso		minoranza		Patrimonio netto di terzi
(Euro Migliaia)		30.06.2024	31.12.2023	I Semestre 2024	I Semestre 2023	30.06.2024	31.12.2023
Alerion Bulgaria AD	Bulgaria	92,5%	92,5%	(1)	(1)	(8)	(7)
Parco Eolico Licodia Eubea	Italia	80%	80%	119	111	968	955
Wind Energy EOOD	Bulgaria	51%	51%	23	70	927	904
Wind Stream EOOD	Bulgaria	51%	51%	10	49	830	820
Wind Systems EOOD	Bulgaria	51%	51%	48	70	934	886
Wind Power 2 EOOD	Bulgaria	51%	51%	24	65	870	846
FRI-EL Anglona	Italia	90%	90%	96	98	(344)	(363)
Draghiescu Partners	Romania	90%	90%	(20)	(25)	(199)	(179)
FRI-EL Nulvi Holding	Italia	90%	90%	(2)	(1)	2.112	2.037
Bisalta	Romania	86%	86%	(1)	0	(15)	(14)
Mitoc Partners	Romania	0%	0%	0	(13)	0	0
Phoenix Catalyst	Romania	0%	0%	0	(1)	0	0
Phoenix Ceres	Romania	0%	0%	0	(1)	0	0
Phoenix Genesis	Romania	0%	0%	0	(1)	0	0
Phoenix Nest	Romania	0%	0%	0	(1)	0	0
Totale				296	419	6.075	5.885

17. INDEBITAMENTO FINANZIARIO CONTABILE DELLE ATTIVITÀ IN FUNZIONAMENTO

Si fornisce di seguito il dettaglio dell'indebitamento finanziario al 30 giugno 2024 e al 31 dicembre 2023, esposto sulla base del nuovo schema previsto dall'orientamento ESMA 32-232-1138 del 4 marzo 2021:

(valori in Euro migliaia)		30.06.2024	31.12.2023
Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti
Disponibilità liquide	20	33	13
Mezzi equivalenti a disponibilità liquide	20	300.509	343.149
Totale cassa e altre disponibilità liquide equivalenti	20	300.542	343.162
Crediti finanziari e altre attività finanziarie correnti	19	71.714	77.657
Liquidità		372.256	420.819
Passività finanziarie correnti
Debito corrente per linee bancarie	22	(35.021)	(73)
Debiti correnti per strumenti derivati	23	(4.728)	0
Debito finanziario corrente	22 23	(39.749)	(73)
Debito corrente per finanziamenti bancari e in project financing	22	(18.870)	(29.635)
Debiti correnti per Lease	22	(1.136)	(1.137)
Debito corrente verso Obbligazionisti	22	(7.276)	(3.721)
Debito corrente verso altri finanziatori	22	(2.637)	(440)
Parte corrente del debito finanziario non corrente	22	(29.919)	(34.933)
Indebitamento finanziario corrente	22 23	(69.668)	(35.006)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO CORRENTE NETTO		302.588	385.813
Passività finanziarie non correnti
Debito non corrente per finanziamenti bancari e in project financing	21	(143.031)	(146.937)
Debito non corrente verso altri finanziatori	21	(22.962)	(17.463)
Debiti non correnti per Lease	21	(14.946)	(15.550)
Debiti non correnti per strumenti derivati	23	(151)	(352)
Debito finanziario non corrente	21 23	(181.090)	(180.302)
Debito non corrente verso Obbligazionisti	21	(664.960)	(664.241)
Strumenti di debito	21	(664.960)	(664.241)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NON CORRENTE	21 23	(846.050)	(844.543)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO*		(543.462)	(458.730)
*Indebitamento finanziario calcolato come da Orientamento ESMA32-382-1138 del 4 marzo 2021
PARAMETRI FINANZIARI previsti dal regolamento dei prestiti

obbligazionari in essere

INDEBITAMENTO FINANZIARIO CONTABILE al netto dei
Derivati	(525.025)	(452.823)

ATTIVITA' FINANZIARIE NON CORRENTI

18. CREDITI FINANZIARI E ALTRE ATTIVITÀ FINANZIARIE NON CORRENTI

I Crediti Finanziari e Altre Attività Finanziarie Non Correnti si attestano a 15.473 migliaia di euro (rispetto alle 14.994 migliaia di euro al 31 dicembre 2023) ed includono: i) i crediti finanziari verso le società valutate con il metodo del patrimonio netto, ii) le attività finanziarie relative alle operazioni di sviluppo e di investimento in Romania, come descritto nella relazione finanziaria annuale al 31 dicembre 2023.

ATTIVITA' FINANZIARIE CORRENTI

19. CREDITI FINANZIARI E ALTRE ATTIVITÀ FINANZIARIE CORRENTI

La voce pari a 69.799 migliaia di euro (68.218 migliaia di euro al 31 dicembre 2023), ed include le attività finanziarie del gruppo che rappresentano temporanei impieghi di liquidità. In particolare, parte delle attività finanziarie per 67.642 migliaia di euro si riferiscono a strumenti obbligazionari con una durata media di circa 5 anni con primarie controparti finanziarie, il cui importo include gli effetti derivanti dalla valutazione positiva al fair value pari a 1.762 migliaia di euro.

La variazione positiva dei crediti finanziari e altre attività finanziarie correnti rispetto al precedente esercizio, pari a 1.581 migliaia di euro, è riconducibile prevalentemente agli interessi attivi maturati nel periodo per 2.880 migliaia di euro al netto della variazione negativa del fair value degli strumenti obbligazionari, i quali sono classificati in bilancio come "Fair Value through Other Comprehensive Income" adottando l'approccio mark to model, in linea con quanto previsto dal principio IFRS 13, e la cui variazione negativa rispetto al precedente periodo, pari a 1.084 migliaia di euro al lordo del relativo effetto fiscale, è stata contabilizzata tra le poste del conto economico complessivo.

20. CASSA ED ALTRE ATTIVITÀ LIQUIDE EQUIVALENTI

I Depositi Bancari ammontano a 300.542 migliaia di euro (343.162 migliaia di euro al 31 dicembre 2023).

(Euro/000)	30.06.2024	31.12.2023	Variazione
Depositi bancari a vista	162.671	182.013	(19.342)
Denaro e valori in cassa	33	13	20
Depositi di liquidità in time deposit	137.838	161.136	(23.298)
Totale cassa ed altre disponibilità liquide equivalenti	300.542	343.162	(42.620)

I Depositi Bancari ammontano a 300.542 migliaia di euro (343.162 migliaia di euro al 31 dicembre 2023). Si segnala che alla data del 30 giugno 2024 i Depositi Bancari riconducibili a società del Gruppo che non hanno in essere finanziamenti in project financing ammontano a 104.568 migliaia di euro e 123.165 migliaia di euro al 31 dicembre 2023.

Le disponibilità liquide, relative alle società del Gruppo, finanziate secondo lo schema del project financing ammontano a 58.102 migliaia di euro al 30 giugno 2024 e 58.847 migliaia di euro al 31 dicembre 2023, sono principalmente costituite da depositi di conti correnti bancari e devono operare nel rispetto degli impegni legati ai contratti di project financing.

Al 30 giugno 2024 risultano giacenze di conto corrente temporaneamente impiegate in "contratti di time deposit" in diminuzione rispetto al 31 dicembre 2023 per 23.298 migliaia di euro.

Per maggiori dettagli sulla movimentazione delle disponibilità liquide si rimanda allo schema del Rendiconto Finanziario.

PASSIVITÀ NON CORRENTI

21. PASSIVITÀ FINANZIARIE NON CORRENTI

(Euro/000)	30.06.2024	31.12.2023	Variazione
Debiti vero obbligazionisti	664.960	664.241	719
Debiti verso banche per finanziamenti	143.031	146.937	(3.906)
Debiti finanziari per Lease	14.946	15.550	(604)
Debiti verso soci terzi per finanziamenti	22.962	17.463	5.499
Totale passività finanziarie non correnti	845.899	844.191	1.708

Il Debito verso obbligazionisti al 30 giugno 2024, in aumento di 719 migliaia di euro per effetto principalmente della quota di costo ammortizzato rilevato a conto economico nel periodo, è così composto: i) dal valore del prestito obbligazionario 2019-2025 sottoscritto il 12 dicembre 2019 per un controvalore di 200.000 migliaia di euro, al netto di costi di emissioni per 769 migliaia di euro, ii) dal valore del prestito obbligazionario 2021-2027 emesso in data 3 novembre 2021 per un controvalore di 200.000 migliaia di euro, al netto di costi di emissioni per 1.245 migliaia di euro, iii) dal valore del prestito obbligazionario 2022-2028 emesso in data 17 maggio 2022 per un controvalore di 100.000 migliaia di euro, al netto di costi di emissioni per 951 migliaia di euro e iv) dal valore del prestito obbligazionario 2023-2029 emesso in data 12 dicembre 2023 per un controvalore di 170.000 migliaia di euro, al netto di costi di emissioni per 2.076 migliaia di euro.

La voce Debiti verso banche per finanziamenti al 30 giugno 2024 ammonta a 143.031 migliaia di euro (al 31 dicembre 2023 era pari a 146.937 migliaia di euro) in diminuzione rispetto alla precedente chiusura annuale per effetto principalmente delle rate dei finanziamenti scadute e rimborsate al 30 giugno 2024. La voce è composta principalmente i) dalla quota a lungo termine dei finanziamenti in project financing ottenuti per la realizzazione dei parchi eolici di Villacidro, di Albareto e di Ponte Gandolfo, detenuti rispettivamente dalle controllate Green Energy Sardegna S.r.l. per 19.038 migliaia di euro, Fri-El Albareto S.r.l. per 12.800 migliaia di euro ed Eolica PM S.r.l. per 32.160 migliaia di euro, al netto dei costi accessori, ii) dalla quota a lungo termine del finanziamento sottoscritto per l'acquisto dell'immobile di via Fucini per 3.075 migliaia di euro, al netto dei costi accessori, iii) della quota a lungo termine dei finanziamenti bancari ottenuti da Alerion Clean Power S.p.A. verso Mediocredito pari a 1.087 migliaia di euro e iv) dalla quota a lungo termine dei finanziamenti in project financing in capo alle società Enermac S.r.l. per 35.804 migliaia di euro e Anemos Wind per 6.128 migliaia di euro ed al finanziamento bancario di Alerion Clean Power S.p.A. sottoscritto con Crédit Agricole per un importo pari a 19.546 migliaia di euro, al netto dei costi accessori.

Rispetto al 31 dicembre 2023 si evidenzia i) un decremento per il rimborso anticipato del finanziamento in capo alla società Naonis Wind S.r.l. per 7.791 migliaia di euro, ii) un incremento per la quota non corrente del nuovo finanziamento con Mediocredito Trentino Alto Adige S.p.A in capo alla controllata Fri-el Solar per 5.441 migliaia di euro, stipulato nel secondo trimestre 2024, iii) oltre alla riclassifica della quota a lungo a termine, tra le passività finanziare non correnti, del finanziamento in project financing in capo alla società Seddanus per 7.951 migliaia di euro, a seguito della risoluzione del mancato rispetto del parametro alla data della precedente chiusura annuale.

(Euro/000) al 31.12.23 Increm. Decrem. al 30.06.24 Tasso di interesse IRS Scadenza Debito verso Obbligaz. 2019 2025 Green Bond 199.196 3.366 0 202.562 Tasso Pr. obbligazionario 3,125% n.a. ²⁰²⁵ Debito verso Obbligaz. 2021 2027 Green Bond 199.288 2.420 0 201.708 Tasso Pr. obbligazionario 2,25% n.a. ²⁰²⁷ Debito verso Obbligaz. 2022 2028 Green Bond 101.119 0 (1.643) 99.476 Tasso Pr. obbligazionario 3,5% n.a. ²⁰²⁸ Debito verso Obbligaz. 2023 2029 Green Bond 168.359 ¹³¹ 0 168.490 Tasso Pr. obbligazionario 6,75% n.a. ²⁰²⁹ Project financing Albareto 14.617 0 (606) 14.011 Euribor 6M + 1,95 % 0,95% 2035 Project financing Naonis 8.455 0 (8.455) 0 Euribor 6M + 1,80% 1,90% Rimborsato Project financing Enermac 40.649 0 (2.028) 38.621 Euribor 6M + 1,80% 1,93% 2039 Project financing Anemos Wind 12.296 0 (2.604) 9.692 Euribor 6M + 1,55 % 1,39% 2028 Project financing Eolica PM 36.510 0 (1.474) 35.036 Euribor 6M + 1,95 % 1,11% 2035 Project financing Green Energy Sardegna 21.553 0 (847) 20.706 Euribor 6M + 1,95% 1,23% 2035 Project financing Guardionara 1.371 0 (1.371) 0 Euribor 6M + 1,5 % 0,12% Rimborsato Finanziamento Ipotecario Anzi 2.000 0 (2.000) 0 Euribor 3 mesi + 2,0 % n.a. Rimborsato Project financing Alerion Seddanus 8.195 1.839 0 10.034 4,35% n.a. 2040 Project financing Fri-el Solar 0 5.441 0 5.441 Euribor 6M + 2,0% n.a. 2039 Finanziamento Bancario Credit Agricole 24.762 0 (1.715) 23.047 Euribor 6 mesi + 1,45% 3,33% 2028 Finanziamento Ipotecario Fucini4 3.521 0 (147) 3.374 Euribor 6 mesi + 1,6 % 0,47% 2032 Finanziamento Bankinter 285 0 (285) 0 Euribor 6 mesi + 2,32% n.a. Rimborsato Finanziamento Mediocredito 2020 2026 2.358 0 (419) 1.939 Euribor 3 mesi + 1,8 % n.a. 2026 Debiti vs Banche 73 34.948 0 35.021 Euribor 1 mese + 1,0% n.a. a revoca Debiti finanziari per Leases 16.685 0 (603) 16.082 Tasso indebitam incrementale 3,71% n.a. Finanziamento soci di minoranza 17.663 5.703 0 23.366 Altre passività finanziarie 242 1.991 0 2.233 Totale Passività finanziarie 879.197 55.839 (24.197) 910.839 di cui Correnti 35.006 64.940 Non-correnti 844.191 845.899

Di seguito si riportano le informazioni dettagliate delle passività finanziarie correnti e non correnti con l'indicazione dei tassi d'interesse applicati e delle relative scadenze:

Con riferimento ai finanziamenti sopra riportati, si riportano di seguito le informazioni per singolo progetto relative all'ammontare del debito residuo, alle forme tecniche utilizzate, alla scadenza, agli impegni, alle garanzie rilasciate a favore dei soggetti finanziatori ed alle clausole contrattuali significative.

(Euro/000)						Debito finanziario associato
Impianto	Società	Capacità Installata Consolidat a (MW)	Valore netto contabile delle Attività	Valore contabile delle Passività Finanziarie	Debito residuo garantito	Forma Tecnica	Scade nza	Impeg ni, garanz ie rilascia te a favore dei finanzi atori	Clausol e contrat tuali signific ative
Morcone Pontelandolfo (BN)	Eolica PM S.r.l.	51,8	61.603	35.036	35.036	Proj.fina ncing	2035	(*)	(**)
Villacidro (SU)	Green Energy Sardegna S.r.l.	30,8	32.507	20.706		0 Proj.fina ncing	2035	(*)	(**)
Albareto (PR)	Fri-El Albareto S.r.l.	19,8	24.654	14.011		0 Proj.fina ncing	2035	(*)	(**)
Regalbuto (EN)	Anemos Wind S.r.l.	50,0	26.983	9.692	9.692	Proj.fina ncing	2028	(*)	(**)
Orta Nova (FG)	Enermac S.r.l.	51,0	51.948	38.621	38.621	Proj.fina ncing	2039	(*)	(**)
Ex Scaini (SU)	Alerion Seddanus S.r.l.	13,5	16.500	10.034	10.034	Proj.fina ncing	2040	(*)	(**)
Grotte Alte (CT)	Fri-el Solar S.r.l.	n.a.	15.759	5.441		0 Proj.fina ncing	2039	(Itg)	(Itg)
		216,9	229.955	133.541	93.383

(*) Principali impegni e garanzie rilasciate: Pegno sulle Quote societarie. Pegno sui conti correnti bancari, ipoteca e privilegio speciale

(**) Clausole contrattuali Debt service cover ratio (DSCR); Leva finanziaria (debt to Equity)

(Itg) Alla data di erogazione del prestito obbligazionario i finanziamenti in project financing delle società progetto sono stati acquistati dalla Capogruppo Alerion Clean Power S.p.A.

I suddetti finanziamenti in project financing contengono covenants tipici del mercato finanziario, che pongono limiti alla società finanziata in linea con la prassi di mercato prevalente per accordi analoghi. In particolare, si segnala che le garanzie reali si riferiscono principalmente: i) al privilegio speciale sui beni mobili; ii) all'ipoteca di primo grado sui beni immobili; iii) al pegno sui crediti e conti correnti iv) al pegno sul 100% del capitale sociale.

Si evidenziano di seguito i saldi al 30 giugno 2024 relativi alle Attività Correnti riconducibili alle società del Gruppo, finanziate secondo lo schema del project financing:

(Euro/000)	30.06.2024	Valori riconducibili a società finanziate con project financing	31.12.2023	Valori riconducibili a società finanziate con project financing
Crediti commerciali	17.891	4.137	22.575	7.739
Crediti tributari	7.591	1.582	6.092	1.637
Crediti vari e altre attività correnti	44.177	5.532	33.087	2.557
di cui crediti per Incentivo	3.414	420	184	184
Crediti finanziari e altre attività finanziarie correnti	69.799	479	68.218	674
Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti	300.542	58.102	343.162	58.487
ATTIVITA' CORRENTI:	440.000	69.832	473.134	71.454

La società finanziata assume una serie di obblighi di fare e obblighi di non fare, il cui rispetto è essenziale ai fini del Contratto di Finanziamento. Di seguito il dettaglio:

• Gli obblighi di fare riguardano, tra l'altro, l'apertura del Conto Progetto e del Conto IVA, la dotazione di mezzi propri, la stipulazione della Convenzione con il Gestore di Rete e delle Polizze Assicurative, la nomina del Direttore dei Lavori, la salvaguardia dell'Impianto, la comunicazione di ogni Evento di Decadenza o Evento di Risoluzione o Evento di Recesso, il pieno rispetto del Decreto in Conto Energia, il rispetto del Livello Minimo di Giacenza, il riconoscimento cd. right of first refusal alla Banca Finanziatrice, in caso di refinancing.
• Gli obblighi di non fare concernono, tra l'altro, il divieto di rimborso del Finanziamento Soci (salvo il preventivo consenso scritto della Banca Finanziatrice, nel caso in cui ciò non consenta di mantenere un Debt to equity ratio almeno pari a quanto definito contrattualmente), di cessazione o modifica della natura delle attività condotte, di costituzione di vincoli e/o gravami sui beni afferenti il Progetto (negative pledge) e di costituzione di patrimoni destinati.

Nella tabella seguente si riportano i Parametri finanziari relativi ai finanziamenti in project financing, per i quali è già dovuto il rispetto alla data di bilancio, e che nello specifico si riferiscono principalmente ai livelli minimi che deve rispettare il Conto Riserva Servizio del Debito, il quale non deve essere inferiore alla somma della rata di rimborso in linea capitale, delle commissioni e degli interessi passivi che intercorrono tra le diverse date di calcolo semestrali.

Finanziamenti in project finance:	DSCR (Debt Service Cover Ratio)
Project finance Green Energy Sardegna	1,05
Project finance Eolica PM	1,05
Project finance Friel Albareto	1,05
Project finance Anemos wind	1,05
Project finance Enermac	1,05
Project finance Seddanus	1,15

Al 30 giugno 2024, i covenants sopra indicati sono stati rispettati.

RISPETTO DEI PARAMETRI FINANZIARI DEI PRESTITI OBBLIGAZIONARI:

Si segnala che con riferimento al "Prestito Obbligazionario 2019 -2025", qualora a ciascuna Data di Calcolo il rapporto tra l'Indebitamento Finanziario Contabile al Netto dei Derivati ed il Patrimonio Netto al Netto dei Derivati risulti superiore a 2,5 la società si impegna a non assumere ulteriore indebitamento Finanziario Contabile al Netto dei Derivati salvo che alla successiva Data di Calcolo tale rapporto risulti pari o inferiore al valore di 2,5; con "Data di Calcolo" si intende la data del 31 dicembre di ogni anno di durata del Prestito, a partire dal 31 dicembre 2019. Si evidenzia che, la definizione e il calcolo dell'Indebitamento Finanziario Contabile al Netto dei Derivati e del Patrimonio Netto al Netto dei Derivati verranno effettuati sulla base dei principi contabili internazionali in vigore alla data di erogazione di ciascun singolo Prestito Obbligazionario e già adottati dalla società per la predisposizione della relazione finanziaria annuale 2019.

Si segnala che con riferimento al "Prestito Obbligazionario 2021 -2027", al "Prestito Obbligazionario 2022 - 2028" e al "Prestito Obbligazionario 2023 -2029", qualora a ciascuna Data di Calcolo il rapporto tra l'Indebitamento Finanziario Contabile al Netto dei Derivati ed il Patrimonio Netto al Netto dei Derivati risulti superiore a 3 la società si impegna a non assumere ulteriore indebitamento Finanziario Contabile al Netto dei Derivati salvo che alla successiva Data di Calcolo tale rapporto risulti pari o inferiore al valore di 3; con "Data di Calcolo" si intende la data del 31 dicembre di ogni anno di durata del Prestito, a partire dal 31 dicembre successivo a ciascuna delle emissioni sopra individuate. Si evidenzia che, la definizione e il calcolo dell'Indebitamento Finanziario Contabile al Netto dei Derivati e del Patrimonio Netto al Netto dei Derivati verranno effettuati sulla base dei principi contabili internazionali in vigore alla data di erogazione di ciascun singolo Prestito Obbligazionario e già adottati dalla società per la predisposizione della relazione finanziaria annuale di ciascun esercizio nel quale è avvenuta l'emissione.

Conclusioni sul rispetto dei parametri finanziari dei prestiti obbligazionari al 31 dicembre 2023

Alla data della presente relazione finanziaria semestrale, sulla base delle analisi effettuate, i parametri finanziari relativi ai prestiti obbligazionari della Società risultano rispettati.

I Debiti e passività per lease pari a 14.946 migliaia si riferiscono al valore attuale della quota scadente oltre i 12 mesi dei futuri canoni di lease iscritti secondo il modello di rilevazione contabile dei lease previsto dal principio IFRS 16.

I Debiti verso soci terzi per finanziamenti pari a 22.962 migliaia al 30 giugno 2024, si riferiscono a finanziamenti concessi dai soci di minoranza in relazione allo sviluppo dei parchi eolici.

La voce si riferisce principalmente all'investimento di SIMEST, effettuato in forma mista tra aumento di capitale sociale e finanziamento soci, diretto ad affiancare Alerion:

• per 9.951 migliaia, al netto di costi accessori pari a 100 migliaia di euro, a sostegno dello sviluppo di Alerion in Spagna, per il tramite della sua controllata;
• per 12.958 migliaia di euro, al netto di costi accessori, a supporto delle iniziative del Gruppo in Romania, attraverso la controllata Alerion Renewable RO S.r.l.. Successivamente all'aumento di capitale nella holding delle attività in Romania in data 6 dicembre 2023, SIMEST detiene una partecipazione del 49% in Alerion Renewable S.r.l., società di cui Alerion Clean Power S.p.A. mantiene il controllo con il 51% del capitale sociale. Nel corso del primo semestre 2024, la controllata rumena ha ottenuto una ulteriore tranche di finanziamento per 5.500 migliaia di euro come previsto dagli accordi tra le parti.

Considerando che nella sostanza le due operazioni SIMEST si configurano come un'operazione di finanziamento e tenendo conto della presenza di un'opzione "put" esercitabile dalla controparte, il Gruppo ha considerato SIMEST quale un finanziatore e, ai fini del consolidamento di Comiolica S.L. e della controllata rumena Alerion Renewable RO, non ha fatto emergere interessi di minoranza nel bilancio consolidato.

22. PASSIVITA' FINANZIARIE CORRENTI

Le passività finanziarie correnti ammontano a 64.940 migliaia di euro (35.006 migliaia di euro al 31 dicembre 2023), e sono così dettagliate:

(Euro/000)	30.06.2024	31.12.2023	Variazione
Debiti correnti per finanziamenti e linee bancarie	53.891	29.708	24.183
Debiti verso Obbligazionisti	7.276	3.721	3.555
Debiti per Lease Operativi	1.136	1.137	(1)
Debiti verso soci terzi per finanziamenti	2.637	440	2.197
Totale passività finanziarie correnti	64.940	35.006	29.934

I Debiti correnti per finanziamenti e linee bancarie sono pari a 53.891 migliaia di euro mentre erano pari a 29.708 migliaia di euro al 31 dicembre 2023. L'incremento è dovuto principalmente all'utilizzo delle linee di credito a disposizione del gruppo per 35.000 migliaia di euro.

La voce, pari a 53.891 migliaia di euro, include le quote a breve termine dei finanziamenti in project financing relative agli impianti di: i) Eolica PM S.r.l. per 2.875 migliaia di euro; ii) Anemos Wind per 3.564 migliaia di euro; iii) Green Energy Sardegna S.r.l. per 1.668 migliaia di euro; iv) Fri-El Albareto S.r.l. per 1.211 migliaia di euro; , v) Enermac S.r.l. per un importo complessivo di 2.816 migliaia di euro e vi) Alerion Seddanus S.r.l. per un importo complessivo di 2.083 migliaia di euro mentre il finanziamento ipotecario in capo a Fri-el Anzi per 2.000 migliaia di euro al 31 dicembre 2023 è stato interamente rimborsato, come i project financing in capo a Fri-el Guardionara e Naonis S.r.l.. Si evidenzia che il project financing in capo alla controllata Seddanus, a differenza della precedente chiusura annuale 2023, risulta classificato tra le passività finanziarie correnti e non correnti come definito contrattualmente.

Inoltre, si evidenzia che: i) il finanziamento corporate con Bankinter in capo alla controllante Alerion Clean Power S.p.A., al 31 dicembre 2023 pari a 285 migliaia di euro, è stato interamente rimborsato nel periodo, ii) la quota corrente del finanziamento con Mediocredito ottenuto da Alerion Clean Power S.p.A. è pari a 852 migliaia di euro ed il nuovo finanziamento bancario sottoscritto con Credit Agricole in data 25 ottobre 2023 risulta pari a 3.500 migliaia di euro al 30 giugno 2024.

Il Debito verso obbligazionisti al 30 giugno 2024 pari a 7.276 migliaia di euro si riferisce al valore degli interessi maturati nel semestre in relazione ai prestiti obbligazionari emessi i) in data 19 dicembre 2019 con durata 2019-2025, ii) in data 3 novembre 2021 con durata 2021-2027, iii) in data 17 maggio 2022 con durata 2022-2028 ed infine iv) il nuovo prestito obbligazionario stipulato in data 12 dicembre 2023 con durata 2023-2029. La variazione rispetto al 31 dicembre 2023 fa riferimento agli interessi maturati nel periodo e non ancora liquidati.

I Debiti e passività finanziarie per lease, pari a 1.136 migliaia di euro (1.137 migliaia di euro al 31 dicembre 2023), si riferiscono al valore attuale della quota scadente entro 12 mesi dei futuri canoni di lease iscritti secondo il modello di rilevazione contabile previsto dal principio IFRS 16.

(Euro/000)	30.06.2024	31.12.2023	Variazione
Crediti non correnti per strumenti derivati	4.981	3.812	1.169
Crediti correnti per strumenti derivati	1.915	9.439	(7.524)
Totale crediti per strumenti derivati (a)	6.896	13.251	( 6.355 )
Debiti non correnti per strumenti derivati	151	352	(201)
Debiti correnti per strumenti derivati	4.728	-	4.728
Totale debiti per strumenti derivati (b)	4.879	352	4.527
Ammontare netto del fair value per strumenti derivati = (a - b)	2.017	12.899	( 10.882 )

23. STRUMENTI DERIVATI

Alla data del 30 giugno 2024, gli strumenti derivati in bilancio, iscritti tra le attività, ammontano complessivamente a 6.896 migliaia di euro (13.251 migliaia di euro al 31 dicembre 2023), di cui la quota corrente, pari a 1.915 migliaia di euro, rappresenta i flussi di cassa con scadenza entro l'esercizio, mentre la quota non corrente, pari a 4.981 migliaia di euro, include i flussi di cassa futuri fino al termine del contratto derivato in corrispondenza del rimborso del finanziamento in project financing.

Alla data del 30 giugno 2024, gli strumenti derivati in bilancio, iscritti tra le passività, ammontano complessivamente a 4.879 migliaia di euro (352 migliaia di euro al 31 dicembre 2023), di cui la quota non corrente, pari a 151 migliaia di euro, include i flussi di cassa futuri fino al termine del contratto derivato in

corrispondenza del rimborso del finanziamento in project financing, mentre la quota corrente, pari a 4.728 migliaia di euro, rappresenta i flussi di cassa con scadenza entro l'esercizio.

Al 30 giugno 2024 sono in essere le seguenti operazioni di finanziamento, per le quali sono state attivate le coperture dal rischio di cash flow:

Controparte (Società) (valori in Euro/000)	Project financing oggetto di Copertura con IRS	Nozionale Derivato	Fair value strumenti derivati al 30 giugno 2024	Quota a CFH	Quota a CE	Fair value strumenti derivati al 31 dicembre 2023
Banco BPM (Fucini)	3.374	3.401	385	33	0	352
Banco BPM (Anemos Wind)	9.692	7.532	261	13	0	248
Unicredit (Green Energy Sardegna)	20.706	15.824	1.330	212	0	1.118
Unicredit (Eolica PM)	35.036	26.697	2.427	340	0	2.087
Unicredit (Enermac)	38.621	29.534	1.408	261	241	906
Unicredit (Naonis Wind)	0	0	0	(230)	27	203
Crédit Agricole Italia (Alerion Clean Power)	23.047	11.625	(136)	204	2	(342)
Unicredit (Guardionara)	0	0	0	(23)	0	23
Unicredit (Fri-el Albareto)	14.011	10.894	1.070	129	0	941
Strumenti Derivati su Project Financing	144.487	105.507	6.745	939	270	5.536
Controparte (Società) (valori in Euro/000)	Commodity Swap	Nozionale Derivato (GWh)	Fair value strumenti derivati al 30 giugno 2024	Quota a CFH	Quota a CE	Fair value strumenti derivati al 31 dicembre 2023

(valori in Euro/000)	Swap	(GWh)	2024	CFH	a CE	2023
Unicredit (Alerion Clean Power)	0	306	(4.728)	(12.091)	0	7.363
Strumenti Derivati Commodity Swap	0	306	(4.728)	(12.091)	0	7.363
Strumenti Derivati riconducibili a partecipazioni consolidate integralmente			2.017	(11.152)	270	12.899
relativo effetto fiscale			(284)	3.140	(63)	(3.361)
Strumenti derivati riconducibili a partecipazioni consolidate integralmente al			1.733	(8.012)	207	9.538

netto del relativo effetto fiscale

Il Gruppo stipula contratti di Interest Rate Swap per gestire il rischio derivante dalla variazione dei tassi di interesse sui finanziamenti in project financing detenuti con diversi pool di banche, e su richiesta delle medesime (condizione per la stipula di operazioni in Project Financing), convertendo le linee dei finanziamenti dedicate agli investimenti da tassi variabili a tassi fissi. Alla data di bilancio risultano in essere contratti di Interest Rate Swap per un nozionale di circa 105.507 migliaia di euro, che fissano l'interesse ad un tasso IRS medio corrispondente a circa il 4% per un periodo lungo mediamente 15 anni dalla data di stipula.

Si segnala che il Gruppo stipula contratti di Commodity Swap sul prezzo dell'energia elettrica per gestire il rischio di prezzo, contenere la volatilità indotta dalle variazioni dei prezzi di mercato dell'energia elettrica sulla propria marginalità e conseguentemente stabilizzare i relativi flussi di cassa generati dalla vendita dell'energia elettrica prodotta dai propri impianti. Tali contratti prevedono la conversione da prezzo variabile (Prezzo Unico Nazionale – PUN) a prezzo fisso, calcolati su un predeterminato importo Nozionale. Alla data di bilancio risultano in essere contratti per un Nozionale di circa 306 GWh su scadenze relative all'esercizio in corso, 2024, ed in parte anche per scadenze relative all'esercizio 2025.

La variazione di periodo del fair value degli Interest Rate Swap su project financing è positiva per 1.209 migliaia di euro, prevalentemente riconducibile al regolamento dei differenziali nel corso del semestre.

La variazione del Fair Value degli strumenti Commodity Swap sul prezzo dell'energia risulta negativa per 12.091 migliaia di euro per effetto dei minori valori attesi dei prezzi dell'energia per le scadenze coperte. La variazione è stata rilevata interamente a patrimonio netto.

Strumenti Finanziari Derivati: Cash Flow Hedge

Come indicato nei paragrafi relativi alla gestione del rischio di tasso di interesse e alla gestione del rischio di prezzo sulle commodities della relazione finanziaria annuale, il Gruppo stipula:

• contratti di Interest Rate Swap per gestire il rischio derivante dalla variazione dei tassi di interesse sui finanziamenti concessi dagli istituti finanziari, convertendo gran parte di questi finanziamenti da tasso variabile a tasso fisso;

• contratti di commodity swap per gestire il rischio derivante dalla volatilità dei prezzi di vendita dell'energia elettrica, scambiando mensilmente un differenziale tra un prezzo fisso e un prezzo variabile indicizzato alla media del prezzo benchmark (Prezzo Unico Nazionale PUN) rilevata nel mese di riferimento, applicato ad un determinato volume mensile di energia elettrica (nozionale).

Il fair value dei contratti di Interest Rate Swap e degli strumenti Commodity Swap sul prezzo dell'energia in essere al 30 giugno 2024 è stimato in un ammontare netto corrispondente a 2.017 migliaia di euro (al 31 dicembre 2023 pari a 12.899 migliaia di euro) ed include le posizioni di seguito riconducibili:

• al fair value dei contratti di commodity swap riconducibile alle società consolidate integralmente in essere al 30 giugno 2024 è negativo per 4.728 migliaia di euro.
• al fair value positivo dei contratti di Interest Rate Swap riconducibile alle società consolidate integralmente in essere al 30 giugno 2024 è per 6.745 migliaia di euro.

Controparte (*) dati al 30 giugno 2024 (valori in Euro/000)		Fair value al 30 giugno	Inception	Effective	Termination	Tasso	Tasso
	Nozionale	2024	Date	Date	Date	Fisso	Variabile
Strumenti Derivati su Tassi di Interesse
Banco BPM (Fucini)	3.401	385	18-gen-22	30-giu-22	30-giu-32	0,47%	Euribor 6M
Banco BPM (Anemos Wind)	7.532	261	12-mag-22	30-giu-22	31-dic-28	1,39%	Euribor 6M
Unicredit (Green Energy Sardegna)	15.824	1.330	30-ott-18	31-dic-18	29-giu-35	1,23%	Euribor 6M
Unicredit (Enermac)	29.534	1.408	22-dic-23	30-giu-22	29-giu-35	1,93%	Euribor 6M
Unicredit (Eolica PM)	26.697	2.427	21-dic-18	21-dic-18	29-giu-35	1,11%	Euribor 6M
Crédit Agricole Italia (Alerion Clean Power)	11.625	(136)	6-nov-23	23-ott-23	28-dic-28	3,33%	Euribor 6M
Unicredit (Fri-el Albareto)	10.894	1.070	15-feb-19	28-giu-19	29-giu-35	0,95%	Euribor 6M
Strumenti Derivati su	105.507	6.745
Tassi di Interesse
Controparte (*) dati al 30 giugno 2024 (valori in Euro/000)	Nozionale (GWh)	Fair value al 30 giugno	Inception	Effective	Termination	Prezzo	Prezzo
Strumenti derivati su		2024	Date	Date	Date	Fisso	Variabile
Commodities Unicredit (Alerion Clean Power)	155	(2.087)	23-gen-24	1-ott-24	31-dic-24	99	Prezzo Unico
Unicredit (Alerion Clean	151	(2.641)	23-gen-24	1-gen-25	31-mar-25	102	Nazionale (PUN)
Power) Strumenti derivati su Commodities	306	(4.728)

(*) Si specifica che in caso di finanziamenti concessi da un pool di banche il termine "Controparte" indentifica la banca Agente del pool

Il fair value netto dei contratti di interest rate swap e dei commodity swap sul prezzo dell'energia riconducibile alle società consolidate integralmente in essere al 30 giugno 2024 è stimato in un ammontare positivo corrispondente a 2.017 migliaia di euro (al 31 dicembre 2023 era positivo per 12.899 migliaia di euro). Tale valore è esposto tra le attività per strumenti derivati per 6.896 migliaia di euro e parte tra i debiti per strumenti derivati per 4.879 migliaia di euro.

Al netto del relativo effetto fiscale, la riserva di Cash Flow Hedge di Gruppo, pari a 9.636 al 31 dicembre 2023, al 30 giugno 2024 ammonta a 1.622 migliaia di euro.

			Movimenti Riserva CFH
Società	Riserva CFH** al 30 giugno 2024	Riserva CFH al 31 dicembre 2023	Regolamento differenziali	Adeguamento al Fair Value
Banco BPM (Fucini)	385	352	(61)	94
Banco BPM (Anemos Wind)	261	248	(111)	124
Unicredit (Enermac)	1.277	1.016	(308)	569
Unicredit (Naonis Wind)	0	230	(322)	92
Unicredit (Green Energy Sardegna)	1.330	1.118	(457)	669
Unicredit (Guardionara)	0	23	(23)	0
Unicredit (Eolica PM)	2.427	2.087	(391)	731
Crédit Agricole Italia (Alerion Clean Power)	(136)	(340)	(35)	239
Unicredit (Alerion Clean Power)	(4.728)	7.363	(9.768)	(2.323)
Unicredit (Fri el Albareto)	1.070	941	(169)	298
Riserva Cash Flow Hedge before tax	1.886	13.038	(11.645)	493
Imposte differite	(264)	(3.402)	3.175	(37)
Riserva Cash Flow Hedge Netta	1.622	9.636	(8.470)	456

(**) CFH (Riserva Cash Flow Hedge)

La riserva di cash flow Hedge al netto dell'effetto fiscale al 30 giugno 2024 si è ridotta di 8.014 migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2023, con un impatto negativo sul patrimonio netto consolidato per effetto principalmente del regolamento delle cedole IRS scadute nel periodo e della variazione della riserva afferente al commodity swap sul prezzo di vendita dell'energia elettrica.

Si evidenzia che la riserva di cash flow Hedge relativa ai contratti di Commodity Swap che al 31 dicembre 2023 ammontava ad un valore positivo pari a 7.363 migliaia di euro al lordo dell'effetto fiscale è stata rilasciata a conto economico nel corso del primo trimestre 2024, contestualmente al manifestarsi delle produzioni di energia elettrica coperte. Alla data del 30 giugno 2024 la riserva aperta sulle nuove coperture ammonta ad un valore negativo pari a 4.728 migliaia di euro al lordo dell'effetto fiscale.

Attività e passività finanziarie che non sono state oggetto di copertura

Attualmente, il Gruppo non ha coperto le seguenti tipologie di strumenti finanziari:

• − debiti finanziari rappresentati in particolare dal debito verso gli istituti bancari Bankinter e Mediocredito in capo alla controllante complessivamente per 1.938 migliaia di euro;
• − depositi bancari, a vista e a breve termine (scadenza massima tre mesi), utilizzati per impieghi temporanei di liquidità.

24. TFR E ALTRI FONDI RELATIVI AL PERSONALE

La voce ammonta a 1.487 migliaia di euro (1.390 migliaia di euro al 31 dicembre 2023) ed includono il valore attuariale dell'effettivo debito del Gruppo verso tutti i dipendenti determinato applicando i criteri previsti dallo IAS 19.

(Euro/000)	30.06.2024	31.12.2023	Variazione
TFR	1.487	1.390	97
Totale TFR ed altri fondi relativi al personale	1.487	1.390	97

Di seguito vengono riassunte le ipotesi attuariali utilizzate per la definizione del fondo:

Tabella_Ipotesi attuariali ed economico finanziarie
Data di calcolo	30/06/2024
Tasso di mortalità	Tavole IPS55
Tassi di invalidità	Tavole INPS-2000
Tasso di rotazione del personale	2,00%
Tasso di attualizzazione*	3,61%
Tasso incremento retribuzioni	1,00%
Tasso di anticipazioni	1,00%
Tasso d'inflazione	2,50%

I dipendenti del Gruppo al 30 giugno 2024 risultano pari a 195 unità. Di seguito si riporta il dettaglio della composizione:

	Consistenza al 31.12.23	Incrementi	Decrementi	Consistenza al 30.06.2024	Consistenza media del periodo
Dirigenti	4	0	0	4	4
Quadri e Impiegati	98	28	(8)	118	116
Operai	67	10	(4)	73	69
Totale dipendenti	169	38	(12)	195	189

Di seguito si forniscono le informazioni relative all'età media del personale ed alla sua formazione:

	Età media		Laureati
	al 31.12.2023	al 30.06.2024	al 31.12.2023	al 30.06.2024
Dirigenti	51	52	4	4
Quadri e Impiegati	38	38	71	86
Operai	34	34	0	0
Media	36,5	36,6	75	90

(Euro/000)	30.06.2024	31.12.2023	Variazione
Fondo imposte e contenzioso fiscale	3.017	2.925	92
Fondo rischi per controversie legali	149	147	2
Fondi su altri rischi	8.539	10.767	(2.228)
Totale fondi per rischi ed oneri futuri	11.705	13.839	(2.134)

25. FONDI PER RISCHI ED ONERI FUTURI

Si riporta di seguito la movimentazione dei Fondi per rischi e oneri futuri:

(Euro/000)	Imposte e contenzioso fiscale	Rischi per controversie legali	Fondi su altri rischi	Totale
Consistenza al 31 dicembre 2023	2.925	147	10.767	13.839
Accantonamenti	92	35	323	450
(Utilizzi / rilasci)	0	(33)	(2.551)	(2.584)
Consistenza al 30 giugno 2024	3.017	149	8.539	11.705

La voce Imposte e contenzioso fiscale include accantonamenti relativi alla maggiore imposta ICI/IMU ricalcolata principalmente sulla base delle rendite rideterminate dall'Agenzia del Territorio. Al 30 giugno 2024 ammonta a 3.017 migliaia di euro, mentre era pari a 2.925 migliaia di euro al 31 dicembre 2023.

Il Fondo rischi per controversie legali è iscritto a fronte degli oneri legali relativi alle controversie in essere e riflette la stima aggiornata dei rischi sulle cause legali al 30 giugno 2024.

Si segnala che il fondo precedentemente iscritto a fronte della causa promossa dalla società, volta a dichiarare la nullità di alcuni contratti derivati su commodities a copertura del rischio prezzo dell'energia elettrica, era riclassificato al 31 dicembre 2023 tra i debiti commerciali a seguito della sentenza emessa dal tribunale di Milano con esito negativo in data 8 febbraio 2024. Successivamente le Parti hanno ritenuto di sottoscrivere un accordo transattivo che ha definito ogni pendenza in relazione ai contratti derivati che si devono intendere adempiuti. L'accordo è stato regolato nel corso del primo trimestre 2024.

La voce Fondi su altri rischi include principalmente:

• i costi di smantellamento degli impianti per 4.365 migliaia di euro (al 31 dicembre 2023 4.311 migliaia di euro) In relazione a quanto previsto dallo IAS 16 e dallo IAS 37 in materia di rilevazione degli oneri di ripristino del sito su cui operano i parchi eolici, si è provveduto ad incrementare il fondo oneri iscritto di 54 migliaia di euro, in contropartita della voce immobilizzazioni materiali, in collegamento alla variazione dei tassi di attualizzazione;
• il fondo relativo alla società operativa spagnola Comiolica per 1.499 migliaia di euro (pari a 4.030 migliaia di euro al 31 dicembre 2023) calcolato sulla rendita prevista dalla normativa spagnola agli impianti di produzione da energia eolica, riflessa in conto economico nella voce altri ricavi.

Una descrizione più dettagliata delle controversie legali è riportata nella nota "39" "Controversie legali".

26. IMPEGNI E GARANZIE

Gli impegni contrattuali assunti dal Gruppo Alerion e le garanzie prestate a terzi e risultanti al 30 giugno 2024 sono di seguito riepilogate:

• Fideiussioni o Garanzie rilasciate in favore di terzi per complessivi 287.184 migliaia di euro di cui:
  • 189.787 migliaia di euro relativi a finanziamenti bancari, in project financing e verso soci di minoranza. Le garanzie relative a project financing ammontano a 162.787 migliaia di euro il cui debito residuo in bilancio è pari a 93.383 migliaia di euro;
  • 70.282 migliaia di euro a garanzia di contratti di fornitura stipulati dal gruppo attraverso le proprie SPV in sviluppo;
  • 16.403 migliaia di euro a copertura degli obblighi di ripristino ambientale iscritti nei titoli autorizzativi in capo alle SPV;
  • 3.241 migliaia di euro in favore del Gestore Servizi Energetici GSE S.p.A. per la partecipazione alle rispettive aste;
  • 7.471 migliaia di euro per altri obblighi.
  • Pegno sulle quote delle seguenti società: Fri-EL Albareto S.r.l., Green Energy Sardegna S.r.l., Eolica PM S.r.l., Anemos Wind S.r.l., Enermac S.r.l., Naonis Wind S.r.l., e Alerion Seddanus S.r.l. a garanzia dei finanziamenti in project Finance.

CONTO ECONOMICO

27. RICAVI OPERATIVI

I Ricavi operativi del primo semestre 2024 ammontano a 81.542 migliaia di euro (86.376 migliaia di euro nel primo semestre 2023) e si riferiscono principalmente a:

• ricavi per vendita di energia elettrica per 70.359 migliaia di euro (85.209 migliaia di euro al 30 giugno 2023);
• ricavi da tariffa incentivante per 11.183 migliaia di euro (1.167 migliaia di euro al 30 giugno 2023).

Nel primo semestre 2024 il ricavo medio di cessione per gli impianti eolici consolidati integralmente e incentivati secondo la Tariffa incentivante (FIP) ex "certificati verdi" è stato pari a 128,2 euro per MWh, rispetto ai 142,4 euro per MWh del medesimo periodo 2023. In particolare:

• l prezzo medio di cessione dell'energia elettrica nel 2024 per gli impianti consolidati integralmente è stato pari a 86 euro per MWh, rispetto a 142,4 euro per MWh del medesimo periodo del 2023;
• il prezzo medio degli incentivi nel 2024 è stato 42,2 (nullo nel medesimo periodo del 2023).
• i parchi Eolici di Villacidro, Morcone-Pontelandolfo ed Albareto, beneficiano invece di un prezzo minimo garantito di asta (ex D.M. 23/06/2016) pari a 66 euro per MWh.

Il prezzo medio di vendita nel periodo per l'impianto di Krupen in Bulgaria è stato pari a circa 74,88 Euro per MWh. In particolare, in Bulgaria il sistema di incentivazione, che prima era di tipo fisso da giugno 2019 è diventato variabile: l'energia elettrica prodotta viene venduta sul libero mercato attraverso dei trader al miglior prezzo di negoziazione e successivamente l'Autorità riconosce per ogni MWh prodotto un premio aggiuntivo, che viene determinato annualmente al 30 giugno.

Si segnala che il Gruppo ha inoltre stipulato nel periodo contratti di Commodity Swap sul prezzo dell'energia elettrica per gestire il rischio di prezzo, contenere la volatilità indotta dalle variazioni dei prezzi di mercato dell'energia elettrica sulla propria marginalità e conseguentemente stabilizzare i relativi flussi di cassa generati dalla vendita dell'energia elettrica prodotta dai propri impianti. Tali contratti, prevedono la conversione, da prezzo variabile (Prezzo Unico Nazionale – PUN) a prezzo fisso, calcolati su un predeterminato importo Nozionale. Alla data di bilancio risultano stipulati contratti per un Nozionale di circa 300 GWh, da scambiare nell'ultimo trimestre del 2024 e nel primo trimestre del 2025.

28. ALTRI RICAVI E PROVENTI DIVERSI

Gli Altri Ricavi del primo semestre 2024 sono pari a 9.816 migliaia di euro (25.125 migliaia di euro nel primo semestre 2023) in diminuzione rispetto allo scorso semestre. La variazione è riconducibile principalmente alla plusvalenza realizzata nel corso dello scorso 2023 per l'operazione di cessione della quota di minoranza della partecipata Andromeda Wind S.r.l., pari a circa 13.926 migliaia di euro, nell'ambito dell'operazione con RWE Renewables Italia S.r.l.

Le restanti variazioni della voce si riferiscono a:

• consulenze amministrative e tecniche rese nei confronti di società le cui partecipazioni sono valutate con il metodo del Patrimonio Netto per 1.554 migliaia di euro (1.019 migliaia di euro nel semestre 2023);

• indennizzi assicurativi per interventi sui siti produttivi e indennizzi relativi alla mancata produzione complessivamente per 493 migliaia di euro, riconosciuti a conto economico al momento in cui è accertato l'atto di liquidazione (5.067 migliaia di euro nel semestre 2023);
• contributi ex-lege 488/92 e al contributo P.O.R., ottenuti rispettivamente per la costruzione degli impianti eolici di Albanella, Agrigento, Campidano, Ricigliano, Grottole e Anglona per complessivi 786 migliaia di euro (830 migliaia di euro nel semestre 2023).

29. COSTI OPERATIVI

I Costi operativi del primo semestre 2024 ammontano a 26.472 migliaia di euro (25.603 migliaia di euro nel primo semestre 2023) e sono così dettagliati:

(Euro/000)	I Semestre 2024	I Semestre 2023	Variazione
Costi operativi
Personale	6.521	4.867	1.654
CDA e Costi Societari	1.270	1.075	195
Consulenze e collaborazioni	3.725	4.075	(350)
Assicurazioni	2.432	2.445	(13)
Manutenzione	8.122	6.540	1.582
Royalties e Locazioni	1.758	1.872	(114)
IMU	413	521	(108)
Altri Costi di produzione e sbilanciamenti	238	296	(58)
Altri costi di gestione	1.956	3.899	(1.943)
Altri Costi operativi	19.914	20.723	(809)
Accantonamenti fondi rischi	37	13	24
Accantonamenti per rischi	37	13	24
Totale costi operativi	26.472	25.603	869

I costi operativi del primo semestre 2024 sono pari a 26.472 migliaia di euro in aumento rispetto ai 25.603 migliaia di euro del 2023 per 869 migliaia di euro. I costi del personale per effetto dei nuovi ingressi nel corso del 2024, a seguito della variazione della struttura organizzativa del gruppo, evidenziano un incremento di 1.654 migliaia di euro, confrontando i valori dei due periodi.

La voce CdA e costi societari nel primo semestre 2024 è pari a 1.270 migliaia di euro, in aumento rispetto al valore del primo semestre 2023 (1.075 migliaia di euro).

La voce Consulenze è pari a 3.725 migliaia di euro, in decremento di circa 350 migliaia di euro rispetto al periodo precedente quando la voce ammontava a 4.075 migliaia di euro.

La voce Royalties è pari a 1.758 migliaia di euro alla fine del primo semestre 2024, in diminuzione di circa 114 migliaia di euro rispetto al periodo precedente per effetto della contrazione dei ricavi da vendita di energia elettrica.

I Costi di manutenzione comprendono principalmente i costi di manutenzione degli impianti operativi e nel primo semestre 2024 sono pari a 8.122 migliaia di euro, in aumento rispetto ai valori espressi nell'analogo periodo 6.540 migliaia di euro.

La voce Accantonamenti per rischi ammonta a 37 migliaia di euro, rispetto a 13 migliaia di euro al 30 giugno 2023.

La tabella seguente riporta il dettaglio del costo del personale.

(Euro/000)	2024	2023	Variazione
Salari, stipendi e oneri sociali	4.878	3.590	1.288
Oneri sociali	1.172	961	211
Trattamento di fine rapporto	232	171	61
Altri costi del personale	239	145	94
Totale costi del personale	6.521	4.867	1.654

30. AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI

Nella tabella seguente vengono riportate le voci di dettaglio relative ad ammortamenti e svalutazioni:

(Euro/000)	I Semestre 2024	I Semestre 2023	Variazione
Ammortamenti Immateriali	7.857	7.704	153
Ammortamenti Materiali	19.080	17.763	1.317
Svalutazione e rettifiche di valore	0	16.921	(16.921)
Totale ammortamenti e svalutazioni	26.937	42.388	(15.451)

La voce ammortamenti, in aumento con quanto rilevato nel precedente periodo, risulta pari a 26.937 migliaia di euro ed è riconducibile interamente all'ammortamento degli impianti operativi del Gruppo (nel primo semestre 2023 erano pari a 25.467 migliaia di euro).

Si segnala che la quota di ammortamento dei beni iscritti in accordo con il principio di riferimento IFRS 16 come Terreni o Fabbricati, ammonta al 30 giugno 2024 a 665 migliaia di euro.

Si segnala che nel semestre 2023 la voce Svalutazioni e rettifiche di valore era relativa alle acquisizioni di Fri-el Guardionara e di Fri-el Anzi, contabilizzate in via provvisoria (IFRS 3) con il riconoscimento di alcuni plusvalori emersi in sede di prima acquisizione e provvisoriamente allocati alla voce "concessioni". Le analisi di impairment condotte al 30 giugno 2023, stante le condizioni di mercato sensibilmente differenti rispetto a quelle in essere alla data di valutazione, avevano portato a determinare un adeguamento della valutazione pari a 16.921 migliaia di euro al lordo del relativo effetto fiscale.

31. PROVENTI (ONERI) FINANZIARI

Nella tabella seguente vengono riportate le voci di dettaglio che compongono il risultato della gestione finanziaria:

(Euro/000)	I Semestre 2024	I Semestre 2023	Variazione
Proventi finanziari:
interessi da banche	2.043	1.071	972
proventi da strumenti derivati	1.902	938	964
proventi finanziari verso terzi	4.714	2.533	2.181
altri proventi finanziari	4	0	4
Totale Proventi finanziari	8.663	4.542	4.121
Oneri finanziari:
interessi su Prestito Obbligazionario	(13.059)	(7.673)	(5.386)
interessi e oneri finanziari	(6.390)	(4.948)	(1.442)
altri oneri finanziari	(208)	(584)	376
Totale Oneri finanziari:	(19.657)	(13.205)	(6.452)
Totale proventi ed oneri finanziari	(10.994)	(8.663)	(2.331)

Proventi finanziari

I Proventi finanziari sono pari a 8.663 migliaia di euro nel primo semestre 2024 in aumento rispetto allo scorso semestre di 4.121 migliaia di euro ed includono principalmente gli interessi maturati sulle attività finanziarie del gruppo che rappresentano temporanei impieghi di liquidità: i) strumenti obbligazionari con una durata media di circa 5 anni con primarie controparti finanziarie e ii) giacenze di conto corrente temporaneamente impiegate in "contratti di time deposit".

I Proventi da strumenti derivati includono le variazioni del fair value degli strumenti derivati che non si sono qualificate di copertura alla data di valutazione del 30 giugno 2024 per 270 migliaia di euro e i proventi delle cedole IRS a valere sui contratti di finanziamento in project financing regolate nel corso del primo semestre 2024 per 1.632 migliaia di euro.

Si evidenzia che l'obiettivo del Gruppo è quello di limitare l'oscillazione degli oneri finanziari che hanno incidenza sul risultato economico, contenendo il rischio derivante dal potenziale rialzo dei tassi di interessi. In tale ottica il Gruppo ricorre mediamente a contratti derivati stipulati con controparti terze (Interest Rate Swap) finalizzati a predeterminare o limitare la variazione dei flussi di cassa dovuta alla variazione di mercato dei citati tassi di interesse, con riferimento ai debiti a medio-lungo termine. Ad ogni data di valutazione si verifica il rispetto delle condizioni di efficacia delle coperture messe in atto.

Oneri finanziari

Gli oneri finanziari sono pari a 19.657 migliaia di euro (13.205 migliaia di euro al 30 giugno 2023) ed includono Interessi e oneri bancari a breve termine per 6.390 migliaia di euro, che si riferiscono principalmente a interessi maturati sull'utilizzo dei finanziamenti "project financing" e Interessi maturati sul prestito obbligazionario per 13.059 migliaia di euro. La voce altri oneri finanziari pari a 208 migliaia di euro include oneri finanziari relativi ai debiti per leasing iscritti per il principio IFRS 16 e agli oneri relativi alle differenze sui cambi maturate nel semestre.

32. PROVENTI (ONERI) DA PARTECIPAZIONI ED ALTRE ATTIVITA' FINANZIARIE

I proventi netti da partecipazioni sono positivi per 214 migliaia di euro e si riferiscono principalmente a interessi attivi verso controllate, mentre erano positivi per 22.876 migliaia di euro nel primo semestre 2023 quando si riferivano principalmente all'operazione che era stata perfezionata con RWE per l'acquisizione del 100% delle quote di Guardionara e Anzi, precedentemente detenute dal gruppo con una quota minoritaria pari al 49%.

33. IMPOSTE

Il dettaglio della voce Imposte è illustrato nella tabella seguente:

Euro migliaia	I Semestre 2024	I Semestre 2023 Variazione
Imposte correnti	(4.392)	(13.326)	8.934
Imposte Differite attive relative all'insorgenza ed al riversamento di differenze temporanee	(5.751)	(3.023)	(2.728)
Imposte Differite Passive relative all'insorgenza ed al riversamento di differenze temporanee	(8)	7.041	(7.049)
Imposte sul reddito nel conto economico consolidato	(10.151)	(9.308)	(843)

Imposte differite e imposte anticipate

La composizione delle imposte differite e anticipate al 30 giugno 2024 è la seguente:

				Conto economico	Altri utili/(perdite) complessivi e altre variazioni	Conto economico
		Stato patrimoniale consolidato		consolidato	consolidato I Semestre
Valori in migliaia di euro (A) Fondo imposte differite	30/06/2024	31/12/2023	Variazione	I Semestre 2024		2023
passive
Attualizzazione Trattamento	(16)	8	(24)	0	(24)	0
Fine Rapporto
Impose differite su differenze temporanee relative a Dividendi	(3.640)	(3.396)	(244)	(244)	0	(614)
non imponibili e ammortamenti Imposte anticipate su
differenze temporanee rilevate per applicazione IFRS 16 Lease finanziari	(2.696)	(2.831)	135	135	0	135
Imposte differite su differenze
temporanee rilevate sulle elisioni intragruppo	(144)	(144)	0	0	0	0
Aggregazione aziendale (IFRS3)	(38.976)	(40.419)	1.443	1.443	0	5.976
Strumenti Derivati	(1.862)	(2.351)	489	(1.384)	1.873	(780)
Adeguamento ai principi contabili di Gruppo	(1.522)	(1.776)	254	42	212	2.324
Totale (A)	(48.856)	(50.909)	2.053	(8)	2.061	7.041
(B) Attività per Imposte anticipate
Imposte anticipate su
differenze temporanee per	3.862	12.332	(8.470)	(8.470)	0	139
iscrizioni di fondi rischi, ammortamenti
Strumenti Derivati	446	1.112	(666)	(2.054)	1.388	(2.337)
Rettifiche di consolidato ai fini
dell'adeguamento del bilancio ai principi IFRS utilizzati dal Gruppo	(3.506)	(2.717)	(789)	(709)	(80)	(746)
Imposte anticipate su differenze temporanee relative ad eccedenze di interessi	(75)	(75)	0	0	0	21
passivi
Imposte anticipate su
differenze temporanee rilevate	322	303	19	19	0	16
per applicazione IFRS 16 Lease operativi
Imposte anticipate su
differenze temporanee rilevate	900	931	(31)	(31)	0	(31)
sulle elisioni intragruppo
Perdite disponibili per la compensazione con utili futuri tassabili	5.659	9	5.650	5.650	0	5
Altre differenze temporanee deducibili	19.600	19.756	(156)	(156)	0	(90)
Totale (B)	27.208	31.651	(4.443)	(5.751)	1.308	(3.023)
Attività per imposte differite nette	(21.648)	(19.258)	(2.390)	(5.759)	3.369	4.018
Imposte correnti				(4.392)		(13.326)
Totale imposte dell'esercizio				(10.151)		(9.308)

Attività per imposte anticipate e Fondo Imposte differite Passive

La differenza rispetto al 31 dicembre 2023 pari a 2.390 migliaia di euro è stata recepita, in parte direttamente tra le variazioni negative di patrimonio netto e in parte nel conto economico consolidato.

Le passività per imposte differite sono rilevate principalmente sull'iscrizione di attività immateriali a seguito di aggregazioni aziendali, su dividendi non imponibili e ammortamenti, e sull'applicazione dell'IFRS 16 per leasing finanziari.

Le imposte anticipate sono rilevate principalmente:

• come beneficio fiscale dei futuri maggiori ammortamenti deducibili sulle rivalutazioni dei beni effettuate nei bilanci civilistici al 31 dicembre 2020, al fine di allineare il carico fiscale in consolidato con quello di bilanci civilistici;
• su differenze temporanee per iscrizioni di fondi rischi, connesse all'iscrizione di fondi rischi in Alerion Clean Power S.p.A. e Alerion Real Estate S.r.l. in liquidazione.
• sull'eccedenza degli interessi passivi sul ROL, per le quali si ritiene vi sia la ragionevole certezza del riassorbimento nei periodi d'imposta successivi ai sensi dell'art. 96 del TUIR.
• su differenze temporanee, rilevate sulle elisioni infragruppo e connesse principalmente a oneri finanziari su finanziamenti infragruppo, capitalizzati nei bilanci civilistici delle società controllate.

Imposte correnti

Si riporta qui di seguito il prospetto relativo alla riconciliazione tra onere fiscale teorico ed effettivo:

Totale	Estero	Italia	(Euro migliaia)
28.091	(1.868)	29.959	Reddito ante imposte consolidato
9.205	656	8.549	Imposta teorica
(754)	(172)	(582)	Differenze permanenti
(9.101)	0	(9.101)	Differenze temporanee
(860)	0	(860)	Altre variazioni in Consolidato Fiscale
5.8780	0	5.880	Altre variazioni
4.370	484	3.886	Imposta effettiva
15,6%	n.a.	13,0%	Imposta effettiva %
32	0	32	Altre imposte
(10)	(10)	0	Rettifiche di consolidamento
4.392	474	3.918	Totale imposte correnti
3.178	0	3.178	Imposte anticipate e differite
2.581	(148)	2.729	Rettifiche di consolidamento
5.759	(148)	5.907	Totale imposte anticipate e differite
10.151
	326	9.825	Imposte d'esercizio

34. RISULTATO PER AZIONE

L'utile base per azione è calcolato dividendo l'utile netto del periodo attribuibile agli azionisti della capogruppo per il numero medio ponderato delle azioni in circolazione durante il periodo, al netto delle azioni proprie acquistate da Alerion Clean Power S.p.A. nel corso del primo semestre 2024.

Di seguito sono esposti il reddito e le informazioni sulle azioni ai fini del calcolo dell'utile per azione base e diluito:

Risultati sintetici

	I Semestre	I Semestre
Euro migliaia	2024	2023
Risultato netto attribuibile agli azionisti ordinari dalla gestione delle attività in funzionamento	17.940	50.539
Risultato di competenza di Azionisti Terzi	296	419
Utile (perdita) di periodo netta attribuibile agli azionisti della capogruppo	17.644	50.120
Numero Azioni in circolazione
Nr. azioni capitale sociale in circolazione	54.229.403	54.229.403
Azioni proprie alla data	691.480	364.803
Media ponderata delle azioni in circolazione	53.578.135	53.892.905
Utile per azione
(Euro)	I Semestre 2024	I Semestre 2023
Risultato per azione	0,33	0,93

35. RELAZIONE SULL'ANDAMENTO DEI SETTORI DI ATTIVITA'

Il principio IFRS 8 richiede di identificare i segmenti operativi, oggetto di informativa di settore, sulla base degli elementi regolarmente utilizzati dal management per la gestione e per l'analisi delle performance. Le attività del Gruppo sono focalizzate nel settore eolico.

Anche in considerazione dell'informativa gestionale, vengono di seguito riportati gli schemi relativi all'informativa delle Attività operative e Holding.

Si riporta di seguito la suddivisione per area geografica per quanto riguarda i ricavi operativi nonostante l'operatività del Gruppo sia concentrata principalmente nel territorio italiano e solamente in via residuale all'estero, rispettivamente l'impianto di Krupen (sito in Bulgaria), di Comiolica (situato in Spagna) e gli impianti fotovoltaici in Romania.

Ricavi operativi per Area Geografica	Periodo chiuso al 30 giugno 2024		Esercizio chiuso al 30 giugno 2023
(valori in Euro migliaia)	Euro migliaia	% su totale	Euro migliaia	% su totale
Italia Isole	30.773	38%	31.115	36%
Italia Continente	43.781	54%	48.566	56%
Spagna	1.373	2%	3.574	4%
Bulgaria	1.020	1%	1.416	2%
Romania	4.595	5%	1.705	2%
Ricavi Operativi	81.542	100%	86.376	100%

Settori di attività: Stato patrimoniale

	Attività operative		Holding		Consolidato
(euro/000)	30.06.2024	31.12.2023	30.06.2024	31.12.2023	30.06.2024	31.12.2023
ATTIVITA' NON CORRENTI:
Attività immateriali	285.247	265.019	0	0	285.247	265.019
Attività materiali	600.657	582.663	9.666	9.108	610.323	591.771
Crediti finanziari, partecipazioni e altre attività finanziarie non correnti	26.258	37.629	14.905	14.423	41.163	52.052
Altre attività non correnti	20.745	21.169	7.901	11.728	28.646	32.897
TOTALE ATTIVITA' NON CORRENTI	932.907	906.480	32.472	35.259	965.379	941.739
ATTIVITA' CORRENTI:
Rimanenze di magazzino	12.988	10.561	0	0	12.988	10.561
Crediti finanziari, partecipazioni e altre attività finanziarie correnti	2.438	2.693	69.276	74.964	71.714	77.657
Crediti vari e altre attività correnti	55.724	46.381	13.935	15.373	69.659	61.754
Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti	96.094	83.540	204.448	259.622	300.542	343.162
TOTALE ATTIVITA' CORRENTI	167.244	143.175	287.659	349.959	454.903	493.134
TOTALE ATTIVITA'	1.100.151	1.049.655	320.131	385.218	1.420.282	1.434.873
PATRIMONIO NETTO	142.133	170.745	157.055	155.980	299.188	326.725
PASSIVITA' NON CORRENTI:
Passività finanziarie non correnti	134.062	136.209	711.988	708.334	846.050	844.543
Debiti vari ed altre passività non correnti	76.879	73.727	7.535	8.260	84.414	81.987
TOTALE PASSIVITA' NON CORRENTI	210.941	209.936	719.523	716.594	930.464	926.530
PASSIVITA' CORRENTI:
Passività finanziarie correnti	17.080	25.742	52.589	9.265	69.668	35.006
Debiti vari ed altre passività correnti	111.271	100.162	9.691	46.450	120.962	146.612
TOTALE PASSIVITA' CORRENTI	128.351	125.904	62.280	55.715	190.630	181.618
Finanziamenti intersegmento	618.726	543.070	(618.726)	(543.070)	0	0
TOTALE PASSIVITA'	958.018	878.910	163.077	229.239	1.121.094	1.108.148
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA'	1.100.151	1.049.655	320.131	385.218	1.420.282	1.434.873

Settori di attività: Conto Economico

	Attività operative		Holding		Consolidato
(euro/000)	I Semestre 2024	I Semestre 2023	I Semestre 2024	I Semestre 2023	I Semestre 2024	I Semestre 2023
Ricavi operativi	81.542	86.376	0	0	81.542	86.376
Altri ricavi e proventi diversi	5.598	7.926	4.218	17.199	9.816	25.125
TOTALE RICAVI	87.140	94.302	4.218	17.199	91.358	111.501
Costi operativi	23.522	23.188	2.951	2.415	26.472	25.603
Variazione delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	922	2.124	0	0	922	2.124
Ammortamenti e svalutazioni	26.533	42.172	404	216	26.937	42.388
RISULTATO OPERATIVO (EBIT)	38.008	31.066	864	14.568	38.871	45.634
Proventi (oneri) finanziari e da partecipazioni netti	(7.521)	14.851	(3.259)	(638)	(10.780)	14.213
RISULTATO ANTE IMPOSTE	30.487	45.917	(2.396)	13.930	28.091	59.847
Imposte di periodo					(10.151)	(9.308)
RISULTATO NETTO DERIVANTE DALLE ATTIVITA' DI FUNZIONAMENTO					17.940	50.539
RISULTATO NETTO DEL PERIODO					17.940	50.539
Risultato di competenza di Azionisti Terzi					296	419
RISULTATO NETTO DI COMPETENZA DEL GRUPPO					17.644	50.120

Attività Operative:

I Ricavi operativi del primo semestre 2024 ammontano a 81.542 migliaia di euro (86.376 migliaia di euro nel primo semestre 2023) e si riferiscono principalmente a:

• ricavi per vendita di energia elettrica per 70.359 migliaia di euro (85.209 migliaia di euro al 30 giugno 2023);
• ricavi da tariffa incentivante e da garanzie di origine per 11.183 migliaia di euro (1.167 migliaia di euro al 30 giugno 2023).

Nel primo semestre 2024 il ricavo medio di cessione per gli impianti eolici consolidati integralmente e incentivati secondo la Tariffa incentivante (FIP) ex "certificati verdi" è stato pari a 128,2 euro per MWh, rispetto a 142,4 euro per MWh del primo semestre 2023. In particolare:

• il prezzo medio di cessione dell'energia elettrica nel primo semestre 2024 è stato pari a 86 euro per MWh, rispetto a 142,4 euro per MWh del medesimo periodo 2023;
• il prezzo medio degli incentivi nel primo semestre 2024 è stato 42,2 (nullo per MWh nel medesimo periodo 2023);

I parchi Eolici di Villacidro, Morcone-Pontelandolfo ed Albareto, beneficiano invece di un prezzo minimo garantito di asta (ex D.M. 23/06/2016) pari a 66 euro per MWh.

Il prezzo medio di vendita nel periodo per l'impianto di Krupen in Bulgaria è stato pari a circa 74,88 Euro per MWh. In particolare, in Bulgaria il sistema di incentivazione, che prima era di tipo fisso da giugno 2019 è diventato variabile: l'energia elettrica prodotta viene venduta sul libero mercato attraverso dei trader al miglior prezzo di negoziazione e successivamente l'Autorità riconosce per ogni MWh prodotto un premio aggiuntivo, che viene determinato annualmente al 30 giugno.

Il Risultato Operativo (EBIT) del primo semestre 2024 è pari a 38.008 migliaia di euro (31.066 migliaia di euro nel primo semestre 2023) dopo ammortamenti e svalutazioni per 26.533 migliaia di euro (42.172 migliaia di euro al 30 giugno 2023).

Le Immobilizzazioni Materiali e Immateriali al 30 giugno 2024 sono pari a 885.904 migliaia di euro, la variazione rispetto al 31 dicembre 2023 è un incremento di 38.222 euro migliaia, riconducibile principalmente all'ingresso nel perimetro di consolidamento delle società acquisite durante il primo semestre del 2024, precedentemente detenute in joint venture Bioenergia S.r.l. e Generai S.r.l. e ai nuovi investimenti.

Holding:

Al 30 giugno 2024 il business "Holding" include principalmente i risultati dell'attività di Holding e quelli relativi all'attività di consulenza, considerati marginali rispetto alla prevalente attività di produzione di energia elettrica.

36. POLITICA DI GESTIONE DEL RISCHIO FINANZIARIO

Si fornisce di seguito un aggiornamento del rischio di tasso d'interesse, rispetto a quanto già esposto nel bilancio al 31 dicembre 2023:

Rischio di tasso di interesse

Il Gruppo è esposto primariamente al rischio finanziario derivante da variazioni nei tassi di interesse. Tale rischio è originato prevalentemente dai debiti finanziari a tasso variabile derivanti dai contratti di project financing che espongono il Gruppo ad un rischio di cash flow legato alla volatilità della curva Euribor.

L'obiettivo della gestione è quello di limitare l'oscillazione degli oneri finanziari che hanno incidenza sul risultato economico, contenendo il rischio di un potenziale rialzo dei tassi di interessi. In tale ottica il Gruppo persegue le proprie finalità mediante il ricorso a contratti derivati stipulati con controparti terze (Interest Rate Swap) finalizzati a predeterminare o limitare la variazione dei flussi di cassa dovuta alla variazione di mercato dei citati tassi di interesse, con riferimento ai debiti a medio-lungo termine. L'utilizzo di tali strumenti è regolato in base a prassi consolidate ispirate a criteri coerenti con le strategie di risk management del Gruppo.

La contabilizzazione delle eventuali operazioni di copertura (cd. Hedge Accounting) è posta in essere a partire dalla data di stipula del contratto derivato sino alla data della sua estinzione o scadenza documentando, con apposita relazione (cd hedging documentation), il rischio oggetto di copertura e le finalità della stessa, nonché verificandone periodicamente l'efficacia.

In particolare, viene adottata la metodologia del "cash flow hedge" prevista dall'IFRS 9; secondo tale metodologia, come illustrato nel paragrafo relativo ai "Criteri di valutazione", la porzione efficace della variazione di valore del derivato movimenta una riserva di Patrimonio Netto, che viene utilizzata a rettifica del valore degli interessi di conto economico oggetto di copertura al loro manifestarsi.

Nel caso di società che abbiano stipulato derivati di copertura precedentemente all'ingresso nel Gruppo, tali derivati vengono rilevati a fair value alla data di acquisizione, come previsto dall'IFRS 3, e la relativa quota di efficacia da iscrivere nella riserva di Patrimonio Netto viene determinata depurando la variazione successiva di fair value della quota residua del fair value in essere alla data di acquisizione (designazione).

Nel caso in cui un derivato di copertura sia oggetto (per effetto di modifiche nei piani futuri previsti per la passività sottostante ovvero negli obiettivi di copertura del Gruppo) di rimodulazione, la riserva pregressa in essere alla data di modifica viene rilasciata nel tempo coerentemente con i flussi coperti e, parallelamente, la nuova operazione (rimodulata) genera l'iscrizione di una nuova riserva che viene determinata depurando la variazione successiva di fair value della quota residua del fair value in essere alla data di modifica dello strumento.

Il fair value dei contratti di Interest Rate Swap viene ottenuto attraverso l'attualizzazione dei flussi di cassa, determinato come differenziale tra tassi fissi e tassi variabili stimati contrattualmente previsti. La valutazione dell'efficacia ha l'obiettivo di dimostrare l'elevata correlazione tra le caratteristiche tecnicofinanziarie delle passività coperte (scadenza, ammontare, ecc.) e quelle dello strumento di copertura attraverso l'effettuazione di appositi test retrospettivi e prospettici, utilizzando le metodologie rispettivamente del Dollar off-set e dello shift delle curve.

In particolare, tali test vengono effettuati identificando un derivato di ideal hedging che replica il piano di utilizzo ed ammortamento della passività coperta, in relazione sia agli utilizzi effettivi sia a quelli futuri purché altamente probabili (aggiornando tali valori ad ogni data di riferimento sulla base delle nuove informazioni disponibili), e presenta, con riferimento alle medesime scadenze, un tasso fisso univoco e coerente con i livelli di mercato applicabili al Gruppo in corrispondenza della data di designazione.

Il metodo contabile della copertura è abbandonato quando lo strumento di copertura giunge a scadenza, è terminato anticipatamente oppure non è più qualificato di copertura. In tale momento, gli utili o le perdite accumulati dello strumento di copertura rilevati nel Patrimonio Netto sono trasferiti nel conto economico di periodo per la quota di competenza dell'anno (mentre la quota residua verrà rilasciata man mano che i

flussi oggetto di copertura avranno manifestazione futura) ovvero rilasciati immediatamente a conto economico nel caso in cui i flussi futuri coperti cessino di essere altamente probabili.

Le variazioni nel fair value degli strumenti derivati che non si qualificano di copertura sono rilevate nel conto economico dell'esercizio in cui si verificano; tutti i derivati in essere al 30 giugno 2024 sono classificati di copertura, pur generando talvolta componenti di inefficacia legate alle casistiche precedentemente descritte (IFRS 3, rimodulazioni, minori utilizzi, ecc.). Il Gruppo non stipula contratti derivati con finalità di negoziazione.

Il rischio di tasso di interesse, originato prevalentemente dai debiti verso istituti bancari e legato alla volatilità della curva Euribor, risulta limitato al 30 giugno 2024 a seguito delle ripetute emissioni di Prestiti Obbligazionari a partire da quella sottoscritta in data 19 dicembre 2019 al tasso fisso del 3,125%, quella sottoscritta in data 3 novembre 2021 al tasso fisso del 2,25% quella sottoscritta il 17 maggio 2022 al tasso fisso del 3,5% ed infine l'ultima in ordine di tempo sottoscritta in data 12 dicembre 2023 al tasso fisso del 6,75%, che non risentono della volatilità dei tassi di interesse.

Rischio prezzo delle commodities

Il Gruppo è esposto primariamente al rischio di volatilità dei prezzi di vendita dell'energia elettrica, ovvero al rischio di prezzo relativo alla variabilità di futuri ricavi di vendita generato dall'oscillazione dei prezzi di vendita di tale commodity.

In linea generale, la strategia di risk management perseguita dal Gruppo con riferimento alla gestione dei rischi energetici è finalizzata al contenimento della volatilità indotta dalle variazioni dei prezzi di mercato dell'energia elettrica sulla propria marginalità ed alla conseguente stabilizzazione dei relativi flussi di cassa generati dalla vendita dell'energia elettrica prodotta dai propri impianti di generazione da fonti rinnovabili.

Il Gruppo negozia strumenti derivati su commodity ("commodity swap") al fine di mitigare il rischio di prezzo attribuibile ad una specifica componente di rischio specifico incorporata nei prezzi di vendita dell'energia elettrica prodotta.

L'obiettivo di risk management sottostante è, pertanto, quello di proteggere il valore delle future vendite di energia elettrica da movimenti sfavorevoli della componente di rischio incorporata nei prezzi di vendita contrattualizzati con il proprio parco clienti.

In definitiva, l'obiettivo delle relazioni di copertura designate contabilmente dal Gruppo è quello di fissare a determinati livelli di mercato il valore della componente di rischio coperta legata a future vendite di energia elettrica altamente probabili, attraverso la negoziazione di Commodity Swap.

Nello specifico è oggetto di copertura esclusivamente la componente di rischio legata all'andamento del prezzo di riferimento per il mercato all'ingrosso dell'energia elettrica italiana (Prezzo Unico Nazionale PUN) che rappresenta nella sostanza la principale fonte di variabilità dei prezzi di vendita dell'energia elettrica prodotta dal Gruppo, il cui valore è parametrato alla media dei prezzi rilevati nelle zone di produzione dei propri impianti (cd Prezzi Zonali).

Tali contratti di Commodity Swap prevedono lo scambio mensile di un differenziale tra un prezzo fisso e un prezzo variabile indicizzato alla media del prezzo benchmark (Prezzo Unico Nazionale PUN) rilevata nel mese di riferimento, applicato ad un determinato volume mensile di energia elettrica (nozionale).

37. DETTAGLIO DEI RAPPORTI CON PARTI CORRELATE E INFRAGRUPPO AL 30 GIUGNO 2024

In ottemperanza alle comunicazioni Consob del 20 febbraio 1997, del 27 febbraio 1998, del 31 dicembre 1998 e del 31 dicembre 2002 e del 27 luglio 2006 nonché del successivo Regolamento Operazioni con Parti Correlate n. 17221 del 12 marzo 2010 e successive modifiche, si precisa che non si rilevano operazioni con parti correlate di carattere atipico e inusuale, estranee alla normale gestione d'impresa o tali da arrecare pregiudizio alla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo. Le operazioni poste in essere con parti correlate rientrano nella normale gestione d'impresa, nell'ambito dell'attività tipica di ciascun soggetto interessato, e sono regolate a condizioni di mercato.

Le operazioni poste in essere con parti correlate rientrano nella normale gestione d'impresa, nell'ambito dell'attività tipica di ciascun soggetto interessato, e sono regolate a condizioni di mercato.

Nel bilancio consolidato al 30 giugno 2024 sono stati eliminati tutti i saldi e le operazioni significative tra le società del Gruppo, così come gli utili e le perdite derivanti da operazioni commerciali e finanziarie infragruppo non ancora realizzati nei confronti di terzi.

Si riportano di seguito i saldi relativi alle operazioni con parti correlate che si riferiscono principalmente a consulenze amministrative e tecniche rese nei confronti di società terze e di partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto che nel primo semestre del 2024 ammontano complessivamente a 3.549 migliaia di euro iscritte nella voce "altri ricavi" (6.043 migliaia di euro al 31 dicembre 2023) e 198 migliaia di euro iscritte nella voce "Proventi (oneri) da partecipazioni".

In relazione a quanto richiesto dal principio contabile internazionale IAS 24 in materia di "Informativa di bilancio sulle operazioni con parti correlate" e alle informazioni integrative richieste dalla comunicazione Consob n. 6064293 del 28 luglio 2006, si riportano qui di seguito gli schemi dei rapporti con parti correlate e infragruppo e dell'incidenza che le operazioni o posizioni con parti correlate hanno sulla situazione patrimoniale e finanziaria, sul risultato economico, nonché sui flussi finanziari del Gruppo Alerion:

(valori in euro/000)	Ricavi	Costi	Attività	Passività
Entità con influenza significativa sul Gruppo:
Partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto:
Ecoenergia Campania S.r.l.	61	0	0	35
New Green Molise S.r.l.	1.143	2	6.738	65
Parco Eolico Santa Croce del Sannio House S.r.l.	5	0	73	3
Tre Torri Energia S.r.l.	12	0	522	0
Alerion Clean Power RO Srl	90	1	7.712	34
Totale Partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto	1.311	3	15.045	137
Parti Correlate:
Gruppo FRI EL Green Power	20.894	970	11.994	6.470
Wind Development Srl	0	59	5	1.457
Simest S.p.A.	0	586	0	22.903
Totale parti correlate	20.894	1.615	11.999	30.830
Totale	22.205	1.618	27.044	30.967

Si segnala che i ricavi verso il Gruppo FRI-EL, pari a 20.894 migliaia di euro, sono riconducibili sostanzialmente al riaddebito di personale dipendente in capo ad Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l. e alla vendita di energia elettrica verso Fri-el Trading S.r.l..

I costi verso il Gruppo FRI-EL, pari a 970 migliaia di euro, si riferiscono principalmente a i) canoni per servizi di asset management per 383 migliaia di euro; ii) servizi amministrativi per 401 migliaia di euro e iii) spese per godimento di beni di terzi per 92 migliaia di euro. I contratti per il primo genere di servizi consistono nell'attività di gestione dei servizi commerciali e di vendita dell'energia elettrica, di gestione tecnica ordinaria dell'esercizio dei parchi eolici, di telecontrollo ed analisi dei dati inviati in remoto da parchi, di supervisione in tema di sicurezza

		Parti correlate
(valori in euro/000)	Partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto	Gruppo FRI EL Green Power	Wind Development S.r.l.	Simest S.p.A.	Totale
Crediti commerciali	539	8.629	0	0	9.168
totale crediti commerciali	17.891	17.891	17.891	17.891	17.891
incidenza	3,0%	48,2%	0%	0%	51,2%
Crediti vari e altre attività correnti	2.305	1.392	5	0	3.702
totale crediti vari ed altre attività correnti	44.177	44.177	44.177	44.177	44.177
incidenza	5,2%	3,2%	0%	0%	8,4%
Crediti finanziari correnti	132	0	0	0	132
totale crediti finanziari correnti	69.799	69.799	69.799	69.799	69.799
incidenza	0,2%	0%	0%	0%	0,2%
Crediti finanziari non correnti	12.069	1.972	0	0	14.041
totale crediti finanziari non correnti	15.473	15.473	15.473	15.473	15.473
incidenza	78,0%	12,7%	0%	0%	90,7%
Passività finanziarie non correnti	2	0	0	22.903	22.905
totale passività finanziarie non correnti	845.899	845.899	845.899	845.899	845.899
incidenza	0%	0%	0%	2,7%	2,7%
Debiti vari ed altre passività non correnti	0	0	1.440	0	1.440
totale debiti vari ed altre passività non correnti	22.366	22.366	22.366	22.366	22.366
incidenza	0%	0%	6,4%	0%	6,4%
Passività finanziarie correnti	0	0	0	0	0
totale passività finanziarie correnti	64.940	64.940	64.940	64.940	64.940
incidenza	0%	0%	0%	0%	(0,1%)
Debiti commerciali correnti	18	552	17	0	587
totale debiti commerciali correnti	68.543	68.543	68.543	68.543	68.543
incidenza	0%	0,9%	0%	0%	0,9%
Debiti tributari	0	5.070	0	0	5.070
totale debiti tributari	40.339	40.339	40.339	40.339	40.339
incidenza	0%	12,6%	0%	0%	12,6%
Debiti vari ed altre passività correnti	117	848	0	0	964
totale debiti vari e altre passività correnti	12.080	12.080	12.080	12.080	12.080
incidenza	1,0%	7,0%	0%	0%	8,0%
Fondi per rischi ed oneri futuri	0	0	0	0	0
totale fondi per rischi ed oneri futuri	11.705	11.705	11.705	11.705	11.705
incidenza	0%	0%	0%	0%	0%

Vendite energia elettrica	0	18.458	0	0	18.458
totale vendita energia elettrica	70.359	70.359	70.359	70.359	70.359
incidenza	0%	26,2%	0%	0%	26,2%
Altri ricavi e proventi diversi	1.113	2.436	0	0	3.549
totale altri ricavi e proventi diversi	9.816	9.816	9.816	9.816	9.816
incidenza	11,3%	24,8%	0%	0%	36,2%
Altri costi operativi	3	970	59	121	1.152
totale altri costi operativi	19.914	19.914	19.914	19.914	19.914
incidenza	0,0%	4,9%	0,3%	0,6%	5,8%
Proventi (oneri) finanziari	0	0	0	(465)	(465)
totale proventi (oneri) finanziari	(10.994)	(10.994)	(10.994)	(10.994)	(10.994)
incidenza	0%	0%	0%	4,2%	(4,2%)
Proventi (oneri) da partecipazioni	198	0	0	0	198
totale proventi (oneri) da partecipazioni	214	214	214	214	214
incidenza	92,5%	0%	0%	0%	92,5%

38. COMPENSI CORRISPOSTI AGLI ORGANI DI AMMINISTRAZIONE E CONTROLLO, AI DIRETTORI GENERALI E AGLI ALTRI DIRIGENTI CON RESPONSABILITA' STRATEGICHE

A seguito della delibera Consob n. 18079 del 20 gennaio 2012, che ha abrogato l'allegato 3C, le informazioni relative ai compensi corrisposti ai componenti degli organi di amministrazione e controllo, ai direttori generali e ai dirigenti con responsabilità strategiche, sono contenute nella Relazione sulla Remunerazione, ex art. 123 ter T.U.F..

39. CONTROVERSIE LEGALI

Si riportano di seguito le controversie legali in essere al 30 giugno 2024.

Vertenze legali della capogruppo

SIC - Società Italiana Cauzioni S.p.A ora Atradius

È stato introdotto un giudizio civile di fronte il Tribunale di Roma che vede coinvolte Alerion e la sua controllata Alerion Real Estate S.r.l. in liquidazione ("Alerion Real Estate"), quali terzi chiamati in causa da SIC - Società Italiana Cauzioni S.p.A ora Atradius, nella loro qualità di coobbligate di polizza nel giudizio promosso da AGIED S.r.l. contro INPDAP e la SIC medesima.

Le polizze erano state rilasciate a garanzia degli obblighi in capo ad AGIED S.r.l. per il risarcimento delle perdite monetarie che INPDAP avrebbe potuto subire in conseguenza di fatti dolosi di AGIED S.r.l. nelle mansioni previste nella convenzione sottoscritta tra AGIED ed INPDAP, per la gestione di parte del comprensorio immobiliare dell'INPDAP.

Tale giudizio ha per oggetto: l'accertamento e la declaratoria di estinzione, per decorso del termine, di dette polizze fideiussorie. In particolare, AGIED S.r.l. ha chiesto al Tribunale di dichiarare che l'INPDAP non abbia il diritto di escutere le suddette polizze e che quindi SIC non sia tenuta a corrispondere alcunché all'INPDAP.

Alerion e Alerion Real Estate erano coobbligate con SIC per l'adempimento degli obblighi oggetto delle polizze in quanto titolari di quote di partecipazione in AGIED. Tali quote sono state cedute con atto del 24 maggio 1999 a seguito del quale SIC, con lettera del 9 giugno del 1999, dichiarò liberate Alerion e Alerion

SIC, che ha aderito alle conclusioni di AGIED, ha, però, chiamato cautelativamente in causa nel 2005 Alerion e Alerion Real Estate, non potendo essere collocata temporalmente la responsabilità per i presunti danni lamentati dall'INPDAP a causa della genericità delle pretese.

Si fa presente che in relazione alle polizze citate dalla ATRADIUS, l'allora SIC, aveva con apposita lettera liberato i coobbligati Alerion e Alerion Real Estate con riferimento ai fatti che si fossero verificati posteriormente alla data di cessione di quote societarie del 24 maggio 1999. Tale assunto permette di rilevare l'assoluta estraneità delle società anche da tale giudizio poiché liberate da ogni coobbligazione da parte di SIC e di non ritenere pertanto la sussistenza di un eventuale rischio a carico di entrambe le società.

Il 1° dicembre 2014 il Giudice di primo grado ha condannato la sola SIC (alla Data del Documento di Registrazione, ATRADIUS) e ha rilevato che gli inadempimenti si sono concretizzati dopo il 31 dicembre 2000, dunque successivamente alla liberazione delle coobbligate, consentendo quindi di affermare che il Tribunale abbia implicitamente escluso la legittimazione passiva in capo ad Alerion e ad Alerion Real Estate. Pertanto, la posizione di Alerion è da ritenersi satisfattiva.

AGIED e ATRADIUS (già SIC) hanno impugnato autonomamente la sentenza di primo grado avanti la Corte d'Appello essendo i giudizi pendenti per l'impugnazione della stessa sentenza, Alerion Real Estate S.r.l. in Liquidazione e Alerion S.p.A. hanno ottenuto la riunione dei giudizi.

Con sentenza del 9 maggio 2022 la Corte di Appello di Roma ha respinto le richieste avversarie e accolto le difese delle Società considerando positivamente la dichiarazione di liberatoria delle Società dagli obblighi della suddetta polizza. Atradius ha impugnato la sentenza presentando ricorso in Cassazione.

Alerion Real Estate S.r.l. in Liquidazione e Alerion S.p.A. hanno impugnato con controricorso presso la Corte di Cassazione il ricorso di Atradius chiedendo l'inammissibilità dello stesso, perché diretto a censurare nel merito sia la sentenza della Corte di Appello di Roma che la sentenza di Primo Grado del Tribunale di Roma (c.d "doppia conforme"). Le parti si sono costituite in giudizio nei termini. Si è in attesa che venga fissata la prima udienza.

Vertenze legali su altre società del gruppo

Contenzioso IRES - deducibilità interessi passivi

L'Agenzia delle Entrate – Direzione Provinciale di Agrigento ha emesso nei confronti della Società quattro distinti avvisi di accertamento per un totale di euro 1,3 milioni, oltre interessi e sanzioni relativi agli anni 2008, 2009, 2010 e 2011 aventi ad oggetto un vantaggio fiscale costituito dalla deducibilità degli interessi passivi maturati sul finanziamento contratto a seguito di un'operazione di riorganizzazione societaria secondo lo schema del MLBO (Merger Leveraged Buy Out).

La Corte di Giustizia Tributaria (di seguito "CGT") di primo grado di Agrigento ha respinto nell'agosto del 2015 i ricorsi presentati dalla Società avverso tali avvisi di accertamento.

La Società ha poi proposto appello, deducendo la illegittimità delle sentenze della CGT di primo grado di Agrigento, impugnate per difetto di motivazione e insussistenza della pretesa fiscale. Nel mese di aprile 2016 la CGT di secondo grado di Palermo ha rigettato gli appelli.

Nel dicembre 2016, la Direzione Provinciale di Agrigento ha accettato solo parzialmente il provvedimento in autotutela, con il quale sono stati rideterminati gli importi accertati, a titolo di imposte e sanzioni, a carico della controllata.

L'importo accertato risulta ora, a seguito del provvedimento in autotutela, pari a €/mio 0,7, oltre a sanzioni e interessi legali, in riduzione rispetto all'importo originario di €/mio 1,3, oltre a sanzioni e interessi.

Le ragioni, che hanno indotto la Direzione Provinciale di Agrigento a pronunciarsi in tal senso, vanno ricercate nell'aver ritenuto applicabili solo parzialmente le motivazioni economiche che stanno alla base dell'operazione di Leveraged Buy Out (LBO), che aveva visto l'ingresso del socio Alerion nella compagine sociale WPS attraverso la fusione inversa con una Newco utilizzata allo scopo.

Secondo i legali che assistono la Società, il risultato ottenuto con il provvedimento in autotutela, seppur parziale, rafforza la posizione della stessa nella trattazione del ricorso in sede di Cassazione.

La Società ha dunque deciso di presentare ricorso. Lo stesso è stato notificato alla Corte Suprema di Cassazione in data 5 dicembre 2016.

Si segnala, inoltre, che i) nel maggio 2017 Equitalia ha accolto l'istanza di rateizzazione in 48 rate di 2 cartelle emesse per complessivi €/mio 0,4 con riferimento alle annualità 2010 e 2011 e ii) nel dicembre 2017 Equitalia ha accolto l'istanza di rateizzazione in 72 rate di 2 cartelle emesse per complessivi €/mio 0,9 con riferimento alle annualità 2008 e 2009. Il versamento delle rate si è concluso nel dicembre 2023.

Si segnala che l'esposizione di Alerion in caso di eventuale soccombenza sarebbe comunque limitata al 50%, in virtù dell'impegno prestato dai precedenti soci, Moncada e Campione, in sede di compravendita delle quote societarie, a farsi carico del 50% del rischio.

I legali che seguono il contenzioso hanno comunque valutato solo possibile, ma non probabile, il rischio di un'eventuale soccombenza. Non è stato, pertanto, effettuato alcun accantonamento in bilancio a fronte dei rischi derivati dal suddetto contenzioso. I pagamenti effettuati fino al 31 dicembre 2023 sono stati pertanto esposti tra i crediti vari e sono stati valutati come recuperabili.

Contenzioso catastale pre Legge 208/2015

Si segnala che per gli esercizi precedenti al 2016 sono tuttora pendenti dei giudizi con l'Agenzia delle Entrate in merito agli accertamenti sulle rendite catastali. Le Società hanno accantonato fondi per complessivi Euro 1,2 milioni.

Contenzioso catastale post Legge 208/2015

Nell'anno 2016 le società operative del Gruppo hanno presentato gli atti di aggiornamento catastale degli aerogeneratori ai sensi dei commi 21 e 22 dell'art. 1 della Legge 208/2015 (legge di stabilità 2016, c.d. "Legge degli Imbullonati"). A decorrere dall'esercizio 2016, l'IMU è stata pertanto calcolata sulla base della nuova rendita rideterminata.

Nei primi mesi del 2017 sono stati, però, notificati ad alcune società del Gruppo gli avvisi di accertamento catastale con i quali sono state aumentate le rendite catastali degli aerogeneratori, conseguentemente all'inclusione della torre ed altre componenti nella base di calcolo. Le società hanno proposto ricorso e, alla Data del Prospetto Informativo, tali contenziosi risultano ancora pendenti.

Con la circolare n. 28E del 16 ottobre 2023 l'Agenzia delle Entrate ha fornito chiarimenti in merito alla determinazione della rendita catastale, con particolare riguardo alla computabilità ai fini della stima diretta del valore della torre di sostegno. Al riguardo, alla luce dell'orientamento espresso dalla più recente giurisprudenza, l'Agenzia ha escluso dalla stima catastale il valore della torre.

Alla luce di quanto sopra esposto l'Agenzia ha invitato le strutture territoriali a riesaminare le controversie e abbandonare la pretesa per la maggior rendita accertata riferita alla torre eolica.

Tenuto conto dell'ormai consolidatosi orientamento della Corte di Cassazione e dalla recente citata Circolare 28E, con riferimento ai contenziosi catastali, il rischio di soccombenza relativamente al maggior importo delle rendite catastali derivante dall'inclusione da parte dell'Amministrazione Finanziaria della torre nel loro calcolo si ritiene ormai qualificabile come remoto, il rischio relativo agli ulteriori elementi delle rettifiche operate dall'Amministrazione Finanziaria alle rendite catastali, dato l'ancora variegato orientamento della giurisprudenza in merito, può stimarsi, quantomeno prudenzialmente, ancora probabile. L'esito dei contenziosi IMU è ovviamente dipendente da quello delle controversie catastali, per cui il relativo rischio fiscale è a queste ultime correlato e analogo. Si segnala che il fondo rischi stanziato al 30 giugno 2024 ammonta a 1,9 milioni di euro.

Contenzioso CUP

Nel maggio 2021 la Provincia di Foggia ha approvato, con decorrenza dal 1' gennaio, un nuovo Regolamento per l'applicazione del Canone Unico Patrimoniale (CUP) e la contestuale abrogazione del Regolamento COSAP. Tale regolamento prevede l'applicazione di una tariffa standard unitaria che comporterebbe, rispetto alla COSAP, una riduzione dei canoni per l'utilizzo del sottosuolo. Tuttavia, nello stesso Regolamento è stata introdotta una clausola di salvaguardia che consente agli enti locali di disciplinare tale canone in modo tale da assicurare un gettito non inferiore a quanto quantificato dai tributi precedenti (COSAP). Le società Ordona Energia S.r.l. e Renergy San Marco S.r.l. ha impugnato il Regolamento di fronte al TAR Puglia, che risulterà estinto per inattività in quanto il Regolamento risulta annullato in altro giudizio, poi confermato da Consiglio di Stato.

Nel 2023 le due società hanno provveduto ad impugnare la previsione regolamentare approvata dalla Provincia di Foggia dinanzi al TAR Puglia poiché è difforme dalla sentenza del Consiglio di Stato sopra citata, ed hanno provveduto al versamento del contributo CUP nella misura che si è riputata idonea. Le società hanno provveduto ad accantonare euro 0,1 milioni pari al maggior contributo preteso.

Articolo 15-bis del Decreto-Legge 27 gennaio 2022, n. 4 ("Decreto Sostegni ter")

Il ricorso introduttivo è stato notificato nel mese di settembre 2022 e ha avuto ad oggetto l'annullamento delle delibere attuative emanate da ARERA, nella parte in cui l'art. 15 del D.L. n. 4/2022 ha introdotto una misura straordinaria (c.d. "meccanismo a due vie"), applicabile a determinate tipologie di impianti rinnovabili (impianti fotovoltaici incentivati e impianti rinnovabili – inclusi gli eolici – non incentivati e in esercizio dal 2010).

Con sentenza n. 357/2023 il TAR Milano accoglieva il giudizio pilota R.G. 1770/2022 – promosso da operatore che non fa parte del perimetro Fri-El/Alerion - e per l'effetto annullava gli atti applicativi di ARERA, ritenendo che: (i) sebbene la contrarietà della norma al Regolamento UE non fosse oggetto di autonoma censura, lo stesso costituisse un canone ermeneutico utile alla valutazione della conformità dell'art. 15 bis con l'ordinamento comunitario nel suo complesso; (ii) l'art. 15 bis, almeno sotto il profilo dell'interpretazione letterale, contrasta con il diritto comunitario e nazionale, non consentendo di assicurare "la copertura dei costi di esercizio e di investimento", né di incidere solo sugli "utili inframarginali" effettivamente realizzati; (iii) è comunque possibile un'interpretazione dell'art. 15 bis conforme al dettato costituzionale e comunitario.

La richiamata sentenza veniva sospesa dal Consiglio di Stato con ordinanza del 22 marzo 2023 n. 1126 (udienza di merito per il 5 dicembre 2023), resa nel giudizio di appello R.G. 10025/2022: il giudice di appello - pur non condividendo le statuizioni del Giudice di primo grado circa l'estensione del potere regolatorio dell'ARERA – ha ritenuto impregiudicata ogni valutazione sulla compatibilità delle disposizioni

sub iudice con la normativa europea sopravvenuta (e.g., Regolamento UE 1854/2022), laddove contenuta in specifici motivi di censura.

Alla luce di tali sviluppi il TAR Milano ravvisava la necessità di valutare la conformità dell'art. 15 bis del D.L. 4/2022 al Regolamento UE e fissava per il 21 giugno 2023 udienza tematica per la discussione dei ricorsi ancora pendenti.

In particolare, il TAR Milano, nell'ambito del giudizio R.G. 1764/2022, emanava l'ordinanza n. 1744/2023 del 7 luglio 2023, con cui ravvisava un potenziale contrasto dell'art. 15 bis con la normativa eurounitaria e, per l'effetto, sottoponeva i seguenti quesiti alla Corte di Giustizia dell'Unione Europea.

Il giudizio veniva iscritto dalla Cancelleria della Corte di Giustizia dell'Unione Europea al numero di causa C – 423/23; il giudizio è ancora pendente e l'udienza è stata fissata l'udienza per il 6 novembre 2024.

Solo a valle della decisione della Corte di Giustizia dell'Unione Europea, verranno definiti anche i giudizi pendenti innanzi al TAR Milano. Ci attendiamo una decisione da parte del TAR entro la fine del 2024.

Preso atto della pendenza innanzi alla Corte di Giustizia dell'Unione Europea del giudizio di rimessione C – 423/23, il Consiglio di Stato rinviava a data da destinarsi la discussione del giudizio di appello R.G. 10025/2022.

Articolo 37 del decreto-legge 21 marzo 2022, n.21

Alcune società del Gruppo ("Le Società") hanno proposto ricorso al Tribunale Amministrativo Regionale per il Lazio per l'annullamento, previa sospensione cautelare, della circolare del 17 giugno 2022 dell'Agenzia delle Entrate con cui sono state date indicazioni in merito agli adempimenti delle modalità di versamento straordinario, ai sensi dell'articolo 37 del decreto-legge 21 marzo 2022 (Decreto Ucraina Bis).

L'articolo 37 ha introdotto "un contributo a titolo di prelievo solidaristico straordinario" sui ricavi conseguiti tra il 1° Ottobre 2021 al 30 Aprile 2022 superiori alla soglia fissata dalla medesima norma.

Contestualmente al ricorso è stato impugnato anche il provvedimento di attuazione dell'Agenzia delle Entrate del 17 giugno 2022 con cui sono state date indicazioni in merito agli "adempimenti, anche dichiarativi, e delle modalità di versamento del contributo straordinario, ai sensi dell'articolo 37 del decretolegge 21 marzo 2022, n. 21."

Il TAR ha emesso sentenza declinando la propria giurisdizione. La sentenza è stata appellata dalle Società al Consiglio di Stato che ha accolto e confermato la competenza del TAR a decidere sulla legittimità del provvedimento emesso dall'Agenzia delle Entrate e delle controversie ex art.37 DL 21/2022.

Nel mese di Aprile 2023 le società hanno presentato ricorso tributario avverso il diniego tacito alla richiesta di rimborso del contributo versato. Il ricorso introduttivo è stato notificato nel mese di settembre 2022 e ha avuto ad oggetto l'annullamento del provvedimento del Direttore dell'Agenzia delle entrate prot. n. 221978 del 17 giugno 2022, con cui l'Agenzia delle Entrate, ha dato attuazione all'art. 37 del D.L. 21/2022, imponendo in capo a tutti gli operatori che operano nel mercato dell'energia il pagamento del c.d. contributo solidaristico previsto dalla norma primaria.

Successivamente alla proposizione del ricorso originario ed alla pubblicazione del Regolamento UE 6 ottobre 2022, n. 2022/1854, la Società, con atto di motivi aggiunti notificato in data 29 novembre 2022, ampliava l'ambito del giudizio, censurando il diretto contrasto dell'art. 37 DL 21/2022 e dei provvedimenti attuativi con il medesimo Regolamento UE.

i. in controversie vertenti sui medesimi atti impugnati sono stati proposti diversi ricorsi per cassazione per motivi attinenti alla giurisdizione ai sensi dell'art. 362, primo comma, c.p.c., e che la questione di giurisdizione ha carattere prioritario, sul piano logico-giuridico, rispetto a tutte le altre dedotte in giudizio, disponeva in attesa della decisione circa la questione di giurisdizione delle Sezioni Unite della Corte di Cassazione;

ii. la Corte di Giustizia Tributaria di primo grado, investita delle medesime questioni in contenziosi sostanzialmente analoghi, vista la prospettazione di molteplici profili di illegittimità costituzionale delle norme che disciplinano la materia, ha sollevato dinanzi alla Corte Costituzionale la questione di legittimità delle dette norme per violazione degli artt. 3, 23, 41, 42, 53, 117 della Costituzione e, in via mediata, dell'art. 1 del Primo Protocollo Cedu. Con sentenza n. 111/2024 la Corte Costituzionale ha ritenuto infondate le questioni di legittimità costituzionale dell'art. 37 DL n.21/2022.

Con sentenza pubblicata il 19 ottobre 2023, numero di raccolta 29035/2023, le Sezioni Unite hanno stabilito la giurisdizione del giudice amministrativo a definire le controversie – come la presente - aventi ad oggetto i provvedimenti attuativi l'art. 37 del DL n. 21/2022 in quanto atti amministrativi a contenuto generale, pacificamente impugnabili avanti al Giudice Amministrativo, in virtù della previsione di cui all'art. 7, commi 1 e 4 del codice del processo amministrativo.

Ci aspettiamo che il merito dei giudizi venga deciso dal TAR Roma entro la fine del 2024.

Articolo 1 commi 115 -121 Legge di Bilancio 2023 n.197/2022

Introdotto con l'articolo 1 comma 115 della Legge 127 del 29 dicembre 2022, il contributo è determinato applicando un'aliquota pari al 50 per cento sulla quota del reddito complessivo conseguito nel periodo d'imposta antecedente al 1° gennaio 2023, determinato ai fini IRES, che eccede, per almeno il 10 per cento, la media dei redditi complessivi conseguiti nei quattro periodi d'imposta precedenti. In ogni caso, è dovuto fino a ad una quota pari al 25 per cento del valore del patrimonio netto alla data di chiusura dell'esercizio antecedente a quello in corso al 1° gennaio 2022.

I ricorsi introduttivi promossi dalle società del Gruppo sono stati notificati nel mese di aprile 2023 e hanno avuto ad oggetto l'annullamento dei provvedimenti assunti dall'Agenzia delle Entrate per l'applicazione all'art. 1, commi 115 e ss. della Legge 28 dicembre 2022, n. 197, per chiederne la riforma, previa concessione di misura cautelare.

Il TAR Roma ha inizialmente rigettato l'istanza di tutela cautelare; la le Società hanno promosso appello cautelare innanzi al Consiglio di Stato, il quale ha imposto al TAR Roma, ai sensi dell'art. 55, co. 10 del Codice del processo amministrativo, di fissare in tempi brevi l'udienza pubblica per la discussione del merito dei giudizi.

Il TAR Roma ha fissato solo per alcuni giudizi pilota – ivi incluso un giudizio che vede coinvolta una società assistita dal DLA Piper – l'udienza di discussione per il 21 novembre 2023.

A seguito di tale udienza, il TAR Roma, con ordinanza n. 733/2024 del 16 gennaio 2024, ha sollevato la questione di legittimità costituzionale dell'art. 1, commi 115 e ss. della Legge 28 dicembre 2022, n. 197 con riferimento agli artt. 3, 53 e 117 della Costituzione, e in particolare:

1. Il TAR ha ritenuto esistente un contrasto della norma nazionale con i vincoli derivanti dall'ordinamento comunitario e, nello specifico, dal Regolamento UE 1854/2022;

2. Il TAR ha ritenuto che le disposizioni citate non sarebbero idonee ad individuare e determinare puntualmente gli extraprofitti realizzati che la norma intende tassare con fine perequativo, con conseguente violazione anche degli artt. 3 e 53 della Costituzione e, dunque, dei principi di uguaglianza e di capacità contributiva.

La Corte costituzionale ha fissato l'udienza per il 28 gennaio 2025.

Meccanismo di compensazione "a una via" o "Price cap" - L. 197/2022

I commi 30-38 dell'art. 1 della Legge 127 del 29 dicembre 2022 prevede che, in attuazione del Regolamento (UE) 2022/1854 del Consiglio del 6 ottobre 2022, a decorrere dal 1° dicembre 2022 e fino al 30 giugno 2023, sia applicato un tetto sui ricavi di mercato ottenuti dalla produzione dell'energia elettrica attraverso un meccanismo di compensazione a una via. Viene previsto che il Gestore dei Servizi Elettrici (GSE) prelevi dai produttori la differenza tra il prezzo di riferimento prestabilito pari a 180 euro per MW/h e il prezzo di mercato pari alla media mensile del prezzo zonale orario di mercato, calcolata quale media ponderata per gli impianti non programmabili sulla base del profilo di produzione del singolo impianto.

Altre vertenze minori

Sono pendenti inoltre, a livello di Gruppo, altre vertenze di minore entità per le quali la Società ha ritenuto di appostare i fondi necessari.

In considerazione dello stato delle cause e tenuto conto dei pareri dei propri consulenti legali, si ritiene congrua la consistenza in bilancio del fondo rischi.

40. PARTECIPAZIONI IN SOCIETA' VALUTATE CON IL METODO DEL PATRIMONIO NETTO [DETTAGLIO]

Per ciascuna società vengono di seguito riportati le attività, le passività correnti e non correnti, i costi e i ricavi rilevati nel bilancio consolidato al 30 giugno 2024.

Ecoenergia Campania S.r.l.

Ecoenergia Campania S.r.l. è una società titolare di un parco eolico in Lacedonia, in provincia di Avellino, con una potenza installata pari a 15 MW. Alerion possiede il 50% delle quote sociali della società.

Ecoenergia Campania S.r.l. (Euro/000)

	30.06.2024	31.12.2023
Attività non correnti	6.270	6.648
Attività correnti	1.975	3.588
di cui Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	1.115	2.822
Totale attività	8.245	10.236
Patrimonio netto	4.392	5.372
Passività non correnti	375	377
Passività correnti	3.478	4.487
Totale passività e patrimonio netto	8.245	10.236
	I Semestre	I Semestre
	2024	2023
Ricavi	1.191	1.771
Costi	(873)	(1.038)
di cui Svalutazioni e ammortamenti	(374)	(373)
di cui Interessi Passivi	(8)	(7)
di cui Imposte sul reddito	(145)	(304)
Risultato netto	318	733
Dividendi distribuiti	(1.298)	(2.328)
	30.06.2024	31.12.2023
Attività nette	4.392	5.372
Percentuale posseduta nella partecipazione	50%	50%
Valore di carico della partecipazione	2.196	2.686

New Green Molise S.r.l.

New Green Molise S.r.l. è una società titolare di un parco eolico in San Martino in Pensilis, in provincia di Campobasso, con una potenza installata pari a 58 MW. Alerion possiede il 50% delle quote sociali della società.

New Green Molise S.r.l. (Euro/000)

	30.06.2024	31.12.2023
Attività non correnti	52.389	54.255
Attività correnti	12.386	15.271
di cui Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	10.231	13.880
Totale attività	64.775	69.526
Patrimonio netto	36.769	39.439
Passività non correnti	10.443	10.467
di cui Passività finanziarie non correnti	10.058	10.074
Passività correnti	17.563	19.620
di cui Passività finanziarie correnti	900	974
Totale passività e patrimonio netto	64.775	69.526
	I Semestre	I Semestre
	2024	2023
Ricavi	6.708	7.460
Costi	(4.768)	(4.828)
di cui Svalutazioni e ammortamenti	(2.070)	(2.075)
di cui Interessi Passivi	(42)	(212)
di cui Imposte sul reddito	(1.155)	(1.116)
Risultato netto	1.940	2.632
Dividendi distribuiti	(4.610) 30.06.2024	(4.392) 31.12.2023
Attività nette	36.769	39.439
Percentuale posseduta nella partecipazione	50%	50%

Tre Torri Energia S.r.l.

Tre Torri Energia S.r.l. è una società titolare di un progetto in via di sviluppo per la realizzazione di impianti per la produzione di energia elettrica da fonte fotovoltaica. Alerion possiede il 49% delle quote sociali della società. Si riporta qui di seguito l'indicazione delle attività e delle passività correnti e non correnti, e dei costi e ricavi riferiti alla partecipata, rilevati nel bilancio consolidato del Gruppo Alerion al 30 giugno 2024, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto:

Tre Torri Energia S.r.l.

	30.06.2024	31.12.2023
Attività non correnti	537	512
Attività correnti	83	107
di cui Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	20	24
Totale attività	620	619
Patrimonio netto	96	109
Passività non correnti	522	510
di cui Passività finanziarie non correnti	522	503
Passività correnti	2	0
Totale passività e patrimonio netto	620	619
	I Semestre	I Semestre
	2024	2023
Ricavi	3	0
Costi	(16)	0
Risultato netto	(13)	0
	30.06.2024	31.12.2023
Attività nette	96	109
Percentuale posseduta nella partecipazione	49%	49%
Valore di carico della partecipazione	47	53

Alerion Clean Power RO S.r.l.

Alerion Clean Power RO S.r.l. è una holding pura di partecipazioni per le società progetto necessarie allo sviluppo del business in Romania. La società detiene la partecipazione nelle società Mitoc Partners S.r.l., Phoenix Catalist S.r.l., Phoenix Ceres S.r.l., Phoenix Genesis S.r.l. e Phoenix Nest S.r.l., ciascuna titolare di un progetto in via di sviluppo per la realizzazione, in Romania, di un impianto per la produzione di energia elettrica da fonte eolica.

Alerion possiede il 49% delle quote sociali della società Alerion Clean Power RO S.r.l. Si riporta qui di seguito l'indicazione delle attività e delle passività correnti e non correnti, e dei costi e ricavi riferiti alla partecipata, rilevati nel bilancio consolidato del Gruppo Alerion al 30 giugno 2024, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto:

Alerion Clean Power RO S.r.l.

	30.06.2024	31.12.2023
Attività non correnti	6.626	6.286
Attività correnti	293	226
di cui Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	17	24
Totale attività	6.919	6.512
Patrimonio netto	(925)	(577)
Passività non correnti	7.729	5.786
di cui Passività finanziarie non correnti	7.729	5.786
Passività correnti	115	1.303
di cui Passività finanziarie correnti	82	82
Totale passività e patrimonio netto	6.919	6.512
	I Semestre	I Semestre
	2024	2023
Ricavi	11	0
Costi	(360)	0
Risultato netto	(349)	0
	30.06.2024	31.12.2023
Attività nette	(925)	(577)
Percentuale posseduta nella partecipazione	49%	49%

Mitoc Partners S.r.l.

Mitoc Partners S.r.l. è una società titolare di un progetto in via di sviluppo per la realizzazione, in Romania, di un impianto per la produzione di energia elettrica da fonte eolica. Alerion possiede il 36,75% delle quote sociali della società. Si riporta qui di seguito l'indicazione delle attività e delle passività correnti e non correnti, e dei costi e ricavi riferiti alla partecipata, rilevati nel bilancio consolidato del Gruppo Alerion al 30 giugno 2024, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto:

Mitoc Partners S.r.l.

	30.06.2024	31.12.2023
Attività non correnti	1.227	1.204
Attività correnti	96	87
Totale attività	1.323	1.291
Patrimonio netto	281	317
Passività non correnti	920	881
di cui Passività finanziarie non correnti	920	881
Passività correnti	123	93
Totale passività e patrimonio netto	1.323	1.291
	I Semestre 2024	I Semestre 2023
Costi	(42)	0
Risultato netto	(42)	0
	30.06.2024	31.12.2023
Attività nette	281	317
Percentuale posseduta nella partecipazione	36,75%	36,75%
Valore di carico della partecipazione	103	116

Phoenix Catalyst S.r.l.

Phoenix Catalyst S.r.l. è una società titolare di un progetto in via di sviluppo per la realizzazione, in Romania, di un impianto per la produzione di energia elettrica da fonte eolica. Alerion possiede il 36,75% delle quote sociali della società. Si riporta qui di seguito l'indicazione delle attività e delle passività correnti e non correnti, e dei costi e ricavi riferiti alla partecipata, rilevati nel bilancio consolidato del Gruppo Alerion al 30 giugno 2024, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto:

Phoenix Catalyst S.r.l.

	30.06.2024	31.12.2023
Attività non correnti	497	492
Attività correnti	12	12
Totale attività	509	504
Patrimonio netto	415	411
Passività non correnti	82	79
di cui Passività finanziarie non correnti	82	79
Passività correnti	12	13
Totale passività e patrimonio netto	509	504
	I Semestre	I Semestre
	2024	2023
Costi	(1)	0
Risultato netto	(1)	0
	30.06.2024	31.12.2023
Attività nette	415	411
Percentuale posseduta nella partecipazione	36,75%	36,75%
Valore di carico della partecipazione	152	151

Phoenix Ceres S.r.l.

Phoenix Ceres S.r.l. è una società titolare di un progetto in via di sviluppo per la realizzazione, in Romania, di un impianto per la produzione di energia elettrica da fonte eolica. Alerion possiede il 36,75% delle quote sociali della società. Si riporta qui di seguito l'indicazione delle attività e delle passività correnti e non correnti, e dei costi e ricavi riferiti alla partecipata, rilevati nel bilancio consolidato del Gruppo Alerion al 30 giugno 2024, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto:

Phoenix Ceres S.r.l.

	30.06.2024	31.12.2023
Attività non correnti	497	492
Attività correnti	12	12
Totale attività	509	504
Patrimonio netto	415	411
Passività non correnti	82	78
di cui Passività finanziarie non correnti	82	78
Passività correnti	12	15
Totale passività e patrimonio netto	509	504
	I Semestre	I Semestre
	2024	2023
Costi	(1)	0
Risultato netto	(1)	0
	30.06.2024	31.12.2023
Attività nette	415	411
Percentuale posseduta nella partecipazione	36,75%	36,75%
Valore di carico della partecipazione	152	151

Phoenix Genesis S.r.l.

Phoenix Genesis S.r.l. è una società titolare di un progetto in via di sviluppo per la realizzazione, in Romania, di un impianto per la produzione di energia elettrica da fonte eolica. Alerion possiede il 36,75% delle quote sociali della società. Si riporta qui di seguito l'indicazione delle attività e delle passività correnti e non correnti, e dei costi e ricavi riferiti alla partecipata, rilevati nel bilancio consolidato del Gruppo Alerion al 30 giugno 2024, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto:

Phoenix Genesis S.r.l.

	30.06.2024	31.12.2023
Attività non correnti	497	492
Attività correnti	11	11
Totale attività	508	503
Patrimonio netto	413	410
Passività non correnti	78	75
di cui Passività finanziarie non correnti	78	75
Passività correnti	17	18
Totale passività e patrimonio netto	508	503
	I Semestre	I Semestre
	2024	2023
Costi	(1)	0
Risultato netto	(1)	0
	30.06.2024	31.12.2023
Attività nette	413	410
Percentuale posseduta nella partecipazione	36,75%	36,75%
Valore di carico della partecipazione	152	151

Phoenix Nest S.r.l.

Phoenix Nest S.r.l. è una società titolare di un progetto in via di sviluppo per la realizzazione, in Romania, di un impianto per la produzione di energia elettrica da fonte eolica. Alerion possiede il 36,75% delle quote sociali della società. Si riporta qui di seguito l'indicazione delle attività e delle passività correnti e non correnti, e dei costi e ricavi riferiti alla partecipata, rilevati nel bilancio consolidato del Gruppo Alerion al 30 giugno 2024, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto:

Phoenix Nest S.r.l.

	30.06.2024	31.12.2023
Attività non correnti	426	421
Attività correnti	22	22
Totale attività	448	443
Patrimonio netto	147	144
Passività non correnti	289	286
di cui Passività finanziarie non correnti	289	286
Passività correnti	12	13
Totale passività e patrimonio netto	448	443
	I Semestre 2024	I Semestre 2023
Costi	(1)	0
Risultato netto	(1)	0
	30.06.2024	31.12.2023
Attività nette	147	144
Percentuale posseduta nella partecipazione	36,75%	36,75%
Valore di carico della partecipazione	54	53

Parco Eolico Santa Croce del Sannio House S.r.l.

Parco Eolico Santa Croce del Sannio House S.r.l. è una società titolare di un progetto in via di sviluppo per la realizzazione, nel comune di Manfredonia (FG), di un impianto per la produzione di energia elettrica da fonte eolica di potenza complessiva pari a 29,6 MW. Alerion possiede il 50% delle quote sociali della società. Si riporta qui di seguito l'indicazione delle attività e delle passività correnti e non correnti, e dei costi e ricavi riferiti alla partecipata, rilevati nel bilancio consolidato del Gruppo Alerion al 30 giugno 2024, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto:

Parco Eolico Santa croce del Sannio House S.r.l. (Euro/000)

	30.06.2024	31.12.2023
Attività non correnti	193	197
Attività correnti	61	72
di cui Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	47	60
Totale attività	254	269
Patrimonio netto	164	175
Passività non correnti	78	77
di cui Passività finanziarie non correnti	73	72
Passività correnti	12	17
di cui Passività finanziarie correnti	11	11
Totale passività e patrimonio netto	254	269

	I Semestre 2024	I Semestre 2023
Ricavi	-	2
Costi	(11)	(8)
Risultato netto	(11)	(6)
	30.06.2024	31.12.2023
Attività nette	164	175
Percentuale posseduta nella partecipazione	50%	50%
Valore di carico della partecipazione	82	88

Si segnala che alla data della presente relazione le società sopra riportate hanno rispettato i covenant finanziari dei rispettivi contratti di finanziamento in project financing.

Compania Eoliana S.A.

Compania Eoliana S.A., di cui Alerion detiene il 49,75% della partecipazione, è titolare di progetti di sviluppo in Romania ritenuti non più realizzabili. In considerazione di ciò, il valore della partecipazione e del relativo finanziamento soci è stato interamente svalutato nell'esercizio 2016.

Attestazione del Bilancio Consolidato semestrale abbreviato

ai sensi dell'art. 154 bis, comma 5, del Decreto Legislativo del 24 febbraio 1998, n.58 e dell'art. 81-ter del Regolamento Consob n. 11971 del 14 maggio 1999

• 1. I sottoscritti Josef Gostner e Stefano Francavilla, in qualità rispettivamente di Amministratore Delegato e di Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari di Alerion Clean Power S.p.A., attestano, tenuto anche conto di quanto previsto dall'art. 154-bis, commi 3 e 4, del decreto legislativo del 24 febbraio 1998, n. 58:
  2. l'adeguatezza in relazione alle caratteristiche dell'impresa;
  3. l'effettiva applicazione delle procedure amministrative e contabili per la formazione Bilancio Consolidato semestrale abbreviato nel corso del primo semestre 2024.
• 1. Si attesta, inoltre, che:
     -

Josef Gostner Stefano Francavilla

• 2.1 Il Bilancio Consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2024: - è redatto in conformità ai principi contabili internazionali applicabili riconosciuti dalla Comunità Europea ai sensi del regolamento (CE) n.1606/2002 del Parlamento Europeo
  • e del Consiglio del 19 luglio 2002;
  • corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili; - è idoneo a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione
• patrimoniale, economica e finanziaria dell'emittente e dell'insieme delle imprese incluse nel consolidamento. 2.2 La relazione intermedia sulla gestione comprende un'analisi attendibile dei riferimenti agli eventi importanti che si sono verificati nei primi sei mesi dell'esercizio e alla loro incidenza sul Bilancio Consolidato semestrale abbreviato, unitamente ad una descrizione dei principali rischi e incertezze per i sei mesi restanti dell'esercizio. La relazione intermedia

sulla gestione comprende, altresì, un'analisi attendibile delle informazioni sulle operazioni rilevanti con parti correlate.

Milano, 30 luglio 2024

L'Amministratore Delegato Il Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari

KPMG S.p.A. Revisione e organizzazione contabile Via Vittor Pisani, 25 20124 MILANO MI Telefono +39 02 6763.1 Email it-fmauditaly@kpmg.it PEC kpmgspa@pec.kpmg.it

Relazione di revisione contabile limitata sul bilancio consolidato semestrale abbreviato

Agli Azionisti della Alerion Clean Power S.p.A.

Introduzione

Abbiamo svolto la revisione contabile limitata dell'allegato bilancio consolidato semestrale abbreviato, costituito dai prospetti della situazione patrimoniale-finanziaria e delle variazioni di patrimonio netto, dal conto economico, dal conto economico complessivo, dal rendiconto finanziario e dalle relative note esplicative, del Gruppo Alerion Clean Power al 30 giugno 2024. Gli amministratori sono responsabili per la redazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato in conformità al principio contabile internazionale applicabile per l'informativa finanziaria infrannuale (IAS 34) adottato dall'Unione Europea. E' nostra la responsabilità di esprimere una conclusione sul bilancio consolidato semestrale abbreviato sulla base della revisione contabile limitata svolta.

Portata della revisione contabile limitata

Il nostro lavoro è stato svolto secondo i criteri per la revisione contabile limitata raccomandati dalla Consob con Delibera n. 10867 del 31 luglio 1997. La revisione contabile limitata del bilancio consolidato semestrale abbreviato consiste nell'effettuare colloqui, prevalentemente con il personale della società responsabile degli aspetti finanziari e contabili, analisi di bilancio ed altre procedure di revisione contabile limitata. La portata di una revisione contabile limitata è sostanzialmente inferiore rispetto a quella di una revisione contabile completa svolta in conformità ai principi di revisione internazionali (ISA Italia) e, conseguentemente, non ci consente di avere la sicurezza di essere venuti a conoscenza di tutti i fatti significativi che potrebbero essere identificati con lo svolgimento di una revisione contabile completa. Pertanto, non esprimiamo un giudizio sul bilancio consolidato semestrale abbreviato. che ci facciano ritenere che il bilancio consolidato semestrale abbreviato del Gruppo Alerion Clean

Conclusioni

Sulla base della revisione contabile limitata svolta, non sono pervenuti alla nostra attenzione elementi

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Gruppo Alerion Clean Power

Relazione di revisione contabile limitata sul bilancio consolidato semestrale abbreviato 30 giugno 2024

Power al 30 giugno 2024 non sia stato redatto, in tutti gli aspetti significativi, in conformità al principio contabile internazionale applicabile per l'informativa finanziaria infrannuale (IAS 34) adottato dall'Unione Europea. Milano, 31 luglio 2024

KPMG S.p.A.

Silvia Di Francesco Socio