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Gas Plus
Interim / Quarterly Report • Sep 9, 2022
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Interim / Quarterly Report
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Gruppo GAS PLUS
Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2022
Sede legale MILANO – Viale Enrico Forlanini, 17 Capitale Sociale: € 23.353.002 (interamente versato) R.I. 08233870156 R.E.A. 1210007 Codice fiscale e Partita IVA 08233870156
7 settembre 2022
INDICE
| Struttura del Gruppo | 3 |
|---|---|
| Organi sociali | 4 |
| Dati di sintesi | 5 |
| Relazione intermedia sulla gestione consolidata al 30 giugno 2022 | 7 |
| Bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2022 | |
| Prospetti contabili | 40 |
| Note esplicative | 45 |
| Attestazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato | 68 |
GRUPPO GAS PLUS
Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2022
ORGANI SOCIALI CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE (1)
Ing. Stefano Cao (*) Presidente
Sig. Davide Usberti Consigliere Delegato Amministratore esecutivo
Dott. Lino Gilioli (**) (***) Vicepresidente Amministratore indipendente
Ing. Nicola De Blasio Consigliere Amministratore indipendente
Dott.sa Lisa Orlandi Consigliere Amministratore indipendente
Avv. Roberto Pistorelli Consigliere
Ing. Cinzia Triunfo Consigliere
Dott.sa Margherita Usberti Consigliere
Dott.sa Anna Maria Varisco (***) Consigliere Amministratore indipendente
COLLEGIO SINDACALE (1)
Dott.sa Laura Guazzoni Presidente
Dott. Manuel Menis Sindaco Effettivo
Dott.sa Gloria Francesca Marino (****) Sindaco Effettivo
Dott. Sandro Vecchione Sindaco Supplente
SOCIETÀ DI REVISIONE (2) Deloitte & Touche S.p.A.
(*) Nominato Presidente dal Consiglio di Amministrazione del 23 giugno 2022.
(**) Nominato Vice Presidente dal Consiglio di Amministrazione del 23 giugno 2021.
(***) Membri del Comitato per le Nomine e per la Remunerazione e del Comitato Controllo e Rischi.
(****) Subentrata nella carica di Sindaco Effettivo al dott. Claudio Raimondi ed in carica sino alla prossima Assemblea degli Azionisti.
(1) Nominato dall'Assemblea Ordinaria del 23 giugno 2021 e con scadenza alla data di approvazione del bilancio di esercizio al 31.12.2023. (2) Nominata dall'Assemblea Ordinaria dell'11 maggio 2015 per un periodo di 9 anni e, quindi, con scadenza alla data di approvazione del bilancio di esercizio al 31.12.2023.
GRUPPO GAS PLUS: DATI DI SINTESI
| Principali indicatori di mercato | 30 giugno 2022 | 30 giugno 2021 | var.% |
|---|---|---|---|
| Prezzo medio Brent spot (\$/bbl)(1) | 107,60 | 65,07 | 65,4% |
| Prezzo medio gas - TTF "Day Ahead+Week End" (c€/Smc) (2) | 101,20 | 22,90 | 442,0% |
| Cambio medio EUR/USD (3) | 1,093 | 1,205 | (9,3%) |
| Euribor - a tre mesi (%), media del periodo (4) | (0,443) | (0,541) | 18,1% |
| Principali dati operativi del Gruppo | 30 giugno 2022 | 30 giugno 2021 | var.% |
| Produzione di idrocarburi (Msmce) | 64,2 | 67,2 | (4,4%) |
| Vendite di idrocarburi (MSmce) | 101,7 | 108,2 | (6,0%) |
| Volumi di gas distribuito (MSmc) | 120,2 | 123,3 | (2,5%) |
| Numero dipendenti a fine periodo | 143 | 158 | (9,5%) |
| Dati di Conto Economico (IAS / IFRS) | 30 giugno 2022 | 30 giugno 2021 | var.% |
| Ricavi da vendite | 77.071 | 40.980 | 88,1% |
| Costi Operativi | 67.990 | 30.879 | 120,2% |
| EBITDA | 9.081 | 10.101 | (10,1%) |
| % sui ricavi di vendita | 11,78% | 24,65% | |
| EBIT | 807 | 1.947 | (58,6%) |
| Risultato operativo | 4.916 | 2.609 | 88,4% |
| % sui ricavi di vendita | 6,38% | 6,37% | |
| Risultato prima delle imposte | 1.531 | (648) | 336,3% |
| Risultato del periodo | (6.940) | (305) | (2175,4%) |
| Dati di Stato Patrimoniale (IAS / IFRS) | 30 giugno 2022 | 30 giugno 2021 | |
| Investimenti in immobilizzazioni | 19.788 | 7.371 | |
| di cui investimenti in esplorazione | 41 | 144 | |
| Capitale circolante netto | (33.408) | (13.685) | |
| Capitale investito netto (A) + (B) | 254.467 | 246.555 | |
| Totale indebitamento finanziario (A) | 97.034 | 75.643 | |
| Patrimonio netto (compresa quota terzi) (B) | 157.433 | 170.912 | |
| Indici patrimoniali ed economici | 30 giugno 2022 | 30 giugno 2021 | |
| ROI (5) | 5,19% | (2,44%) | |
| ROE (6) | (2,13%) | (3,89%) | |
| Perdita per azione | (0,16) | (0,10) | |
| PFN / EBITDA (7) | 5,76 | 5,13 | |
| Totale indebitamento finanziario (A) / Patrimonio netto (B) | 0,62 | 0,29 | |
| Gearing (A/A+B) | 38% | 22% |
(1) fonte: Reuters.
(2) fonte: ICIS.
(3) fonte: BCE.
(4) fonte: European Money Markets Institute.
(5) = Risultato operativo annualizzato / capitale investito netto medio.
(6) = Risultato annualizzato / patrimonio netto medio.
(7) = Totale indebitamento finanziario / EBITDA annualizzato.
NOTA METODOLOGICA:
I costi operativi sono stati determinati come somma dei costi per materie prime e materiali di consumo, costi per servizi e costo del personale.
EBITDA è stato determinato come somma del risultato operativo, ammortamenti e oneri/proventi diversi.
EBIT è stato determinato come somma del risultato operativo e oneri/proventi diversi.
La perdita per azione è stata determinata in conformità alla previsione del principio contabile IAS 33.
Il "Totale indebitamento finanziario" recepisce l'orientamento ESMA, pubblicato il 4 marzo 2021, che la Consob ha chiesto di adottare a partire dal 5 maggio 2021 con il "Richiamo di attenzione n. 5/21 del 29 aprile 2021".
L'EBITDA, l'EBIT e il Totale indebitamento finanziario, come sopra definiti, sono misure utilizzate dalla Direzione del Gruppo per monitorare e valutare l'andamento operativo dello stesso e non sono identificate come misura contabile nell'ambito degli IFRS; pertanto, non devono essere considerate una misura alternativa per la valutazione dell'andamento del risultato, della situazione patrimoniale e finanziaria e dei flussi di cassa del Gruppo. Poiché la composizione di tali misure non è regolamentata dai principi contabili di riferimento, il criterio di determinazione applicato dal Gruppo potrebbe non essere omogeneo con quello adottato da altri e pertanto potrebbe non essere comparabile.
RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE CONSOLIDATA AL 30 GIUGNO 2022
Highlights
Il primo semestre dell'anno 2022 chiude con un risultato di segno negativo derivante esclusivamente dal c.d. contributo straordinario contro il caro bollette la cui entità (oltre 8 milioni di euro) risulta del tutto sproporzionata alla redditività del Gruppo.
Fatti salvi gli effetti di tale componente, nello straordinario scenario degli elevati prezzi del gas, nel periodo l'andamento del Gruppo è risultato positivo e nella parte finale del semestre si è anche giunti alla messa in produzione di uno dei principali progetti nel settore E&P del Gruppo, quello Midia nel Mar Nero in Romania. In termini di risultati va tra l'altro fatto rilevare come:
- la forte crescita a livello di EBITDA della B.U. E&P sia stata ottenuta nonostante una notevole parte della produzione gas risultasse oggetto di coperture pregresse a livelli di prezzo largamente inferiori a quelli registrati nel semestre;
- la B.U. Retail abbia registrato un risultato negativo derivante, in via temporanea, dalle perdite (concentrate nel periodo invernale) su segmenti di vendita a marginalità negativa.
Entrambi tali elementi di freno ai risultati appaiono in via di superamento nella seconda parte dell'anno in quanto, da un lato, le produzioni E&P, oltre ai maggiori apporti dalla Romania, vedranno un minor grado di volumi coperti a prezzo fisso e, in ogni caso, un più elevato livello di prezzo di tali coperture e, dall'altro, per quanto riguarda il Retail, con la fine del terzo trimestre dell'anno giungeranno a scadenza le condizioni economiche applicate della maggior parte dei contratti a margine negativo.
Per quanto riguarda i livelli di prezzo raggiunti nel semestre, il prezzo del gas si è sostanzialmente quadruplicato rispetto allo stesso periodo del 2021. In Italia il prezzo del gas (indice PSV) si è attestato ad un valore medio di circa 1,035 €/smc. Anche il prezzo al TTF, il principale riferimento per il gas in Europa, ha registrato nel periodo un simile livello portandosi ad un valore medio di circa 1,012 €/smc. Lo spread tra prezzo al PSV-TTF si è attestato ad un valore medio di circa 2,3 c€/smc. E' rimasto su livelli elevati anche il prezzo del Brent che nel periodo si è attestato ad un valore medio di circa 108 dollari al barile.
Sotto il profilo patrimoniale e finanziario, il Gruppo ha mantenuto una struttura solida ed equilibrata.
Gli investimenti del primo semestre 2022, in significativo aumento rispetto al dato del 2021 (19,8 milioni di euro contro 7,4 milioni di euro del corrispondente periodo dell'esercizio precedente), hanno riguardato in prevalenza le attività di sviluppo nel settore E&P (18,3 milioni di euro) e sono stati finanziati tramite le linee di credito a medio/lungo termine disponibili e il cash flow delle attività operative.
L'indebitamento finanziario è stato di conseguenza in aumento e pari a 97,0 milioni di euro rispetto agli 82,2 milioni di euro di fine 2021: detto importo include per circa 4,1 milioni di euro gli effetti contabili dell'applicazione del principio contabile IFRS 16.
A conferma della consistente patrimonializzazione del Gruppo, il rapporto tra indebitamento finanziario e patrimonio netto è rimasto su livelli contenuti (0,62), anche se in momentanea crescita rispetto al dato di fine 2021 per effetto della perdita del periodo e del significativo impatto sul patrimonio netto del fair value negativo dei derivati di copertura.
Considerate le linee di credito a medio lungo termine ancora disponibili e i positivi flussi di cassa da parte di tutte le principali attività, il Gruppo ritiene quindi di avere a disposizione risorse sufficienti ai previsti investimenti.
Si riporta qui di seguito il trend delle quotazioni del Brent, espresse in dollari ed euro al barile, e del gas naturale (TTF, espresso in €/MWh):
Grafico 1 – Trend Prezzo del Brent (USD)
Grafico 2 – Trend Prezzo del Brent (EUR)
Grafico 3 – Trend Prezzo del gas naturale Spot TTF (Borsa del Gas Olandese)
La quotazione del titolo Gas Plus, dopo un primo trimestre con forti oscillazioni, ha avuto nei mesi successivi e fino a fine luglio un andamento stabile, con una oscillazione compresa tra € 3,30 ed € 3,50, seguendo in pratica l'andamento del mercato e del settore.
Rispetto ad una media che dal gennaio 2022 a fine luglio risulta pari a 177 mila pezzi, i volumi trattati nell'ultimo periodo si sono ridimensionati a circa 100 mila pezzi giornalieri, in linea del resto con un rallentamento dei volumi di mercato.
Di seguito si riporta l'andamento del titolo Gas Plus nel periodo in esame comparato con l'indice FTSE Mib.
Grafico 4 – Trend Borsistico (01 Gennaio 2022 ad oggi)
Di seguito viene commentato l'andamento delle singole business unit nel corso del primo semestre dell'anno.
Business Unit Exploration & Production
Nella seguente tabella, al fine di consentire una corretta comparazione dei dati, sono evidenziati i risultati delle singole società facenti parte della Business Unit E&P ed operanti in Italia, ossia Gas Plus Italiana S.r.l. (di seguito branch GPI) e Società Padana Energia S.r.l. (di seguito branch SPE), e in aggregato quelli delle società attive all'estero.
| 30/06/2022 | ||||
|---|---|---|---|---|
| GPI | SPE | ESTERO | TOTALE | |
| Produzione netta (MSmce) | 22,7 | 34,6 | 3,7 | 61,0 |
| Ricavi (mln €) |
10,4 | 19,4 | 4,2 | 34,0 |
| EBITDA (mln €) | 3,2 | 7,8 | 2,1 | 13,1 |
| Investimenti esplorativi (mln €) | - | - | - | - |
| Investimenti di sviluppo (mln €) | 0,3 | 10,9 | 7,1 | 18,3 |
| 30/06/2021 | ||||
|---|---|---|---|---|
| GPI | SPE | ESTERO | TOTALE | |
| Produzione netta (MSmce) | 23,4 | 41,3 | - | 64,7 |
| Ricavi (mln €) |
6,7 | 9,6 | - | 16,3 |
| EBITDA (mln €) | 1,0 | 4,3 | (0,2) | 5,1 |
| Investimenti esplorativi (mln €) | 0,1 | - | - | 0,1 |
| Investimenti di sviluppo (mln €) | 0,1 | 0,7 | 4,9 | 5,7 |
ITALIA
Risultati economici
Sotto il profilo dell'andamento economico il semestre è stato caratterizzato da un significativo aumento dei ricavi (29,8 milioni di euro contro 16,3 milioni di euro del 2021) e della marginalità complessiva (11,0 milioni di euro contro 5,3 milioni di euro del 2021), nonostante il calo della produzione netta di idrocarburi (circa il 12%). Su tale andamento ha senza dubbio inciso la ripresa degli scenari dei prezzi dei prodotti energetici.
A valle dell'EBITDA si è dovuto purtroppo registrare un ulteriore aumento delle corresponsioni allo Stato. Il risultato netto delle attività E&P del 1° semestre 2022, che è diventato negativo a fine semestre, ha dovuto infatti scontare l'onere del c.d. "contributo straordinario contro il caro bollette", per cui sono state previste modalità di determinazione ritenute del tutto scollegate
GRUPPO GAS PLUS Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2022
dal conseguimento di eventuali extra-profitti nel periodo e che ha avuto un impatto a conto economico di oltre 8 milioni di euro.
Produzione
Nel primo semestre 2022 la produzione lorda di gas, condensati e petrolio è stata pari a 60,4 MSmce, di cui 24,4 MSmce relativi alla branch GPI e 36,0 MSmce relativi alla branch SPE.
In termini di tipologia di prodotto la produzione lorda di gas del periodo di riferimento è stata pari a 46,0 MSmc contro 49,5 MSmc del primo semestre 2021; tale riduzione è dovuta principalmente al naturale declino di alcuni campi operati dalla branch SPE, in parte mitigata dal riavvio di un campo che era fermo alla produzione.
La produzione di petrolio e condensati è stata invece pari a 14,4 MSmce contro 17,7 MSmce del primo semestre 2021; quest'ultimo decremento è dovuto alla minore produzione della concessione "Mirandola".
PRODUZIONE LORDA DI GAS (MSmc)
PRODUZIONE LORDA DI PETROLIO E CONDENSATI (Msmce)
| 2022 | 2021 | Differenza 2022-2021 |
2022 | 2021 | Differenza 2022-2021 |
||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| GPI | 24,1 | 24,9 | (0,8) | GPI (*) |
0,3 | 0,3 | 0,0 |
| SPE | 21,9 | 24,6 | (2,7) | SPE | 14,1 | 17,4 | (3,3) |
| Totale | 46,0 | 49,5 | (3,5) | Totale | 14,4 | 17,7 | (3,3) |
* Il dato di Produzione lorda di petrolio e condensati è comprensivo del valore della Concessione B.C7.LF S.Maria a Mare e non del valore del campo Sarago Mare.
Sviluppo
Nel primo semestre del 2022 sono state completate le attività di perforazione e di completamento e le prove di produzione dei pozzi Longanesi 2 dir e Longanesi 3 dir del progetto Longanesi.
Parallelamente sono state avviate le prime gare necessarie alla realizzazione dell'impiantistica di superficie di tale progetto.
Si è conclusa la progettazione delle reti di monitoraggio della microsismica e subsidenza, come previsto dalle prescrizioni ricevute in fase di valutazione di impatto ambientale, e sono proseguite le attività necessarie ad ottemperare alle altre prescrizioni ambientali previste per il progetto.
Sempre nel primo semestre del 2022, relativamente alla branch GPI, sono proseguite le attività necessarie alla rimessa in produzione di due campi con consegna del gas estratto a carri bombolai e sono state avviate le attività necessarie alla ripresa di un campo attualmente fermo alla produzione.
Chiusure Minerarie
Sono proseguite le attività per il ripristino dell'area pozzo Cavone 15 nella concessione Mirandola e sono state concluse le attività di decommissioning e ripristino della centrale Cotignola nella concessione San Potito, per cui è già stata ceduta l'area al Comune di Cotignola. Sono proseguite le attività preliminari al ripristino delle aree dei pozzi Palmori 1 e Palmori 4 della concessione Masseria Acquasalsa.
Esplorazione e ricerca
Sono proseguite le revisioni sismiche e gli studi geologici e geofisici sui principali siti, necessari per programmare interventi di miglioramento della produzione.
Patrimonio titoli
Nel primo semestre del 2022 si sono registrati alcuni cambiamenti nel patrimonio titoli riguardanti solo istanze di permesso e di concessione. Infatti, nel mese di marzo sono state rigettate 3 istanze di permesso di operatori terzi e nel mese di maggio un'istanza di concessione dove il Gruppo riveste il ruolo di operatore. Il numero complessivo delle concessioni di coltivazione, pari a 43, è rimasto invariato, con 30 concessioni con il Gruppo in veste di operatore e 13 concessioni con terzi operatori.
| Gruppo operatore |
Terzi operatori |
Totale | |
|---|---|---|---|
| Istanze di permesso | 0 | 0 | 0 |
| Istanze di concessione | 0 | 1 | 2 |
| Permessi di ricerca | 0 | 1 | 1 |
| Concessioni di coltivazione | 30* | 13 | 43 |
* di cui Società Padana Energia S.r.l.: n. 10 concessioni di coltivazione
Riserve
Le riserve 2P complessive di idrocarburi al termine del primo semestre 2022 sono stimate nelle seguenti quantità:
| 31/12/2021 | 30/06/2022 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| GPI | SPE | Totale | GPI | SPE | Totale | |
| Gas naturale (milioni di metri cubi) |
1.132,7 | 2.151,3 | 3.284,0 | 1.108,6 | 2.129,4 | 3.238,0 |
| Petrolio e condensati (milioni metri cubi equivalenti) |
7,0 | 272,9 | 279,9 | 6,7 | 258,8 | 265,5 |
| Totale idrocarburi (milioni metri cubi equivalenti)* |
1.139,7 | 2.424,2 | 3.563,9 | 1.115,3 | 2.388,2 | 3.503,5 |
* Il barile di petrolio ed i condensati sono stati convertiti in metri cubi di gas equivalente utilizzando rispettivamente il coefficiente divisore di 0,00602 e di 0,00636
Per quanto riguarda l'entità delle riserve, al termine del 2021 è stata rilasciata una nuova certificazione dall'esperto indipendente SIM che ha rivisto le precedenti stime, quantificando le riserve 2P di idrocarburi al 31 dicembre 2021 in 3.563,9 milioni di metri cubi equivalenti. Tale certificazione è stata svolta in linea con gli aggiornamenti degli standard di valutazione già seguiti per la precedente certificazione.
Le riserve al termine del primo semestre del 2022, non avendo subito variazioni, risultano pari a quelle certificate, a fine 2021, dall'esperto indipendente meno la produzione del periodo di riferimento.
Altre informazioni attinenti all'attività del periodo
Relativamente alla concessione di Garaguso, la cui attività produttiva è ripresa all'inizio del 2019, dopo la conclusione della seconda procedura arbitrale che ha previsto la destituzione dell'Operatore, è stato notificato a Gas Plus Italiana S.r.l., in data 14 dicembre 2018, un atto di citazione per l'impugnazione di detto lodo da parte dello stesso Operatore davanti al Tribunale di Milano. Quest'ultimo con sentenza n. 1028/2021, pubblicata in data 9 febbraio 2021, ha respinto la domanda di annullamento del lodo arbitrale. Detta sentenza è stata impugnata da Energean Italy S.p.A. (prima Edison E&P S.p.A.) ed Edison S.p.A. alla Corte di Appello di Milano, con prima udienza fissata per il 14 settembre 2021, all'esito della quale è stata fissata l'udienza di precisazione delle conclusioni all'11 gennaio 2022. In data 12 agosto 2022 la Corte di Appello di Milano ha pubblicato la sentenza n° 871/2021, con la quale ha rigettato l'appello presentato da Energean Italy S.p.A. e Edison S.p.A., condannando in solido queste ultime al pagamento a favore di Gas Plus Italiana S.r.l. di € 13.560 per spese legali e di un ulteriore importo pari ad € 13.500 quale risarcimento per la condotta processuale delle appellanti considerata dalla Corte "…oggettivamente valutabile alla stregua di "un abuso del processo" per aver agito pretestuosamente…".
In relazione alle disposizioni della Legge 11 febbraio 2019, n. 12, pubblicata sulla Gazzetta Ufficiale del 12 febbraio 2019 ed entrata in vigore il 13 febbraio 2019, e in particolare dell'art. 11 ter della stessa, il Gruppo, a tutela del proprio patrimonio di titoli minerari, ha attuato sin dal 2019 alcune iniziative sui profili di più immediato impatto.
In merito all'aumento dei canoni di concessione, introdotto dal citato art. 11-ter, la Business Unit E&P ha avviato alcune iniziative giudiziali avanti i tribunali amministrativi; il principale ricorso, tuttavia, è stato respinto sia al TAR che al Consiglio di Stato.
Relativamente a tale questione segnaliamo infine che, nell'ambito dell'iter di conversione in legge del "Decreto Semplificazioni 2020", è stato approvato un emendamento volto a mitigare gli effetti per le piccole e medie concessioni di coltivazione di idrocarburi dell'aumento esponenziale dei
canoni di concessione introdotto dall'art. 11-ter della Legge 11 febbraio 2019, n. 12, prevedendo un "tetto" pari al 3% della valorizzazione della produzione derivante dall'insieme delle concessioni di ciascuna società nell'anno precedente. Successivamente, al fine di fornire agli operatori i criteri in base ai quali calcolare la "valorizzazione della produzione" e di chiarire le modalità e i termini con cui procedere al versamento dei canoni dovuti, il Ministero dello Sviluppo Economico, con comunicato del 3 dicembre 2020, ha previsto che "la valorizzazione della produzione è definita adottando gli stessi criteri di valorizzazione di quantificazione delle royalties, ai sensi dell'art. 19 D. Lgs. 625/96", ossia applicando quale parametro di riferimento l'indice "QE" come definito dalla ARERA. Il tutto senza tener conto che l'indice QE è un parametro ormai superato, che non è più rappresentativo dell'andamento del mercato del gas. Avverso tale disposizione è stato quindi presentato ad inizio febbraio 2021 un ricorso al TAR Lazio.
Sempre in ordine all'11-ter della già citata norma si segnala che essa ha previsto la predisposizione del Piano per la Transizione Energetica Sostenibile delle Aree Idonee ("PITESAI") da approvarsi con decreto del Ministero dello Sviluppo Economico, di concerto con il Ministero dell'Ambiente, della Tutela del Territorio e del Mare. Si tratta di uno strumento di pianificazione generale delle attività minerarie sul territorio nazionale "al fine di individuare un quadro definito di riferimento delle aree ove è consentito lo svolgimento delle attività di prospezione, ricerca e coltivazione di idrocarburi sul territorio nazionale, volto a valorizzare la sostenibilità ambientale, sociale ed economica delle stesse".
Tale Piano avrebbe dovuto essere approvato entro 18 mesi dall'entrata in vigore della legge di conversione, mentre invece, con una serie di successive proroghe, il termine per la sua approvazione è stato posticipato al 30 settembre 2021. Da ultimo, il predetto PITESAI è stato approvato con D.M. n. 548 del 28 dicembre 2021, pubblicato in Gazzetta Ufficiale il successivo 11 febbraio 2022.
Gas Plus Italiana S.r.l. e Società Padana Energia S.r.l. hanno proposto ricorso al TAR Lazio per ottenere l'annullamento del suddetto piano e di ogni atto ad esso connesso, presupposto e consequenziale, con riserva di motivi aggiunti allorquando il MITE adotterà gli atti applicativi. Le censure articolate con tale impugnativa attengono sia all'iter di approvazione del piano, sia ai suoi contenuti sostanziali e, in particolare, ai criteri introdotti per l'individuazione delle aree "compatibili" con l'esercizio delle attività di prospezione, ricerca e coltivazione degli idrocarburi, nonché allo stesso meccanismo dell'analisi costi/benefici. Criteri che appaiono poco chiari e, comunque, non condivisibili.
Sui profili di illegittimità e sugli effetti del piano rispetto alla prorogabilità delle concessioni
vigenti si rinvia a quanto esposto al paragrafo "Rischi normativi e regolatori" della relazione sulla gestione del bilancio dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2021.
In questa sede ci si limita a ricordare che, nelle more della predisposizione di detto Piano, le società della Business Unit E&P Italia, in sede di redazione del bilancio dell'esercizio 2020, avevano già valutato le possibili criticità che potevano emergere dal suddetto documento, giungendo alla decisione di rivedere in tale sede le modalità e la misura con cui le loro attività si prevedeva che potessero continuare ad essere utilizzate e/o avrebbero potuto essere sviluppate e di effettuare test di impairment sulle singole rispettive attività, procedendo poi alla svalutazione di alcuni asset. Per quanto concerne gli esiti dei suddetti test si rimanda a quanto esposto nelle note esplicative al bilancio consolidato dell'esercizio 2020.
Il Gruppo con l'ausilio di esperti, esterni ed interni all'azienda, effettua un costante monitoraggio della normativa, delle sue modificazioni e della sua attuazione, in modo da misurare con ragionevole tempestività i fattori di rischio che ne derivano e minimizzare il possibile impatto sull'andamento gestionale e valutare ogni possibile iniziativa, anche legale, a tutela del proprio patrimonio.
ESTERO
Con riferimento alle attività E&P all'estero, data la rilevanza del progetto, vengono di seguito commentate esclusivamente quelle in Romania.
Dal punto di vista amministrativo le attuali quote della concessione in acque superficiali (costituita dai blocchi XVa Midia Shallow e XIII Pelican) sono così ripartite: Black Sea Oil&Gas (BSOG) 70% Operatore, Petro Ventures 20% e Gas Plus 10%.
In data 4 febbraio 2020 i due blocchi esplorativi di tale concessione sono scaduti e le aree restituite alle autorità della Romania. La Joint Venture ha ritagliato dal blocco XVa Midia Shallow due aree all'interno delle quali sono ubicati i giacimenti a gas Ana e Doina attualmente oggetto delle attività per la loro messa in produzione.
Per la fase di sviluppo dei due giacimenti, il 6 febbraio 2019, a valle della positiva valutazione tecnico-economica del progetto MGD (Midia Gas Development), i partner di Joint Venture hanno approvato la FID (Final Investment Decision) e il conseguente piano di sviluppo dei giacimenti Ana e Doina. Il 12 aprile 2019, la Joint Venture ha ricevuto l'approvazione finale da parte del governo rumeno, attraverso l'Agenzia Nazionale per le Risorse Minerarie (NAMR), del piano di sviluppo (FDP) dei due giacimenti e della delimitazione delle aree interessate.
A valle dell'approvazione della NAMR la Joint Venture ha avviato le attività di ingegneria per la progettazione degli impianti e successivamente ha iniziato i lavori di realizzazione delle infrastrutture di produzione. Dette attività sono continuate per tutto il periodo di riferimento e sono tutt'ora in corso.
Nelle basi operative ubicate nei pressi della città di Costanza sul Mar Nero, l'attività di realizzazione della centrale di trattamento gas a terra è terminata.
Inoltre, si sono già concluse con successo le operazioni di attraversamento sotterraneo "perforazione orizzontale HDD" del tratto di spiaggia interessato dal passaggio del gasdotto e la posa del gasdotto offshore, pari a 128 km, che collega la costa dalla piattaforma Ana.
Il 15 giugno 2022 è stato raggiunto il first gas nel sistema di distribuzione della rete nazionale (NTS) attraverso la produzione di 4 pozzi ANA. In quota Gas Plus (10%) la produzione netta dei successivi giorni del mese è stata pari a circa 3,7 milioni di metri cubi. La produzione sta proseguendo sui livelli previsti dall'Operatore e consentirà, sulla base delle sue prime indicazioni, un aumento della produzione annua del Gruppo (che detiene una quota del 10% del progetto) di circa 50 milioni di metri cubi nell'esercizio in corso e di circa 100 milioni di metri cubi nel 2023.
L'11 luglio 2022 è terminata con successo la campagna di perforazione. Sono stati perforati e completati 4 pozzi sul giacimento ANA e un pozzo subsea sul giacimento DOINA. Le operazioni di collegamento del pozzo DOINA alla piattaforma ANA sono attualmente in corso.
Il progetto generale ha raggiunto oltre il 94% del relativo programma di sviluppo. Causa COVID-19 sono state concesse al General Contractor revisioni dei prezzi per il periodo dalla primavera scorsa, al momento rientranti nell'ammontare delle contingency stanziate in sede di preventivazione del progetto. Successivamente il General Contractor ha richiesto ulteriori revisioni dei prezzi, legate alla situazione attuale, che sono state accordate per circa il 9% dell'importo complessivo.
Tale incremento risulta interamente compensato dall'aumento dei prezzi di vendita del gas sul mercato rumeno rispetto a quelli delle valutazioni di redditività iniziali del progetto che consideravano scenari dei prezzi conservativi senza beneficiare dell'aumento di liquidità sul mercato rumeno, fattore che ha permesso un maggiore allineamento delle relative quotazioni a quelle degli altri hub europei.
All'inizio delle attività di sviluppo, la Joint Venture aveva negoziato con un primario pool di banche un contratto di finanziamento del progetto "Midia Gas Development" dell'importo originario di 200 milioni di euro di tipologia "RBL" (Reserve Based Lending).
Il contratto di finanziamento è stato firmato al termine del 2019 e la prima erogazione è avvenuta nel mese di novembre del 2020. In tale sede, a valle di un processo di rideterminazione da parte delle banche dell'importo erogabile a fronte di una riduzione del costo complessivo dell'investimento, l'importo della linea è stato inizialmente ridotto da 200 milioni di euro a 185 milioni di euro e successivamente, con effetto dal 6 luglio 2021, di nuovo aumentato sino a 190 milioni di euro.
Al termine del primo semestre 2022, a fronte degli ulteriori investimenti effettuati nel periodo, la linea è stata utilizzata interamente da Gas Plus Dacia S.r.l. per complessivi 19 milioni di euro. Dopo la chiusura del semestre, grazie ai flussi di cassa derivanti dall'avvio della produzione, sono stati effettuati rimborsi per 5,4 milioni di euro.
Riserve
Nel mese di giugno del 2019 è stata completata la valutazione e certificazione delle riserve dei giacimenti Ana e Doina da parte di un certificatore indipendente. Le riserve 2P dei due giacimenti sono state quantificate in 725 milioni di standard metri cubi per la quota del 10% d'interesse di Gas Plus. Le riserve al termine del primo semestre del 2022, non avendo subito variazioni, risultano pari a quelle certificate dall'esperto indipendente meno la produzione del periodo di riferimento.
Business Unit Storage
Le attività nel settore dello stoccaggio di gas sono relative allo sviluppo di tre progetti, tutti in veste di operatore, che consentiranno di disporre di una capacità di stoccaggio di circa 1 miliardo di metri cubi (working gas), per circa il 90% di competenza del Gruppo Gas Plus, da raffrontare con i circa 13 miliardi di metri cubi di capacità nazionale, al netto dello stoccaggio strategico. Anche per la specifica collocazione geografica dei tre progetti, tutti lungo la dorsale adriatica nelle tre Regioni delle Marche, dell'Abruzzo e del Molise, lo sblocco, la realizzazione e l'esercizio congiunto dei tre progetti consentirebbe di beneficiare di una significativa "massa critica" in termini di volumi di gas trattabili e di importanti sinergie.
Nel corso del 2014 sono stati rilasciati i provvedimenti di compatibilità ambientale (VIA) per i progetti Poggiofiorito e San Benedetto.
Per quanto riguarda il progetto San Benedetto, il decreto VIA è stato impugnato da alcuni cittadini davanti al TAR Marche, il quale nel mese di marzo del 2018 ha dichiarato la propria incompetenza indicando quale giudice competente il TAR Lazio. I ricorrenti, con ricorso notificato e depositato il 21 aprile 2018, hanno riassunto il giudizio avanti al TAR Lazio e Gas Plus Storage S.r.l. si è regolarmente costituita in giudizio nel mese di luglio del 2018. Si è ora in attesa della fissazione dell'udienza di merito.
Nel frattempo il Comune di San Benedetto ha impugnato i provvedimenti successivi del Ministero dell'Ambiente relativi al diniego del Ministero di riaprire l'istruttoria VIA come richiesto dal Comune, rispetto ai quali: (i) il primo ricorso è stato poi dichiarato inammissibile dal Consiglio di Stato, mentre (ii) il secondo ricorso, con il quale il Comune di San Benedetto ha impugnato la nota del Ministero dell'Ambiente del 18 novembre 2019 (che confermava di fatto il precedente provvedimento già impugnato dal Comune, ossia la non necessità di riaprire l'istruttoria VIA) è in attesa della fissazione dell'udienza di discussione del merito.
Nel contempo, nel mese di febbraio 2019, sono state presentate da Gas Plus Storage le istanze di proroga della VIA per i progetti di San Benedetto e Poggiofiorito.
In relazione all'istanza di proroga della VIA per il progetto San Benedetto, con Decreto del Ministro della Transizione Ecologica, di concerto con il Ministro della Coltura, del 13 luglio 2022 è stata negata la proroga al termine di efficacia del provvedimento di compatibilità ambientale del 19 giugno 2014. Il provvedimento racchiude una pluralità di motivazioni, tutte espressive di un'ampia discrezionalità tecnica ed amministrativa, e - in distonia rispetto a quelli che sono i limiti e tratti distintivi di un procedimento di proroga di una VIA - pare rimettere in discussione le valutazioni originariamente espresse nel 2014. La società, con l'ausilio dei propri consulenti, sta comunque vagliando tale provvedimento sotto i diversi profili per valutare le eventuali azioni da intraprendere.
Il Gruppo, pur dovendo fronteggiare in parte dell'opinione pubblica un atteggiamento notevolmente critico rispetto alla realizzazione di nuove infrastrutture energetiche, resta costantemente impegnato nel proseguimento di tutte le attività tecniche e, eventualmente, delle azioni di carattere legale che risulteranno necessarie per completare gli iter autorizzativi di tali progetti, di rilevanza energetica nazionale.
Le attività nel settore dello "stoccaggio di idrocarburi" sono state incluse tra le "altre attività e attività non allocate" nella nota esplicativa al bilancio consolidato dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2021 n. 6, Informativa di settore, che comprendono principalmente, oltre alle attività della Business Unit Storage, le attività di funzioni comuni e servizi centralizzati della holding. L'inclusione nelle "altre attività e attività non allocate" della Business Unit Storage è stata decisa in quanto, in funzione della complessità tecnica e dei necessari iter autorizzativi, essa è tuttora in fase di avviamento. Da segnalare infatti che la Business Unit non consuntiva significativi valori patrimoniali e costi di gestione, essendo state mantenute in carico esclusivamente le spese per gli studi (in particolare tecnici e progettuali) e per le attività connesse alla prosecuzione dei relativi iter autorizzativi ed al successivo affidamento delle opere da realizzarsi, dopo aver imputato, nell'esercizio 2014, a conto economico integralmente le opere sino ad allora eseguite sui siti prima del completamento degli iter autorizzativi.
Business Unit Retail
I principali dati economici della Business Unit Retail per il primo semestre del 2022 sono i seguenti:
| 30/06/22 | 30/06/21 | |
|---|---|---|
| Volumi venduti (MSmc) | 40,6 | 43,6 |
| Ricavi (mln €) | 38,9 | 19,7 |
| EBITDA (mln €) | (6,1) | 2,1 |
In premessa a commenti puntuali sull'andamento della B.U. si deve osservare che gli operatori della filiera commerciale del gas e dell'elettricità nell'intera Europa risultano i soggetti del settore energia maggiormente toccati dalla eccezionale fase di carenza di offerta, picchi dei prezzi e turbolenza dei relativi mercati che sta interessando il continente.
La B.U. Retail ne ha risentito nel semestre essenzialmente in termini di marginalità, che è risultata fortemente negativa su taluni segmenti di mercato, ai quali, con durata annuale, venivano praticate condizioni di vendita a prezzo fisso o a prezzo variabile con cap, circostanza che ha determinato una perdita complessiva a livello di EBITDA di 6,1 milioni di euro e che, essendo già stata rilevata al termine del precedente esercizio, aveva determinato l'appostazione di un fondo di 4,1 milioni di euro.
Il fenomeno, trattandosi per la maggior parte di contratti per vendite ad uso di riscaldamento, è risultato incentrato sul periodo invernale 2021/2022 e le condizioni economiche di tali contratti verranno a cessare per la più parte con la fine del cosiddetto "anno gas" (il periodo dal 1° ottobre al 30 settembre) al termine del prossimo mese di settembre.
Dalle attuali risultanze relative al periodo invernale, 2021/2022 considerato anche il fatto che la maggior parte dei ricavi delle vendite viene incassata mediante accordi di cartolarizzazione, nonostante i forti aumenti del controvalore dei consumi si è riusciti ad evitare il rischio di una forte crescita delle insolvenze.
Nella prospettiva del prossimo anno gas il portafoglio in termini di indici di prezzo tra acquisto e vendita appare (in termini di formule di prezzo o mediante "coperture") largamente bilanciato, tuttavia il consistente "peso contrattuale" del fornitore della materia prima quantomeno per il quarto trimestre 2022 ha portato ad una significativa contrazione della marginalità, tale da far prevedere, pur se per entità notevolmente più contenute, un risultato a livello di EBITDA ancora di segno negativo.
Al di là degli effetti di possibili ripercussioni derivanti da eventuali situazioni di razionamento, aspetto necessariamente da valutare a livello di sistema, andranno inoltre tenuti in considerazione gli effetti dell'ulteriore crescita dei prezzi degli ultimi mesi, sia in termini di contenimento delle insolvenze sia in ordine ad iniziative legislative a sostegno della clientela, ove esse determinino aggravi non sostenibili da parte del venditore finale.
In termini di dati puntuali del primo semestre dell'anno in corso si segnala un leggero calo dei consumi ed un forte aumento dei ricavi.
La curva termica del semestre ha fatto registrare una sostanziale invarianza delle temperature rispetto all'anno precedente nel 1° trimestre (periodo solitamente più energivoro), mentre nel 2° (quando i consumi, in ogni caso, tendono a scemare) le temperature sono state mediamente più miti; questo fatto, sommandosi al calo di numerosità dei clienti serviti (-5%), ha portato ad una diminuzione per quanto riguarda i volumi venduti (-6,9%). Il forte aumento degli scenari relativi al prezzo della materia prima a distanza di un anno sia nel periodo invernale, quello più rilevante in termini di volumi (+469%), sia nel secondo trimestre (+374%, anche se su volumi ben più ridotti), fa sì che i ricavi risultino praticamente raddoppiati.
Si ricorda infine che il Mercato Tutelato dovrebbe cessare dal 1° gennaio 2023, a meno di interventi legislativi nell'ultima parte dell'anno 2022.
Business Unit Network & Transportation
I principali dati economici della Business Unit Network & Transportation relativi al primo semestre 2022 sono i seguenti:
| 30/06/22 | 30/06/21 | |
|---|---|---|
| Volumi distribuiti (MSmc) | 120,2 | 123,3 |
| Ricavi (mln €) | 9,3 | 11,6 |
| EBITDA (mln €) | 3,3 | 4,1 |
| Investimenti (mln €) | 1,5 | 1,4 |
Nel corso del primo semestre dell'anno 2022 la Business Unit Network e Transportation ha distribuito circa 120,2 MSmc di gas. I dati risultano in leggera diminuzione (-2,5%) rispetto all'analogo periodo del 2021, in particolare per le temperature più miti registrate nel mese di aprile rispetto all'anno precedente.
Network: la Business Unit Network opera direttamente nell'attività di distribuzione gas in 40 Comuni.
Tariffe di distribuzione
Con la delibera n. 570/2019/R/gas l'Autorità ha approvato la metodologia di calcolo delle tariffe di distribuzione per il 5° periodo regolatorio, valido per gli anni dal 2020 al 2025. La Business Unit, a valle dell'analisi della nuova RTDG che risulta particolarmente impattante in tema di
copertura dei costi operativi e di imposizione del recupero di produttività, ha ritenuto opportuno procedere all'impugnazione davanti al giudice amministrativo. Nel corso del mese di marzo 2021, su istanza di alcune società e con l'adiuvandum dell'associazione di categoria Assogas, è stata instaurata un'apposita verifica tra detti soggetti ed ARERA su alcuni temi specifici della nuova RTDG, in particolare sul livello dei costi operativi e del recupero della produttività imposto. In data 21 aprile 2022 si è tenuta l'udienza presso il TAR Milano; nonostante il significativo lasso di tempo trascorso, non è stata ancora pubblicata la relativa sentenza.
Rapporti con Enti Concedenti
In merito ai rapporti concessori, giova evidenziare che, a seguito delle disposizioni dell'art. 24 del Decreto Legislativo 93/11, le gare per l'affidamento del servizio di distribuzione gas sono ammesse solo per Ambito Territoriale (ATEM); pertanto, nelle more della definizione degli aspetti propedeutici la gara d'ambito, i gestori continuano ad erogare il servizio, anche oltre la scadenza naturale e/o ope legis concordata.
Con il "DDL Concorrenza" (convertito nella Legge n. 118 del 5 agosto 2022), sono previsti interventi destinati alle gare per il servizio di distribuzione gas naturale: in particolare, la principale novità riguarderebbe il riconoscimento a favore degli Enti concedente del valore di rimborso dei cespiti di proprietà pubblica, calcolato tramite l'applicazione delle Linee Guida MISE (DM 22/05/2022).
Al 30 giugno 2022 sono stati pubblicati 38 bandi di gara, nessuno dei quali di interesse della Business Unit. I primi bandi e disciplinari (oggetto di numerose impugnazioni al TAR) hanno evidenziato come le procedure ed i meccanismi attuativi adottati per lo svolgimento delle gare risultino complessi e di difficile implementazione.
Tra le poche procedure che hanno visto la presentazione di offerte di gara, si segnala che nell'ATEM di "Milano 1" la Stazione appaltante ha assegnato, a valle di un ampio contenzioso (con ricorsi presentati da entrambi i partecipanti), l'aggiudicazione definitiva, a cui ha fatto seguito la stipula del nuovo contratto, ad Unareti (gruppo A2A).
Negli ATEM di "Torino 1", "Torino 2", "Belluno" e "Valle d'Aosta", le relative Stazioni appaltanti hanno provveduto all'aggiudicazione definitiva alla società Italgas Reti S.p.A., risultando così le prime gare d'ambito conclusesi dall'avvio della riforma (2011).
Nell'ATEM di "Napoli 1", a seguito della sentenza del Consiglio di Stato, è stata confermata l'aggiudicazione a favore della Società 2i Rete Gas S.p.A..
Nell'ATEM di "Udine 2", l'aggiudicazione è stata assegnata all'incumbent AcegasApsAmga
S.p.A. (Gruppo Hera).
I termini di scadenza per la pubblicazione dei bandi di gara sono stati approvati con il Decreto Legge n. 210/2015 (Milleproroghe 2016, convertito nella legge n. 21/2016) e sono tutti scaduti. Con analogo provvedimento sono state eliminate le possibili sanzioni in capo agli enti locali nel caso di ritardo nell'iter di emanazione dei bandi gara.
La Business Unit continua la propria attività finalizzata alla definizione del valore di rimborso degli impianti e degli ulteriori adempimenti previsti dalla normativa di settore in vista delle future gare d'ambito.
Ambito regolatorio e normativo
In merito all'obbligo di messa in esercizio dei gruppi di misura elettronici, conclusasi con successo la campagna di sostituzione prevista dalla ARERA con Delibera n. 554/2015/R/gas per l'anno 2018 (100% dei gruppi di misura di classe superiori a G6), si segnala che l'Autorità ha aggiornato gli obblighi prevedendo, per le società che gestiscono (al 31 dicembre 2015) tra 50.000 e 100.000 PdR, la sostituzione, entro il 31 dicembre 2023, di una quota pari all'85% dei misuratori tradizionali con smart meters (classe G4 e G6).
Al 30 giugno 2022 risultano posati circa 57.769 G4-G6 elettronici, pari a circa il 61% del totale ed al 74% del relativo obbligo.
Investimenti
La Business Unit, al termine del primo semestre del 2022, ha effettuato investimenti sugli impianti per 1,5 milioni di euro, riguardanti prevalentemente l'acquisto di gruppi di misura elettronici.
Tee
In data 31 maggio 2021 è stato approvato da parte del Ministero per la Transizione Energetica, il decreto ministeriale contenente l'indicazione dei nuovi obblighi previsti per gli anni 2021-2024, oltre alla rideterminazione degli obblighi previsti per l'anno 2020.
Anche a causa della forte contrazione dell'offerta, con conseguente rialzo dei prezzi di acquisto (300 €/TEE), il nuovo decreto ha approvato, da un lato, la forte riduzione degli obblighi in capo ai distributori di gas ed energia elettrica e, dall'altro lato, ha introdotto un meccanismo di aste (dal quale sono esclusi i soggetti obbligati).
Il Decreto ha, pertanto, previsto una riduzione del 60% degli obblighi 2020 (diminuiti dagli iniziali 28.521 a 11.423 TEE) con un positivo impatto sul conto economico ed ha considerevolmente tagliato gli obblighi 2021-2024: l'obbligo 2021, rimodulato in funzione del nuovo decreto ministeriale, si è attestato infatti a 3.950 TEE. L'obbligo 2022 si attesta a circa 6.800 TEE, in leggero rialzo rispetto al 2021, ma su valori decisamente più contenuti rispetto agli anni precedenti.
Transportation: la Business Unit, che fa parte del Settore Operativo Network & Transportation, è operativa dal 1° ottobre 2009 ed esercita l'attività di trasporto regionale in Valtrebbia (PC) mediante 31,4 chilometri di rete in media pressione ed in Valnure (PC) mediante 10,4 chilometri di rete in media pressione, tra l'altro interconnessa ad un giacimento della B.U. E&P del Gruppo.
Al 30 giugno 2022 sono stati trasportati 5,4 MSmc, in lieve diminuzione rispetto all'analogo periodo del 2021 (5,95 MSmc). In merito alla determinazione delle tariffe di trasporto, si evidenzia che con la deliberazione n. 114/2019/R/gas è stata approvata la nuova regolazione valida per gli anni 2020-2023.
In data 30 luglio 2021 GP Infrastrutture Trasporto S.r.l. ha presentato al Ministero della Transizione Ecologica (MITE) l'istanza di riclassifica degli impianti di trasporto regionale in impianti di distribuzione. Il MITE ha fornito riscontro positivo condizionato. In caso di esito positivo, la riclassifica degli impianti avrebbe decorrenza dal 1° gennaio 2023.
Commento ai risultati economici ed alla situazione patrimoniale e finanziaria
CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO
Importi in migliaia di euro
| 30/06/2022 | 30/06/2021 | |
|---|---|---|
| Ricavi | 75.762 | 39.161 |
| Altri ricavi e proventi | 1.309 | 1.819 |
| TOTALE RICAVI | 77.071 | 40.980 |
| Costi per materie prime e materiali di consumo | (41.768) | (10.736) |
| Costi per servizi e altri | (21.882) | (15.635) |
| Costo del personale | (4.340) | (4.508) |
| MARGINE OPERATIVO LORDO (EBITDA) | 9.081 | 10.101 |
| Ammortamenti e svalutazioni | (8.274) | (8.154) |
| EBIT | 807 | 1.947 |
| Proventi diversi | 4.109 | 662 |
| RISULTATO OPERATIVO | 4.916 | 2.609 |
| Proventi finanziari | 14 | 134 |
| Oneri finanziari | (3.399) | (3.391) |
| RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE | 1.531 | (648) |
| Imposte sul reddito | (8.471) | 343 |
| RISULTATO DEL PERIODO | (6.940) | (305) |
Nell'attuale contesto di estrema volatilità ed incertezza dei mercati, i risultati economici consolidati del semestre hanno risentito del differente andamento dei settori di attività del Gruppo, oltreché dell'introduzione, per l'anno 2022, di un contributo una tantum a carico delle aziende del settore del tutto scollegato all'effettivo andamento economico delle stesse.
I ricavi sono stati infatti in forte crescita rispetto al corrispondente periodo del 2022 (75.762 migliaia di euro contro 39.161 migliaia di euro del 2021) ed hanno riguardato prevalentemente l'attività di vendita di gas metano, petrolio e condensati provenienti dai giacimenti del Gruppo e la vendita di gas metano al dettaglio. Le restanti attività continuano infatti a fornire un contributo limitato al valore complessivo di tale componente, essendo l'attività di distribuzione e trasporto gas tuttora svolta per lo più a favore di società del Gruppo, con la conseguente elisione delle relative componenti economiche a livello di bilancio consolidato, e l'attività di stoccaggio ancora in una fase di start-up.
In particolare, la vendita del gas metano proveniente dai giacimenti del Gruppo ha determinato ricavi per 20.657 migliaia di euro (8.822 migliaia di euro nel 2021), mentre quella a clienti finali ricavi per 37.026 migliaia di euro (18.941 migliaia di euro nel 2021). Entrambe le componenti hanno beneficiato dell'eccezionale aumento dei prezzi di vendita degli idrocarburi. L'importo della prima ha scontato tuttavia l'effetto negativo (21.531 migliaia di euro) delle coperture su tali commodity effettuate nella prima parte dello scorso anno e quindi prima della forte crescita dei prezzi dei prodotti energetici.
Per effetto di tale dinamica dei prezzi anche i ricavi per la vendita di petrolio e condensati sono stati in significativa crescita (da 4.449 migliaia di euro del 2021 a 5.411 migliaia di euro del 2022) nonostante la flessione nelle quantità prodotte.
I ricavi dell'attività di distribuzione e trasporto gas risentono invece dell'ulteriore riduzione del vincolo ricavi e, in particolare, della remunerazione del capitale investito (WACC) determinata dai provvedimenti ARERA per il periodo 2022-2027. Tali ricavi hanno tuttavia raggiunto l'importo di 5.832 migliaia di euro contro 5.471 migliaia di euro del 2021.
La voce altri ricavi e proventi è stata al contrario in riduzione ed ha raggiunto l'importo di 1.309 migliaia di euro contro 1.819 migliaia di euro del 2021. Le principali componenti della voce in esame sono costituite dai contributi di allacciamento, dai servizi ad utenti gas e dai contributi per l'acquisizione dei certificati di risparmio energetico (TEE), quest'ultimi in crescita rispetto al 2021 (+171 migliaia di euro). A tale proposito si ricorda che il decreto, approvato in data 31 maggio 2021 da parte del Ministero per la Transizione Energetica, ha previsto la riduzione degli obblighi in capo ai distributori di gas ed energia elettrica per il periodo 2021-2024, oltreché una riduzione degli obblighi a suo tempo previsti per l'anno 2020, con la conseguente riduzione dei contributi correlati a tali obblighi.
Dal lato dei costi, sono stati in forte aumento i costi per materie prime e materiali di consumo, passati da 10.736 migliaia di euro del 2021 a 41.768 migliaia di euro del 2021 (+289%). In questo ambito si è registrato il forte aumento dei costi d'acquisto della principale materia prima, il gas metano, (+30.686 migliaia di euro) per l'andamento degli scenari dei prezzi energetici e, sostanzialmente in linea con l'andamento dei connessi ricavi, l'aumento dei costi per l'acquisto dei certificati di risparmio energetico (TEE) (+216 migliaia di euro).
Anche la voce costi per servizi ed altri è stata in crescita, seppur in misura minore in termini assoluti e percentuali (+40%), ed ha raggiunto l'importo di 21.882 migliaia di euro contro 15.635 migliaia di euro del corrispondente periodo dell'esercizio precedente. In questo ambito si segnala l'aumento delle royalties (+1.223 migliaia di euro rispetto al 2021) in particolare a seguito dell'avvio della produzione di gas nei giacimenti in Romania e la rilevazione per le attività svolte in tale nazione della Windfall tax (1.245 migliaia di euro).
Nell'ambito dei costi per servizi ed altri, pur restando su livelli estremamente contenuti, sono poi risultati in lieve crescita rispetto all'analogo periodo del 2021 gli oneri, comprensivi delle componenti non finanziarie delle cessioni periodiche della cartolarizzazione, per perdite su crediti (da 269 migliaia di euro del 2021 a 320 migliaia di euro del 2022). A tale proposito si ricorda che è tuttora in essere un contratto di cartolarizzazione che prevede la cessione pro-soluto della maggior parte dei crediti commerciali dell'attività Retail.
I costi del personale sono stati in lieve calo rispetto al dato del corrispondente periodo del 2021, passando da 4.508 migliaia di euro a 4.340 migliaia di euro del 2022 a fronte delle variazioni dell'organico.
L'andamento delle componenti economiche sopra descritte ha determinato una riduzione dell'EBITDA che è passato da 10.101 migliaia di euro a 9.081 migliaia di euro.
Dopo ammortamenti per 8.274 migliaia di euro, l'EBIT si è pertanto attestato a 807 migliaia di euro rispetto a 1.947 migliaia di euro dell'analogo periodo del 2021, risentendo della riduzione dell'EBITDA.
Nel periodo in esame non sono state effettuate svalutazioni degli assets iscritti a bilancio, non essendo emersi indicatori negativi di impairment che abbiano influito sul loro attuale valore recuperabile. Per quanto riguarda inoltre l'attività svolte dalla B.U. E&P, le incertezze del quadro normativo e degli scenari di breve e medio periodo (caratterizzati da un'estrema volatilità) hanno indotto il management a confermare le valutazioni effettuate in sede di redazione del bilancio dell'esercizio 2021 e a non effettuare alcuna ripresa di valore dei relativi assets, nonostante il miglioramento dei risultati economici e l'ulteriore rafforzamento dei prezzi degli idrocarburi.
E' stato invece in sensibile crescita il risultato operativo (4.916 migliaia di euro contro 2.609 migliaia di euro del 2021) pur non avendo recepito dividendi dalla partecipata Serenissima Gas S.p.A. (662 migliaia di euro nel 2021). Tale andamento è dovuto all'integrale rilascio del fondo di 4.109 migliaia di euro costituito nel precedente esercizio a fronte delle perdite, concentrate in particolare nei primi mesi del 2022, sui contratti di vendita gas con offerte economiche a prezzo fisso e a prezzo variabile con un cap sul costo della materia prima.
Ha registrato un lieve aumento il saldo negativo della gestione finanziaria che ha raggiunto l'importo di 3.385 migliaia di euro contro 3.257 migliaia di euro del 2021 a causa della riduzione dei proventi finanziari (da 134 migliaia di euro a 14 migliaia di euro).
Gli oneri finanziari sono invece rimasti sostanzialmente in linea con il dato del corrispondente semestre del 2021 (3.399 migliaia di euro contro 3.391 migliaia di euro nel 2021). Nell'ambito di tale componente sono stati in lieve calo gli interessi passivi sulle linee a medio lungo termine (979 migliaia di euro contro 996 migliaia di euro del 2021) grazie ai rimborsi effettuati su tali linee sulla base dei previsti piani di ammortamento mentre in lieve aumento quelli sulle linee a breve termine (322 migliaia di euro contro 278 migliaia di euro del 2021). Sono rimasti infine in linea con il 2021
gli oneri su prodotti derivati (54 migliaia di euro contro 53 migliaia di euro del 2021) ed in lieve aumento gli oneri per attualizzazione fondi (1.395 migliaia di euro contro 1.366 migliaia di euro del 2021) per effetto dell'andamento dei parametri di riferimento utilizzati e dell'avvio della produzione in Romania.
Le imposte sul reddito, correnti, differite e anticipate hanno presentato un saldo negativo in forte aumento rispetto al 2021 (-8.471 migliaia di euro contro +343 migliaia di euro del 2021) in quanto recepiscono per 8.058 migliaia di euro il c.d. "contributo straordinario contro il caro bollette" che è stato già versato a titolo di acconto nella misura del 40% entro il 30 giugno 2022. Il residuo importo (pari al 60%) sarà versato a titolo di saldo entro il 30 novembre 2022.
A causa dell'entità del suddetto onere per cui non è prevista alcuna deducibilità ai fini delle imposte sui redditi il primo semestre dell'esercizio 2022 si è chiuso con una perdita di 6.940 migliaia di euro rispetto ad una perdita di 305 migliaia di euro del corrispondente periodo dell'esercizio precedente.
STATO PATRIMONIALE SINTETICO RICLASSIFICATO
Importi in migliaia di euro
| 30 giugno 2022 | 31 dicembre 2021 | |
|---|---|---|
| Capitale immobilizzato | ||
| Immobilizzazioni immateriali | 257.620 | 260.813 |
| Immobilizzazioni materiali | 134.270 | 115.799 |
| Altre attività e passività non correnti | 4.233 | 4.261 |
| Totale | 396.123 | 380.873 |
| Capitale circolante netto | ||
| Rimanenze | 4.290 | 3.377 |
| Crediti commerciali | 26.054 | 37.114 |
| Debiti commerciali | (25.976) | (32.526) |
| Altri debiti e crediti di circolante | (37.776) | (25.634) |
| Totale | (33.408) | (17.669) |
| Fondi rischi per oneri e imposte differite nette |
(103.692) | (104.704) |
| Fondi per benefici ai dipendenti |
(4.556) | (5.255) |
| Capitale investito netto | 254.467 | 253.245 |
| Patrimonio netto | 157.433 | 171.038 |
| Posizione finanziaria netta | 97.034 | 82.207 |
| Coperture | 254.467 | 253.245 |
La situazione patrimoniale consolidata del Gruppo presenta un capitale investito netto in lieve aumento rispetto al dato del precedente esercizio (254.467 migliaia di euro contro 253.245 migliaia di euro del 31 dicembre 2021).
Il capitale immobilizzato risulta pari a 396.123 migliaia di euro contro 380.873 migliaia di euro del 2021 e registra un aumento complessivo di 15.250 migliaia di euro.
Nell'ambito di questa voce le immobilizzazioni immateriali sono pari a 257.620 migliaia di euro e si riducono complessivamente di 3.193 migliaia di euro rispetto al dato di fine 2021, mentre le immobilizzazioni materiali sono pari a 134.270 migliaia di euro ed aumentano di 18.471 migliaia di euro. L'aumento complessivo delle immobilizzazioni materiali ed immateriali (15.278 migliaia di euro) è determinato dal saldo tra gli incrementi netti (23.552 migliaia di euro) e gli ammortamenti del periodo (8.274 migliaia di euro).
Il saldo tra le altre attività e passività non correnti è risultato in linea con il 2021 (4.233 migliaia di euro contro 4.261 migliaia di euro del 2021). In questo ambito si registra innanzitutto la riclassifica del credito per la cessione della quota del 5% nel progetto Midia tra i crediti correnti (1.997 migliaia di euro) e quella dell'imposta sostitutiva sul riallineamento fiscale (2.016 migliaia di euro) tra i debiti correnti. Tale aggregato attualmente comprende la partecipazione in Serenissima Gas S.p.A. (5.961 migliaia di euro), il fair value positivo dei derivati di copertura sul tasso d'interesse (454 migliaia di euro), gli anticipi corrisposti per le future gare d'ambito (398 migliaia di euro), la quota non corrente del credito di imposta Industria 4.0 per gli investimenti effettuati in contatori elettronici nell'esercizio 2021 (151 migliaia di euro) e depositi cauzionali attivi (242 migliaia di euro) e passivi (2.519 migliaia di euro).
Il capitale circolante netto presenta ancora un saldo negativo e in forte aumento rispetto al dato di fine 2021 (-33.408 migliaia di euro rispetto a -17.669 migliaia di euro).
Al suo interno sono in aumento le rimanenze (4.290 migliaia di euro contro 3.377 migliaia di euro del 2021) ed in particolare le giacenze di petrolio dell'area E&P e le giacenze di contatori elettronici dell'area Network & Transportation. Nonostante l'andamento degli scenari dei prezzi degli idrocarburi sono stati invece in calo i crediti commerciali (26.054 migliaia di euro contro 37.114 migliaia di euro del 2021) e i debiti commerciali (25.976 migliaia di euro contro 32.526 migliaia di euro del 2021) per i consueti effetti di stagionalità e, quindi, per i minori consumi a conclusione del periodo invernale.
L'importo del capitale circolante netto è tuttavia fortemente condizionato dal saldo tra gli altri debiti e crediti del circolante che ha assunto un valore negativo e in forte diminuzione rispetto al dato
di fine 2021 (-37.776 migliaia di euro contro -25.634 migliaia di euro del 2021), comprendendo per 23.784 migliaia di euro il fair value negativo dei derivati di copertura sulle commodity (21.638 migliaia di euro a fine 2021). I derivati sono stati stipulati, anche in ottemperanza agli obblighi previsti dai contratti di finanziamento in essere, ad inizio dello scorso anno e quindi prima della forte ripresa degli scenari energetici e la relativa valutazione ha pertanto risentito del differente andamento tra le curve dei prezzi all'epoca di sottoscrizione e quelle dei periodi successivi. Tali derivati, che hanno soddisfatto i criteri per il trattamento in hedge accounting ai fini contabili, sono stati contabilizzati con contropartita una riserva di patrimonio netto ed il relativo importo sarà pertanto recepito nel conto economico dei successivi periodi unitamente agli effetti economici positivi che saranno generati dagli elementi coperti.
Gli altri debiti e crediti del circolante comprendono infine crediti e debiti di natura tributaria (imposte dirette e indirette, royalties, ecc.) e nei confronti di enti pubblici, quali la CSEA, che risentono del differente periodo di liquidazione degli stessi nel corso dell'anno, oltreché delle eventuali modifiche legislative in materia.
In questo ambito, registrano innanzitutto una forte crescita rispetto al dato di fine 2021 il saldo dell'imposta di consumo che passa da un debito netto di 486 migliaia di euro ad un debito netto di 2.823 migliaia di euro e la posizione netta dell'Iva che passa da un credito netto di 1.029 migliaia di euro ad un credito netto di 2.140 migliaia di euro a seguito dei maggiori investimenti del periodo e dei provvedimenti legislativi volti a limitare gli effetti degli straordinari rialzi dei prezzi sugli utenti finali. Inoltre risultano in significativo aumento i debiti per imposte estere (windfall tax) sulle produzioni di idrocarburi (+1.245 migliaia di euro) per effetto del gas-in in Romania e quelli per imposte sul reddito (+5.530 migliaia di euro) a causa della quota (60%) del contributo straordinario da versare entro la fine del mese di novembre del corrente anno (4.835 migliaia di euro) e delle restanti quote da versare dell'imposta sostitutiva sul riallineamento (4.032 migliaia di euro). Infine, tra queste voci, aumenta l'importo dei contributi sui titoli di efficienza energetica - TEE – (+409 migliaia di euro per gli obblighi del periodo in capo ai distributori gas.
I fondi per rischi ed oneri, le cui principali componenti sono costituite dal fondo smantellamento e ripristino siti e dal fondo imposte differite nette, presentano una riduzione di 1.012 migliaia di euro rispetto all'importo del precedente esercizio (103.692 migliaia di euro contro 104.704 migliaia di euro del 2021) a seguito degli accantonamenti e degli utilizzi del periodo. Tra quest'ultimi si segnala che nel periodo in esame è stato interamente utilizzato il fondo di 4.109 migliaia di euro costituito nel precedente esercizio a fronte delle previste perdite delle attività Retail, in particolare nel primo semestre del 2022, relativamente alla clientela con offerte economiche a prezzo fisso e a prezzo variabile con cap sul costo della materia prima.
Nell'ambito di questa voce aumenta il saldo negativo delle imposte differite nette, che risulta pari a 35.735 migliaia di euro contro 33.969 migliaia di euro alla fine del precedente esercizio a seguito degli accantonamenti effettuati nell'esercizio. Anche il fondo smantellamento e ripristino siti risulta in sensibile crescita (134.287 migliaia di euro contro 129.414 migliaia di euro del precedente esercizio) per effetto, in particolare, dell'avvio della produzione di gas nei giacimenti del progetto Midia in Romania e della rilevazione dei relativi costi di smantellamento e ripristino.
I fondi per benefici ai dipendenti ammontano a 4.556 migliaia di euro (5.255 migliaia di euro nel 2021) e si riducono di 699 migliaia di euro rispetto al dato del 2021 per l'aggiornamento delle ipotesi finanziarie applicate e per le variazioni dell'organico.
L'indebitamento finanziario, la cui esposizione recepisce gli orientamenti ESMA che sono stati pubblicati in data 4 marzo 2021 e che la Consob ha richiesto di applicare a partire dal 5 maggio 2021, risulta in sensibile aumento rispetto allo scorso esercizio per effetto degli investimenti del periodo e della marginalità negativa delle attività Retail nel corso del semestre a causa delle iniziative di mantenimento e tutela dei relativi clienti finali ed ammonta a 97.034 migliaia di euro contro 82.207 migliaia di euro di fine 2021. Si segnala che il livello dell'indebitamento risente anche degli effetti dell'applicazione del principio contabile IFRS 16 che ha determinato l'iscrizione di passività finanziarie per circa 4.123 migliaia di euro, in riduzione di 151 migliaia di euro rispetto al 2021.
Per quanto concerne la struttura finanziaria si segnala inoltre che, dopo la chiusura del semestre, il Gruppo ha ottenuto dalle proprie banche finanziatrici (Intesa Sanpaolo e Banco BPM) una modifica di alcuni degli attuali contratti di finanziamento che ha previsto di non rilevare i parametri finanziari (covenants) per il periodo 1° luglio 2021 - 30 giugno 2022 e di aumentare il livello di quelli previsti per il periodo 1° gennaio 2022 – 31 dicembre 2022. Poiché tale modifica è stata formalizzata solo all'inizio del mese di luglio del corrente anno, è stata temporaneamente riclassificata a breve la parte dell'indebitamento bancario con scadenza oltre i 12 mesi, essendo nel frattempo stati superati i limiti contrattuali previsti per i parametri finanziari alla data di chiusura del semestre.
Nell'ambito dell'indebitamento finanziario netto, a causa degli investimenti del periodo e dei minori flussi di cassa delle attività Retail, si registra innanzitutto una forte riduzione della liquidità, che passa da 21.107 migliaia di euro a 6.936 migliaia di euro del 2022. Inoltre, per effetto di quanto sopra esposto relativamente alla modifica contrattuale per il mancato rispetto dei parametri finanziari e alla conseguente riclassifica, si registra un aumento dell'indebitamento finanziario corrente, che passa da 29.677 migliaia di euro a 71.655 migliaia di euro e comprende la quota con scadenza oltre 12 mesi dei finanziamenti a medio lungo termine in essere (il cui valore nominale è pari a 32,3 milioni
di euro). Senza considerare tale temporanea riclassifica, l'indebitamento finanziario corrente passerebbe da 29.677 migliaia di euro del 2021 a 39.609 migliaia di euro del 2022.
L'indebitamento finanziario non corrente passa invece da 73.637 migliaia di euro a 32.315 e comprende la quota non corrente del finanziamento assunto per lo sviluppo delle attività in Romania che, al termine del semestre, risulta complessivamente utilizzato per un valore nominale di 19 milioni di euro, ed i finanziamenti assunti nel 2021 sulla base delle disposizioni del Decreto Liquidità (Decreto legge 8 aprile 2020) per un valore nominale residuo di 18,5 milioni di euro. L'indebitamento finanziario non corrente, al netto della suddetta riclassifica, sarebbe pari a 64.361 migliaia di euro del 2022 rispetto a 73.637 migliaia di euro del 2021.
Nel corso del semestre la quota dei finanziamenti a medio lungo termine rimborsata sulla base dei piani di rimborso previsti contrattualmente è stata pari a 6,5 milioni di euro.
L'indebitamento finanziario netto resta tuttora su livelli contenuti e potrà ridursi nel successivo semestre per effetto dei positivi flussi del progetto Romania, nonostante il maggior utilizzo delle linee già disponibili fronte degli investimenti in corso. Dopo la chiusura del semestre è stata infatti utilizzata la linea di finanziamento "Capex" per ulteriori 9,8 milioni di euro ma, nel contempo, è stato rimborsato per 5,4 milioni di euro il finanziamento assunto per le attività di sviluppo in Romania.
Il patrimonio netto ammonta a 157.433 migliaia di euro contro 171.038 migliaia di euro al 31 dicembre 2021 e presenta un decremento di 13.605 migliaia di euro rispetto al dato di fine esercizio scorso. La riduzione è dovuta alla perdita del periodo e agli effetti negativi delle variazioni di fair value dei derivati di copertura contabilizzate in hedge accounting ed è pertanto prevedibile il suo progressivo riassorbimento entro la fine dell'esercizio.
Il Gruppo conserva una consistente patrimonializzazione con un rapporto tra indebitamento finanziario e patrimonio netto che si mantiene su livelli ancora contenuti (0,62), anche se in temporaneo aumento rispetto al dato di fine 2021 per le ragioni sopra esposte.
ALTRE INFORMAZIONI
Rapporti con parti correlate
Per quanto concerne i rapporti con parti correlate, di natura commerciale o finanziaria, effettuati a valori di mercato e attentamente monitorati dagli organi preposti (Comitato Controllo e Rischi e Collegio Sindacale), si rimanda alle Note esplicative.
Il bilancio consolidato abbreviato al 30 giugno 2022 non riflette componenti di reddito e poste patrimoniali e finanziarie derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali.
Eventi significativi nel corso del semestre
Come già segnalato nel corso della presente relazione, all'inizio del semestre, è stato pubblicato il documento PITESAI.
Inoltre, si rappresenta che con l'art. 16 del D.L. 1.03.2022, n. 17 (convertito nella L. 27 aprile 2022, n. 34) sono state istituite delle procedure per l'approvvigionamento di lungo termine di gas naturale di produzione nazionale.
In estrema sintesi, è stato previsto che il Gruppo GSE possa invitare a tali procedure tutti i titolari di concessioni ricadenti nella terraferma, nel mare territoriale e nella piattaforma continentale, "i cui impianti di coltivazione sono situati in tutto o in parte in aree considerate idonee nell'ambito del Piano per la transizione energetica sostenibile delle aree compatibili […] anche nel caso di concessioni improduttive o in condizione di sospensione volontaria delle attività".
I soggetti che intendano aderire a tali inviti dovranno comunicare: (i) i propri programmi di produzione di gas naturale delle concessioni in essere per gli anni dal 2022 al 2031; nonché (ii) un elenco di possibili sviluppi, incrementi o ripristini delle produzioni di gas naturale per lo stesso periodo nelle concessioni di cui sono titolari, delle tempistiche massime di entrata in erogazione, del profilo atteso di produzione e dei relativi investimenti necessari.
A conclusione di queste procedure, saranno stipulati dei contratti per l'acquisto a lungo termine, di "una durata massima pari a dieci anni, con verifica dei termini alla fine del quinto anno" e a condizioni e prezzi definiti con decreto del Ministro dell'economia e delle finanze, di concerto con il Ministro della transizione ecologica e sentita l'ARERA. Giova indicare che il sistema dei prezzi così definito dovrà garantire "la copertura dei costi totali effettivi delle singole produzioni, inclusi gli oneri fiscali e un'equa remunerazione, ferma restando la condizione di coltivabilità economica del giacimento".
I volumi di gas acquistati in base a tali contratti saranno poi offerti dal Gruppo GSE a clienti finali industriali, secondo criteri di assegnazione su base pluralistica definiti con decreto dei Ministri dell'economia e delle finanze e della transizione ecologica, di concerto con il Ministro dello sviluppo economico, con riserva di almeno un terzo alle piccole e medie imprese. Relativamente a tali procedure si segnala che sono stati ricevuti, in data 6 luglio 2022, da parte del Gruppo GSE l'invito a manifestare interesse per le concessioni a mare di cui il Gruppo è contitolare e, in data 9 agosto 2022, analogo invito per concessioni a terra di cui il Gruppo è titolare o contitolare.
Infine, l'art. 37 del Decreto Legge n. 21 del 21.03.2022 (Misure urgenti per contrastare gli effetti economici e umanitari della crisi ucraina), modificato dal Decreto Legge n. 50 del 17 maggio 2022 e convertito, con modificazioni dalla legge 51 del 20 maggio 2022, ha introdotto un contributo a titolo di prelievo straordinario a carico dei soggetti operanti nel settore dell'energia elettrica e del gas, da versare, per un importo pari al 40% a titolo di acconto, entro il 30 giugno e, per la restante parte a saldo, entro il 30 novembre del corrente anno. L'aliquota del suddetto contributo è stabilita nella misura del 25%.
Impatti conflitto Russia - Ucraina
Lo stato di tensione generatosi sul piano politico-militare a seguito del conflitto in corso tra Russia e Ucraina, manifestatosi a partire dal mese di febbraio 2022, e le conseguenti sanzioni economiche adottate da parte della comunità internazionale nei confronti della Russia stanno determinando effetti e turbolenze significative sui mercati globalizzati, sia sul fronte finanziario sia sul fronte dei prezzi e dell'export di materie prime, ciò in considerazione del significativo ruolo che Russia e Ucraina assumono nello scacchiere economico internazionale.
Il Gruppo conferma di non disporre di attività produttive o personale dislocato in Russia, in Ucraina o in Paesi geo-politicamente allineati con la Russia né di intrattenere rapporti commerciali e/o finanziari con tali nazioni.
In particolare il conflitto sta ulteriormente aumentando la volatilità del prezzo delle commodities, determinando a sua volta un aumento dell'inflazione attesa con una possibile crescita del costo degli approvvigionamenti.
L'aumento dei prezzi di vendita degli idrocarburi si rifletterà positivamente sulla marginalità delle attività E&P ma con effetti che dipenderanno anche dagli eventuali ulteriori oneri di natura fiscale a carico delle aziende del settore volti ad attenuare l'impatto degli elevati costi energetici sulle famiglie e sulle imprese.
Il Gruppo sta affrontando la crescente volatilità degli scenari limitando la propria esposizione complessiva al rischio di variazione prezzi attraverso operazioni di copertura della propria esposizione netta.
Con riferimento alle attività Retail l'aumento del prezzo del gas potrebbe invece determinare l'aumento dei crediti nei confronti della propria clientela. Tale aumento potrebbe a sua volta causare un maggior rischio creditizio e, in caso di ritardi o dilazioni di pagamenti, maggiori necessità finanziarie. Data la tipologia dell'attuale portafoglio clienti attualmente si prevede che i suddetti effetti possano essere limitati ma l'entità degli stessi dipenderà dalla successiva evoluzione del conflitto. A tale proposito si ricorda in ogni caso che tali eventuali effetti sono ulteriormente attenuati dal contratto di cartolarizzazione in essere che prevede la cessione pro-soluto della maggior parte dei crediti commerciali dell'attività Retail.
Le altre attività (E&P e Network), per la natura delle relative controparti, risultano meno esposte a tale rischio ma potranno risentire degli effetti indiretti in termini di aumento dell'inflazione (e quindi dei costi degli approvvigionamenti) e di riduzione della crescita economica (anche in questo caso con possibili impatti sugli approvigionamenti per l'eventuale mancanza di disponibilità di componenti o per rallentamenti nei processi di acquisizione).
Per quanto riguarda, poi, il progetto di sviluppo dei giacimenti gas nel mar Nero in Romania e gli eventuali impatti del conflitto in essere, si segnala che in prossimità della chiusura del semestre è già stata avviata la produzione di gas che sta tuttora proseguendo sulla base delle previsioni comunicate dall'Operatore. Non sono emersi sinora elementi che possano far presumere criticità rilevanti nella prosecuzione delle ulteriori attività di sviluppo del giacimento.
Si evidenzia, inoltre, che la struttura finanziaria del Gruppo sta consentendo di far fronte agli investimenti e ai maggior fabbisogni per le attività correnti. Tutto ciò sta naturalmente comportando un maggior utilizzo delle linee di credito in essere. Per quanto concerne invece il cambio delle politiche monetarie da parte delle banche centrali a seguito della ripresa dell'inflazione, si ricorda che, a copertura del rischio di variazione dei tassi d'interesse, relativamente ai principali contratti di finanziamento in essere, il Gruppo ha stipulato appositi contratti di Interest Rate Swap.
Infine il conflitto in essere potrebbe avere impatti anche in termini di possibile incremento degli attacchi di natura informatica, fenomeno già purtroppo riscontrato nel corso del 2021 nei confronti di diversi enti.
Per fronteggiare tale rischio il Gruppo ha posto in essere una serie di ulteriori attività di monitoraggio ed analisi per attivare le azioni necessarie a mitigare gli effetti di eventuali attacchi informatici sui propri sistemi. Nel breve periodo il Gruppo Gas Plus ha rivisto tutte le logiche di password ed ha segmentato maggiormente gli accessi ai server ed ai sistemi software. Contestualmente sono state riviste le policy di backup, separando i sistemi hardware dai sistemi software di cui viene fatta copia di salvataggio, e sta rivedendo la logica di monitoraggio della infrastruttura informatica, per accorgersi ancora più tempestivamente di un possibile attacco hacker.
Oltre a quanto già commentato nei paragrafi precedenti non si segnalano altri eventi significativi nel primo semestre dell'esercizio 2022.
Eventi successivi alla chiusura del semestre
Con riferimento all'attività di vendita gas, si segnala che il Decreto Legge 9 agosto 2022, n. 115 recante "Misure urgenti in materia di energia, emergenza idrica, politiche sociali e industriali" (il
c.d. Decreto Aiuti Bis), al momento in corso di conversione, tra le varie misure in materia di energia introduce all'art. 3 la sospensione fino al 30 aprile 2023 dell'efficacia "di ogni eventuale clausola contrattuale che consente all'impresa fornitrice di energia elettrica e gas naturale di modificare unilateralmente le condizioni generali di contratto relative alla definizione del prezzo " (comma 1) , precisando altresì (al comma 2) che sino alla medesima data "sono inefficaci i preavvisi comunicati per le suddette finalità prima della data di entrata in vigore del presente decreto, salvo che le modifiche contrattuali si siano già perfezionate".
Al riguardo, nella premessa che sono in corso da parte delle Associazioni degli operatori di settore molteplici iniziative volte a chiarire la portata e gli effetti di tale disposizione, alla luce delle attuali valutazioni dei legali del Gruppo, posto che Gas Plus non ha dato corso a rinegoziazioni unilaterali delle condizioni di prezzo nel corso del relativo periodo di vigenza, si ritiene, in assenza di diversi e specifici sviluppi, che la disposizione non dovrebbe applicarsi ad alcuna tipologia di aggiornamento delle condizioni economiche scadute o in scadenza del portafoglio clienti di Gas Plus.
Oltre a quanto già segnalato nel corso della presente relazione non si segnalano altri eventi o fatti di rilievo dopo la chiusura del primo semestre dell'esercizio 2022.
Evoluzione prevedibile della gestione
Si ricorda in premessa che il Gruppo, a seguito dell'incremento dal 10% al 25% del contributo straordinario a carico dei soggetti operanti nel settore dell'energia elettrica e del gas e dell'estensione del periodo temporale di riferimento, aveva comunicato al mercato in data 20 maggio 2022 un aggiornamento dell'Outlook 2022, prevedendo un risultato netto annuo di segno negativo ed esplicitando che possibili miglioramenti risultavano condizionati, in particolare, ai tempi di avvio delle produzioni di gas in Romania del progetto MGD (Midia Gas Development).
Era stato quindi comunicato al mercato, in data 15 giugno 2022, l'avvio della produzione di gas in Romania, prevedendo l'aggiornamento dell'Outlook 2022 in sede di comunicazione dei risultati semestrali.
Dopo quasi tre mesi dall'entrata in produzione dei giacimenti rumeni il relativo apporto consente ora di confermare una inversione di tendenza dei risultati annuali, sorretta anche da un miglioramento delle attività in Italia, sulla base dei seguenti elementi:
- il trend produttivo della Romania consentirà di raddoppiare a partire dal secondo semestre la produzione complessiva di gas del Gruppo e quindi di aumentarla del 50% a base annuale 2022;
- il settore E&P in Italia potrà beneficiare di minori livelli di coperture dei prezzi a fisso e, per
Gruppo GAS PLUS
Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato al 30 giugno 2022
Prospetti contabili e note esplicative
| SITUAZIONE PATRIMONIALE FINANZIARIA CONSOLIDATA SEMESTRALE 40 | ||
|---|---|---|
| CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO SEMESTRALE 41 | ||
| CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO CONSOLIDATO SEMESTRALE 42 | ||
| PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO CONSOLIDATO SEMESTRALE 43 | ||
| RENDICONTO FINANZIARIO CONSOLIDATO SEMESTRALE 44 | ||
| NOTE ESPLICATIVE 45 | ||
| 1. | Informazioni societarie 45 | |
| 2. | Criteri di redazione e principi contabili adottati 45 | |
| 3. | Stagionalità dell'attività 46 | |
| 4. | Totale indebitamento finanziario 47 | |
| 5. | Utilizzo di stime 48 | |
| 6. | Dividendi 49 | |
| 7. | Informativa di settore 49 | |
| 8. | Immobili, impianti e macchinari 51 | |
| 9. | Diritti d'uso 52 | |
| 10. | Concessioni e altre immobilizzazioni immateriali 52 | |
| 11. | Crediti commerciali 53 | |
| 12. | Altri crediti 54 | |
| 13. | Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 55 | |
| 14. | Patrimonio netto 55 | |
| 15. | Debiti finanziari a breve e a medio/lungo termine 56 | |
| 16. | Fondi 57 | |
| 17. | Debiti commerciali 58 | |
| 18. | Altri debiti correnti 58 | |
| 19. | Ricavi 59 | |
| 20. | Costi operativi 60 | |
| 21. | Costi per il personale 60 | |
| 22. | Proventi diversi 61 | |
| 23. | Proventi ed oneri finanziari 61 | |
| 24. | Imposte 61 | |
| 25. | Rapporti con parti correlate 63 | |
| 26. | Strumenti e rischi finanziari 64 | |
| 27. | Eventi successivi alla data del bilancio intermedio 67 |
SITUAZIONE PATRIMONIALE FINANZIARIA CONSOLIDATA SEMESTRALE
| Importi in migliaia di Euro | Note | 30/06/2022 | 31/12/2021 |
|---|---|---|---|
| ATTIVITÀ | |||
| Attività non correnti | |||
| Immobili, impianti e macchinari | 8 | 120.252 | 104.624 |
| Diritti d'uso | 9 | 14.018 | 11.175 |
| Avviamento | 884 | 884 | |
| Concessioni e altre immobilizzazioni immateriali | 10 | 256.736 | 259.929 |
| Altre attività finanziarie non correnti | 7.206 | 8.866 | |
| Imposte differite attive | 24 | 48.679 | 46.591 |
| Totale attività non correnti | 447.775 | 432.069 | |
| Attività correnti | |||
| Rimanenze | 4.290 | 3.377 | |
| Crediti commerciali | 11 | 26.054 | 37.114 |
| Crediti per imposte sul reddito | 37 | 408 | |
| Altri crediti | 12 | 21.082 | 12.794 |
| Crediti verso controllante | 1 | - | |
| Attività finanziarie | 184 | 902 | |
| Disponibilità liquide e mezzi equivalenti | 13 | 6.936 | 21.107 |
| Totale attività correnti | 58.584 | 75.702 | |
| TOTALE ATTIVITÀ | 506.359 | 507.771 | |
| PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO | |||
| Capitale sociale | 14 | 23.353 | 23.353 |
| Riserve | 14 | 145.346 | 154.410 |
| Altre componenti di conto economico complessivo | 14 | (4.482) | (10.032) |
| Risultato del periodo | 14 | (6.938) | 3.146 |
| TOTALE PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO | 157.279 | 170.877 | |
| Patrimonio netto di terzi | 154 | 161 | |
| TOTALE PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO E DI TERZI | 157.433 | 171.038 | |
| PASSIVITÀ | |||
| Passività non correnti | |||
| Debiti finanziari a lungo termine | 15 | 29.577 | 70.288 |
| Debiti finanziari per lease a lungo termine | 3.192 | 3.385 | |
| Fondi per benefici ai dipendenti | 4.556 | 5.255 | |
| Passività per imposte differite | 24 | 12.944 | 12.622 |
| Altri debiti | 2.519 | 2.553 | |
| Fondi | 16 | 139.427 | 138.673 |
| Debiti per imposte sul reddito | 24 | - | 2.016 |
| Totale passività non correnti | 192.215 | 234.792 | |
| Passività correnti | |||
| Debiti commerciali | 17 | 25.976 | 32.526 |
| Debiti finanziari a breve termine | 15 | 94.687 | 50.426 |
| Debiti finanziari per lease a breve termine | 931 | 889 | |
| Altri debiti | 18 | 24.185 | 16.003 |
| Debiti verso controllante | 6 | 1.660 | - |
| Debiti per imposte sul reddito | 24 | 9.272 | 2.097 |
| Totale passività correnti | 156.711 | 101.941 | |
| TOTALE PASSIVITÀ | 348.926 | 336.733 | |
| TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ | 506.359 | 507.771 |
| Importi in migliaia di Euro | Note | 1° Semestre 2022 | 1° Semestre 2021 |
|---|---|---|---|
| Ricavi di vendita | 19 | 75.762 | 39.161 |
| Altri ricavi e proventi | 19 | 1.309 | 1.819 |
| Totale Ricavi | 77.071 | 40.980 | |
| Costi per materie prime e materiali di consumo | 20 | (41.768) | (10.736) |
| Costi per servizi e altri | 20 | (21.882) | (15.635) |
| Costo del personale | 21 | (4.340) | (4.508) |
| Proventi diversi | 22 | 4.109 | 662 |
| Ammortamenti e svalutazioni | 8-9-10 | (8.274) | (8.154) |
| RISULTATO OPERATIVO | 4.916 | 2.609 | |
| Proventi finanziari | 23 | 14 | 134 |
| Oneri finanziari | 23 | (3.399) | (3.391) |
| RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE | 1.531 | (648) | |
| Imposte sul reddito | 24 | (8.471) | 343 |
| RISULTATO DEL PERIODO | (6.940) | (305) | |
| Attribuibile a: | |||
| Gruppo | (6.938) | (306) | |
| Terzi | (2) | 1 | |
| Risultato per azione base (importi in Euro) | (0,16) | (0,01) |
CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO CONSOLIDATO SEMESTRALE
| Importi in migliaia di Euro | 1° semestre 2022 | 1° semestre 2021 |
|---|---|---|
| Risultato del periodo | (6.940) | (305) |
| Altre componenti di conto economico complessivo | ||
| che saranno riclassificate nel risultato di esercizio: | ||
| Variazioni di fair value dei derivati in regime di hedge accounting | (6.909) | (9.055) |
| Imposte | 1.953 | 2.545 |
| (4.956) | (6.510) | |
| Differenze di conversione di bilanci esteri | 12 | (299) |
| Altre componenti di conto economico complessivo che non saranno riclassificate nel risultato di esercizio: |
||
| Delta attuariali sui fondi per benefici ai dipendenti | 608 | 128 |
| Imposte | (146) | (31) |
| 462 | 97 | |
| Risultato di conto economico complessivo al netto delle imposte | (4.482) | (6.712) |
| Totale risultato complessivo al netto delle imposte | (11.422) | (7.017) |
| Attribuibile a: | ||
| Gruppo | (11.420) | (7.018) |
| Terzi | (2) | 1 |
PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO CONSOLIDATO SEMESTRALE
| Importi in migliaia di Euro | Capitale | Riserva sovrap. |
Riserva legale |
Versamenti c/ capitale |
Azioni proprie |
Riserva cash flow |
Riserva | Riserva differenze traduzione |
Utili indivisi |
Risultato del |
Totale patrimonio |
Totale patrimonio |
Totale patrimonio |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| azioni | (1) | hedge | attuariali | cambio | periodo | netto | di terzi | netto | |||||
| TFR | di gruppo | ||||||||||||
| Saldo al 1° gennaio 2021 | 23.353 | 85.605 | 4.671 | 7.042 | (9.600) | (738) | (817) | (1.009) | 103.479 | (34.222) | 177.764 | 169 | 177.933 |
| Destinazione risultato di esercizio | - | - | - | - | - | - | - | - | (34.222) | 34.222 | - | - | - |
| Distribuzione dividendi | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | (4) | (4) |
| Risultato del periodo complessivo | - | - | - | - | - | (6.510) | 97 | (299) | - | (306) | (7.018) | 1 | (7.017) |
| Saldo al 30 giugno 2021 | 23.353 | 85.605 | 4.671 | 7.042 | (9.600) | (7.248) | (720) | (1.308) | 69.257 | (306) | 170.746 | 166 | 170.912 |
| Saldo al 1° gennaio 2022 | 23.353 | 85.605 | 4.671 | 7.042 | (9.600) | (10.287) | (904) | (1.405) | 69.256 | 3.146 | 170.877 | 161 | 171.038 |
| Destinazione risultato di esercizio | - | - | - | - | - | - | - | - | 3.146 | (3.146) | - | - | - |
| Distribuzione dividendi | - | - | - | - | - | - | - | - | (2.178) | - | - | (5) | (2.183) |
| Risultato del periodo complessivo | - | - | - | - | - | (4.956) | 462 | 12 | - | (6.938) | (11.420) | (2) | (11.422) |
| Saldo al 30 giugno 2022 | 23.353 | 85.605 | 4.671 | 7.042 | (9.600) | (15.243) | (442) | (1.393) | 70.224 | (6.938) | 157.279 | 154 | 157.433 |
(1) = al 30 giugno 2022, Gas Plus S.p.A. detiene 1.336.677 azioni proprie (pari al 2,98% del capitale sociale) per un costo complessivo di 9.600 migliaia di Euro.
| Importi in migliaia di Euro | 1° semestre 2022 | 1° semestre 2021 |
|---|---|---|
| Flussi finanziari dell'attività operativa | ||
| Risultato netto | (6.940) | (305) |
| Ammortamenti delle immobilizzazioni materiali | 2.519 | 2.563 |
| Ammortamenti dei diritti d'uso | 1.002 | 1.070 |
| Ammortamenti delle immobilizzazioni immateriali | 4.753 | 4.521 |
| Utilizzo altri fondi non monetari | (4.153) | (652) |
| Dividendi | - | (662) |
| Attualizzazione fondo smantellamento e ripristino siti | 1.370 | 1.358 |
| Interessi attivi su crediti vs consorzi non correnti | - | (40) |
| Altri (Proventi) oneri finanziari complessivi | 2.015 | 1.939 |
| (Plusvalenze) Minusvalenze patrimoniali | 62 | (1) |
| Imposte sul reddito | 8.471 | (343) |
| Variazione delle attività e passività operative | ||
| Variazione rimanenze | (913) | (546) |
| Variazione crediti commerciali verso terzi e correlate | 6.572 | 6.906 |
| Variazione debiti commerciali verso terzi e correlate | (6.550) | (7.918) |
| Oneri di smantellamento e ripristino siti sostenuti | (24) | (12) |
| Variazione benefici ai dipendenti | (116) | 20 |
| Dividendi incassati | - | 662 |
| Oneri finanziari netti pagati nel periodo | (1.430) | (1.655) |
| Imposte sul reddito nette pagate | (3.033) | - |
| Variazione delle altre passività e attività operative | 1.587 | 9.519 |
| Flussi finanziari netti dell'attività operativa | 5.192 | 16.424 |
| Flussi finanziari dell'attività di investimento | ||
| Acquisto beni materiali | (18.232) | (5.759) |
| Acquisto beni immateriali | (1.556) | (1.611) |
| Flussi finanziari netti utilizzati nell'attività di investimento | (19.788) | (7.370) |
| Flussi finanziari dell'attività finanziamento | ||
| Nuovi finanziamenti bancari | 2.400 | 27.400 |
| Finanziamenti rimborsati | (6.482) | (25.500) |
| Rimborso di debiti per lease | (469) | (479) |
| Dividendi pagati | - | (4) |
| Variazione debiti bancari per cartolarizzazione | 4.199 | 3.502 |
| Altre variazioni delle passività finanziarie | 785 | 905 |
| Flussi finanziari netti utilizzati nell' attività di finanziamento | 433 | 5.824 |
| Effetto cambi traduzione bilanci di società estere | (8) | (43) |
| Incremento (decremento) delle disponibilità liquide | (14.171) | 14.835 |
| Disponibilità liquide all'inizio del periodo | 21.107 | 4.569 |
| Disponibilità liquide alla fine del periodo | 6.936 | 19.404 |
NOTE ESPLICATIVE
1. Informazioni societarie
Gas Plus S.p.A. è una società per azioni quotata sul mercato telematico azionario gestito e organizzato da Borsa Italiana S.p.A.. La società è costituita in Italia, iscritta al registro delle Imprese di Milano.
Le principali attività del Gruppo Gas Plus sono:
- Esplorazione e produzione idrocarburi (Business Unit E&P Exploration & Production);
- Distribuzione e trasporto di gas naturale (Business Unit Network & Transportation);
- Vendita gas naturale a clienti finali (Business Unit Retail);
- Stoccaggio gas (Business Unit Storage): attività in fase di start up, come documentato nella Relazione intermedia sulla Gestione.
La società capogruppo Gas Plus S.p.A. è controllata da Us. Fin S.r.l., che non esercita attività di direzione e coordinamento.
La pubblicazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato del Gruppo per il periodo di sei mesi al 30 giugno 2022 è stata autorizzata con delibera degli amministratori del 7 settembre 2022.
Ai sensi della Comunicazione Consob N. DEM/6064293 del 28 luglio 2006, si precisa il bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2022 include nei proventi diversi componenti positive non ricorrenti per la Business Unit Retail per Euro 4.109 in seguito al rilascio del fondo accantonato al termine del precedente esercizio a fronte delle perdite previste nel corso del primo semestre dell'esercizio 2022, relativamente alla clientela con offerte economiche a prezzo fisso e a prezzo variabile con cap sul costo della materia prima.
Si segnala che le imposte sul reddito includono componenti negative per la Business Unit E&P Italia, a seguito dell'introduzione del c.d. "contributo straordinario contro il caro bollette" per Euro 8.058 previsto dall'art. 37 del decreto-legge 21 marzo 2022, n. 21, modificato dal decreto-legge 17 maggio 2022, n. 50, e convertito, con modificazioni, dalla legge 20 maggio 2022, n. 51.
Il bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2022 non riflette componenti di reddito e poste patrimoniali e finanziarie derivanti da posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali
In relazione all'area di consolidamento, non sono intervenute variazioni nel corso del primo semestre 2022.
2. Criteri di redazione e principi contabili adottati
Criteri di redazione e di valutazione
Il bilancio consolidato annuale del Gruppo viene preparato in conformità con i principi contabili internazionali IFRS emessi dall'International Accounting Standards Board (IASB) e omologati dalla Comunità Europea ai sensi del regolamento n. 1606/2002. Il presente bilancio consolidato semestrale abbreviato è stato redatto, in forma sintetica, in conformità allo IAS 34 "Bilanci intermedi". Tale bilancio semestrale abbreviato non comprende pertanto tutte le informazioni richieste dal bilancio annuale e deve essere letto unitamente al bilancio annuale predisposto per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2021.
In considerazione delle caratteristiche proprie dei business in cui opera il Gruppo, dell'ininterrotta prosecuzione delle attività operative, nonché dei risultati delle analisi condotte circa gli impatti relativi al
perdurare del conflitto Russia – Ucraina, non sono stati ravvisati elementi che richiedessero un approfondimento riguardo la validità del presupposto della continuità aziendale.
La Società continuerà comunque a monitorare l'evoluzione della situazione: grazie al contenuto livello di indebitamento, il Gruppo mantiene una struttura finanziaria solida e può attingere a risorse adeguate a supportare sia le necessità operative, sia i piani di sviluppo del business.
Principi contabili rilevanti
I principi contabili adottati per la redazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato sono conformi a quelli utilizzati per la redazione del bilancio consolidato al 31 dicembre 2021, fatta eccezione per l'adozione dei nuovi principi, modifiche ed interpretazioni in vigore dal 1° gennaio 2022.
Le seguenti modifiche ai principi contabili internazionali entrate in vigore dal 1° gennaio 2022 indicate nel paragrafo "Principi contabili ed interpretazioni adottati nell'esercizio e di efficacia successiva al 31 dicembre 2021" nella Relazione Finanziaria Annuale 2021,sono state applicate per la prima volta dal Gruppo a partire dal 1° gennaio 2022, senza peraltro avere effetti sul bilancio consolidato:
- emendamento all'IFRS 3, "Business Combinations";
- emendamento allo IAS 16, "Property, Plant and Equipment";
- emendamento allo IAS 37, "Provisions, Contingent Liabilities and Contingent Assets";
- miglioramenti agli IFRS, "2018-2020 Cycle".
Al termine del primo semestre 2022, gli organi competenti dell'Unione Europea non hanno ancora concluso il processo di omologazione necessario per l'adozione dell'emendamento "Disclosure of Accounting Policies – Amendments to IAS 1 and IFRS Practice Statement 2", che entrerà in vigore dal 1° gennaio 2023. Allo stato, il Gruppo non ha adottato in via anticipata tale emendamento e sta valutando se la sua adozione avrà un impatto significativo sul bilancio.
Al 30 giugno 2022, sono stati emanati i seguenti emendamenti che non hanno ancora concluso il processo di omologazione da parte degli organi competenti dell'Unione Europea:
- emendamento allo IAS 1, "Presentazione del bilancio: classificazione delle passività come correnti o non correnti";
- emendamento allo IAS 12, "Income Taxes Deferred Tax related to Assets and Liabilities arising from a Single Transaction".
Allo stato il Gruppo sta analizzando gli emendamenti di recente emanazione e valutando se la loro adozione avrà un impatto significativo sul bilancio.
3. Stagionalità dell'attività
La maggioranza dei ricavi (più del 70%) è rappresentata dalla vendita del gas naturale a clienti grossisti, industriali e civili.
La vendita di gas per i clienti civili è soggetta a variazioni stagionali influenzate dalle condizioni climatiche. Sulla base dei dati storici, i volumi di gas venduti ai clienti civili per i primi sei mesi sono pari a circa il 60% dei volumi venduti nell'intero anno.
Le voci patrimoniali che accolgono i crediti ed i debiti derivanti dalla vendita e dall'approvvigionamento del gas sono, rispettivamente, Crediti commerciali e Debiti commerciali.
Si segnala peraltro che il saldo al 30 giugno 2022 dei Crediti commerciali e Debiti Commerciali è inferiore rispetto a quello del 31 dicembre 2021, anche grazie ai maggiori flussi di cassa realizzati nel secondo trimestre 2022 rispetto al quarto trimestre 2021, legati alla stagionalità sopra evidenziata.
4. Totale indebitamento finanziario
Il totale indebitamento finanziario al 30 giugno 2022, conforme agli orientamenti ESMA del 4 marzo 2021 ed al "Richiamo di attenzione n. 5/21" del 29 aprile 2021 emesso da CONSOB, è dettagliato come segue:
| 30 giugno 2022 | 31 dicembre 2021 | |
|---|---|---|
| A. Disponibilità liquida | 6.936 | 21.107 |
| B. Mezzi equivalenti e disponibilità liquide | - | - |
| C. Altre attività finanziarie correnti | - | - |
| D. Liquidità (A +B + C) | 6.936 | 21.107 |
| E. Debito finanziario corrente (1) | 21.064 | 16.149 |
| F. Parte corrente del debito finanziario non corrente | 50.591 | 13.528 |
| G. Indebitamento finanziario corrente (E + F) | 71.655 | 29.677 |
| H. Indebitamento finanziario corrente netto (G -D) | 64.719 | 8.570 |
| I. Debito finanziario non corrente (2) | 32.315 | 73.637 |
| J. Strumenti di debito | - | - |
| K. Debiti commerciali e altri debiti non correnti | - | - |
| L. Indebitamento finanziario non corrente (I + J + K) | 32.315 | 73.637 |
| M. Totale indebitamento finanziario (H + L) | 97.034 | 82.207 |
Note:
(1) Al 30 giugno 2022 include per Euro 931 la quota a breve dei debiti per lease (Euro 889 al 31 dicembre 2021).
(2) Al 30 giugno 2022 include per Euro 3.192 la quota a medio/lungo termine dei debiti per lease (Euro 3.385 al 31 dicembre 2021).
L'indebitamento finanziario netto si è attestato a 97 milioni di euro e risulta in aumento rispetto al valore del 31 dicembre 2021 (82,2 milioni di euro).
Nel primo semestre 2022 si registra una forte diminuzione della liquidità, che passa da 21,1 milioni di Euro a 6,9 milioni di Euro, a seguito degli investimenti del periodo e della marginalità negativa delle attività Retail a causa delle iniziative di mantenimento e tutela dei relativi clienti finali.
Si segnala che, dopo la chiusura del primo semestre 2022, il Gruppo ha ottenute dalle proprie principali banche finanziatrici (Intesa Sanpaolo e Banco BPM) una modifica dei contratti di Finanziamento ISP-Banco BPM e del Finanziamento Revolving Banco BPM che ha previsto di non rilevare i parametri finanziari (covenants) per il periodo 1° luglio 2021 – 30 giugno 2022 e di aumentare il livello di quelli previsti per il periodo 1° gennaio 2022 – 31 dicembre 2022. Poiché tale modifica è stata formalizzata solo all'inizio del mese di luglio, è stata temporaneamente riclassificata a breve termine la parte dell'indebitamento bancario con scadenza oltre i 12 mesi, essendo nel frattempo stati superati i limiti contrattuali previsti per i parametri finanziari alla data di chiusura del semestre.
L'indebitamento finanziario corrente aumenta da 29,7 milioni di Euro a 71,8 milioni di Euro, per effetto della data in cui è stata ottenuta la suddetta modifica contrattuale per mancato rispetto dei parametri finanziari. Di conseguenza, l'indebitamento finanziario non corrente si decrementa da 73,6 milioni di Euro a 32,3 milioni di Euro.
Senza tale riclassifica l'indebitamento finanziario corrente sarebbe pari a 39,6 milioni di Euro e l'indebitamento finanziario non corrente sarebbe pari a 64,4 milioni di Euro.
Ai sensi dello IAS 7 – Rendiconto finanziario si riporta nella seguente tabella la riconciliazione tra il saldo iniziale al 31 dicembre 2021 ed il saldo finale al 30 giugno 2022 del totale indebitamento finanziario.
| 31 dicembre | Flussi monetari | Flussi non monetari | 30 giugno | ||
|---|---|---|---|---|---|
| 2021 | Variazione fair value |
Altre variazioni |
2022 | ||
| Debiti finanziari correnti | 29.677 | (2.370) | (266) | 44.614 | 71.655 |
| Debiti finanziari non correnti | 73.637 | 2.400 | (418) | (43.304) | 32.315 |
| Passività nette derivanti da attività di finanziamento |
103.314 | 30 | (684) | 1.310 | 103.970 |
| Disponibilità liquide e mezzi equivalenti |
21.107 | (14.171) | - | - | 6.936 |
| Totale indebitamento finanziario | 82.207 | 14.201 | (684) | 1.310 | 97.034 |
5. Utilizzo di stime
La redazione del bilancio consolidato intermedio abbreviato richiede da parte della direzione l'effettuazione di stime e di assunzioni che hanno effetto sui valori dei ricavi, dei costi, delle attività e delle passività nonché sull'informativa relativa ad attività e passività potenziali alla data del bilancio intermedio.
Se nel futuro tali stime e assunzioni, basate sulla miglior valutazione attualmente disponibile, dovessero differire dalle circostanze effettive, saranno modificate in modo conseguente nel periodo di variazione delle circostanze stesse.
In particolare, le stime sono utilizzate per rilevare quote di ricavi e rimanenze di competenza, ammortamenti, benefici ai dipendenti, imposte, accantonamenti a fondi e per valutare la recuperabilità degli investimenti relativi all'attività E&P.
Ai fini della valutazione della recuperabilità delle immobilizzazioni materiali e immateriali della B.U. Exploration & Production e della determinazione dei relativi ammortamenti ed eventuali svalutazioni, oltre che della tempistica di sostenimento dei costi di smantellamento e ripristino dei siti minerari, rileva la valutazione delle riserve di idrocarburi che si basa su metodi di tipo ingegneristico che hanno un margine intrinseco di aleatorietà. Le riserve certe rappresentano le quantità stimate delle riserve di idrocarburi che sulla base dei dati geologici e di ingegneria potranno con ragionevole certezza essere estratte negli anni futuri nelle condizioni tecniche ed economiche esistenti al momento della stima. Le riserve probabili rappresentano le quantità stimate addizionali delle riserve di idrocarburi che hanno minore certezza di essere recuperate rispetto alle riserve certe, ma che insieme alle riserve certe hanno la stessa probabilità di essere recuperate o non esserlo. Nonostante esistano autorevoli linee guida sui criteri ingegneristici e geologici che devono essere rispettati affinché le riserve possano essere classificate come certe o probabili, l'accuratezza delle stime delle riserve dipende dalla quantità delle informazioni disponibili e dall'interpretazione e dal giudizio che di queste dà la direzione aziendale.
Altre significative stime sono quelle relative agli obblighi derivanti dallo smantellamento delle attività materiali e dal relativo ripristino ambientale. La valutazione delle passività connesse ai costi futuri di smantellamento e di ripristino è un processo complesso basato su ipotesi e criteri tecnici e metodologici validati da esperti indipendenti oltre che su valutazioni finanziarie che richiedono il giudizio e l'apprezzamento della direzione aziendale nella valutazione delle passività da sostenere e della tempistica di effettuazione di tali interventi. I costi di smantellamento e ripristino siti sono influenzati dalla complessità tecnologica e dalle specifiche tematiche ambientali del settore.
Le stime e le assunzioni sono riviste periodicamente e gli effetti di ogni variazione sono riflessi a conto economico.
Oltre a quanto riportato nel bilancio al 31 dicembre 2021, le ipotesi chiave riguardanti il futuro e altre fonti chiave di incertezza nelle stime effettuata dal management alla data delle relazione semestrale 2022 che potrebbero comportare delle modifiche ai valori contabili si segnala il notevole incremento dei prezzi delle commodities trattate e la rilevante volatilità dei prezzi osservata sui mercati di riferimento che rendono particolarmente incerto lo scenario di riferimento del prezzo delle commodities nel breve e nel medio lungo termine. Tali incertezze si riflettono nelle considerazioni effettuate sul test di impairment.
6. Dividendi
In data 23 giugno 2022, l'assemblea degli Azionisti ha deliberato di distribuire agli Azionisti, a titolo di dividendo e al lordo delle ritenute di legge, l'importo unitario di Euro 5 centesimi per ciascuna delle azioni (al netto delle azioni proprie) ordinarie in circolazione, per l'importo complessivo di Euro 2.178. Il pagamento è avvenuto nel mese di luglio.
7. Informativa di settore
L'informativa di settore del Gruppo è fornita per settori di attività.
L'attività del Gruppo è stata svolta nel primo semestre del 2022 quasi interamente sul territorio nazionale. Grazie al gas-in dei 4 pozzi della concessione di produzione Ana nel Mar Nero in Romania avvenuto in data 15 giugno 2022, si segnala che i dati della Business Unit Exploration & Production includono 4,2 milioni di Euro di ricavi e 2,1 milioni di Euro di EBITDA realizzati al di fuori del territorio nazionale. Il Gruppo opera nei seguenti segmenti di business:
- esplorazione e produzione di idrocarburi (Business Unit Exploration & Production);
- distribuzione e trasporto di gas naturale (Business Unit Network & Transportation);
- vendita di gas naturale a clienti finali (Business Unit Retail);
- altre attività: include il settore stoccaggio di idrocarburi (Business Unit Storage), attività in fase di start up, e le funzioni comuni e servizi centralizzati della holding.
Con riferimento alle "altre attività", il settore di attività "stoccaggio di idrocarburi" è tuttora in fase di avviamento e non consuntiva significativi valori economici e patrimoniali, in funzione della complessità tecnica del settore e dei necessari iter autorizzativi. Per tale motivo non viene fornita una separata informativa di settore.
Analogamente, non è stato ritenuto significativo il settore di attività "trasporto" in quanto l'attività, che riguarda un tratto di condotta a media pressione di 41 chilometri, non è rilevante; esso è stato pertanto accorpato con il settore di attività "distribuzione", da cui deriva.
La struttura direzionale ed organizzativa del gruppo riflette essenzialmente il settore primario per attività di business.
I prezzi di trasferimento applicati alle transazioni tra settori relativi allo scambio di beni, prestazioni e servizi, sono regolati secondo le usuali condizioni praticate dal mercato.
Le tabelle seguenti presentano le informazioni sui ricavi e risultati economici riguardanti i segmenti di business del Gruppo per i periodi di sei mesi chiusi rispettivamente al 30 giugno 2022 e 2021.
Informativa di settore (1° semestre 2022)
| Exploration | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| & | Network & | Altre attività e | Rettifiche ed | Totale | ||
| Production | Transportation | Retail | attività non allocate | elisioni | consolidato | |
| Informazioni di natura economica | ||||||
| Vendite a clienti | 32.629 | 6.952 | 37.451 | 39 | - | 77.071 |
| Vendite infrasettoriali | 1.372 | 2.306 | 1.481 | 2.086 | (7.245) | - |
| Totale ricavi | 34.001 | 9.258 | 38.932 | 2.125 | (7.245) | 77.071 |
| EBITDA | 13.083 | 3.308 | (6.093) | (1.217) | - | 9.081 |
| Ammortamenti | (6.015) | (2.060) | (26) | (173) | - | (8.274) |
| EBIT | 7.068 | 1.248 | (6.119) | (1.390) | - | 807 |
| (Oneri) e proventi diversi | - | - | 4.109 | - | - | 4.109 |
| Risultati operativi di settore | 7.068 | 1.248 | (2.010) | (1.390) | - | 4.916 |
| Oneri finanziari netti | (3.385) | |||||
| Utile prima delle imposte e degli interessi di minoranza |
1.531 | |||||
| Imposte sul reddito | (8.471) | |||||
| Utile netto dell'esercizio | (6.940) | |||||
| Altre informazioni di settore | ||||||
| Investimenti in immobilizzazioni materiali |
18.193 | 30 | - | 9 | 18.232 | |
| Investimenti in immobilizzazioni immateriali |
36 | 1.475 | 4 | - | 1.515 | |
| Ammortamenti delle immobilizzazioni materiali |
(2.408) | (87) | (1) | (23) | (2.519) | |
| Ammortamenti dei diritti d'uso | (733) | (125) | (23) | (121) | (1.002) | |
| Ammortamenti delle immobilizzazioni immateriali (*) |
(2.833) | (1.848) | (2) | (29) | (4.712) | |
| Attività di esplorazione | 41 | - | - | - | 41 |
(*) Esclusa attività di ricerca e di esplorazione
| E-MARKET SDIR |
|---|
| CERTIFIED |
Informativa di settore (1° semestre 2021)
| Exploration | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| & Production |
Network & Transportation |
Retail | Altre attività e attività non allocate |
Rettifiche ed elisioni |
Totale consolidato |
|
| Informazioni di natura economica | ||||||
| Vendite a clienti | 15.187 | 6.389 | 19.260 | 144 | 40.980 | |
| 1.071 | 5.234 | 469 | 2.083 | (8.857) | ||
| Vendite infrasettoriali | - | |||||
| Totale ricavi | 16.258 | 11.623 | 19.729 | 2.227 | (8.857) | 40.980 |
| EBITDA | 5.055 | 4.116 | 2.094 | (1.164) | - | 10.101 |
| Ammortamenti | (5.889) | (2.049) | (26) | (190) | - | (8.154) |
| EBIT | (834) | 2.067 | 2.068 | (1.354) | - | 1.947 |
| (Oneri) e proventi diversi | 662 | - | 662 | |||
| Risultati operativi di settore | (834) | 2.729 | 2.068 | (1.354) | - | 2.609 |
| Oneri finanziari netti | (3.257) | |||||
| Utile prima delle imposte e degli | ||||||
| interessi di minoranza | (648) | |||||
| Imposte sul reddito | 343 | |||||
| Utile netto dell'esercizio | (305) | |||||
| Altre informazioni di settore | ||||||
| Investimenti in immobilizzazioni | ||||||
| materiali | 5.698 | 50 | - | 11 | 5.759 | |
| Investimenti in immobilizzazioni | ||||||
| immateriali | 21 | 1.385 | - | 61 | 1.467 | |
| Ammortamenti delle immobilizzazioni | ||||||
| materiali | (2.452) | (84) | (2) | (25) | (2.563) | |
| Ammortamenti dei diritti d'uso | (805) | (124) | (22) | (119) | (1.070) | |
| Ammortamenti delle immobilizzazioni | ||||||
| immateriali (*) | (2.488) | (1.841) | (2) | (46) | (4.377) | |
| Attività di esplorazione | 144 | 144 |
(*) Esclusa attività di ricerca e di esplorazione
8. Immobili, impianti e macchinari
Gli immobili, impianti e macchinari hanno un valore netto di Euro 120.252 al 30 giugno 2022 e sono dettagliabili come segue:
| 30 giugno 2022 | Terreni | Fabbricati | Impianti e macchinari (rete di trasporto) |
Impianti e macchinari (E&P) |
Attr. ind. e comm. |
Altri beni |
Immobil. in corso e acconti |
Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Saldo iniziale netto | 9.268 | 2.052 | 1.349 | 30.777 | 65 | 270 | 60.843 | 104.624 |
| Investimenti | - | - | - | 799 | 5 | 41 | 17.387 | 18.232 |
| Ammortamenti Altre variazioni |
- (65) |
(66) - |
(20) - |
(2.343) 35.562 |
(9) - |
(81) - |
- (35.582) |
(2.519) (85) |
| Saldo finale netto | 9.203 | 1.986 | 1.329 | 64.795 | 61 | 230 | 42.648 | 120.252 |
| Saldo finale lordo Fondo ammortamento |
9.203 | 3.675 | 2.189 | 195.405 | 459 | 5.250 | 52.597 | 268.778 |
| e svalutazione | - | (1.689) | (860) | (130.610) | (398) | (5.020) | (9.949) | (148.526) |
| Saldo finale netto | 9.203 | 1.986 | 1.329 | 64.795 | 61 | 230 | 42.648 | 120.252 |
Le immobilizzazioni materiali presentano un incremento complessivo pari ad Euro 15.628, dovuto principalmente a:
- ad investimenti per Euro 18.232 prevalentemente riferiti al proseguimento delle attività di sviluppo del Progetto Midia in Romania, che ha portato al gas in dei 4 pozzi della concessione di produzione Ana in data 15 giugno 2022, ed al completamento delle attività di realizzazione di due pozzi di sviluppo del progetto Longanesi;
- ammortamenti per Euro 2.519 riferiti quasi esclusivamente alla B.U. E&P in Italia.
Per quanto riguarda le aliquote di ammortamento utilizzate si fa riferimento a quanto riportato nei principi adottati per la redazione del bilancio annuale del Gruppo per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2021.
9. Diritti d'uso
I diritti d'uso hanno un valore netto di Euro 14.018 al 30 giugno 2022 e sono dettagliabili come segue:
| Software | Terreni | Fabbricati | Impianti e macchinari (E&P) |
Altri beni | Totale | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 30 giugno 2022 | ||||||
| Saldo iniziale netto | 52 | 8.583 | 2.432 | 64 | 44 | 11.175 |
| Nuovi contratti e modifiche contrattuali | 72 | 20 | 157 | 70 | - | 319 |
| Ammortamenti | (15) | (617) | (319) | (35) | (16) | (1.002) |
| Rilevazione iniziale e variazione di | ||||||
| stima dei costi di smantellamento e | ||||||
| ripristino siti | - | 3.526 | - | - | - | 3.526 |
| Saldo finale netto | 109 | 11.512 | 2.270 | 99 | 28 | 14.018 |
| Saldo finale lordo | 149 | 16.113 | 4.365 | 351 | 135 | 21.113 |
| Fondo ammortamento | (40) | (4.601) | (2.095) | (252) | (107) | (7.095) |
| Saldo finale netto | 109 | 11.512 | 2.270 | 99 | 28 | 14.018 |
La voce diritti d'uso si riferisce principalmente a contratti di leasing aventi per oggetto la locazione di terreni ove sono presenti gli impianti di sfruttamento minerario delle società italiane della B.U. E&P e l'affitto di fabbricati destinati alle sedi operative e agli uffici del Gruppo.
Nel primo semestre 2022, la voce presenta un incremento complessivo pari ad Euro 2.843, dovuto principalmente a:
- nuovi contratti di leasing sottoscritti nel periodo e modifica delle ipotesi circa durata e opzioni contrattuali di alcuni contratti esistenti per Euro 319;
- ammortamenti per Euro 1.002;
- stima iniziale dei costi di smantellamento e ripristino siti del progetto Midia in Romania dopo il relativo gas-in per complessivi Euro 3.354.
10. Concessioni e altre immobilizzazioni immateriali
Le immobilizzazioni immateriali hanno un valore netto di Euro 256.736 al 30 giugno 2022 e sono dettagliabili come segue:
| Concessioni di coltivazione |
Costi di esplorazione |
Beni in concessione (IFRIC 12) |
Concessioni di distribuzione gas e altre |
Totale | |
|---|---|---|---|---|---|
| 30 giugno 2022 | |||||
| Saldo iniziale netto | 189.142 | - | 70.367 | 420 | 259.929 |
| Investimenti | - | 41 | 1.407 | 108 | 1.556 |
| Ammortamenti e svalutazioni | (2.828) | (41) | (1.763) | (121) | (4.753) |
| Altre variazioni | 4 | - | - | 4 | |
| Saldo finale netto | 186.318 | - | 70.011 | 407 | 256.736 |
| Saldo finale lordo | 384.467 | 41 | 116.918 | 9.857 | 511.283 |
| Fondo ammortamento e | |||||
| svalutazione | (198.149) | (41) | (46.907) | (9.450) | (254.547) |
| Saldo finale netto | 186.318 | - | 70.011 | 407 | 256.736 |
Le immobilizzazioni immateriali presentano un decremento complessivo pari ad Euro 3.193 da attribuire a:
-
gli investimenti per complessivi Euro 1.556 principalmente relativi alla posa di contatori elettronici al servizio degli impianti di distribuzione detenuti in concessione dalla società controllata GP Infrastrutture S.r.l.;
-
gli ammortamenti per Euro 4.753, principalmente relativi alle concessioni di sfruttamento minerario detenute dalle società controllate Gas Plus Italiana S.r.l. e Società Padana Energia S.r.l. ed agli impianti di distribuzione detenuti in concessione dalle società controllate GP Infrastrutture S.r.l. e Rete Gas Fidenza S.r.l..
Nel primo semestre del 2022 sono stati sostenuti costi di ricerca ed esplorazione che sono stati completamente ammortizzati nell'esercizio per Euro 41 (di cui Euro 6 relativi ad attività di ricerca condotta all'estero).
Ripristini/perdite di valore delle attività materiali ed immateriali (ai sensi del principio IAS 36)
Al termine del primo semestre 2022 il Gruppo ha condotto le analisi per identificare eventuali indicatori di impairment tali da influire sul valore recuperabile degli assets dei propri settori di attività.
Considerato l'attuale contesto economico e politico (in particolare la crisi dovuta alla guerra tra Russia e Ucraina, la crisi del mercato del gas in Europa ed il cambio delle politiche monetarie da parte delle banche centrali a seguito della ripresa dell'inflazione) sono state analizzate le principali variabili economiche e di scenario di breve e medio termine e la possibile evoluzione del sistema regolatorio e normativo, oltreché i risultati economici ottenuti nel primo semestre.
Al termine di questa analisi non è emersa la necessità di operare alcuna svalutazione in quanto gli assets di tutti i principali settori di attività hanno evidenziato un valore recuperabile superiore al relativo valore di carico. Si segnala, tra l'altro, che non risultano iscritti a bilancio assets relativi alle attività Retail, mentre, ai fini delle future gare d'ambito, il valore contabile delle attività Network è tuttora sensibilmente inferiore al valore industriale residuo (VIR).
Per quanto riguarda inoltre l'attività svolte dalla B.U. E&P, le incertezze del quadro normativo e degli scenari di breve e medio periodo hanno indotto il management a confermare le valutazioni effettuate in sede di redazione del bilancio dell'esercizio 2021 e a non effettuare alcuna ripresa di valore dei relativi assets, nonostante il miglioramento dei risultati economici e l'attuale ulteriore rafforzamento dei prezzi degli idrocarburi.
11. Crediti commerciali
I crediti commerciali pari al 30 giugno 2022 ad Euro 26.054 sono dettagliati nella seguente tabella con il relativo confronto con il saldo al 31 dicembre 2021:
Gruppo GAS PLUS
Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2022 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione
| Crediti commerciali: | 30 giugno 2022 | 31 dicembre 2021 |
|---|---|---|
| Utenti civili | 2.971 | 14.021 |
| Utenti industriali | 1.051 | 1.128 |
| Grossisti | 11.058 | 9.177 |
| Società di vendita gas naturale | 780 | 2.758 |
| Altri | 12.083 | 11.953 |
| Totale crediti | 27.943 | 39.037 |
| Fondo svalutazione | (1.889) | (1.923) |
| Crediti commerciali netti | 26.054 | 37.114 |
| Fondo svalutazione crediti | 30 giugno 2022 | |
|---|---|---|
| Fondo al 1° gennaio 2022 | (1.923) | |
| Utilizzi | 34 | |
| Fondo al 30 giugno 2022 | (1.889) |
I crediti verso clienti riguardano prevalentemente l'attività di vendita di gas metano ad utenti finali e grossisti.
Il decremento nel corso del semestre dei crediti commerciali è legato ai maggiori flussi di cassa realizzati nel secondo trimestre 2022 rispetto al quarto trimestre 2021 in relazione alla stagionalità del business.
L'anzianità dei crediti commerciali al 30 giugno 2022 è dettagliata nella seguente tabella con il relativo confronto con i saldi al 31 dicembre 2021:
| Crediti commerciali: | 30 giugno 2022 | 31 dicembre 2021 |
|---|---|---|
| Crediti commerciali totali | 27.943 | 39.037 |
| Fondo svalutazione crediti | (1.889) | (1.923) |
| Crediti commerciali netti | 26.054 | 37.114 |
| Crediti a scadere e scaduti da | ||
| meno di 60 gg. | 24.792 | 35.996 |
| Crediti scaduti da 60 a 180 gg. | 437 | 230 |
| Crediti scaduti da oltre 180 gg. | 825 | 888 |
| Totale crediti commerciali netti | 26.054 | 37.114 |
12. Altri crediti
Gli altri crediti correnti, pari al 30 giugno 2022 ad Euro 21.082, sono dettagliati nella seguente tabella con il relativo confronto con l'esercizio precedente:
| Altri crediti | 30 giugno 2022 | 31 dicembre 2021 |
|---|---|---|
| IVA | 2.147 | 1.033 |
| Crediti verso consorzi | 9.969 | 6.969 |
| Crediti verso CSEA | 3.571 | 157 |
| Crediti contributi ARERA - Progetto TEE | 3.991 | 3.582 |
| Crediti diversi | 467 | 301 |
| Ratei e risconti | 937 | 752 |
| Totale altri crediti | 21.082 | 12.794 |
Gli altri crediti sono prevalentemente costituiti da crediti per imposte indirette, crediti verso consorzi relativi alle concessioni di coltivazione in cui il Gruppo, per le attività della concessione, riveste il ruolo di operatore e crediti per contributi da ricevere dall'Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA) relativamente all'importo che sarà riconosciuto alla società controllata GP Infrastrutture S.r.l. per la consegna dei certificati di efficienza energetica (TEE), secondo gli obiettivi fissati dalla stessa Autorità.
La voce aumenta rispetto al 31 dicembre 2021 di Euro 8.288 principalmente per effetto:
- dell'incremento del credito IVA a seguito dei maggiori investimenti del periodo e dei provvedimenti legislativi volti a limitare gli effetti degli straordinari rialzi dei prezzi sugli utenti finali;
- dell'incremento dei crediti verso consorzi che ha registrato, tra l'altro, la riclassifica a breve termine per Euro 1.997 del credito residuo per la cessione della quota del 5% nel progetto Midia in Romania, che a seguito del gas in dei 4 pozzi della concessione di produzione Ana sarà incassato nel secondo semestre 2022;
- incremento dei crediti verso CSEA, che risentono del differente periodo di liquidazione degli stessi nel corso dell'anno, oltreché delle modifiche legislative introdotte principalmente in materia di bonus sociale gas per il contenimento degli effetti degli aumenti dei prezzi nel settore del gas naturale nei confronti dei clienti più vulnerabili.
13. Disponibilità liquide e mezzi equivalenti
Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti sono così dettagliati:
| Disponibilità liquide e mezzi equivalenti | 30 giugno 2022 | 31 dicembre 2021 |
|---|---|---|
| Cassa | 10 | 14 |
| Conti correnti bancari | 6.926 | 21.093 |
| Totale | 6.936 | 21.107 |
Per una migliore comprensione delle variazioni dei flussi di cassa intercorsi nel periodo si rimanda al rendiconto finanziario.
14. Patrimonio netto
Di seguito si forniscono indicazioni in merito alla natura e alla composizione delle principali componenti di patrimonio netto:
Capitale Sociale
Non ha subito variazioni rispetto al 31 dicembre 2021.
Altre riserve
Le altre riserve sono costituite da:
- La Riserva legale, la Riserva Versamenti c/capitale e la Riserva sovrapprezzo azioni, che non presentano variazioni rispetto al 31 dicembre 2021.
- Azioni proprie, che non presentano variazioni rispetto al 31 dicembre 2021. Al 30 giugno 2022, la società capogruppo Gas Plus S.p.A. detiene 1.336.677 azioni proprie (pari a 2,98% del capitale sociale) per un corrispettivo complessivo di Euro 9.600.
- La Riserva di cash flow hedge, che accoglie le variazioni di fair value dei derivati su commodities, derivati su cambio e su tassi di interesse stipulati dal Gruppo, contabilizzati in regime di hedge accounting, al netto delle relative variazioni di imposte differite.
-
- La Riserva per differenze attuariali TFR, che include tutti gli utili e le perdite attuariali che emergono dal ricalcolo del valore attuale del fondo di trattamento di fine rapporto, al netto delle relative variazioni di imposte differite.
- La Riserva di traduzione cambi, che accoglie le differenze legate al differente cambio utilizzato per la conversione delle attività e passività delle imprese controllate estere e delle loro filiali (cambio corrente alla data di fine periodo) rispetto al cambio utilizzato per la conversione dei rispettivi proventi ed oneri (cambi medi di periodo).
- Le altre riserve e gli utili indivisi, che includono gli effetti della conversione agli IFRS. Si segnala che tali effetti sono principalmente riferibili alla valutazione a fair value delle immobilizzazioni immateriali costituite dalle reti di distribuzione del gas, valutazione effettuata utilizzando il fair value come sostituto del costo in sede di prima applicazione degli IFRS ed alla valutazione al fair value delle attività finanziarie disponibili per la vendita.
Si rimanda al prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato per i semestri chiusi al 30 giugno 2022 e al 30 giugno 2021 per una descrizione quantitativa delle riserve di patrimonio netto.
Altre componenti del conto economico complessivo
Nel primo semestre 2022, le altre componenti del conto economico complessivo includono:
- le variazioni di fair value dei derivati su commodities, derivati su cambio e su tassi di interesse contabilizzati in regime di hedge accounting, al netto delle imposte differite, per una variazione negativa di complessivi Euro 4.956 (nel primo semestre 2021 la variazione negativa era di Euro 6.510);
- la riserva di traduzione dei bilanci esteri la cui valuta funzionale è diversa dall'euro per una variazione positiva di Euro 12 (nel primo semestre 2021 la variazione negativa era di Euro 299);
- la riserva per differenze attuariali TFR per una variazione positiva di complessivi Euro 462, al netto delle imposte differite (nel primo semestre 2021 la variazione era positiva di Euro 97).
15. Debiti finanziari a breve e a medio/lungo termine
Nella seguente tabella sono riportati i debiti finanziari del Gruppo al 30 giugno 2022 e al 31 dicembre 2021 con i dettagli relativi alla loro composizione, scadenza e condizioni:
| Tipologia | Tasso interesse eff. % | Scadenza | 30 giugno 2022 | 31 dicembre 2021 |
|---|---|---|---|---|
| A breve termine | ||||
| Scoperti bancari | A richiesta | 767 | 6 | |
| Banca IMI – incassi per crediti | ||||
| cartolarizzati | Quindicinale | 4.366 | 167 | |
| Finanziamento Revolving Banco BPM | Euribor 1/3m + spread | 15.000 | 15.000 | |
| Finanziamento Long Term ISP-BPM | Euribor 3/6m + spread | 26.862 | 9.861 | |
| Finanziamento Capex Banca IMI-BPM | Euribor 3/6m + spread | 16.675 | - | |
| Finanziamenti D.L. Liquidità ISP-BPM | Euribor 3m + spread | 3.976 | 3.492 | |
| Finanziamento RBL | Euribor 3/6m + spread | 3.257 | 175 | |
| Fair value derivati commodities swap (*) | 23.784 | 21.638 | ||
| Fair value derivati interest rate swap | - | 87 | ||
| Totale a breve termine | 94.687 | 50.426 | ||
| A lungo termine | ||||
| Finanziamento Long Term ISP-BPM | Euribor 3/6m + spread | - | 21.853 | |
| Finanziamento Capex Banca IMI-BPM | Euribor 3/6m + spread | - | 16.570 | |
| Finanziamenti D.L. Liquidità ISP-BPM | Euribor 3m + spread | 14.570 | 16.473 | |
| Finanziamento RBL | Euribor 3/6m + spread | 15.007 | 15.392 | |
| Totale debiti finanziari a medio/lungo termine | 29.577 | 70.288 | ||
| Totale debiti finanziari | 124.264 | 120.714 |
(*) = componente non inclusa nel "totale indebitamento finanziario" in quanto strumenti utilizzati con finalità di copertura e contabilizzati in hedge accounting.
Dopo la chiusura del semestre, il Gruppo ha ottenuto dalle proprie banche finanziatrici (Intesa Sanpaolo e Banco BPM) una modifica degli attuali contratti di finanziamento che ha previsto di non rilevare i parametri finanziari (covenants) per il periodo 1° luglio 2021 – 30 giugno 2022 e di aumentare il livello di quelli previsti per il periodo 1° gennaio 2022 – 31 dicembre 2022.
Poiché tale modifica è stata formalizzata solo all'inizio del mese di luglio del corrente anno, è stata temporaneamente riclassificata a breve la parte dell'indebitamento bancario con scadenza oltre i 12 mesi, essendo nel frattempo stati superati i limiti dei parametri finanziari contrattuali previsti alla data di chiusura del semestre.
Senza considerare tale temporanea riclassifica, al 30 giugno 2022 i debiti finanziari a breve termine sarebbero pari a Euro 62.641 ed i debiti finanziari a medio/lungo termine a Euro 61.623.
Banca ISP – Incassi per crediti cartolarizzati
Il debito per incassi di crediti cartolarizzati per Euro 4.366 è stato regolarmente rimborsato all'istituto di credito, secondo le scadenze pattuite.
Finanziamento Revolving Banco BPM
Alla data del 30 giugno 2022, tale finanziamento risulta interamente utilizzato per Euro 15 milioni.
Finanziamento ISP-Banco BPM
Il Gruppo ha regolarmente rimborsato la rata del finanziamento a medio lungo termine prevista nel primo semestre 2022 per 5 milioni di Euro, secondo la scadenza contrattuale.
Nel primo semestre 2022, Gas Plus S.p.A. non ha richiesto erogazioni addizionali della linea a medio lungo termine "Capex", rispetto all'importo complessivo di 17,4 milioni di Euro utilizzato nell'anno 2021. Dopo la chiusura del semestre, la società capogruppo ha ottenuto erogazioni addizionali della linea "Capex" per ulteriori 9,8 milioni di Euro.
Finanziamento RBL
Nel primo semestre 2022, la società controllata Gas Plus Dacia S.r.l. ha richiesto erogazioni addizionali della linea a medio lungo termine RBL per complessivi 2,4 milioni di Euro, per cui al 30 giugno 2022 la linea risulta interamente utilizzata per 19 milioni di Euro.
Grazie alle liquidità generate dal gas in dei 4 pozzi della concessione di produzione Ana in data 15 giugno 2022, nel mese di agosto 2022 la società controllata ha rimborsato in via anticipata 5,4 milioni di Euro. Finanziamenti D.L. Liquidità ISP e BPM
Il Gruppo ha regolarmente rimborsato le rate dei finanziamenti in scadenza nel primo semestre 2022 per 1,5 milioni di Euro.
16. Fondi
I fondi hanno un valore netto di Euro 139.427 al 30 giugno 2022 e sono dettagliabili come segue:
| Fondo smantellamento e ripristino siti |
Fondo per contenziosi |
Fondo oneri ambientali |
Altri fondi rischi |
Totale | |
|---|---|---|---|---|---|
| Saldo al 1° gennaio 2022 | 129.414 | 247 | 4.903 | 4.109 | 138.673 |
| Rilevazione iniziale e variazione di stima | 3.527 | - | - | 3.527 | |
| Oneri finanziari per effetto attualizzazione | 1.370 | - | 1.370 | ||
| Utilizzo nell'esercizio | (24) | - | (10) | (4.109) | (4.143) |
| Saldo al 30 giugno 2022 | 134.287 | 247 | 4.893 | - | 139.427 |
Il fondo smantellamento e ripristino siti accoglie la stima dei costi che presumibilmente saranno sostenuti al termine dell'attività di produzione del gas o della durata della concessione per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti.
Nel primo semestre 2022, i fondi si incrementano complessivamente di Euro 754 principalmente per effetto:
- dell'incremento per oneri finanziari conseguente all'attualizzazione dei costi di chiusura per Euro 1.370; - dell'incremento per la stima iniziale dei costi di smantellamento e ripristino siti del progetto Midia in
- Romania in conseguenza del gas-in dei 4 pozzi della concessione di produzione Ana, per Euro 3.354; - del decremento per Euro 4.091 dovuto al rilascio del fondo costituito nel precedente esercizio nell'ambito della B.U. Retail, a fronte delle perdite previste nel corso del primo semestre dell'esercizio 2022, relativamente alla clientela con offerte economiche a prezzo fisso e a prezzo variabile con cap sul costo della materia prima. Trattandosi di offerte economiche in vigore dallo scorso esercizio e di durata annuale, considerati i maggiori consumi nel corso del periodo invernale, i relativi effetti economici sono infatti prevalentemente concentrati nei primi mesi dell'anno.
17. Debiti commerciali
Nella seguente tabella viene riportato il dettaglio dei debiti commerciali al 30 giugno 2022 e al 31 dicembre 2021:
| Debiti commerciali | 30 giugno 2022 | 31 dicembre 2021 |
|---|---|---|
| Fornitori Italia | 25.876 | 32.415 |
| Fornitori estero | 100 | 111 |
| Totale debiti commerciali | 25.976 | 32.526 |
I debiti verso fornitori derivano prevalentemente dalle forniture di gas metano e di materiali per la realizzazione degli impianti gas.
Il decremento nel corso del semestre dei debiti commerciali è legato ai minori acquisti di materie prime effettuati nel secondo trimestre 2022 rispetto al quarto trimestre 2021 in relazione alla stagionalità del business.
18. Altri debiti correnti
Gli altri debiti correnti, pari al 30 giugno 2022 ad Euro 24.185, sono dettagliati nella seguente tabella con il relativo confronto con l'esercizio precedente:
| Altri debiti correnti | 30 giugno 2022 | 31 dicembre 2021 |
|---|---|---|
| Debiti verso CSEA | 2.442 | 1.910 |
| Debiti verso consorzi | 7.971 | 3.862 |
| Debiti verso il personale | 2.561 | 2.186 |
| Debiti verso istituti di previdenza | 1.126 | 1.086 |
| Premi comunali | 391 | 309 |
| Ritenute | 268 | 264 |
| Imposta di consumo ed addizionale regionale | 2.823 | 486 |
| IVA | 7 | 4 |
| Debiti per royalties | 2.533 | 2.525 |
| Debiti per windfall tax | 1.245 | - |
| Debiti per canoni di sfruttamento minerario | 573 | 2.131 |
| Amministratori e sindaci | 353 | 213 |
| Acconti | 284 | 174 |
| Ratei e risconti passivi | 26 | 29 |
| Debiti per dividendi deliberati non distribuiti | 522 | - |
| Debiti diversi | 1.060 | 824 |
| Totale altri debiti correnti | 24.185 | 16.003 |
Gli altri debiti sono prevalentemente costituiti da debiti per imposte indirette, debiti verso il personale ed i relativi istituti di previdenza e debiti verso consorzi relativi alle concessioni di coltivazione per le quali il Gruppo riceve i riaddebiti dai partners operatori.
La voce si incrementa complessivamente di Euro 8.182 rispetto al 31 dicembre 2021 principalmente in relazione:
- ai debiti di natura tributaria, quali imposta di consumo ed addizionale regionale e debiti per imposte indirette. Tali debiti, infatti, vengono iscritti in base ai consumi fatturati nel periodo (per i clienti civili usualmente maggiori nel primo semestre rispetto al secondo), ma i relativi acconti, basati sul fatturato dell'esercizio precedente, sono versati mensilmente in quote costanti e soggetti a conguaglio soltanto dopo la chiusura di ogni esercizio;
- ai debiti per le royalties sulle produzioni di idrocarburi e windfall tax sulle vendite di gas naturale realizzate in Romania nella seconda parte del mese di giugno.
19. Ricavi
Per una descrizione quantitativa relativa alla composizione dei ricavi per settori di attività, si faccia riferimento anche alla Nota n. 7, Informativa di settore. Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio dei ricavi relativi al primo semestre 2022 ed il relativo confronto con il corrispondente periodo dell'esercizio precedente:
| Ricavi di vendita | 1° semestre 2022 | 1° semestre 2021 |
|---|---|---|
| Vendita di gas metano | ||
| utenti civili | 30.797 | 16.098 |
| utenti industriali | 6.229 | 2.843 |
| gas prodotto | 20.657 | 8.822 |
| Vendita greggio | 5.239 | 4.282 |
| Vendita condensati | 172 | 167 |
| Ricavi da consorzi | 5.946 | 617 |
| Ricavi per distribuzione gas terzi | 3.482 | 7.471 |
| Cassa perequazione | 2.350 | (2.000) |
| Gestione calore e altri | 890 | 861 |
| Totale ricavi di vendita | 75.762 | 39.161 |
| Altri ricavi e proventi | 1° semestre 2022 | 1° semestre 2021 |
|---|---|---|
| Contributi allacciamenti | 110 | 124 |
| Royalties | - | 214 |
| Rimborso canone assicurativo | 78 | 82 |
| Servizi per utenti gas | 126 | 139 |
| Contributo ARERA - Progetto TEE | 425 | 254 |
| Altri ricavi di gestione | 570 | 1.006 |
| Totale altri ricavi e proventi | 1.309 | 1.819 |
| Totale ricavi | 77.071 | 40.980 |
I ricavi delle vendite di gas metano e di petrolio e condensati beneficiano del forte aumento dei prezzi di vendita degli idrocarburi registrato nel primo semestre 2022, ma hanno scontato l'effetto negativo delle coperture sulla commodity del gas metano effettuate all'inizio dello scorso anno (oneri per Euro 21.531 nel periodo in esame contro 1.436 nel 1° semestre dell'anno precedente) e quindi prima della forte ripresa dei prezzi dei prodotti energetici.
20. Costi operativi
Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio dei costi operativi relativi al primo semestre 2022 ed il relativo confronto con il corrispondente periodo dell'esercizio precedente:
| 1° semestre 2022 | 1° semestre 2021 | |
|---|---|---|
| Costi per materie prime e materiali di consumo | ||
| Materie prime e di consumo | ||
| Gas metano | (40.956) | (10.270) |
| Costi progetto TEE | (464) | (248) |
| Altri | (758) | (426) |
| Variazione rimanenze | 410 | 208 |
| Totale costi per materie prime | (41.768) | (10.736) |
| Servizi e altri | ||
| Trasporto / stoccaggio gas | (461) | (662) |
| Misurazione / trattamento gas | (704) | (345) |
| Amministratori e sindaci | (393) | (295) |
| Spese e consulenze professionali | (1.499) | (1.809) |
| Assicurazioni | (295) | (287) |
| Manutenzioni | (1.928) | (1.777) |
| Trattamento reflui e rifiuti | (170) | (105) |
| Servizi specialistici E&P | (5.020) | (1.081) |
| Riaddebito servizi da consorzi | (1.543) | (1.038) |
| Spese e commissioni bancarie | (114) | (120) |
| Altri affitti e locazioni | (353) | (541) |
| Royalties | (2.589) | (1.366) |
| Windfall tax | (1.245) | - |
| Canoni concessioni sfruttamento minerario | (413) | (362) |
| Premi e concessioni gas | (494) | (500) |
| Contributi Cassa per i Servizi Ambientali | (1.694) | (3.810) |
| Accantonamenti e perdite su crediti | (320) | (269) |
| Altri servizi | (2.647) | (1.268) |
| Totale costi per servizi ed altri | (21.882) | (15.635) |
Nell'ambito dei costi per materie prime e materiali di consumo si è registrato un andamento in linea con i ricavi, con un forte aumento del costo d'acquisto del gas metano per l'andamento dei prezzi dei prodotti energetici.
La voce costi per servizi ed altri ha registrato un significativo incremento principalmente nell'ambito delle voci "Royalties" e "Windfall tax", in particolare a seguito dell'avvio della produzione di gas nei giacimenti in Romania, e della voce "Servizi specialisti E&P", in particolare per la quota dei costi sostenuti per la perforazione dei due pozzi di sviluppo del progetto Longanesi riaddebitati al partner del rispettivo consorzio.
21. Costi per il personale
Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio dei costi per il personale relativi al primo semestre 2022 ed il relativo confronto con il corrispondente periodo dell'esercizio precedente:
| Costo del personale | 1° semestre 2022 | 1° semestre 2021 |
|---|---|---|
| Costo del personale | ||
| Salari e stipendi | (3.011) | (3.162) |
| Oneri sociali | (1.088) | (1.114) |
| TFR, trattamento di quiescenza e obblighi simili | (241) | (232) |
| Totale costo del personale | (4.340) | (4.508) |
I costi del personale sono risultati in lieve calo rispetto al dato del primo semestre 2021, a fronte delle variazioni dell'organico.
22. Proventi diversi
La voce proventi diversi al 30 giugno 2022 pari ed Euro 4.109 include solo il rilascio del fondo accantonato al termine del precedente esercizio a fronte delle previste perdite realizzate nel corso del primo semestre dell'esercizio 2022, relativamente alla clientela con offerte economiche a prezzo fisso e a prezzo variabile con cap sul costo della materia prima.
Nel primo semestre 2021 tale voce includeva solo i dividendi erogati dalla società partecipata Serenissima Gas Plus S.p.A. pari ad Euro 662 (nel primo semestre 2022, la società partecipata non ha erogato dividendi).
23. Proventi ed oneri finanziari
Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio degli oneri e proventi finanziari relativi al primo semestre 2022 ed il relativo confronto con l'analogo periodo dell'esercizio precedente.
| Proventi (Oneri) finanziari | 1° semestre 2022 | 1° semestre 2021 |
|---|---|---|
| Proventi finanziari | ||
| Altri proventi finanziari | 14 | 134 |
| Totale proventi finanziari | 14 | 134 |
| 1° semestre 2022 | 1° semestre 2021 | |
| Oneri finanziari | ||
| Interessi passivi su finanziamenti a m/l termine | (979) | (996) |
| Interessi passivi su finanziamenti a breve termine | (322) | (278) |
| Oneri finanziari per attualizzazione fondi | (1.395) | (1.366) |
| Commissioni su finanziamenti | (460) | (425) |
| Oneri finanziari da derivati su tasso di interesse | (32) | (36) |
| Oneri finanziari da derivati su commodities | (22) | (17) |
| Oneri finanziari per lease | (37) | (43) |
| Altri oneri finanziari | (91) | (82) |
| Totale oneri finanziari | (3.338) | (3.243) |
| Utili (perdite) su cambi | (61) | (148) |
| Proventi (Oneri) finanziari netti | (3.385) | (3.257) |
24. Imposte
I saldi delle voci attività per imposte anticipate e passività per imposte differite sono dettagliati nel seguente prospetto. Le descrizioni indicano la natura delle differenze temporanee.
Gruppo GAS PLUS Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2022 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione
| Imposte differite attive | 30 giugno 2022 | 31 dicembre 2021 |
|---|---|---|
| Imposte differite attive, relative a: | ||
| Fondo svalutazione crediti | 410 | 418 |
| Fondo TFR | 38 | 159 |
| Fondo abbandono | 26.628 | 25.443 |
| Ammortamenti e svalutazioni civilistiche eccedenti | 4.591 | 4.460 |
| Svalutazioni civilistiche eccedenti | 9.280 | 9.280 |
| Fair value derivati in hedge accounting | 6.085 | 4.240 |
| Altro | 1.647 | 2.591 |
| Totale imposte differite attive | 48.679 | 46.591 |
| Passività per imposte differite | ||
| Passività per imposte differite, relative a: | ||
| Plusvalore delle concessioni di coltivazione e degli impianti E&P | (9.729) | (9.285) |
| Plusvalore delle concessioni di distribuzione | (2.767) | (2.824) |
| Fair value derivati in hedge accounting | (152) | (261) |
| Altro | (296) | (252) |
| Totale passività per imposte differite | (12.944) | (12.622) |
I movimenti delle voci crediti per imposte anticipate e passività per imposte differite sono dettagliati nel seguente prospetto:
| Credito per imposte | Passività per imposte | |
|---|---|---|
| anticipate | differite | |
| Saldo al 1° gennaio 2022 | 46.591 | (12.622) |
| Accantonamenti | 2.427 | (826) |
| Utilizzi | (2.089) | 447 |
| Altre variazioni incluse nel conto economico complessivo | 1.750 | 57 |
| Saldo al 30 giugno 2022 | 48.679 | (12.944) |
L'incremento dei crediti per imposte anticipate è principalmente legato alla variazione negativa di fair value dei derivati su commodities contabilizzati in regime di hedge accounting registrata nel corso del primo semestre 2022. Tali coperture sono state effettuate all'inizio dell'anno precedente, prima della forte ripresa dei prezzi dei prodotti energetici.
I saldi delle voci di crediti per imposte correnti e debiti per imposte non correnti e correnti sono dettagliati nel seguente prospetto:
| Crediti e (debiti) per imposte sul reddito | 30 giugno 2022 | 31 dicembre 2021 |
|---|---|---|
| Crediti per imposte correnti | 37 | 408 |
| Debiti per imposte non correnti – imposta sostitutiva | - | (2.016) |
| Debiti per imposte correnti - imposta sostitutiva | (4.032) | (2.016) |
| Debiti per imposte correnti | (405) | (81) |
| Debiti per imposte correnti – contr. straordinario caro bollette | (4.835) | - |
| Totale crediti e (debiti) per imposte sul reddito | (9.235) | (3.705) |
La voce debiti per imposte sul reddito include la quota dovuta entro il 30 novembre 2022 a titolo di saldo (pari al 60%) del c.d. "contributo straordinario contro il caro bollette" dovuto dalle società italiane della Business Unit E&P Italia, a seguito dell'introduzione dell'art. 37 del decreto-legge 21 marzo 2022, n.21, modificato dal decreto-legge 17 maggio 2022, n. 50, e convertito, con modificazioni, dalla legge 20 maggio 2022, n. 51. L'importo dovuto nella misura del 40% a titolo di acconto è stato regolarmente versato entro il 30 giugno 2022.
Si segnala che il Gruppo ha provveduto al versamento della seconda rata annuale dell'imposta sostitutiva del 3% dovuta per il riallineamento dei valori fiscali ai maggiori valori civilistici delle immobilizzazioni immateriali e materiali, in applicazione dell'art. 110, comma 8 del cd. Decreto Agosto n. 104/2020, nel mese di agosto 2022.
Infine, si riporta il dettaglio delle imposte sul reddito relativo al primo semestre 2022 ed il relativo confronto con il corrispondente periodo dell'esercizio precedente:
| Imposte sul reddito dell'esercizio | 1° semestre 2022 | 1° semestre 2021 |
|---|---|---|
| Risultato ante imposte | 1.531 | (648) |
| Imposte correnti | (372) | (249) |
| Contributo straordinario caro bollette 2022 | (8.058) | - |
| Imposte differite | (41) | 592 |
| Totale imposte sul reddito dell'esercizio | (8.471) | 343 |
| Aliquota effettiva d'imposta (tax rate) | 553,30% | 52,93% |
Nel primo semestre 2022, le imposte sul reddito includono componenti negativi per Euro 8.508 relative il c.d. "contributo straordinario contro il caro bollette" dovuto dalle società della Business Unit E&P Italia per cui non è prevista alcuna deducibilità ai fini delle imposte sui redditi.
25. Rapporti con parti correlate
Le operazioni tra la Società capogruppo Gas Plus S.p.A. e le sue controllate consolidate, che sono entità correlate della società stessa, sono state eliminate nel bilancio consolidato intermedio e non sono pertanto evidenziate in questa nota.
Le operazioni con parti correlate sono state effettuate nel rispetto delle disposizioni di legge vigenti, sulla base di reciproca convenienza economica. Di seguito sono riepilogati i saldi patrimoniali al 30 giugno 2022 ed al 31 dicembre 2021 ed i saldi economici derivanti dalle operazioni effettuate nel corso del primo semestre 2022 e 2021 con parti correlate, individuate secondo quanto previsto dal principio contabile internazionale IAS 24.
| Parti correlate | Ricavi / Vendite alle parti correlate |
Costi / Oneri Acquisti da parti correlate |
Proventi/oneri finanziari di parti correlate |
Crediti nei confronti di parti correlate |
Debiti commerciali verso parti correlate |
Debiti finanziari verso parti correlate |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Controllanti: | 2022 | 1 | - | - | 1 | - | (1.660) |
| 2021 | 1 | - | - | 1 | - | - | |
| Altre parti correlate: | 2022 | 2 | (1) | (10) | 6 | (28) | (1.616) |
| 2021 | 112 | (13) | (13) | 57 | (39) | (1.803) |
La voce debiti finanziari verso controllanti include esclusivamente il dividendo spettante alla società controllante Us.Fin. S.r.l. alla luce della delibera del 23 giugno 2022 dell'Assemblea degli Azionisti. Tale dividendo è stato erogato nel mese di luglio 2022.
La voce debiti finanziari verso altre parti correlate include esclusivamente debiti per lease verso la società correlata Immobiliare Forlanini S.r.l., contabilizzati in applicazione del principio contabile IFRS 16 – Lease. Tale voce include debiti finanziari a breve termine per 470 Euro e debiti finanziari a medio lungo termine per 1.146 Euro, riferiti a contratti di affitto aventi ad oggetto i complessi immobiliari destinati alle sedi operative e agli uffici del Gruppo. Nel primo semestre 2022, il Gruppo ha versato canoni contrattuali per complessivi 245 Euro.
Compensi maturati dai componenti degli organi di amministrazione
Gli Amministratori del Gruppo hanno maturato nel primo semestre del 2022 compensi per Euro 250 (per Euro 136 nel primo semestre 2021).
26. Strumenti e rischi finanziari
Strumenti finanziari
Di seguito si riporta un riepilogo degli strumenti finanziari posseduti dal Gruppo al 30 giugno 2022 con il relativo raffronto tra valore contabile ed il fair value:
| Valore contabile |
Finanziamenti e crediti |
Attività finanziarie al fair value a conto economico |
Attività finanziarie in regime di hedge accounting |
Attività finanziarie al fair value al conto economico complessivo |
Totale voce contabile |
Fair value |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| ATTIVO | |||||||
| Altre attività non correnti | 7.206 | 791 | - | 454 | 5.961 | 7.206 | 7.206 |
| Totale Attivo non corrente |
7.206 | 791 | - | 454 | 5.961 | 7.206 | 7.206 |
| Attività finanziarie | 184 | - | - | 184 | - | 184 | 184 |
| Crediti commerciali | 26.054 | 26.054 | - | - | - | 26.054 | 26.054 |
| Crediti vs. altri | 10.436 | 10.436 | - | - | - | 21.082 | 10.436 |
| Crediti vs. controllante | 1 | 1 | - | - | - | 1 | 1 |
| Disponibilità liquide | 6.936 | 6.936 | - | - | - | 6.936 | 6.936 |
| Totale Attivo corrente | 43.611 | 43.427 | - | 184 | - | 54.257 | 43.611 |
| Totale Attivo | 50.817 | 44.218 | - | 638 | 5.961 | 61.463 | 50.817 |
| Passività | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Valore contabile |
finanziarie al fair value a conto economico |
Passività finanziarie in regime di hedge accounting |
Altre passività |
Costo ammortizzato |
Totale voce contabile |
Fair value |
|
| PASSIVO | |||||||
| Debiti finanziari | 29.577 | - | - | - | 29.577 | 29.577 | 29.577 |
| Debiti finanziari per lease | 3.192 | - | - | - | 3.192 | 3.192 | 3.192 |
| Debiti vs. altri | 2.519 | - | - | 2.519 | - | 2.519 | 2.519 |
| Totale Passivo non corrente | 35.288 | - | - | 2.519 | 32.769 | 35.288 | 35.288 |
| Debiti finanziari | 94.687 | - | 23.784 | 20.133 | 50.770 | 94.687 | 94.687 |
| Debiti finanziari per lease | 931 | - | - | - | 931 | 931 | 931 |
| Debiti commerciali | 25.976 | - | - | 25.976 | - | 25.976 | 25.976 |
| Debiti vs. controllanti | 2.183 | - | - | 2.183 | - | 2.183 | 2.183 |
| Debiti vs. altri correnti | 12.802 | - | - | 12.802 | - | 23.663 | 12.802 |
| Totale Passivo corrente | 136.579 | - | 23.784 | 58.911 | 51.701 | 147.440 | 136.579 |
| Totale Passivo | 171.867 | - | 23.784 | 61.430 | 84.470 | 182.728 | 171.867 |
Le variazioni di fair value degli strumenti finanziari elencati nella colonna "attività/passività finanziarie in regime di hedge accounting" sono rilevate nel conto economico complessivo e riguardano strumenti finanziari derivati designati come coperture dei flussi di cassa.
Garanzie e fideiussioni
Al 30 giugno 2022 il Gruppo ha in essere fideiussioni a favore di terzi per complessivi 13,0 milioni di euro, principalmente composte da:
- fideiussioni per l'acquisto della società Rete Gas Fidenza S.r.l. per 4,2 milioni di euro;
- fideiussioni a garanzia del finanziamento RBL per il progetto "Midia" in Romania per 3,0 milioni di euro;
- fideiussioni per adempimento di imposta di consumo ed addizionale regionale per 2,2 milioni di euro;
- fideiussioni per trasporto e stoccaggio strategico gas per 2,0 milioni di euro;
- fideiussioni per garanzia esecuzione lavori di sviluppo o di ripristino nelle concessioni di coltivazione per 0,8 milioni di euro;
- fideiussioni a favore di società di distribuzione gas metano a garanzia del rispetto dei propri obblighi contrattuali per 0,3 milioni di euro;
- fideiussioni a favore di alcuni enti locali per il servizio di gestione della distribuzione di gas metano per 0,5 milioni di euro.
Gestione del rischio
Qui di seguito si segnalano le principali operazioni avvenute nel primo semestre 2022 con un significativo impatto sulla gestione del rischio del Gruppo. Per maggiori dettagli sulle politiche di gestione dei rischi finanziari si rimanda alla Nota Integrativa del Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2021.
Rischio di credito
Come già segnalato nella Nota Integrativa del Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2021, il Gruppo ha in essere con Intesa Sanpaolo un'operazione di cartolarizzazione del proprio portafoglio crediti della Business Unit Retail, per un ammontare massimo di 20 milioni di Euro, con plafond rotativo e scadenza nel mese di aprile 2023.
Tale operazione ha permesso al Gruppo di razionalizzare il rischio di credito dei segmenti di clientela civile ed industriale di tale Business Unit.
Rischio di liquidità
Con riferimento al rischio di liquidità si segnala che il Gruppo continua a mantenere adeguate linee di credito rispetto ai previsti fabbisogni, legati alle dinamiche del capitale circolante ed ai previsti investimenti nell'attività esplorativa e di sviluppo della Business Unit E&P. Come già segnalato nella precedente nota n. 15, Debiti finanziari a breve e a medio/lungo termine, il Gruppo ha regolarmente rimborsato la rata di 5 milioni di Euro della linea di finanziamento a medio lungo termine in scadenza a fine giugno. Per quanto concerne i contratti di Finanziamento ISP-Banco BPM e Finanziamento Revolving Banco BPM, dopo la chiusura del semestre, Gas Plus S.p.A. ha ottenuto dalle proprie banche finanziatrici una modifica contrattuale che ha previsto di non rilevare i parametri finanziari (financial covenants) per il periodo 1° luglio 2021 – 30 giugno 2022 e di aumentare il relativo livello per l'anno 2022.
I flussi finanziari relativi al contratto di Finanziamento ISP-Banco BPM, ai contratti di finanziamento D.L. Liquidità ISP stipulati dalle società controllate Gas Plus Vendite S.r.l. e Società Padana Energia S.r.l. ed al contratto di Finanziamento RBL stipulato dalla società controllata Gas Plus Dacia S.r.l. sono soggetti al rispetto di parametri finanziari (covenants) così come previsti dai relativi contratti di finanziamento. Per una descrizione ed un'analisi di tali covenants si faccia riferimento a quanto riportato nella nota n. 15, Debiti finanziari a breve e a medio/lungo termine.
Al 30 giugno 2022, il Gruppo ha in essere le seguenti linee di credito:
Gruppo GAS PLUS Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2022 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione
- 20,7 milioni di Euro per crediti di firma, non assistite da garanzie;
- 6 milioni di Euro per impegni di firma di natura finanziaria;
- 20 milioni di Euro per la linea di credito rotativa a fronte di cartolarizzazione (cessione pro-soluto) dei crediti commerciali verso clienti civili e industriali della B.U. Retail;
- 18,5 milioni di Euro per le linee di credito sottoscritte con Intesa Sanpaolo e Banco BPM sulla base delle disposizioni del Decreto Liquidità (D.L. n. 23 del 8 aprile 2020), interamente erogate nello scorso mese di gennaio 2021;
- 1,2 milioni di Euro per linee di credito promiscue autoliquidanti per anticipo fatture e per scoperto di conto corrente, non assistite da garanzie;
- 0,5 milioni di Euro per linee di credito per scoperto di conto corrente, non assistite da garanzie;
- 5 milioni di Euro per linee di credito factor;
- 27 milioni di Euro per la linea a medio lungo termine del Finanziamento ISP-Banco BPM, interamente erogata;
- 55 milioni di Euro per la linea Capex del Finanziamento ISP-Banco BPM (erogata al 30 giugno 2022 per 17,4 milioni di Euro);
- 15 milioni di Euro per linea Finanziamento Revolving Banco BPM utilizzabile per cassa, interamente erogata al 30 giugno 2022;
- 19 milioni di Euro per il Finanziamento RBL del progetto di sviluppo dei giacimenti a gas Ana e Doina ubicati nel Mar Nero rumeno (interamente erogata al 30 giugno 2022);
- 25 milioni di Euro per linea rischi di sostituzione derivanti da operazioni su commodity;
- 3 milioni di Euro per linea rischi di sostituzione derivanti da operazioni su tassi;
- 0,2 milioni di Euro per carte di credito aziendali e Viacard.
Rischio tasso di interesse
Per la copertura del suddetto rischio, relativamente al contratto di finanziamento ISP-Banco BPM, la Società ha stipulato i contratti di Interest Rate Swap per l'80% della linea a medio e lungo termine e per il 65% dell'utilizzo della linea "Capex". Tali contratti soddisfano i criteri per il trattamento in hedge accounting ai fini contabili.
Rischio di mercato
Per mitigare il rischio di oscillazione del prezzo di mercato del gas e del petrolio, il Gruppo ha in essere ed ha stipulato nel corso del primo semestre 2022 una serie di contratti derivati di copertura su commodities. Tutti i contratti ancora in essere al 30 giugno 2022 rispettano i criteri per il trattamento in hedge accounting, con l'imputazione delle variazioni di fair value nel conto economico complessivo.
Rischio di cambio
Al 30 giugno 2022, il Gruppo non ha in essere nessuno specifico contratto derivato per la copertura del rischio di cambio.
Nel primo semestre 2021, per mitigare il rischio di oscillazione del cambio del dollaro statunitense relativamente all'attività di sviluppo del Progetto Midia in Romania, il Gruppo aveva stipulato un contratto derivato di copertura del rischio di cambio. Tale contratto aveva soddisfatto i criteri per il trattamento in hedge accounting ai fini contabili.
Gerarchia del fair value secondo l'IFRS 7
L'IFRS 7 richiede che la classificazione degli strumenti finanziari al fair value sia determinata in base alla qualità delle fonti degli input usati nella valutazione del fair value. Per una descrizione del significato dei 3 diversi livelli si rimanda a quanto già commentato in Nota Integrativa del Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2021.
Qui di seguito, si evidenzia la classificazione IFRS 7 per gli strumenti finanziari posseduti dal Gruppo al 30 giugno 2022:
| Totale di | |||
|---|---|---|---|
| bilancio | Livello 1 Livello 2 Livello 3 | ||
| ADDING | |||
| Attività finanziarie al fair value rilevato nel conto economico complessivo |
|||
| Azioni | 5 961 | રે તેની | |
| Contratti derivati su commodities | 5 | 5 | |
| Contratti interest rate swap | 633 | 633 | |
| PASSIVO | |||
| Passività finanziarie al fair value | |||
| rilevato a conto economico complessivo | |||
| Contratti derivati su commodities | 23.784 | 23.784 |
- -
-
-
- -
-
-
