Alerion Cleanpower

Interim / Quarterly Report • Jul 30, 2022

Relazione Finanziaria Semestrale 2022

RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE

Pagina | 2

INDICE

Organi Societari 4

Struttura del Gruppo 5

Relazione Intermedia sulla Gestione 6

• Localizzazione impianti operativi 7
  • Premessa 8
• Fatti di rilievo avvenuti nel corso del semestre 8
  • Indicatori alternativi di performance 9
    • Alerion Clean Power in Borsa 11
      • Sintesi dei risultati 12
• Criteri di redazione degli schemi riclassificati 13
• Andamento economico-finanziario del Gruppo 14
  • Quadro normativo di riferimento 22
    • Principali rischi e incertezze 23
  • Operazioni con parti correlate e infragruppo 26
• Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del semestre e prevedibile evoluzione della gestione ²⁶
  -
  • Altre informazioni 27

Bilancio consolidato semestrale abbreviato 29

• Prospetti contabili consolidati 30
  • Note esplicative 36
• Attestazione del Bilancio Consolidato semestrale abbreviato 95
• Relazione di revisione contabile limitata sul bilancio consolidato semestrale abbreviato ⁹⁶

ORGANI SOCIETARI

Consiglio di Amministrazione*

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

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

Collegio Sindacale

Presidente
Sindaco effettivo
Sindaco effettivo
Sindaco supplente
Sindaco supplente

Dirigente Preposto (L. 262/05)

Stefano Francavilla

Società di Revisione

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

STRUTTURA DEL GRUPPO ALERION

100%

100%

100%

100%

100%

100%

100%

100%

100%

100%

Pagina | 5 100% 100% Holding SPV opera�ve SPV in costruzione Società in liquidazione Controllante % di possesso Alerion Bioenergy S.r.l. Alerion Clean Power S.p.A. 100% Alerion Real Estate S.r.l. Alerion Clean Power S.p.A. 100% Alerion Romania SA Alerion Clean Power S.p.A. 95% Alerion Bioenergy S.r.l. 5% Auseu Borod Wind Farm S.r.l. Alerion Romania SA 100% S.C.Compania Eoliana S.A. Alerion Clean Power S.p.A. 49,75% Jimbolia Wind farm S.r.l. S.C.Compania Eoliana S.A. 99% ROMANIA BULGARIA eolico fotovoltaico immobiliare Callari S.r.l. Minerva S.r.l. Ordona Energia S.r.l. Renergy San Marco S.r.l. Eolo S.r.l. Do�o S.r.l. Wind Power Sud S.r.l. Parco Eolico Licodia Eubea S.r.l. Eolica PM S.r.l. New Green Molise S.r.l. Ecoenergia Campania S.r.l. Fri-El Guardionara S.r.l. Andromeda Wind S.r.l. Fri-El Anzi S.r.l. Fri-El Albareto S.r.l. AnemosWind S.r.l. Green Energy Sardegna S.r.l. Draghiescu Partners S.r.l. Generai S.r.l. Bioenergia S.r.l. Parco Eol. Santa Croce del Sannio House S.r.l. Fri-El Campidano S.r.l. Fri-El Ichnusa S.r.l. Fri-El Nulvi Holding S.r.l. Fri-El Anglona S.r.l. FW Holding S.r.l. Fri-El Ricigliano S.r.l. Fri-El Basento S.r.l. 100% Fri-El Gro�ole S.r.l. Alerion Clean Power RO S.r.l. 100% Tremalzo S.r.l. 75% Green Fotovoltaic Parc S.r.l. 75% Inspire Parc Solar S.r.l. 75% Solar Live Energy S.r.l. 75% Cavignon S.r.l. 75% Cevedale S.r.l. Con� Green Projects S.r.l. Con� Green Alliance S.r.l. Con� Green Energy S.r.l. Presenella S.r.l. Vermiglio S.r.l. Vigolana S.r.l. Alerion Iberia SL 100% Alerion Spain SL 51% Alerion Teruel SL 100% 100% Comiolica SLU Alerion Bulgaria OOD 92,5% Krupen Wind S.r.l. 100% Wind Energy OOD 51% Wind Power 2 OOD 51% Wind Systems OOD 51% Wind Stream OOD 51% Alerion Ro Todires� S.r.l. Mitoc Partners S.r.l. 100% Phoenix Genesis S.r.l. 100% Phoenix Ceres S.r.l. 100% Phoenix Catalyst S.r.l. 100% Phoenix Nest S.r.l. 100% 50% 50% 100% 90% 50% 100% 100% 100% 100% ITALIA 100% 100% 100% 100% 100% 80% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 90% 50% SPAGNA 100% Fucini 4 S.r.l. 100% 50% 49% 49% 49% Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l. 100% Alerion CleanPower S.p.A. Brunale S.r.l. 100% Fradusta S.r.l. Litegosa S.r.l. manutenzione Alerion Service S.r.l. 100% Enermac S.r.l. Naonis Wind S.r.l. Fravort S.r.l. LagoraiS.r.l. 100%

RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE

PREMESSA

La capogruppo Alerion Clean Power S.p.A. (di seguito "Capogruppo" o "Alerion") è una società di capitali organizzata secondo l'ordinamento della Repubblica Italiana. Le azioni ordinarie di Alerion sono quotate sul circuito telematico della Borsa di Milano – EURONEXT MILAN. La sede del Gruppo Alerion (di seguito "Gruppo" o "Gruppo Alerion") è a Milano in viale Majno 17.

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

La presente relazione finanziaria semestrale consolidata include il bilancio consolidato semestrale abbreviato, redatto secondo lo IAS 34 con le integrazioni di informativa ritenute utili per una più chiara comprensione della situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo per il periodo di sei mesi chiuso al 30 giugno 2022. Per tale motivo il menzionato bilancio non comprende tutte le informazioni integrative richieste nel bilancio annuale e deve essere letto congiuntamente con il bilancio consolidato del Gruppo al 31 dicembre 2021.

La pubblicazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2022 è stata autorizzata con delibera degli amministratori del 29 luglio 2022.

FATTI DI RILIEVO AVVENUTI NEL CORSO DEL SEMESTRE

Si segnalano di seguito i principali eventi di rilievo che hanno caratterizzato il primo semestre 2022:

ACQUISIZIONE DI ALERION SERVICE SRL

In data 14 aprile 2022 è stata costituita la società Alerion Service S.r.l. mediante conferimento da parte di Fri-El Service S.r.l. (controllata al 100% dalla FGP, controllante del Gruppo Alerion), del ramo d'azienda operativo nello svolgimento dei servizi di manutenzione di parchi eolici. Successivamente, il 100% delle partecipazioni sociali sono state cedute ad Alerion Clean Power S.p.A. che l'ha inclusa nel perimetro di consolidamento del Gruppo Alerion a far data dal 14 aprile 2022, data della cessione del ramo d'azienda.

ENTRATA IN ESERCIZIO DI DUE NUOVI PARCHI EOLICI IN PUGLIA CON UNA POTENZA INSTALLATA COMPLESSIVA DI 62 MW

In data 9 maggio 2022 Alerion Clean Power S.p.A., tramite le proprie controllate, Enermac S.r.l. e Naonis Wind S.r.l., ha avviato l'esercizio di un nuovo impianto eolico a Orta Nova, in Puglia, con una potenza installata di 51 MW e nel corso del mese di maggio ha avviato la produzione di un secondo nuovo impianto con una potenza installata di 11 MW, adiacente al parco in capo alla società Enermac S.r.l.

SOTTOSCRIZIONE DI UN CONTRATTO DI FINANZIAMENTO IN PROJECT FINANCING DA 66,4 MILIONI DI EURO PER DUE PARCHI EOLICI IN PUGLIA CON UNA POTENZA INSTALLATA COMPLESSIVA DI 62 MW

In data 9 giugno 2022 Alerion Clean Power S.p.A., attraverso le controllate, Enermac S.r.l. e Naonis Wind S.r.l., ha sottoscritto un contratto di finanziamento in Project Financing, per un importo complessivo di 66,4 milioni di euro, già parzialmente erogato alla data del 30 giugno 2022, con UniCredit e Cassa Depositi e Prestiti (CDP). La linea di credito, strutturata secondo i

Green Loan Principles1 emanati dalla Loan Market Association, è destinata ai due impianti eolici di Orta Nova e di Cerignola (Puglia), entrati gradualmente in produzione nel mese di maggio con una potenza installata rispettivamente di 51 MW e 11 MW.

SOTTOSCRIZIONE CONTRATTO DI FINANZIAMENTO IN PROJECT FINANCING CON UN POOL DI BANCHE PER COMPLESSIVI 18,5 MILIONI DI EURO DALLA CONTROLLATA ANEMOS WIND SRL

In data 10 maggio 2022 Alerion Clean Power S.p.A., attraverso la propria controllata Anemos Wind S.rl., ha provveduto a rimborsare anticipatamente il leasing finanziario in essere con gli istituti finanziari attraverso l'accensione di un nuovo contratto di finanziamento in Project Financing con un pool di banche per complessivi 18,5 milioni di euro. A seguito del rimborso anticipato del suddetto leasing finanziario la controllata ha riscattato l'impianto oggetto del contatto.

SOTTOSCRIZIONE DEL PRESTITO OBBLIGAZIONARIO GREEN BOND "ALERION CLEAN POWER S.P.A. SENIOR UNSECURED FIXED RATE NOTES DUE 2028"

Si segnala che in data 11 maggio 2022 Alerion Clean Power S.p.A. (la "Società" o l'"Emittente") ha sottoscritto un prestito obbligazionario "Alerion Clean Power S.p.A. Senior Unsecured Fixed Rate Notes due 2028" del controvalore nominale complessivo pari ad Euro 100.000.000, ad un prezzo di emissione pari al 100% del valore nominale, corrispondente a n. 100.000 Obbligazioni, ciascuna avente un taglio minimo di Euro 1.000 (mille). Come comunicato in data 2 maggio 2022, il tasso di interesse annuo delle Obbligazioni è pari al 3,50% lordo annuo ed il rendimento delle Obbligazioni è pari al 3,50% lordo su base annuale. Gli interessi lordi da corrispondersi sulle Obbligazioni ammonteranno ad Euro 3.500.000. I proventi lordi derivanti dall'Offerta ammontano a Euro 100.000.000. La data di emissione delle Obbligazioni, coincidente con la data di pagamento e con la data di godimento delle Obbligazioni stesse, è il 17 maggio 2022. La data di scadenza del prestito obbligazionario è il 17 maggio 2028.

ESTINZIONE ANTICIPATA DEL FINANZIAMENTO IN PROJECT FINANCING DA PARTE DELLA SOCIETA' NEW GREEN MOLISE DETENUTA DAL GRUPPO SECONDO ACCORDI DI JOINT VENTURE

In data 30 giugno 2022 la società New Green Molise detenuta in Joint Venture, ha provveduto ad estinguere il Project Financing in essere con il pool di banche. Contestualmente è stato chiuso anticipatamente il contratto di copertura (IRS) che insisteva sul finanziamento stesso, riclassificando gli effetti dalla riserva di cash flow hedge direttamente a conto economico. Al 30 giugno 2022 rimangono ancora in essere le garanzie sul finanziamento, come riportato alla nota 39 del bilancio consolidato semestrale abbreviato 2022.

INDICATORI ALTERNATIVI DI PERFORMANCE

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

• la determinazione degli Indicatori Alternativi di Performance utilizzati dall'Emittente non è disciplinata dagli IFRS e tali indicatori non devono essere considerati come misure alternative a quelle fornite dai prospetti di bilancio del Gruppo per la valutazione dell'andamento economico del Gruppo e della relativa posizione finanziaria;
• gli Indicatori Alternativi di Performance devono essere letti congiuntamente ai prospetti di bilancio del Gruppo;

• gli Indicatori Alternativi di Performance sono determinati (o ricavati) sulla base dei dati storici del Gruppo, risultanti dai Bilanci, dalla contabilità generale e gestionale, e di elaborazioni effettuale dal management, in accordo con quanto previsto dalle raccomandazioni contenute nel documento predisposto dall'ESMA, n. 1415 del 2015, così come recepite dalla Comunicazione CONSOB n. 0092543 del 3 dicembre 2015.
• gli Indicatori Alternativi di Performance non sono stati assoggettati ad alcuna attività di revisione e non devono essere interpretati come indicatori dell'andamento futuro del Gruppo;
• la modalità di determinazione degli Indicatori Alternativi di Performance, come precedentemente indicato, non è disciplinata dai principi contabili di riferimento per la predisposizione dei bilanci e quindi il criterio applicato dal Gruppo per la relativa determinazione potrebbe non essere omogeneo con quello adottato da altri gruppi; pertanto gli Indicatori Alternativi di Performance rappresentati dall'Emittente potrebbero non essere comparabili con quelli eventualmente presentati da altri gruppi.

Di seguito sono riportati gli indicatori alternativi di performance contenuti nella presente relazione finanziaria semestrale

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

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

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

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

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

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

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

ALERION CLEAN POWER IN BORSA

Al 30 giugno 2022 il prezzo di riferimento del titolo ALERION presenta una quotazione di 31,10 euro, in aumento di circa il 5% rispetto a quella al 31 dicembre 2021, quando risultava pari a 29,55 euro, dopo aver distribuito un dividendo pari a 0,44 euro per azione in data 25 maggio 2022.

Nel periodo in esame, i primi 6 mesi 2022, la quotazione del titolo Alerion si è attestata tra un minimo di 23,70 euro in apertura il 24 gennaio 2022 ed un massimo di 35,20 euro al 6 giugno 2022 come riportato nel grafico di seguito esposto relativo ai dati medi mensili consuntivati dal titolo nel semestre in esame:

Si riportano di seguito alcuni dati afferenti ai prezzi ed ai volumi del titolo ALERION relativi al periodo dei 6 mesi 2022.

Prezzo dell'azione	Euro
Prezzo di riferimento al 30/06/2022	31,10
Prezzo massimo (06/06/2022)	35,20
Prezzo minimo (24/01/2022)	23,70
Prezzo medio	29,19

La capitalizzazione di borsa al 30 giugno 2022 ammonta a circa 1.686 milioni di euro (1.602 milioni alla fine del 2021). Il numero medio di azioni in circolazione nel periodo è pari a 54.004.047.

Volumi scambiati	N. Azioni
Volume massimo (05/01/2022)	333.662
Volume minimo (23/06/2022)	6.137
Volume medio	61.913

SINTESI DEI RISULTATI

Dati economici (milioni di euro)	I Semestre 2022	I Semestre 2021
Ricavi	151,0	71,1
Margine Operativo Lordo (EBITDA)	126,0	58,8
Risultato Netto	44,7	20,2
Risultato Netto di Gruppo	43,1	19,6
Dati patrimoniali (milioni di euro)	30.06.2022	31.12.2021
Patrimonio Netto	264,0	231,6
Indebitamento Finanziario*	446,3	502,5
Indebitamento Finanziario* (esclusi derivati)	440,6	482,6
Dati Operativi	I Semestre 2022	I Semestre 2021
Potenza Lorda (MW)	821,6	750,8
Produzione di energia elettrica (GWh) (1)	679	634
Produzione di energia elettrica (GWh) - Impianti consolidati integralmente	609	568

(1) Impianti consolidati integralmente e in partecipazioni valutate con

il metodo del patrimonio netto

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

CRITERI DI REDAZIONE DEGLI SCHEMI RICLASSIFICATI

Si riporta qui di seguito la descrizione dei criteri adottati nella predisposizione del prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria consolidata e del conto economico consolidato riclassificati al 30 giugno 2022 inseriti e commentati rispettivamente nel successivo paragrafo "Andamento economico finanziario del Gruppo".

Prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria consolidata riclassificata al 30 giugno 2022

Le voci sono state riclassificate ed aggregate come segue:

Immobilizzazioni, tale voce si suddivide nelle seguenti sottovoci:

• Immobilizzazioni Immateriali: tale voce include: i) "Diritti e concessioni" per 182,9 milioni di euro, ii) "Costi di sviluppo" per 12,2 milioni di euro, iii) le voci "Brevetti ed opere d'ingegno" e "Altre immobilizzazioni immateriali", pari complessivamente a 0,3 milioni di euro, iv) Immobilizzazioni immateriali in corso" per 1,6 milioni di euro (nota "5").
• Immobilizzazioni Materiali: tale voce include: i) "Terreni" per 28,3 milioni di euro, i) "Fabbricati" per 4,8 milioni di euro, iii) "Impianti e macchinari" per 384,5 milioni di euro, iv) "Altri beni" per 1 milione di euro e v) "Immobilizzazioni in corso" per 109,7 milioni di euro, relativi a investimenti sui parchi eolici (nota "6").
• Immobilizzazioni Finanziarie: tale voce include il valore delle partecipazioni iscritte tra le attività finanziarie non correnti nella voce "Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto" per 55,5 milioni di euro (nota "7").
• Crediti Finanziari non Correnti: tale voce include il valore dei Crediti finanziari e delle altre attività finanziarie non correnti, per 8,5 milioni di euro (nota "8").

Altre attività e passività non finanziarie, la voce si riferisce a i)"Crediti commerciali" vantati sia nei confronti di imprese collegate che nei confronti di altre imprese per un ammontare complessivo pari a 25 milioni di euro (nota "11"), ii) "Attività per imposte anticipate" per 33 milioni di euro (nota "33"), iii) "Crediti tributari" (nota "12") e "Crediti vari e altre attività correnti" (nota "13") per complessivi 40,7 milioni di euro, iv) "Debiti commerciali" per un ammontare complessivo pari a 25,1 milioni di euro (nota "23"), v) "TFR e altri fondi relativi al personale" per 0,9 milioni di euro (nota "19"), vi) "Fondo imposte differite" per 39,3 milioni di euro (nota "33"), vii) "Fondi per rischi ed oneri futuri" per 58 milioni di euro (nota "20"), viii) "Debiti vari e altre passività non correnti" per 13,8 milioni di euro (nota "21"), ix) "Debiti Tributari" per 18,4 milioni di euro (nota "24"), x) "Debiti vari e altre passività correnti" per 35,8 milioni di euro (nota "25"), xi) Crediti vari e altre attività non correnti" (nota "9") per complessivi 1,2 milioni di euro, xii) Rimanenze" per complessivi 6,4 milioni di euro (nota "10"),

Liquidità, include la voce "Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti" per 296,5 milioni di euro (nota "15").

Altre attività e passività finanziarie, la voce include: i) "Crediti finanziari e altre attività finanziarie correnti" per 0,02 milione di euro (nota "14"); ii) "Passività finanziarie non correnti" per 683,8 milioni di euro (nota "17"); iii) "Passività finanziarie correnti" per 53,2 milioni di euro (nota "22"); e iv) "Strumenti derivati", classificati tra le attività e le passività correnti e non correnti, per un valore netto di 0,3 milioni di euro (nota "18").

Conto economico riclassificato consolidato al 30 giugno 2022 le voci sono state riclassificate ed aggregate come segue:

Ricavi, tale voce include i) ricavi da "Vendite di energia" e da "Vendite incentivi" per 148,4 milioni di euro, ii) "Altri ricavi e proventi diversi" pari a 2,6 milioni di euro (note "27" e "28").

Proventi (oneri) finanziari tale voce include i) il saldo netto da "Proventi (oneri) finanziari" per (8,3) milioni di euro (nota "31").

Imposte tale voce include i) il saldo netto da "Correnti" pari a 47,9 milioni di euro e, ii) "Differite" pari a 4,3 milioni di euro (nota "33").

ANDAMENTO ECONOMICO-FINANZIARIO DEL GRUPPO

Nel primo semestre del 2022, il contesto macroeconomico è stato sensibilmente influenzato dalla crisi geopolitica in atto, con un'accresciuta incertezza sul proseguimento della ripresa globale resa possibile dalla diffusione dei vaccini contro il COVID-19. I primi sei mesi del 2022, riprendendo quanto già era in corso nell'ultima parte del 2021, hanno espresso una significativa crescita dei prezzi di mercato delle materie prime, quali il gas e il carbone, con un impatto diretto sul prezzo dell'energia elettrica. Nel corso del semestre in diversi Paesi europei si è fatto ricorso a politiche di contenimento dei prezzi dell'energia elettrica per i consumatori finali, attraverso l'adozione di misure penalizzanti per le società operanti nel settore della generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili.

L'andamento economico gestionale del primo semestre 2022 è stato caratterizzato da una produzione elettrica degli impianti consolidati integralmente pari a 609 GWh, in aumento rispetto alla produzione registrata nel primo semestre 2021, pari a 568 GWh. L'incremento è dovuto ad una maggiore produzione di energia elettrica rispetto allo stesso periodo del 2021 ed all'entrata in esercizio nell'ultima parte del semestre dei nuovi impianti eolici in Italia e di quelli fotovoltaici in Romania. Il suddetto aumento della capacità lorda da 750,8 MW a 821,6 MW rispetto allo stesso periodo del 2021 è da ricondursi interamente alla variazione del perimetro degli impianti operativi per effetto dell'entrata in esercizio dei parchi eolici siti nel comune di Ortanova e dei parchi fotovoltaici recentemente completati in Romania.

(Valori in Milioni di Euro)	I Semestre	I Semestre
	2022	2021
Ricavi operativi	148,4	66,0
Altri ricavi	2,6	5,1
Ricavi	151,0	71,1
Costo delle risorse umane	(2,4)	(1,5)
Altri costi operativi	(29,3)	(15,4)
Costi operativi	(31,7)	(16,9)
Risultati di partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	6,7	4,6
Margine Operativo Lordo (EBITDA)	126,0	58,8
Ammortamenti e svalutazioni	(20,8)	(20,6)
Risultato Operativo (EBIT)	105,2	38,2
Proventi (oneri) finanziari	(8,3)	(9,1)
Risultato ante imposte (EBT)	96,9	29,1
Imposte	(52,2)	(8,9)
Risultato Netto	44,7	20,2
Utile (Perdita) di competenza di terzi	1,6	0,6
Risultato Netto di Gruppo	43,1	19,6

I Ricavi del primo semestre 2022 ammontano a 151 milioni di euro (71,1 milioni di euro nel primo semestre 2021) più che raddoppiati rispetto al periodo precedente. In particolare, i Ricavi operativi sono pari a 148,4 milioni di euro, in sensibile aumento rispetto ai 66 milioni di euro consuntivati nello stesso periodo del 2021 come conseguenza del forte aumento dei prezzi di vendita dell'energia elettrica rilevato nel corso del periodo in esame e in minima parte per l'entrata in funzione dei nuovi impianti, come già precedentemente illustrato.

I Ricavi Operativi includono gli effetti delle coperture sull'andamento del prezzo dell'energia elettrica sottoscritte su parte della produzione del primo semestre 2022 al fine di ridurre il rischio di volatilità dei prezzi. Tali contratti di copertura in linea con le prassi di settore hanno comportato un effetto correttivo imputato a diretta diminuzione dei ricavi derivanti dalle vendite di energia elettrica pari a 12,2 milioni di euro per il primo semestre dell'esercizio.

Il forte incremento dei ricavi operativi come riportato in precedenza riflette l'aumento dei prezzi legati alle vendite di energia elettrica, che ha caratterizzato i mercati già a partire dagli ultimi mesi del 2021. L'aumento dei prezzi dell'energia elettrica ha più che compensato la diminuzione del valore unitario degli incentivi per gli impianti eolici incentivati secondo la Tariffa incentivante (FIP) ex "certificati verdi" pari a 42,9 euro per MWh, rispetto ai 109,4 euro per MWh del 2021.

Si riporta di seguito un dettaglio dei prezzi zonali medi e del PUN relativi al territorio italiano per il primo semestre 2022 e quello 2021:

Scenario Prezzi Italia (Euro/Mwh)
Italia	I semestre 2022	I semestre 2021	∆	∆ %
PUN - Prezzo di riferimento elettricità Italia	249,1	67,0	182,1	73%
Prezzo energia elettrica zona Nord	251,1	66,7	184,4	73%
Prezzo energia elettrica zona Centro Nord	250,8	66,5	184,3	73%
Prezzo energia elettrica zona Centro-Sud	245,6	66,8	178,8	73%
Prezzo energia elettrica zona Sud	242,8	66,2	176,6	73%
Prezzo energia elettrica Sardegna	245,5	65,7	179,8	73%
Prezzo energia elettrica Sicilia	246,4	70,7	175,6	71%
Tariffa incentivante (ex Certificati verdi) - Italia	42,9	109,4	(66,5)	-155%
Prezzo energia elettrica Spagna	205,6	58,3	147,3	72%
Prezzo energia elettrica Romania	219,1	89,5	129,6	59%

Con la Deliberazione 26/2022/R/efr del 25 gennaio 2022 l'Autorità di Regolazione per l'Energia, Reti e Ambiente ("Arera") ha reso noto, ai fini della determinazione del valore della tariffa incentivante 2022 (FIP 2022), il valore medio annuo registrato nel 2021 del prezzo di cessione dell'energia elettrica, pari a 125,06 €/MWh. Pertanto, il valore degli incentivi 2022, pari al 78% della differenza fra 180 Euro/MWh e il valore medio annuo del prezzo di cessione dell'energia elettrica dell'anno precedente, è pari a 42,9 €/MWh. In base alle procedure del GSE, tali incentivi vengono erogati dal GSE su base mensile entro il secondo mese successivo a quello di competenza, di seguito la tabella riepilogativa dei prezzi medi degli incentivi per gli anni 2020, 2021 e 2022:

Nel 2022 il prezzo medio di cessione per gli impianti eolici consolidati integralmente è stato pari a 283 euro per MWh, rispetto a 170 euro per MWh del medesimo periodo del 2021. In particolare:

Prezzo medio di vendita degli impianti consolidati integralmente
Italia	I semestre 2022	I semestre 2021	∆	∆ %
Prezzo medio EE	240,1	60,6	179,5	75%
Prezzo medio Incentivi	42,9	109,4	(66,5)	-155%

• il prezzo medio di cessione dell'energia elettrica nel 2022 per gli impianti consolidati integralmente è stato pari a 240,1 euro per MWh, rispetto a 60,6 euro per MWh del medesimo periodo del 2021;

• il prezzo medio degli incentivi nel 2022 è stato pari a 42,9 euro per MWh (109,4 euro per MWh nel medesimo periodo del 2021).

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

Gli Altri Ricavi sono pari a 2,6 milioni di euro (5,1 milioni di euro nel primo semestre 2021) e si riferiscono a principalmente a consulenze amministrative e tecniche rese nei confronti di società terze e di società consolidate con il metodo del patrimonio netto. Nel primo semestre dell'esercizio precedente, la voce recepiva gli effetti del cambiamento di stima adottato per la contabilizzazione dei fondi rischi a fronte dei futuri costi di smantellamento degli impianti operativi, sulla base di perizie tecniche redatte da esperti del settore, che aveva comportato l'iscrizione di un provento a conto economico per un ammontare complessivo pari a 2,8 milioni di euro.

Vengono di seguito riportati i dati della produzione di energia elettrica dei parchi eolici operativi del Gruppo validi per il periodo del primo semestre 2022:

Sito	Potenza Lorda (MW)	Potenza Consolidata (MW)	Produzione consolidata (MWh)
Impianti Società Controllate (consolidate integralmente)			I Semestre 2021	I Semestre 2022
Impianti eolici operativi Italia suddivisi per zona
Nord	19,8	19,8	22.164	25.335
Centro Sud	116,3	116,3	123.289	120.803
Sud	194,2	194,2	110.177	136.374
Sicilia	164,2	164,2	118.510	131.840
Sardegna	130,6	130,6	131.636	127.321
Totale	625,0	625,0	505.776	541.673
Impianti operativi Estero
Spagna	36,0	36,0	48.797	48.782
Bulgaria	12,0	12,0	13.341	16.596
Romania	8,9	8,9	0	2.104
Totale	56,9	56,9	62.138	67.482
Totale impianti Società Controllate	681,9	681,9	567.914	609.155

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

	751,1	633.767	678.711
			69.556
			11.272
100,0	49,6	47.651	51.871
15,0	7,5	6.543	6.413
	24,7 139,7	12,1 69,2	11.659 65.853

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

Il Margine operativo lordo (EBITDA) del primo semestre 2022 è pari a 126 milioni di euro, in aumento più del doppio rispetto all'analogo periodo del 2021 (pari a 58,8 milioni di euro) e riflette il già commentato forte aumento dei ricavi operativi derivante dall'incremento dei prezzi di vendita dell'energia elettrica verificatosi nel periodo in esame.

Si evidenzia che l'EBITDA del primo semestre 2022 registra un aggravio stimato pari a circa 13,4 milioni euro a fronte dell'applicazione delle misure straordinarie introdotte dal governo italiano nel corso del periodo in esame. In particolare, l'EBITDA include: i) gli effetti relativi al cosiddetto "Sostegni-ter" (DECRETO-LEGGE N.4 del 27 gennaio 2022) negativi per circa 10 milioni di euro e ii) quelli relativi al cosiddetto decreto "Taglia prezzi" (DECRETO-LEGGE N. 21 del 21 marzo 2022 "Misure urgenti per contrastare gli effetti economici e umanitari della crisi ucraina", successivamente "Decreto Aiuti"), negativi per 3,4 milioni di euro, che a livello di EBITDA sono

rilevati pro-quota nel risultato delle società valutate al patrimonio netto, per effetto delle maggiori imposte correnti rilevate nelle suddette società. A tal proposito si evidenzia che al 30 giugno 2022 il risultato delle società consolidate con il metodo del patrimonio netto, incluso nel Margine Operativo Lordo, è pari a 6,7 milioni di euro in aumento rispetto al primo semestre 2021 quando misurava 4,6 milioni di euro.

Si evidenzia inoltre che nel corso del semestre è aumentata significativamente la struttura organizzativa del Gruppo, con un conseguente aumento del costo del personale. In particolare, il personale del Gruppo al 30 giugno 2022 si compone di 114 dipendenti, di cui circa il 15% impegnato nelle società del Gruppo con sede all'estero, registrando un incremento di 68 unità rispetto al 31 dicembre 2021.

La forte crescita della struttura organizzativa rilevata nel semestre è riferibile soprattutto all'internalizzazione delle attività di gestione e manutenzione degli impianti operativi, tramite l'acquisizione della società Alerion Service S.r.l, e al processo di continua espansione delle attività del Gruppo sia in Italia sia all'estero.

Il Risultato Operativo del primo semestre 2022 è pari a 105,2 milioni di euro (38,2 milioni di euro nel primo semestre 2021), dopo ammortamenti e svalutazioni per 20,8 milioni di euro

Il Risultato ante imposte è pari a 96,9 milioni di euro, in aumento rispetto al primo semestre 2021 quando era pari a 29,1 milioni di euro, in considerazione dei già commentati risultati operativi ed i minori oneri finanziari, che si riducono a seguito del pieno contributo delle operazioni di rifinanziamento completate nell'ultima parte del 2021 e nel corso del primo semestre 2021.

Il Risultato Netto del primo semestre 2022 è pari a 44,7 milioni di euro, in forte aumento rispetto ai 20,2 milioni di euro registrati nel primo semestre 2021, dopo imposte di periodo per circa 52,2 milioni di euro (pari a 8,9 milioni di euro nel primo semestre 2021). Tali imposte includono 25,9 milioni di euro derivanti dagli effetti delle misure adottate dal Governo con l'art. 37 del Decreto Legge n. 21 del 21 marzo 2022 (cosiddetto "Decreto Taglia Prezzi") modificato poi con il con il Decreto Legge n. 50 del 17 maggio 2022 (cosiddetto "Decreto Aiuti") che ha introdotto il contributo a titolo di prelievo solidaristico straordinario (cosiddetto "Prelievo sugli extra-profitti") a carico delle società che operano nel settore energetico.

Il Risultato Netto di Gruppo del primo semestre 2022 è pari a 43,1 milioni di euro (pari a 19,6 milioni di euro nel primo semestre 2021).

Il Risultato Netto di Terzi del primo semestre 2022 è pari a 1,6 milioni di euro (in aumento rispetto al dato al 30 giugno 2021, pari a 0,6 milioni di euro).

Risultati patrimoniali e finanziari

CONSOLIDATO ALERION - Prospetto della Situazione Patrimoniale-Finanziaria riclassificata

(valori in milioni di euro)

	30.06.2022	31.12.2021
Immobilizzazioni Immateriali	197,0	201,3
Immobilizzazioni Materiali	528,5	490,5
Immobilizzazioni Finanziarie	55,5	61,6
Crediti finanziari non correnti	13,9	7,2
Immobilizzazioni	794,9	760,6
Altre attività e passività non finanziarie	(84,6)	(26,5)
CAPITALE INVESTITO NETTO	710,3	734,1
Patrimonio netto di Gruppo	258,3	227,1
Patrimonio netto di Terzi	5,7	4,5
Patrimonio Netto	264,0	231,6
Liquidità	296,5	123,6
Altre attività e passività finanziarie	(742,8)	(626,1)
Indebitamento finanziario *	(446,3)	(502,5)
PATRIMONIO NETTO + INDEBITAMENTO FINANZIARIO*	710,3	734,1

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

Area di Consolidamento

Le variazioni intervenute nell'area di consolidamento rispetto al 31 dicembre 2021 non hanno avuto un impatto significativo sulla situazione economica finanziaria del gruppo nel corso del primo semestre 2022. Si segnala principalmente l'acquisizione della società Alerion Service S.r.l. in data 14 aprile 2022 direttamente da parte del socio di maggioranza. La società Alerion Service S.r.l. è titolare delle attività di gestione e manutenzione dei parchi eolici del Gruppo attraverso accordi e contratti stipulati con le società operative secondo le prassi di settore, la nuova acquisizione ha apportato un significativo incremento alla voce rimanenze ed un sensibile incremento nel numero dei dipendenti che al 30 giugno 2022 raggiunge le 114 unità rispetto alle 46 unità di inizio periodo.

Le Immobilizzazioni Materiali e Immateriali al 30 giugno 2022 sono pari a 725,5 milioni di euro (691,8 milioni di euro al 31 dicembre 2021). Le immobilizzazioni risultano in aumento rispetto al valore al 31 dicembre 2021 per 33,7 milioni di euro dopo ammortamenti complessivamente pari a 20,8 milioni di euro. L'incremento è relativo ai maggiori investimenti realizzati nel corso del 2022 principalmente in Italia e in Romania.

Si segnala che la voce "Altre Attività e Passività non finanziarie" include al 30 giugno 2022 crediti per la vendita di energia elettrica e Incentivi per un totale di 19,7 milioni di euro (21,5 milioni di euro al 31 dicembre 2021). In particolare, i crediti da tariffa incentivante nei confronti del Gestore dei Servizi Energetici (GSE), sono pari a 3,6 milioni di euro (14,6 milioni di euro al 31 dicembre 2021).

Il Patrimonio Netto di Gruppo al 30 giugno 2022 è pari a 258,3 milioni di euro, in aumento di 31,2 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2021 quando risultava paria a 227,1 milioni di euro. La variazione è principalmente conseguente: i) alla quota attribuibile al Gruppo dell'utile netto di periodo pari a 43,1 milioni di euro; ii) alla variazione positiva del fair value degli strumenti derivati su finanziamenti bancari in project financing e degli strumenti derivati commodity swap

sul prezzo di vendita dell'energia elettrica, al netto dell'effetto fiscale, per 15,3 milioni di euro, iii) ad altre variazioni per 3,4 milioni di euro relative principalmente alla recente acquisizione della società Alerion service S.r.l. direttamente dal socio di maggioranza iv) alla distribuzione di dividendi per 23,8 milioni di euro, come da delibera del 22 aprile 2022.

L'Indebitamento Finanziario al 30 giugno 2022 è pari a 446,3 milioni di euro, in diminuzione di 56,2 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2021 quando risultava pari a 502,5 milioni euro, la variazione riflette sia gli investimenti effettuati nel semestre in Romania e Italia, come previsto nel piano comunicato al mercato all'inizio del periodo, sia l'ottima performance in termini di cash flow operativo generata dal forte incremento dei prezzi dell'energia elettrica. Si fornisce di seguito il dettaglio dell'indebitamento finanziario al 30 giugno 2022 e al 31 dicembre 2021:

CONSOLIDATO ALERION - Indebitamento finanziario

	30.06.2022	31.12.2021
Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti
Mezzi equivalenti a disponibilità liquide	296,5	123,6
Totale cassa e altre disponibilità liquide equivalenti	296,5	123,6
Crediti finanziari e altre attività finanziarie correnti	0,2	0,5
Liquidità	296,7	124,1
Passività finanziarie correnti
Debito corrente per linee bancarie	(15,1)	(19,0)
Debiti correnti per strumenti derivati	(5,2)	(15,8)
Debito finanziario corrente	(20,3)	(34,8)
Debito corrente per finanziamenti bancari e in project financing	(29,7)	(25,9)
Debiti correnti per Lease	(1,3)	(1,2)
Debiti correnti per Lease Finanziari	-	(5,3)
Debiti correnti per strumenti derivati	(0,7)	(1,1)
Debito corrente verso Obbligazionisti	(6,7)	(1,0)
Debito corrente verso altri finanziatori	(0,5)	(0,3)
Parte corrente del debito finanziario non corrente	(38,9)	(34,8)
Indebitamento finanziario corrente	(59,2)	(69,6)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO CORRENTE NETTO	237,5	54,5
Passività finanziarie non correnti
Debito non corrente per finanziamenti bancari e in project financing	(158,0)	(106,9)
Debito non corrente verso altri finanziatori	(11,5)	(12,2)
Debiti non correnti per Lease	(19,4)	(19,8)
Debiti non correnti per Lease Finanziari	-	(19,2)
Debiti non correnti per strumenti derivati	-	(3,0)
Debito finanziario non corrente	(188,9)	(161,1)
Debito non corrente verso Obbligazionisti	(494,9)	(395,9)
Strumenti di debito	(494,9)	(395,9)
Debiti commerciali e altri debiti non correnti	-	-
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NON CORRENTE	(683,8)	(557,0)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO*	(446,3)	(502,5)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO (esclusi i Derivati)	(440,6)	(482,6)
Crediti finanziari e altre attività finanziarie non correnti	8,5	7,2
Crediti finanziari non correnti per strumenti derivati	5,4	-
INDEBITAMENTO FINANZIARIO CONTABILE	(432,4)	(495,3)

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

Per il prospetto dell'indebitamento finanziario esposto sulla base del nuovo schema previsto dall'orientamento ESMA 32-232-1138 del 4 marzo 2021, si faccia invece riferimento alla nota "27".

La variazione dell'Indebitamento Finanziario riflette principalmente quindi: i) i flussi di cassa generati dalla gestione operativa pari a circa 126,5 milioni di euro; ii) i flussi di cassa assorbiti dall'attività di investimento pari complessivamente a circa 57,7 milioni di euro relativi

principalmente agli investimenti effettuati in Romania e in Italia iii) la spesa per gli oneri finanziari netti del periodo e la variazione del fair value degli strumenti derivati complessivamente pari a 3,7 milioni di euro iv) i dividendi ricevuti dalle società partecipate valutate con il metodo del patrimonio netto pari a 8,3 milioni di euro e v) i dividendi corrisposti nel periodo per 24,6 milioni di euro.

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

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

(valori in milioni di euro )
	I Semestre	I Semestre
	2022	2021
Flussi di cassa generati dalla gestione operativa	126,5	52,1
Flussi di cassa assorbiti dall'attività di investimento	(57,7)	(24,4)
Oneri finanziari netti del periodo e la variazione del fair value degli
strumenti derivati	3,7	(21,7)
Dividendi ricevuti dalle società le cui partecipazioni sono valutate con il
metodo del patrimonio netto	8,3	1,3
Dividendi liquidati	(24,6)	(15,3)
Variazione dell'Indebitamento finanziario*	56,2	(8,0)
Indebitamento finanziario* all'inizio periodo	(502,5)	(491,0)
		(499,0)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO* A FINE PERIODO	(446,3)

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

La leva finanziaria ("leverage"), espressa come rapporto tra indebitamento finanziario netto e capitale investito netto, al 30 giugno 2022 è pari al 62,8% (68,5% al 31 dicembre 2021).

L'Indebitamento Finanziario (esclusi derivati) al 30 giugno 2022, è pari a 440,6 milioni di euro (482,6 milioni di euro al 31 dicembre 2021).

Le Disponibilità Liquide del Gruppo sono pari a 296,5 milioni di euro al 30 giugno 2022, in aumento di 172,9 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2021 quando risultavano pari a 123,6 milioni di euro. Le principali variazioni del periodo comprendono la sottoscrizione di alcuni finanziamenti in project financing in capo rispettivamente alle società progetto Enermac S.r.l., Naonis wind S.r.l. oltre al rifinanziamento dei contratti di leasing che insistevano sul parco eolico di Regalbuto, tali operazioni hanno permesso al gruppo di rientrare della liquidità precedentemente investita. Si evidenzia tra le variazioni intervenute anche l'avvenuta emissione in data 17 maggio 2022 di un nuovo prestito obbligazionario con scadenza 2028 al tasso nominale fisso del 3,5%.

L'Indebitamento finanziario corrente al 30 giugno 2022, comprensivo dei debiti per strumenti derivati per la quota corrente, è pari a 59,2 milioni di euro, in diminuzione di 10,4 milioni di euro rispetto al valore del 31 dicembre 2021, in cui era pari a 69,6 milioni di euro. La variazione è riconducibile principalmente i) alla già menzionata sottoscrizione dei finanziamenti in project financing in capo alle società Enermac S.r.l., Naonis Wind S.r.l. e Anemos wind S.r.l.e dalla nuova emissione obbligazionaria del Gruppo a maggio 2022, ii) dal decremento degli affidamenti utilizzati dalla controllante Alerion Clean Power per 3,9 milioni di euro nel periodo e

dalla variazione del fair value degli strumenti derivati iscritti tra le passività finanziarie correnti in aumento per 10,6 milioni di euro.

L'Indebitamento finanziario non corrente al 30 giugno 2022, comprensivo dei debiti per strumenti derivati per la quota non corrente, è pari a 683,8 milioni di euro (557 milioni di euro al 31 dicembre 2021) ed includono (i) il debito verso obbligazionisti per 494,9 milioni di euro composto dal valore prestito obbligazionario 2019-2025 sottoscritto il 12 dicembre 2019, pari a 200 milioni di euro, al netto dei costi accessori residui pari a 2 milioni di euro, al prestito obbligazionario 2021-2027 sottoscritto il 3 novembre 2021, pari a 200 milioni di euro, al netto dei costi accessori residui pari a 1,7 milioni di euro, e dalla nuova emissione avvenuta in data 17 maggio 2022 per nominali 100 milioni di euro al netto dei costi accessori di 1,4 milioni di euro (ii) le quote a medio lungo termine dei finanziamenti in project financing, pari a 158 milioni di euro, diminuite per le rate scadute al 30 giugno 2022, (iii) la quota a medio lungo termine delle passività finanziarie per leasing in linea con quanto previsto dal principio contabile "IFRS 16 – LEASES" per 19,4 milioni di euro.

I Crediti Finanziari e le altre attività finanziarie non correnti al 30 giugno 2022 sono pari a 13,9 milioni di euro, in aumento rispetto al 31 dicembre 2021 per 6,7 milioni di euro, e si riferiscono principalmente ai crediti finanziari verso società consolidate con il metodo del patrimonio netto e ai crediti per strumenti derivati rilevati in seguito alla variazione positiva del fair value degli stessi nel corso del semestre.

Per i termini e le condizioni relativi ai rapporti con parti correlate si rimanda alla nota "Dettaglio dei rapporti con parti correlate e infragruppo al 30 giugno 2022".

QUADRO NORMATIVO DI RIFERIMENTO

Nel seguito sono illustrati i provvedimenti di maggior rilievo che hanno caratterizzato il quadro normativo di riferimento per il settore nel corso del primo semestre 2022.

Tariffa incentivante (FIP) ex "certificati verdi"

Con la Deliberazione 22/2021/R/EFR del 25 gennaio 2022 l'Autorità di Regolazione per l'Energia, Reti e Ambiente ("Arera") ha reso noto, ai fini della determinazione del valore della tariffa incentivante 2022 (FIP 2022), il valore medio annuo registrato nel 2021 del prezzo di cessione dell'energia elettrica, pari a 125,06 €/MWh. Pertanto, il valore degli incentivi 2022, pari al 78% della differenza fra 180 Euro/MWh e il valore medio annuo del prezzo di cessione dell'energia elettrica dell'anno precedente, è pari a 42,9 €/MWh. In base alle procedure del GSE, tali incentivi vengono erogati dal GSE su base mensile entro il secondo mese successivo a quello di competenza.

Nuovi obiettivi europei al 2030 per fonti rinnovabili ed efficienza energetica

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

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

Nella Gazzetta Ufficiale del 27 gennaio 2022 è stato pubblicato ed è entrato in vigore il Decreto-Legge 27 gennaio 2022, n. 4, cosiddetto "Sostegni-ter", recante "Misure urgenti in materia di sostegno alle imprese e agli operatori economici, di lavoro, salute e servizi territoriali, connesse all'emergenza da COVID-19, nonché per il contenimento degli effetti degli aumenti dei prezzi nel settore elettrico". Il Decreto prevede un meccanismo a due vie della remunerazione relativa alla vendita dell'energia elettrica, attraverso il versamento al GSE della differenza tra il "prezzo di riferimento" (contenuto direttamente nella tabella allegata al decreto) e il "prezzo di mercato" (sostanzialmente pari al prezzo zonale orario di

mercato dell'energia elettrica, ovvero, per i contratti di fornitura stipulati prima del 27 gennaio 2022 che non sono esclusi dall'ambito applicativo della norma, al prezzo indicato nei contratti medesimi) procedendo poi a erogare (in caso di differenza positiva) o richiedere (in caso di differenza negativa) al produttore l'importo corrispondente. La norma si applica a: i) impianti fotovoltaici di potenza superiore a 20 kW che beneficiano di premi fissi derivanti dal meccanismo del Conto Energia, non dipendenti dai prezzi di mercato; ii)impianti di potenza superiore a 20 kW alimentati da fonte solare, idroelettrica, geotermoelettrica ed eolica che non accedono a meccanismi di incentivazione, entrati in esercizio in data antecedente al 1° gennaio 2010.

Le modalità di attuazione delle disposizioni in esame sono state rimesse ad un apposito provvedimento dell'ARERA (Deliberazione del 21 giugno 2022 266/2022/R/EEL).

Decreto-Legge 21 marzo 2022, n. 21 ("Decreto Ucraina bis"), Articolo 37

L'Articolo 37 del Decreto-Legge 21 marzo 2022, n. 21 ("Decreto Ucraina bis"), come modificato dall'art. 55, comma 1, lett. e), D.L. n. 50/2022 ha introdotto un "contributo a titolo di prelievo solidaristico straordinario", applicabile per tutti gli operatori della filiera energetica (inclusi i produttori) in caso di profitti (rectius, ricavi) conseguiti nel periodo compreso tra 1° ottobre 2021 al 30 aprile 2022 superiori alla soglia fissata dalla medesima norma. La base imponibile del contributo solidaristico straordinario è costituita dall'incremento del saldo tra le operazioni attive e le operazioni passive, riferito al periodo dal 1° ottobre 2021 al 30 aprile 2022 rispetto al saldo del periodo dal 1° ottobre 2020 al 30 aprile 2021. Il contributo si applica (come previsto dal D.L. n. 50/2022) nella misura del 25% nei casi in cui il suddetto incremento sia superiore a euro 5 milioni e non è dovuto se l'incremento è inferiore al 10%.

La norma rinvia, poi, ad un apposito provvedimento del direttore dell'Agenzia delle Entrate, sentita l'ARERA, per la definizione degli adempimenti, anche dichiarativi, e delle modalità di versamento del contributo, comunque non deducibile ai fini delle imposte sui redditi e dell'imposta regionale sulle attività produttive.

Quadro normativo Spagnolo

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

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

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

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

PRINCIPALI RISCHI E INCERTEZZE

Per la gestione dei rischi finanziari si rimanda al paragrafo "Politica di gestione del rischio finanziario" contenuto nelle Note Esplicative, in cui vengono illustrate le attività del Gruppo in merito alla gestione dei rischi finanziari. Si segnala

che la presente relazione non comprende tutte le informazioni integrative richieste dal bilancio annuale, si rimanda, pertanto, alla relazione finanziaria annuale al 31 dicembre 2021 per una più completa ed esaustiva esposizione dei principali rischi ed incertezze.

Rischi connessi alla pandemia da Coronavirus (COVID-19) e al conflitto in Ucraina

Nel corso del primo semestre 2022 continua a perdurare l'emergenza di sanità pubblica di rilevanza internazionale Covid-19: in tale contesto il Gruppo ha continuato a mettere in atto tutte le azioni ritenute necessarie a garantire da un lato la salute dei propri dipendenti e dall'altro la continuità operativa dei propri assets in condizioni di sicurezza.

Il bilancio consolidato è redatto sul presupposto della continuità aziendale. Il Gruppo, infatti, ha valutato che, pur nel contesto di generale incertezza e volatilità dei mercati finanziari connesso sia alla pandemia da COVID-19, sia in considerazione del conflitto tra Ucraina e Russia che ha ulteriormente aumento il livello di incertezza sui mercati internazionali anche per la difficile lettura dello dinamiche geopolitiche attualmente in corso, non sussistono significative incertezze (come definite dal par. 24 del Principio IAS 1) sulla continuità aziendale, non avendo la gestione operativa del Gruppo risentito di tali fenomeni ed essendo la produzione di energia elettrica un'attività di pubblica utilità, per tale motivo non soggetta a riduzione dell'operatività.

Si precisa inoltre che il Gruppo non prevede riflessi negativi sulla gestione operativa delle proprie attività derivanti dall'attuale conflitto bellico in Ucraina.

Rischi connessi al contesto normativo e regolamentare

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

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

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

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

Rischi connessi alla ciclicità della produzione e al climate change

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

In particolare, la produzione di energia elettrica da fonte eolica, essendo legata a fattori climatici "non programmabili" è caratterizzata nell'arco dell'anno da fenomeni di stagionalità che rendono discontinua la produzione di energia. Eventuali condizioni climatiche avverse e, in particolare, l'eventuale perdurare di una situazione di scarsa ventosità per gli impianti eolici anche rispetto alle misurazioni effettuate in fase di sviluppo (circa la disponibilità della fonte e le previsioni relative alle condizioni climatiche), potrebbero determinare sfasamenti temporali e la riduzione o l'interruzione delle attività degli impianti, comportando una flessione o un incremento tempo per tempo dei volumi di energia elettrica prodotti, con conseguenti effetti di breve periodo sull'attività e sulla situazione economica, patrimoniale e/o finanziaria del Gruppo.

Il Gruppo Alerion contiene tale rischio pianificando l'installazione di nuovi siti in zone geografiche diversificate, monitorando l'andamento dei dati anemometrici per migliorare l'attività di forecasting meteorologico e programmando i fermi impianto in funzione dei periodi di minore ventosità. Il Gruppo Alerion contiene gli eventuali rischi di danneggiamento degli impianti dovuti a eventi atmosferici avversi non controllabili né programmabili tramite la stipula di polizze assicurative e di contratti di manutenzione.

Rischi connessi ai crediti per la vendita di energia elettrica

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

rischio che le società di trading a cui viene ceduta l'energia elettrica prodotta di parchi eolici detenuti dalle SPV non corrispondano puntualmente o tempestivamente i corrispettivi dovuti; al 30 giugno 2022 i crediti nei confronti delle società di trading attraverso cui il Gruppo operano erano pari a 16,1 milioni di euro.

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

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

Tutti i parchi eolici del Gruppo ad eccezione dei parchi eolici di Albanella, Agrigento, Ricigliano e gli impianti in Bulgaria godono di una tariffa incentivante e, per i sei mesi conclusi al 30 giugno 2022, il 11% dei ricavi operativi del Gruppo era riconducibile ai programmi di incentivazione nazionale. Qualora per qualsiasi ragione uno o più parchi eolici del Gruppo sia oggetto di provvedimenti di decadenza ovvero di decurtazione da parte del GSE degli incentivi ovvero si verifichi, per qualsiasi motivazione, un ritardo da parte del GSE nella corresponsione degli importi dovuti, il Gruppo potrebbe subire diminuzioni, anche significative, dei propri ricavi. Il ritardo nel pagamento, il venir meno o la diminuzione degli incentivi, anche per ragioni esterne al Gruppo, potrebbe inoltre far sorgere in capo all'Emittente l'obbligo di effettuare contribuzioni, anche di importo significativo, nelle proprie società controllate, così da evitare la violazione dei covenants finanziari e di ulteriori previsioni contenute nei contratti di finanziamento di cui le stesse sono parte.

Rischio di credito

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

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

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

Rischio di liquidità

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

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

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

Per le società operative, l'attività di gestione finanziaria del Gruppo è accentrata presso Alerion Clean Power S.p.A. che ha negoziato le linee di finanziamento per conto delle proprie consociate nella forma del project financing per far fronte alle necessità finanziarie legate alla realizzazione dei progetti di investimento nel settore della produzione di energia da fonte rinnovabile, in particolare nel settore eolico, nonché linee di credito a breve da primari istituti di credito. La Capogruppo, inoltre, può concedere finanziamenti a società partecipate, a supporto dei piani di sviluppo delle stesse e conformemente ai propri obiettivi di ritorno degli investimenti di portafoglio e che sono postergati rispetto al rimborso dei finanziamenti bancari in project financing a medio-lungo termine, ove presenti.

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

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

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

Termini e condizioni delle transazioni infragruppo

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

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

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

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

Fatti di rilievo avvenuti dopo il 30 giugno 2022

Non si rilevano eventi di rilievo dopo la chiusura del primo semestre 2022.

Prevedibile evoluzione della gestione

Nel corso del secondo semestre del 2022 Alerion proseguirà nell'implementazione del programma di investimenti in Italia e all'estero.

In particolare, nell'ambito del percorso di sviluppo all'estero, a luglio 2022 Alerion, attraverso la propria controllata Alerion UK Ltd, ha avviato l'attività di sviluppo in Gran Bretagna e Irlanda di nuovi impianti eolici, sia onshore sia offshore.

Si precisa inoltre che il Gruppo non prevede riflessi negativi sulla gestione operativa delle proprie attività derivanti dall'attuale conflitto bellico in Ucraina.

ALTRE INFORMAZIONI

Corporate Governance

Il Gruppo Alerion aderisce e si conforma al Codice di Autodisciplina delle società quotate approvato nel dicembre 2011 in ultimo aggiornato a luglio 2018 dal Comitato per la Corporate Governance e promosso da Borsa Italiana S.p.A., con le integrazioni e gli adeguamenti conseguenti alle caratteristiche del Gruppo.

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

Distribuzione dividendi

Si segnala che l'Assemblea degli Azionisti di Alerion, tenutasi in data 22 aprile 2022, ha approvato la proposta di distribuzione di un dividendo da erogare con pagamento a partire dal 25 maggio 2022 con stacco in data 23 maggio 2022 della cedola n. 11, tramite l'utilizzo parziale di riserve, di euro 0,44 per ogni azione ordinaria in circolazione (al netto delle azioni proprie), al lordo o al netto delle ritenute fiscali a seconda del regime fiscale applicabile. Il pagamento del dividendo, per un importo complessivo pari a 23,8 milioni di euro, è avvenuto nei termini e con le modalità stabilite dall'Assemblea.

Attività di direzione e coordinamento

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

Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario

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

Azioni proprie e azioni di società controllanti

Si informa che al 30 giugno 2022 la Società detiene n. 225.356 azioni proprie. Il numero è inalterato rispetto alla chiusura del 2021 e sono corrispondenti al 0,4156% del capitale sociale. Nell'ambito dell'autorizzazione all'acquisto deliberata dall'Assemblea degli Azionisti in data 22 aprile 2022, alla data del 29 luglio 2022 non sono state acquistate ulteriori azioni proprie.

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

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

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

Si segnala che il Consiglio di Amministrazione di Alerion Clean Power S.p.A. in data 30 gennaio 2013 ha deliberato di avvalersi della facoltà di derogare agli obblighi di pubblicazione dei documenti informativi prescritti in occasione di operazioni significative di fusione, scissione, aumento di capitale mediante conferimento di beni in natura, acquisizioni e cessioni.

Informazioni attinenti al personale

I dipendenti del Gruppo al 30 giugno 2022 risultano pari a 114 unità. Di seguito si riporta il dettaglio della composizione:

	Consistenza al 31.12.2021	Incrementi	Decrementi	Consistenza al 30.06.22	Consistenza media del periodo
Dirigenti Quadri e Impiegati	2 44	1 31	0 (9)	3 66	2,0 60,0
Operai	0	45	0	45	31,0
Totale dipendenti	46	77	(9)	114	93,0

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

	Età media Laureati al 31.12.2021 al 30.06.2022 al 31.12.2021
			al 30.06.2022
Dirigenti Quadri e Impiegati Operai	54 41 0	52 40 35	2 19 0	3 41 0
Media	31,7	42,3	21	44

Sedi secondarie

Alerion Clean Power S.p.A. ha sede legale a Milano, viale Majno 17 e una sede secondaria a Potenza (PZ), in via del Gallitello 221.

Si segnala che a far data dal 1° agosto 2022 la società trasferirà la propria sede legale e i propri uffici Via Fucini 4 – 20133 Milano.

BILANCIO CONSOLIDATO SEMESTRALE ABBREVIATO 2022

Bilancio consolidato semestrale abbreviato

Prospetti contabili consolidati	30
Note Esplicative	36
Attestazione del Bilancio Consolidato semestrale abbreviato	95
Relazione di revisione contabile limitata sul bilancio consolidato
semestrale abbreviato	96

PROSPETTO DELLA SITUAZIONE PATRIMONIALE-FINANZIARIA CONSOLIDATA SEMESTRALE

ATTIVITÀ

(valori in Euro migliaia)	Note	30.06.2022	di cui Parti correlate	31.12.2021	di cui Parti correlate
ATTIVITA' NON CORRENTI:
Attività immateriali	5	196.966		201.266
Attività materiali (immobili, impianti e macchinari)	6	528.455		490.523
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	7	55.507		61.646
Crediti finanziari e altre attività finanziarie non correnti	8	8.476	4.024	7.176	3.852
Crediti non correnti per strumenti derivati	18	5.436		-
Crediti vari e altre attività non correnti	9	1.216		947
Attività per imposte anticipate	33	33.476		46.291
TOTALE ATTIVITA' NON CORRENTI		829.532		807.849
ATTIVITA' CORRENTI:
Rimanenze	10	6.365		-
Crediti commerciali	11	24.995	7.081	38.263	5.227
Crediti tributari	12	3.069		2.989
Crediti vari e altre attività correnti	13	37.617	6.269	35.192	394
Crediti finanziari e altre attività finanziarie correnti	14	24		457
Crediti correnti per strumenti derivati	18	129		-	-
Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti	15	296.530		123.652
TOTALE ATTIVITA' CORRENTI		368.729		200.553
TOTALE ATTIVITA'		1.198.261		1.008.402

PROSPETTO DELLA SITUAZIONE PATRIMONIALE-FINANZIARIA CONSOLIDATA SEMESTRALE

PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO

			di cui Parti		di cui Parti
(valori in Euro migliaia)	Note	30.06.2022	correlate	31.12.2021	correlate
PATRIMONIO NETTO DI PERTINENZA DEL GRUPPO	16	258.331		227.098
PATRIMONIO NETTO DI PERTINENZA DI TERZI	16	5.655		4.525
PASSIVITA' NON CORRENTI:
Passività finanziarie non correnti	17	683.824	9.951	553.986	9.951
Debiti non correnti per strumenti derivati	18	-		3.041
TFR ed altri fondi relativi al personale	19	910		631
Fondo imposte differite	33	39.259		42.654
Fondi per rischi ed oneri futuri	20	58.037	6	55.941	21
Debiti vari ed altre passività non correnti	21	13.841	1.620	14.409	1.620
TOTALE PASSIVITA' NON CORRENTI		795.871		670.662
PASSIVITA' CORRENTI:
Passività finanziarie correnti	22	53.291	423	52.709	213
Debiti correnti per strumenti derivati	18	5.879		16.902
Debiti commerciali correnti	23	25.097	510	14.175	1.039
Debiti tributari	24	18.386		8.670
Debiti vari ed altre passività correnti	25	35.751	438	13.661	2.956
TOTALE PASSIVITA' CORRENTI		138.404		106.117
TOTALE PASSIVITA'		934.275		776.779
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA'		1.198.261		1.008.402

		I Semestre	di cui Parti	I Semestre	di cui
(valori in Euro migliaia)	Note	2022	correlate	2021	Parti correlate
Vendite energia elettrica		132.388	37.241	29.580	3.299
Ricavi da tariffa incentivante		16.025		36.447
Ricavi Operativi	27	148.413	37.241	66.027	3.299
Altri ricavi e proventi diversi	28	2.637	1.075	5.138	489
Totale Ricavi		151.050		71.165
Costi operativi
Costi del personale		2.386		1.448
Altri costi operativi		29.320	2.833	15.428	2.645
Accantonamenti per rischi		31		44	-
Totale Costi operativi	29	31.737		16.920
Variazione delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto		6.680		4.584
Ammortamenti		20.809		20.636
Totale ammortamenti e svalutazioni	30	20.809		20.636
RISULTATO OPERATIVO		105.184		38.193
Proventi finanziari		264		215
Oneri finanziari		(8.552)	( 210 )	(9.336)	(210)
Proventi (oneri) finanziari	31	(8.288)	(210)	(9.121)	(210)
Proventi (oneri) da partecipazioni ed altre attività
finanziarie	32	18	72	13	70
RISULTATO ANTE IMPOSTE		96.914		29.085
Correnti		(47.909)		(2.327)
Differite		(4.293)		(6.574)
Imposte di periodo	33	( 52.202 )		( 8.901 )
RISULTATO NETTO DI PERIODO		44.712		20.184
Attribuibile a:
Soci della Controllante	34	43.114		19.620
Interessenze di pertinenza di terzi		1.598		564
RISULTATO PER AZIONE (ammontari in € per azione)
- Base, per risultato netto di periodo attribuibile agli azionisti ordinari della capogruppo RISULTATO PER AZIONE DA ATTIVITA' DI FUNZIONAMENTO		0,80		0,36
- Base, per risultato netto di periodo derivante dall'attività di funzionamento attribuibile agli azionisti ordinari della capogruppo		0,80		0,36

CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO CONSOLIDATO SEMESTRALE

(valori in Euro migliaia)	I Semestre 2022	I Semestre 2021
RISULTATO NETTO DI PERIODO (A)	44.712	20.184
Utili/(perdite) da valutazione a fair value degli strumenti in Cash flow hedge	19.622	(11.495)
Effetto fiscale relativo agli utili/(perdite) da Cash flow hedge	(5.122)	3.292
Utili/(perdite) da valutazione a fair value degli strumenti in Cash flow hedge relativa a
partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	1.020	384
Effetto fiscale relativo agli utili/(perdite) da Cash flow hedge relativo a partecipazioni valutate
con il metodo del patrimonio netto	(245)	(92)
Totale Altri utili/(perdite) complessivi che potrebbero essere riclassificati a conto economico, al netto dell'effetto fiscale (b1)	15.275	( 7.911 )
Utili/(perdite) attuariali da piani a benefici definiti rilevati in conformità con lo IAS 19	(3)	28
Effetto fiscale relativo agli Utili/(perdite) attuariali (IAS 19)	1	(8)
Totale Altri utili/(perdite) complessivi che non saranno successivamente riclassificati a conto
economico, al netto dell'effetto fiscale (b2)	( 2 )	20
Totale Altri utili/(perdite) complessivi al netto dell'effetto fiscale (b1) + (b2) = (B)	15.273	( 7.891 )
TOTALE UTILE/(PERDITA) COMPLESSIVO (A) + (B)	59.985	12.293
Attribuibile ai Soci della Controllante	58.387	11.729
Attribuibile a Interessenze di pertinenza di terzi	1.598	564
TOTALE UTILE/(PERDITA) COMPLESSIVO	59.985	12.293

RENDICONTO FINANZIARIO CONSOLIDATO SEMESTRALE

			di cui		di cui
		I Semestre	Parti	I Semestre	Parti
(valori in Euro migliaia)	Note	2022	correlate	2021	correlate
A. Flussi finanziari dell'attività operativa
Utile (perdita) del periodo attribuibile a:
Soci della Controllante		43.114		19.620
Interessenze di pertinenze di terzi		1.598		564
Rettifiche per:
Ammortamenti e svalutazioni	30	20.809		20.653
(Proventi) / Oneri finanziari e da partecipazioni	31 - 32	8.270		9.108
Imposte correnti del periodo	33	47.909		2.327
Variazione delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto		(6.680)		(4.584)
Incremento (decremento) fondo trattamento di fine rapporto	19	12		45
Incremento (decremento) fondo rischi ed oneri	20	2.140		(1.179)
Incremento (decremento) imposte differite	33	4.297		6.670
Totale flussi finanziari da gestione corrente		121.469		53.224
(Incremento) decremento delle rimanenze	10	(906)		-
(Incremento) decremento dei crediti commerciali ed altre attività	11 -12 - 13	16.369	(7.901)	(252)	(315)
Incremento (decremento) dei debiti commerciali ed altre passività	23 - 24 - 25	(24.368)	(3.047)	(1.750)	(1.081)
Imposte sul reddito corrisposte	33	13.977		882
Totale flussi finanziari da variazione circolante		5.072		(1.120)
Totale flussi finanziari da attività operativa		126.541		52.104
B. Flussi finanziari da attività di investimento
Corrispettivo pagato per l'acquisto di partecipazioni in imprese controllate		(6.000)		-
(Investimenti) disinvestimenti in immobilizzazioni immateriali	5	(1.314)		(1.846)
(Investimenti) disinvestimenti in immobilizzazioni materiali	6	(49.804)		(17.542)
Variazione debiti relativi all'attività di investimento		(541)		-
Incrementi relativi all'attività di investimento	6	-		(4.977)
Dividendi incassati da società valutate con il metodo del patrimonio netto	7	8.260		1.291
Totale flussi finanziari da attività di investimento		(49.399)		(23.074)
C. Flussi finanziari da attività di finanziamento
Variazione netta dei debiti /crediti finanziari	8 - 14 - 17 - 22	(1.378)		(10)
Variazione netta delle passività per Lease	17 - 22	(24.802)		(2.990)
Incremento (decremento) debiti vs. banche	17 - 22	50.767		(51.514)
Incremento (decremento) debiti vs. obbligazionisti	17 - 22	98.551		696
Acquisto di Azioni Proprie	16	-		(1.177)
Dividendi corrisposti	16	(24.586)		(15.331)
Oneri finanziari corrisposti	31	(2.816)		(12.975)
Totale flussi finanziari da attività di finanziamento		95.736		(83.301)
D. Flussi finanziari di periodo (A+B+C)		172.878		(54.271)
E. Disponibilità liquide all'inizio del periodo	15	123.652		147.706
F. Disponibilità liquide alla fine del periodo (D+E)	15	296.530		93.435

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DI PATRIMONIO NETTO CONSOLIDATO SEMESTRALE

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DI PATRIMONIO NETTO CONSOLIDATO - Periodo di 6 mesi chiuso al 30 giugno 2022

	Patrimonio netto
		Riserva			Riserva di	attribuibile ai	Interessenze	Totale
	Capitale	azioni	Riserva	Riserve di	Cash flow	Soci della	di pertinenza	patrimonio
(valori in Euro migliaia)	sociale	proprie	sovrapprezzo	risultato	hedge	controllante	di terzi	netto
Saldo al 31 dicembre 2021	161.137	(3.147)	21.400	62.939	(15.231)	227.098	4.525	231.623
Effetti dell'adozione dell'IFRS 9				-		-		-
Saldo al 31 dicembre 2021	161.137	(3.147)	21.400	62.939	(15.231)	227.098	4.525	231.623
Risultato netto del periodo	-	-	-	43.114	-	43.114	1.598	44.712
Altri utili (perdite) complessivi	-	-	-	(2)	14.500	14.498	-	14.498
Altri utili (perdite) complessivi da
partecipazioni valutate con il metodo					775	775	-	775
del patrimonio netto
Totale Utile/(perdita) complessiva	-	-	-	43.112	15.275	58.387	1.598	59.985
Dividendi accertati e/o distribuiti	-	-	-	(23.762)	-	(23.762)	(468)	(24.230)
Acquisti di azioni proprie	-	-	-	-	-	-	-	-
Altre variazioni	-	-	-	(3.377)	(15)	(3.392)	-	(3.392)
Saldo al 30 giugno 2022	161.137	(3.147)	21.400	78.912	29	258.331	5.655	263.986

Per le informazioni relative alle singole voci si veda la nota 16 "PATRIMONIO NETTO".

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DI PATRIMONIO NETTO CONSOLIDATO - Periodo di 6 mesi chiuso al 30 giugno 2021

	Patrimonio netto
(valori in Euro migliaia)	Capitale sociale	Riserva azioni proprie	Riserva sovrapprezzo	Riserve di risultato	Riserva di Cash flow hedge	attribuibile ai Soci della controllante	Interessenze di pertinenza di terzi	Totale patrimonio netto
Saldo al 31 dicembre 2020	161.137	(28)	21.400	29.085	(9.066)	202.528	4.473	207.001
Risultato netto del periodo	-	-	-	19.620	-	19.620	564	20.184
Altri utili (perdite) complessivi	-	-	-	20	(8.203)	(8.183)	-	(8.183)
Altri utili (perdite) complessivi da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto					292	292	-	292
Totale Utile/(perdita) complessiva	-	-	-	19.640	(7.911)	11.729	564	12.293
Dividendi accertati e/o distribuiti			-	(15.158)	-	(15.158)	(173)	(15.331)
Acquisti di azioni proprie	-	(1.177)	-	-	-	(1.177)	-	(1.177)
Altre variazioni	-	-	-	181	(127)	54	-	54
Saldo al 30 giugno 2021	161.137	(1.205)	21.400	33.748	(17.104)	197.976	4.864	202.840

NOTE ESPLICATIVE

1. INFORMAZIONI SOCIETARIE

La capogruppo Alerion Clean Power S.p.A. (di seguito "Capogruppo" o "Alerion") è un ente giuridico organizzato secondo l'ordinamento della Repubblica Italiana. Le azioni ordinarie di Alerion sono quotate sul circuito telematico della Borsa di Milano – (EURONEXT Milan). La sede del gruppo Alerion (di seguito "Gruppo Alerion" o "Gruppo") è a Milano in viale Majno 17.

Il presente bilancio consolidato semestrale abbreviato è redatto secondo lo IAS 34 con le integrazioni di informativa ritenute utili per una più chiara comprensione della situazione economica, patrimoniale e finanziaria relativa al primo semestre 2022. Per tale motivo il presente bilancio non comprende tutte le informazioni integrative richieste nel bilancio annuale e deve essere letta congiuntamente con il bilancio consolidato del Gruppo al 31 dicembre 2021.

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

La pubblicazione del bilancio consolidato abbreviato al 30 giugno 2022 è stata autorizzata con delibera degli amministratori del 29 luglio 2022.

2. CRITERI DI REDAZIONE

Il bilancio consolidato è redatto sul presupposto della continuità aziendale. Il Gruppo, infatti, ha valutato che, pur nel contesto di generale incertezza e volatilità dei mercati finanziari connesso all'epidemia virale del Covid-19 che l'11 marzo 2020 è stata classificata come pandemia dall'Organizzazione Mondiale della Sanità, non sussistono significative incertezze (come definite dal par. 24 del Principio IAS 1) sulla continuità aziendale, non avendo la gestione operativa del Gruppo risentito di tale fenomeno in maniera significativa ed essendo la produzione di energia elettrica un'attività di pubblica utilità, per tale motivo non soggetta a riduzione dell'operatività.

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

I prospetti di bilancio sono redatti secondo le seguenti modalità:

• Nel prospetto della situazione patrimonialefinanziaria consolidata sono esposte separatamente le attività correnti e non correnti e le passività correnti e non correnti.

• Nel Conto economico l'analisi dei costi è effettuata in base alla natura degli stessi, in quanto il Gruppo ha ritenuto tale forma più rappresentativa rispetto alla presentazione dei costi per destinazione.

• Il Rendiconto finanziario è stato redatto utilizzando il metodo indiretto.

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

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

VALUTAZIONI DISCREZIONALI E STIME CONTABILI SIGNIFICATIVE

La redazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato richiede l'effettuazione di stime e di assunzioni che hanno effetto sui valori delle attività e delle passività di bilancio e sull'informativa relativa ad attività e passività potenziali alla data del bilancio. I risultati a consuntivo potrebbero differire dalle stime effettuate che si basano su dati che riflettono lo stato attuale delle informazioni

disponibili. Le stime sono utilizzate per rilevare gli accantonamenti per rischi su crediti, svalutazioni di attivo, imposte correnti e differite, altri accantonamenti e fondi. Le stime e le assunzioni sono riviste periodicamente e gli effetti di ogni variazione sono riflesse immediatamente a conto economico. Per una più ampia descrizione dei processi valutativi più rilevanti per il Gruppo, si rinvia al capitolo "Valutazioni discrezionali e stime contabili significative" del Bilancio consolidato al 31 dicembre 2021.

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

Il bilancio consolidato semestrale abbreviato è redatto sul presupposto della continuità aziendale. Il Gruppo, infatti, ha valutato che, pur nel contesto di generale incertezza e volatilità dei mercati finanziari connesso sia alla pandemia da COVID-19, sia in considerazione del recente conflitto tra Ucraina e Russia che ha ulteriormente aumento il livello di incertezza sui mercati internazionali anche per la difficile lettura dello dinamiche geopolitiche attualmente in corso, non sussistono significative incertezze (come definite dal par. 24 del Principio IAS 1) sulla continuità aziendale, non avendo la gestione operativa del Gruppo risentito di tali fenomeni ed essendo la produzione di energia elettrica un'attività di pubblica utilità, per tale motivo non soggetta a riduzione dell'operatività.

***

I principi contabili adottati nella redazione della Relazione finanziaria semestrale consolidata sono conformi con quelli utilizzati per la redazione del bilancio annuale del Gruppo per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2021 ad eccezione dei principi contabili, emendamenti e interpretazioni che sono stati applicati per la prima volta dal Gruppo a partire dal 1° gennaio 2022, descritti in seguito.

MODIFICHE E NUOVI PRINCIPI ED INTERPRETAZIONI PRINCIPI CONTABILI, EMENDAMENTI ED INTERPRETAZIONI IFRS APPLICATI DAL 1° GENNAIO 2022

È stato pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale dell'Unione Europea n. L239 del 2 luglio 2021 il Regolamento (UE) 2021/1080 della Commissione del 28 giugno 2021 che:

• modifica, a partire dal 1° gennaio 2022, i seguenti principi contabili: IAS 16 Immobili, impianti e macchinari e IAS 37 Accantonamenti, passività e attività potenziali;

• apporta dei miglioramenti ai seguenti principi: IAS 41 Agricoltura; IFRS 1 Prima adozione degli International Financial Reporting Standard; IFRS 3 Aggregazioni aziendali e IFRS 9 Strumenti finanziari.

Emendamento "Modifiche allo IAS 37 – Onerous Contracts -Cost of Fulfilling a Contract"

La modifica definisce di costi necessari all'adempimento di un contratto ai fini della rilevazione di un contratto oneroso, chiarendo che includono tutti i costi direttamente correlati al contratto, ossia i costi incrementali e una quota degli altri costi, che sebbene non incrementali, siano direttamente correlati al contratto.

Emendamento "Modifiche allo IAS 16- Property, Plant and Equipment - Proceeds before Intended Use"

La modifica è relativa al trattamento contabile dei proventi derivanti dalla vendita di beni prodotti con l'impiego di un cespite prima che lo stesso sia disponibile per l'uso (cd. fase di testing). In particolare, chiarisce che i proventi derivanti dalla vendita dei beni prodotti durante la fase di testing di un cespite devono essere rilevati nell'utile/(perdita) dell'esercizio.

Emendamento "Modifiche allo IFRS 1 Prima adozione degli IFRS Standards - Entità controllata come first -time adopter

La modifica è relativa all'esenzione all'applicazione retroattiva degli IFRS Standards. Le entità controllate, entità collegate o joint venture, che applicano per la prima volta gli IFRS Standards dopo la loro controllante/partecipante hanno la facoltà, alla data di transizione, di valutare le proprie attività e passività agli stessi valori di iscrizione del bilancio consolidato della controllante/partecipante, al netto degli eventuali effetti derivanti dalle procedure di consolidamento o dalla valutazione con il metodo del patrimonio netto [IFRS 1.D16, BC63].

Emendamento "Modifiche allo IFRS 9 Strumenti finanziari - Commissioni incluse nel test del 10% ai fini della derecognition delle passività finanziarie

L'emendamento chiarisce che una modifica dei termini contrattuali di una passività finanziaria è sostanziale se i flussi finanziari modificati, inclusa qualsiasi commissione corrisposta al netto di qualsiasi commissione ricevuta, attualizzati utilizzando il tasso di interesse effettivo originario, si discostano di almeno il 10% rispetto al valore attuale dei flussi finanziari prima della modifica.

Emendamento "Modifiche allo IAS 41 Agricoltura - Imposte nella valutazione del fair value"

La modifica chiarisce che nella valutazione del fair value delle attività biologiche non devono obbligatoriamente essere esclusi i flussi finanziari legati alle imposte [IAS 41.22].

Emendamento "Modifiche agli Esempi illustrativi dell'IFRS 16 Leasing - Incentivi al leasing"

La modifica elimina dall'esempio illustrativo n. 13 dell'IFRS 16 il trattamento contabile nel bilancio del locatario di un rimborso, ricevuto dal locatore, per le migliorie sul bene in leasing, in quanto la conclusione dell'esempio non era supportata da un'adeguata spiegazione [IFRS 16.IE5].

La modifica non è stata oggetto di omologazione da parte dell'UE in quanto gli esempi illustrativi non sono parte integrante dell'IFRS 16

Emendamento "Modifiche all'IFRS 3 – Riferimento al quadro concettuale"

L'IFRS 3 richiede come condizione generale per la rilevazione delle attività e delle passività dell'acquisita il rispetto delle definizioni incluse nel Conceptual Framework [IFRS 3.10-11]. Per identificare le attività e le passività dell'acquisita si deve fare riferimento alle nuove definizioni di attività e passività del nuovo Conceptual Framework pubblicato nel marzo 2018, con la sola eccezione delle passività assunte nell'acquisita che, dopo la data di acquisizione, sono contabilizzate in accordo allo IAS 37 Accantonamenti, passività e passività potenziali o all'IFRIC 21 Tributi. Tale eccezione ha l'obiettivo di evitare che un acquirente rilevi una passività o una passività potenziale sulla base della nuova definizione del Conceptual Framework per poi stornarla applicando i criteri di rilevazione previsti dallo IAS 37 e dall'IFRIC 21.

Pagina | 38

Titolo del documento	Data di emissione	Data di entrata in vigore	Data Regolamento omologazione UE e data pubblicazione
Immobili, impianti e macchinari - Proventi prima dell'uso previsto (Modifiche allo IAS 16)	14 mag 2020	1º gen 2022	28 giu 2021 (UE) 2021/1080 2 lug 2021
Contratti onerosi - Costi necessari all'adempimento di un contratto (Modifiche allo IAS 37)	14 mag 2020	1º gen 2022	28 giu 2021 (UE) 2021/1080 2 lug 2021
Riferimento al Quadro Concettuale (Modifiche all'IFRS 3)	14 mag 2020	1º gen 2022	28 giu 2021 (UE) 2021/1080 2 lug 2021
Miglioramenti agli IFRS Standards (ciclo 2018-2020) [Modifiche all'IFFRS 1, all'IFRS 9, all'IFRS 16 (*) e allo IAS 41]	14 mag 2020	1º gen 2022	28 giu 2021 (UE) 2021/1080 2 lug 2021

PRINCIPI CONTABILI, EMENDAMENTI ED INTERPRETAZIONI IFRS APPLICABILI DAL 1° GENNAIO 2023

Si riporta sotto una lista dei documenti applicabili dai bilancio degli esercizi che iniziano il 1 gennaio 2023.

Titolo del documento	Data di emissione	Data di entrata in vigore	Data Regolamento omologazione UE e data pubblicazione
IFRS 17 Contratti assicurativi (*) (incluse modifiche del 25 giugno 2020)	18 mag 2017 25 giu 2020	1º gen 2023	19 nov 2021 (UE) 2021/2036 23 nov 2021
Informativa sui principi contabili (Modifiche allo IAS 1) (**)	12 feb 2021	1º gen 2023	2 mar 2022 (UE) 2022/357 3 mar 2022
Definizione di stime contabili (Modifiche allo IAS 8)	12 feb 2021	1º gen 2023	2 mar 2022 (UE) 2022/357 3 mar 2022
Imposte differite relative ad attività e passivita derivanti da una singola transazione (Modifiche allo IAS 12)	7 maa 2021	1º gen 2023	13D
Applicazione iniziale dell'IFRS 17 e dell'IFRS 9 - Informazioni comparative (Modifiche all'IFRS 17)	9 dic 2021	1º gen 2023	TBD
Classificazione delle passività come correnti o non correnti (Modifiche allo IAS 1) (***	23 gen 2020 15 lug 2020	1º gen 2023	TBD

IFRS 7 Contratti assicurativi: Nuovo principio contabile per la rilevazione, valutazione, presentazione ed informativa dei contratti assicurativi emessi da un'entità e/o ai contratti di riassicurazione detenuti da un'entità. Sostituisce l'IFRS 4 che aveva un limitato set di linee guida per la contabilizzazione dei contratti assicurativi e che rinviava nella sostanza ai criteri di contabilizzazione previsti dai principi contabili nazionali. Tra le principali novità introdotte si segnalano, in particolare: i)valutazione delle riserve tecniche a valori, sostanzialmente, correnti, ii) trasformazione della stima del profitto atteso dei contratti

assicurativi in una grandezza avente valenza contabile (nuovo concetto di profitto atteso dei contratti assicurativi, che deve essere riconosciuto nell'utile/(perdita) dell'esercizio lungo la vita del contratto), iii) nuova rappresentazione nel prospetto dell'utile/(perdita) dell'esercizio significativamente differente rispetto al passato e più allineata a una logica "per margini".

Modifche a IAS 1 "informativa sui principi contabili": l'obiettivo del progetto è di definire delle linee guida per la selezione dei principi contabili da descrivere nelle note al bilancio.

La modifica chiarisce i) un'entità deve descrivere nelle note al bilancio solo i principi contabili rilevanti ('material') e non tutti i principi contabili significativi ('significant') [IAS 1.10(e)]. ii) Un'informazione è rilevante se, considerata insieme ad altre informazioni incluse nel bilancio, redatto per scopi di carattere generale, può ragionevolmente influenzare le decisioni che prendono gli utilizzatori principali del bilancio [IAS 1.117]. iii) Privilegiare le informazioni sui principi contabili applicati alle specifiche transazioni dell'entità ("entity-specific information"), evitando informazioni generiche o mere duplicazioni delle disposizioni degli IFRS Standards ("boilerplate") [IAS 1.117C].

Modifiche allo IAS 8 "modifiche alle stime contabili": l'obiettivo del progetto è di chiarire la distinzione tra cambiamenti dei principi contabili (effetti rilevati generalmente in modo retroattivo) e cambiamenti delle stime contabili (effetti rilevati in modo prospettico).

La modifica introduce: i) Nuova definizione di stima contabile: le stime contabili sono importi monetari ('monetary amounts') rilevati in bilancio che hanno delle incertezze nella misurazione ('measurement uncertainty') [IAS 8.5]. ii) Interrelazione tra stime contabili e principi contabili: la stima contabile è effettuata per raggiungere l'obiettivo del principio contabile, come ad esempio, la stima del fair value (IFRS 13), delle perdite su crediti (IFRS 9), del valore netto di realizzo (IAS 2) o della vita utile degli immobili, impianti e macchinari (IAS 16) [IAS 8.32]. iii) Tecniche per la valutazione delle stime contabili: le stime contabili sono il risultato di tecniche di valutazione ('measurement techniques') che oltre agli input includono le tecniche di stima ('estimation techniques'), come ad esempio la misurazione della perdita su crediti in base all'IFRS 9, e le tecniche valutative ('valuation techniques'), come ad esempio la stima del fair value degli investimenti immobiliari [IAS 8.32A]. iv)Cambiamento di una stima contabile: i cambiamenti di un input o di una tecnica di valutazione a seguito della disponibilità di nuove informazioni, di una maggiore esperienza o di nuovi sviluppi sono cambiamenti di stime contabili, salvo i casi in cui si tratti di una correzione di errori degli esercizi precedenti [IAS 8.34, 34A].

Modifiche allo IAS 12 "Imposte differite relative ad attività e passività derivanti da una

singola transazione": l'obiettivo del progetto è chiarire il trattamento contabile delle imposte differite ('DTA/DTL') relative ad attività e passività rilevate in bilancio per effetto di una singola transazione, i cui valori contabili differiscano dai valori fiscali. Ad esempio: i) Contratti di leasing (IFRS 16): rilevazione di un'attività per il diritto d'uso e di una passività finanziaria; ii) Obbligazione legale o implicita di smantellare un cespite o ripristinare un sito (IAS 16, IAS 37, IFRS 16): rilevazione di un fondo con contestuale incremento del valore contabile del cespite.

Modifiche all'IFRS 7 "Applicazione iniziale dell'IFRS 17 e dell'IFRS 9 – Informazioni

comparative (Modifiche all'IFRS 17)": l'obiettivo è eliminare i 'mismatches' contabili che possono generarsi nei dati del bilancio comparativo per effetto della prima applicazione dell'IFRS 17 e dell'IFRS 9(1). Le disposizioni transitorie dell'IFRS 17, infatti, prevedono che il nuovo principio debba essere applicato per la prima volta in maniera retroattiva con rideterminazione dei dati comparativi a differenza delle disposizioni transitorie dell'IFRS 9 che non prevedono l'obbligo di rideterminare i dati comparativi e, in particolare, non richiedono l'applicazione delle nuove disposizioni dell'IFRS 9 con riferimento alla classificazione e valutazione delle attività finanziarie, se tali attività finanziarie sono state oggetto di derecognition in base allo IAS 39 nel corso del periodo comparativo.

Modifiche allo IAS 1 "Classificazione delle passività come correnti o non correnti": l'obiettivo del progetto è chiarire i concetti, all'apparenza discordanti, dei paragrafi 69(d) e 73 dello IAS 1;

IAS 1.69 (criteri generali per la classificazione di una passività come corrente o non corrente)

'Un'entità deve classificare una passività come corrente quando:

a) è previsto che estingua la passività nel suo normale ciclo operativo;

b) la possiede principalmente con la finalità di negoziarla;

c) la passività deve essere estinta entro dodici mesi dalla data di chiusura dell'esercizio; o

d) non ha un diritto incondizionato a differire il regolamento della passività per almeno dodici mesi dalla data di chiusura dell'esercizio. […]

Un'entità deve classificare tutte le altre passività come non correnti.'

IAS 1.73 (esempio di applicazione del diritto a differire il pagamento della passività)

'Se un'entità prevede, e ha la discrezionalità, di rifinanziare o rinnovare un'obbligazione per almeno dodici mesi dalla data di chiusura dell'esercizio secondo un accordo di finanziamento esistente, essa classifica l'obbligazione come non corrente, anche se sarebbe scaduta entro un periodo più breve.

In base allo IAS 1.69(d), una passività è classificata come non corrente se l'entità ha un diritto incondizionato a differire il pagamento di almeno 12 mesi dalla data di chiusura dell'esercizio. Tuttavia, una prima lettura dello IAS 1.73 potrebbe indurre a considerare anche l'intenzione della direzione aziendale ad esercitare o meno tale diritto.

3. POLITICA DI GESTIONE DEL RISCHIO FINANZIARIO

Si fornisce di seguito un aggiornamento del rischio di tasso d'interesse, rispetto a quanto già esposto nel bilancio al 31 dicembre 2021:

Rischio di tasso di interesse

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

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

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

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

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

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

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

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

Il metodo contabile della copertura è abbandonato quando lo strumento di copertura giunge a scadenza, è terminato anticipatamente oppure non è più qualificato di copertura. In tale momento, gli utili o le perdite accumulati dello strumento di copertura rilevati nel Patrimonio Netto sono trasferiti nel conto economico di periodo per la quota di competenza dell'anno (mentre la quota residua verrà rilasciata man mano che i flussi oggetto di copertura avranno manifestazione futura) ovvero rilasciati immediatamente a conto economico nel caso in cui i flussi futuri coperti cessino di essere altamente probabili.

Le variazioni nel fair value degli strumenti derivati che non si qualificano di copertura sono rilevate nel conto economico dell'esercizio in cui si verificano; tutti i derivati in essere al 30 giugno 2022 sono classificati di copertura, pur generando talvolta componenti di inefficacia legate alle casistiche precedentemente descritte (IFRS 3, rimodulazioni, minori utilizzi, ecc.). Il Gruppo non stipula contratti derivati con finalità di negoziazione.

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

Rischio prezzo delle commodities

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

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

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

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

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

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

Strumenti Finanziari Derivati: Cash Flow Hedge

Come indicato nel paragrafo relativo alla gestione del rischio di tasso di interesse, il Gruppo stipula contratti di Interest Rate Swap per gestire il rischio derivante dalla variazione dei tassi di interesse sui finanziamenti concessi dagli istituti finanziari, convertendo gran parte di questi finanziamenti da tasso variabile a tasso fisso.

Al 30 giugno 2022 il portafoglio derivati del Gruppo che qualifica per Hedge Accounting è composto come di seguito dettagliato:

Controparte (*)
dati al 30 giugno 2022	Nozionale	Fair value al		Effective	Termination	Tasso
(valori in Euro/000)		30 giugno 2022	Inception Date	Date	Date	Fisso	Tasso Variabile
Strumenti Derivati su Tassi di Interesse
Banco BPM (Fucini)	3.850	332	18-gen-22	30-giu-22	30-giu-32	0,47%	Euribor 6M
Banco BPM (Anemos Wind)	12.950	63	12-mag-22	30-giu-22	31-dic-28	1,39%	Euribor 6M
Banco BPM (Campidano)	4.686	48	15-nov-19	19-nov-19	31-dic-23	-0,17%	Euribor 6M
Unicredit (Green Energy Sardegna)	18.292	866	30-ott-18	31-dic-18	29-giu-35	1,23%	Euribor 6M
Banco BPM (Campidano) #2	3.514	36	17-gen-20	31-dic-19	31-dic-23	-0,16%	Euribor 6M
Unicredit (Enermac)	33.752	465	16-mag-22	30-giu-22	31-dic-39	1,93%	Euribor 6M
Unicredit (Naonis Wind)	6.914	120	20-mag-22	30-giu-22	30-dic-39	1,90%	Euribor 6M
Unicredit (Eolica PM)	30.891	1.708	21-dic-18	21-dic-18	29-giu-35	1,11%	Euribor 6M
Sabadell (Comiolica)	11.812	397	26-giu-19	26-giu-19	30-giu-26	0,44%	Euribor 6M
Unicredit (Grottole)	5.046	16	24-nov-17	31-dic-19	30-giu-23	0,19%	Euribor 6M
Unicredit (Fri-el Albareto)	12.589	811	15-feb-19	28-giu-19	29-giu-35	0,95%	Euribor 6M
Strumenti Derivati su Tassi di Interesse	144.296	4.862
Controparte (*)
dati al 30 giugno 2022	Nozionale
(valori in Euro/000)	(GWh)	Fair value al		Effective	Termination	Prezzo
		30 giugno 2022	Inception Date	Date	Date	Fisso	Prezzo Variabile
Strumenti derivati su Commodities
Unicredit (Alerion Clean Power)	70	(4.197)	3-mar-22	1-apr-22	31-dic-22	322,50	Prezzo Unico
							Nazionale (PUN)
Unicredit (Alerion Clean Power)	22	(979)	2-mar-22	1-lug-22	31-dic-22	338,00	Prezzo Unico
							Nazionale (PUN)
Strumenti derivati su Commodities	92	(5.176)
Strumenti Derivati riconducibili a
partecipazioni consolidate integralmente		(314)
Controparte (*)
dati al 30 giugno 2022	Nozionale	Fair value al		Effective	Termination	Tasso
(valori in Euro/000)		30 giugno 2022	Inception Date	Date	Date	Fisso	Tasso Variabile
Strumenti Derivati su Tassi di Interesse
Unicredit (Andromeda)	3.891	51	21-giu-16	30-dic-16	31-dic-24	0,31%	Euribor 6M
Unicredit (Guardionara)	2.442	29	6-lug-16	30-dic-16	30-giu-24	0,12%	Euribor 6M
B.I.I.S. (New Green Molise ) (**)	0	(287)	12-mag-10	31-dic-10	Rimborsato	3,50%	Euribor 6M
Strumenti Derivati riconducibili a	6.333	(207)
partecipazioni valutate con il metodo del
patrimonio netto

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

(**) Società che hanno provveduto a rimborsare anticipatamente il finanziamento in project financing in data 30 giugno 2022, le corrispondenti relazioni di copertura sono state oggetto di discontinuing al data di riferimento del bilancio per il venir meno dell'elevata probabilità dei flussi coperti.

Il fair value netto dei contratti di interest rate swap e dei commodity swap sul prezzo dell'energia riconducibile alle società consolidate integralmente in essere al 30 giugno 2022 è stimato in un ammontare negativo corrispondente a 314 migliaia di euro (al 31 dicembre 2021 era negativo per 19.943 migliaia di euro). Tale valore è esposto tra le attività per strumenti derivati per 4.862 migliaia di euro e parte tra i debiti per strumenti derivati per 5.176 migliaia di euro.

Al netto del relativo effetto fiscale, la riserva di Cash Flow Hedge di Gruppo, iscritta al 31 dicembre 2021 per un valore pari a 15.231 migliaia di euro, al 30 giugno 2022 ammonta a 29 migliaia di euro.

Società	Riserva CFH** al 30 giugno 2022	Riserva CFH al 31 dic 2021	Regolamento differenziali	Adeguamento al Fair Value
Banco BPM (Fucini)	332	-	-	332
Banco BPM (Anemos Wind)	63	-	-	63
Banco BPM (Fri-el Campidano)	48	(17)	13	53
Banco BPM (Fri-el Campidano # 2)	36	(13)	13	37
Unicredit (Enermac)	465	-	-	465
Unicredit (Naonis Wind)	120	-	-	120
Unicredit (Green Energy Sardegna)	866	(1.357)	168	2.055
(*) Unicredit (Andromeda)	49	(48)	-	97
(*) Unicredit (Guardionara)	28	(20)	-	48
(*) B.I.I.S. (New Green Molise )	-	(874)	241	634
Unicredit (Eolica PM)	1.708	(2.013)	264	3.457
Sabadel (Comiolica )	397	(62)	58	401
Unicredit (Grottole)	33	(15)	30	18
Unicredit (Alerion Clean Power)	(5.176)	(15.760)	13.318	(2.734)
Unicredit (Fri-el Albareto)	812	(670)	98	1.384
Riserva Cash Flow Hedge - before tax	(219)	(20.849)	14.202	6.429
Imposte differite	248	5.618	(3.930)	(1.440)
Riserva Cash Flow Hedge Netta	29	(15.231)	10.272	4.989

(*) partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto in accordo con l'IFRS 11

(**) CFH (Riserva Cash Flow Hedge)

La riserva di cash flow Hedge al 30 giugno 2022 si è ridotta rispetto al 31 dicembre 2021, con un impatto negativo complessivamente sul patrimonio netto consolidato di 15.060 migliaia di euro per effetto del regolamento delle cedole IRS scadute nel periodo, della variazione del fair value del periodo della riserva afferente al commodity swap sul prezzo di vendita dell'energia elettrica, oltre al forte rialzo della curva dei tassi rispetto ai valori minimi in linea utilizzati nella valutazione del FV degli strumenti derivati alla fine del precedente esercizio.

Attività e passività finanziarie che non sono state oggetto di copertura

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

− depositi bancari, a vista e a breve termine (scadenza massima tre mesi), utilizzati per impieghi temporanei di liquidità.

4. AREA DI CONSOLIDAMENTO

Nella tabella seguente si riporta l'area di consolidamento al 30 giugno 2022:

Denominazione	Sede	Capitale sociale	% di possesso	Impresa diretta detentrice della
		(/000)	diretto indiretto	partecipazione indiretta
Società controllate consolidate secondo il metodo integrale
- Alerion Cleanpower S.p.A.	Milano - Viale Majno 17	161.137	-
- Alerion Real Estate S.r.l. in liquidazione - Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l.	Milano - Viale Majno 17 Milano - Viale Majno 17	90 100	100,00 100,00
- Alerion Bioenergy S.r.l. in liquidazione	Milano - Viale Majno 17	10	100,00
- Frie-el Albareto S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	10	100,00
- Eolica PM S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	20	100,00
- Green Energy Sardegna S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	10	100,00
- Alerion Spain S.L.	Barcellona - Carrer Car Ràbia, 3-5, 4° planta	100	51,00
- Alerion Teruel	Barcellona - Carrer Car Ràbia, 3-5, 4° planta	10		100,00 Alerion Spain S.L.
- Comiolica - Alerion Iberia SL	Saragozza - Paseo de la Independencia, 27, 5, 50001 Saragozza - Paseo de la Independencia, 27, 5, 50001	2.500 50	100,00	100,00 Alerion Teruel S.L.
- Fri-el Ichnusa S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	10	100,00
- Fri-el Campidano S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	100		100 - Fri-el Ichnusa S.r.l.
- Fri-el Nulvi Holding S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	3.000	90,00
- Fri-El Anglona S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	100		100,00 FRI-EL NULVI HOLDING SRL
- FW Holding S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	100	100,00
- Fri-el Basento S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	10		100,00 FW HOLDING SRL
- Fri-el Ricigliano S.r.l. - Fri-el Grottole S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3 Bolzano - Piazza del Grano 3	10 50		100,00 FW HOLDING SRL 100,00 FRI-EL BASENTO SRL
- Anemos wind S.r.l.	Milano - Viale Majno 17	50	100,00
- Ordona Energia S.r.l.	Milano - Viale Majno 17	435	100,00
- Callari S.r.l.	Milano - Viale Majno 17	1.000	100,00
- Minerva S.r.l.	Milano - Viale Majno 17	14	100,00
- Eolo S.r.l.	Milano - Viale Majno 17	750	100,00
- Parco Eolico Licodia Eubea S.r.l.	Milano - Viale Majno 17	100	80,00
- Dotto S.r.l.	Milano - Viale Majno 17	10	100,00
- Wind Power Sud S.r.l - Renergy San Marco S.r.l.	Milano - Viale Majno 17 Milano - Viale Majno 17	10 108	100,00 100,00
- Krupen Wind S.r.l.	Milano - Viale Majno 17	10	100,00
- Enermac S.r.l.	Milano - Viale Majno 17	40	100,00
- Fucini4 S.r.l.	Milano - Viale Majno 17	10	100,00
- Auseu-Borod Wind Farm S.r.l. in liquidazione	Oradea - Cetatii Square no. 1, 4th floor, Bihor County	0,2 RON		100,00 Alerion Romania S.A.
- Alerion Romania S.A. in liquidazione	Oradea - Cetatii Square no. 1, 4th floor, Bihor County	100 RON	95,00	Alerion Clean Power S.p.A.
				5,00 Alerion Bioenergy S.r.l. in liquidazione
- Draghiescu Partners S.r.l.	Oras Bragadiru, strada PRIMAVERII, nr.13D, Camera 5, Judet Ilfov	0,3 RON		90,00 Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l.
- Alerion Bulgaria OOD - Wind Energy OOD	Sofia - 6th Septemvri Str., 6A, Sredetz Region 9000 Varna, Buzludja Str. 7/9, district Odessos (loc. Krupen)	90 LEV 2.375 LEV	92,50	51,00 Krupen Wind S.r.l.
- Wind Stream OOD	9000 Varna, Buzludja Str. 7/9, district Odessos (loc. Krupen)	2.319 LEV		51,00 Krupen Wind S.r.l.
- Wind Systems OOD	9000 Varna, Buzludja Str. 7/9, district Odessos (loc. Krupen)	2.290 LEV		51,00 Krupen Wind S.r.l.
- Wind Power 2 OOD	9000 Varna, Buzludja Str. 7/9, district Odessos (loc. Krupen)	2.312 LEV		51,00 Krupen Wind S.r.l.
- Naonis Wind S.r.l.	Milano - Viale Majno 17	20	100,00
- Alerion Clean Power RO S.r.l.	Bucuresti Sectorul 2, Calea Floreasca nr. 175, partea B, Etaj 3	50 RON	100,00	Alerion Clean Power S.p.A.
- Fravort S.r.l.	Bucarest, Via Baia de Fier n. 8, Piano 1, App. 10, Stanza 1B, Settore 3	1 RON		100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Tremalzo S.r.l.	Bucarest, Via Baia de Fier n. 8, Piano 1, App. 10, Stanza 1B, Settore 3	1 RON		100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Green Fotovoltaic Parc S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	1 RON		100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Solar Live Energy S.r.l. - Inspire Parc Solar S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1 Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	1 RON 1 RON		100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l. 100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Conti Green Projects S.r.l.	Bucarest, Via Popa Petre n. 5, Ufficio n. 525, Palazzo B, Piano 5, Settore 2	1 RON		100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Conti Green Alliance S.r.l.	Bucarest, Via Popa Petre n. 5, Ufficio n. S9, Corpo A, Settore 2	1 RON		100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Conti Green Energy S.r.l.	Bucarest, Via Popa Petre n. 5, Ufficio n. 520, Corpo B, Piano 5, Settore 2	0,2 RON		100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Mitoc Partners S.r.l.	Bucarest, Via Maior Ştefan Sanatescu, N. 53, Palazzo C1, Corpo 4, Piano 2, Stanza 4, Settore 1	0,8 RON		75,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Cevedale S.r.l.	Bucarest, Settore 3, Via Baia de Fier, N. 8, Stanza 1 L, Piano 1, App. 10	1 RON		100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Cavignon S.r.l.	Bucarest, Settore 3, Via Baia de Fier, N. 8, Stanza 1 L, Piano 1, App. 10	1 RON		100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Presenella S.r.l.	Str. Baia de fier, nr. 8, Et. 1, ap.10, cam. 1C, Bucuresti, sect. 3	1 RON		100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Vermiglio S.r.l. - Vigolana S.r.l.	Str. Baia de fier, nr. 8, Et. 1, ap.10, cam. 1D, Bucuresti, sect. 3 Str. Baia de fier, nr. 8, Et. 1, ap.10, cam. 1C, Bucuresti, sect. 3	1 RON 1 RON		100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l. 100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Phoenix Ceres S.r.l.	Str. Maior Stefan Sanatescu, nr. 53, Et.2, Cladirea C1, corp 4, camera 4, Bucuresti, sect. 1	0,8 RON		75,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Phoenix Catalyst S.r.l.	Str. Maior Stefan Sanatescu, nr. 53, Et.2, Cladirea C1, corp 4, camera 4, Bucuresti, sect. 1	0,8 RON		75,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Phoenix Nest S.r.l.	Str. Maior Stefan Sanatescu, nr. 53, Et.2, Cladirea C1, corp 4, camera 4, Bucuresti, sect. 1	0,8 RON		75,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Phoenix Genesis S.r.l.	Str. Maior Stefan Sanatescu, nr. 53, Et.2, Cladirea C1, corp 4, camera 4, Bucuresti, sect. 1	0,8 RON		75,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Alerion RO Todiresti S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	50 RON		100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Fradusta S.r.l.	Str. Baia de Fier, nr. 8, camera 1J, ap.10, Bucuresti, sect. 3	1 RON		100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Litegosa S.r.l.	Str. Baia de Fier, nr. 8, camera 1K, ap.10, Bucuresti, sect. 3	1 RON		100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Brunale S.r.l. - Lagorai S.r.l.	Pietramontecorvino, Via della Pace, 7 Bucarest, Via Baia de Fier n. 8, Piano 1, App. 10, Stanza 1C, Settore 3	1 1 RON		100,00 Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l. 100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Alerion Service S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	100	100,00	Alerion Clean Power S.p.A.
Partecipazioni valutate secondo il metodo del Patrimonio Netto
- Ecoenergia Campania S.r.l.	Cervinara (AV) - Via Cardito, 14	100	50,00
- New Green Molise S.r.l.	Napoli - Via Diocleziano, 107	10	50,00
- Andromeda Wind S.r.l	Bolzano - Piazza del Grano 3	465	49,00
- Fri-El Guardionara S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	10	49,00
- Fri-El Anzi S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	50	49,00
- S.C. Compania Eoliana S.A.	Oradea - Cetatii Square no. 1, 4th floor, Bihor County	501 RON	49,75
- Jimbolia Wind Farm S.r.l.	Oradea - Cetatii Square no. 1, 4th floor, Bihor County	1 RON		99,00 S.C. Compania Eoliana S.A.
- Generai S.r.l.	Pietramontecorvino - Piazza Martiri del terrorismo 10	10		50,00 Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l.
- Parco Eolico Santa Croce del Sannio House S.r.l.	Benevento - Viale Mario Rotili 148	40		50,00 Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l.
- Bioenergia S.r.l.	Pietramontecorvino - Via Calcare 6	1		50,00 Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l.

Si segnala rispetto al 30 giugno 2022 la variazione del perimetro di consolidamento per effetto delle seguenti acquisizioni:

• (i) il Gruppo Alerion attraverso la propria controllata Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l., ha acquistato nel corso del primo semestre del 2022 il 100% delle quote in Brunale S.r.l., la suddetta società progetto è attiva nello sviluppo e nelle attività propedeutiche alla progettazione di un parco fotovoltaico che sarà realizzati nella provincia di Foggia.
• Pagina | 45 (ii) nel corso dell'esercizio il Gruppo Alerion, attraverso la propria controllata Alerion Clean Power RO S.r.l. ha acquistato il 100% delle quote delle seguenti società: a)

Litegosa S.r.l., b) Fradusta S.r.l., le suddette società progetto sono attive nello sviluppo e nelle attività propedeutiche alla progettazione di parchi fotovoltaici che saranno realizzati in Romania e la società c) LAGORAI, società di diritto rumeno, attiva nello sviluppo e nelle attività propedeutiche alla progettazione di un parco eolico che sarà realizzato in Romania.

(iii) l'acquisizione della società Alerion Service S.r.l. in data 14 aprile 2022 direttamente da parte del socio di maggioranza. La società Alerion Service S.r.l.è titolare delle attività di gestione e manutenzione dei parchi eolici del Gruppo attraverso accordi e contratti stipulati con le società operative secondo le prassi di settore. La nuova acquisizione ha apportato un significativo incremento alla voce rimanenze ed un sensibile incremento nel numero dei dipendenti che al 30 giugno 2022 raggiunge le 114 unità rispetto alle 46 unità di inizio periodo.

NOTE ESPLICATIVE AL BILANCIO CONSOLIDATO

5. ATTIVITA' IMMATERIALI A VITA DEFINITA

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

	Diritti e concessioni Costi di sviluppo Brevetti ed opere		d'ingegno	Altre immob. immateriali	Immob. in corso	Totale
(valori in Euro migliaia)
Valore netto al 01.01.2021	185.777	10.486	211	12	1.614	198.100
Valore Lordo
Variazione area di consolidamento	8.833	-	-	-	-	8.833
Incrementi	3.064	1.492	4	173	584	5.317
Decrementi Altre riclassifiche	- 310	(115) -	- -	- -	- (310)	(115) -
Totale variazione Valore Lordo	12.207	1.377	4	173	274	14.035
Ammortamenti accumulati
Ammortamenti	(10.635)	(179)	(43)	(34)	-	(10.891)
Eliminazione del F.do amm.to per alienazione cespiti	-	96	-	(74)	-	22
Totale variazione ammortamenti accumulati	(10.635)	(83)	(43)	(108)	-	(10.869)
Valore lordo al 31.12.2021	250.296	15.654	516	2.781	1.888	271.135
Fondo ammortamento	(62.947)	(3.874)	(344)	(2.704)	-	(69.869)
Valore netto al 01.01.2022	187.349	11.780	172	77	1.888	201.266
Valore Lordo
Variazione area di consolidamento	460	-	69	2	3	534
Incrementi	428	527	16	-	71	1.042
Decrementi	-	-	-	(124)	(1)	(125)
Altre riclassifiche	-	361	-	-	(361)	-
Totale variazione Valore Lordo	888	888	85	(122)	(288)	1.451
Ammortamenti accumulati
Variazione area di consolidamento	-	-	(16)	(1)	-	(17)
Ammortamenti	(5.368)	(268)	(26)	(6)	-	(5.668)
Eliminazione del F.do amm.to per alienazione cespiti	-	-	-	99	-	99
Altre variazioni	-	(165)	-	-	-	(165)
Totale variazione ammortamenti accumulati	(5.368)	(433)	(42)	92	-	(5.751)
Valore lordo al 30.06.2022 Fondo ammortamento	251.184 (68.315)	16.542 (4.307)	601 (386)	2.659 (2.612)	1.600 -	272.586 (75.620)
Rettifiche da "Impairment test"	-	-	-	-		-
Valore netto al 30.06.2022	182.869	12.235	215	47	1.600	196.966

I Diritti e concessioni ammontano a 182.869 migliaia di euro (187.349 migliaia di euro al 31 dicembre 2021) e si riferiscono alle autorizzazioni e ai diritti di gestione dei parchi eolici rilevati tramite l'acquisto di partecipazioni in società progetto.

Il decremento dell'esercizio di 4.480 migliaia di euro riflette l'ammortamento del periodo nonostante l'incremento determinatosi a seguito della variazione dell'area di consolidamento per effetto delle attività di investimento in corso in Romania.

I Costi di sviluppo ammontano a 12.235 migliaia di euro (11.780 migliaia di euro al 31 dicembre 2021) e si riferiscono a costi sostenuti prevalentemente a fronte di studi di fattibilità, di progettazione, analisi anemometriche e ad altri costi relativi a progetti eolici in fase di sviluppo

e di realizzazione. Tali costi sono stati capitalizzati in base alle indicazioni dello IAS 38 e ammortizzati a partire dall'entrata in funzione degli impianti a cui si riferiscono, sulla base della vita utile del relativo progetto.

Come richiesto dallo IAS 36, la Società deve valutare a ogni data di riferimento del bilancio se esiste una indicazione che un'attività possa aver subito una riduzione di valore. Se esiste una qualsiasi indicazione di ciò, l'entità deve stimare il valore recuperabile dell'attività. Lo IAS 36 prevede inoltre che la Società debba valutare a ogni data di riferimento del bilancio se vi è indicazione che una perdita per riduzione di valore di un'attività rilevata negli esercizi precedenti per un'attività diversa dall'avviamento possa non esistere più o possa essersi ridotta. Se esiste una qualsiasi indicazione di ciò, l'entità deve stimare il valore recuperabile di tale attività.

In sede di redazione del presente bilancio consolidato semestrale abbreviato non sono stati identificati indicatori di impairment, considerando sia le fonti informative interne che esterne. In particolare, la crescita della produzione di energia elettrica e il forte aumento dei prezzi di vendita rilevati nel corso del periodo oggetto di analisi, hanno comportato un positivo andamento economico della gestione nel corso del primo semestre, nonostante l'effetto negativo derivante dal cambiamento normativo intervenuto nei primi mesi del 2022 e già rappresentato in precedenza.

Inoltre la capitalizzazione di mercato del Gruppo, pari a circa 1,8 miliardi di euro al 30 giugno 2022, evidenzia un valore notevolmente superiore a quello del patrimonio netto contabile alla stessa data.

Alla luce delle considerazioni effettuate e sopra descritte, non si rilevano trigger event e, nel rispetto delle indicazioni dello IAS 36, non si è proceduto all'effettuazione di uno specifico test di impairment afferente alle singole CGU del Gruppo.

6. ATTIVITA' MATERIALI

Nella tabella seguente sono riportate le variazioni delle Attività materiali:

			Impianti e		Immobilizz. in
(valori in Euro migliaia)		Terreno Fabbricato	macchinari	Altri beni	corso	Totale
Valore netto al 01.01.2021	23.844	282	430.068	316	1.127	455.637
Valore Lordo
Variazione area di consolidamento	1.132	-	-	-	3.312	4.444
Altre riclassifiche	130	-	(151)	151	(130)	-
Incrementi/Decrementi per effetto IFRS 16	652	321	-	49	-	1.022
Incrementi	3.493	3.862	827	137	56.568	64.887
Decrementi	-	-	(5.897)	(13)	-	(5.910)
Totale variazione Valore Lordo	5.407	4.183	(5.221)	324	59.750	64.443
Ammortamenti accumulati
Ammortamenti	(1.325)	(113)	(28.563)	(104)	-	(30.105)
Incrementi/Decrementi per effetto IFRS 16	-	288	-	-	-	288
Eliminazione del F.do amm.to per alienazione	-	-	260	-	-	260
Altre riclassifiche	-	-	139	(139)	-	-
Totale variazione ammortamenti accumulati	(1.325)	175	(28.164)	(243)	-	(29.557)
Valore lordo al 31.12.2021	31.592	4.792	805.983	1.533	60.877	904.777
Fondo ammortamento	(3.666)	(152)	(409.300)	(1.136)	-	(414.254)

Valore netto al 01.01.2022	27.926	4.640	396.683	397	60.877	490.523
Valore Lordo
Variazione area di consolidamento	532	120	329	965	447	2.393
Altre riclassifiche	2	54	2.272	-	(2.328)	-
Incrementi/Decrementi per effetto IFRS 16	85	78	-	-	-	163
Incrementi	463	86	360	34	50.910	51.853
Decrementi	-	-	(841)	(12)	(158)	(1.011)
Totale variazione Valore Lordo	1.082	338	2.120	987	48.871	53.398
Ammortamenti accumulati
Variazione area di consolidamento	-	-	(39)	(298)	-	(337)
Ammortamenti	(665)	(134)	(14.274)	(86)	-	(15.159)
Eliminazione del F.do amm.to per alienazione	-	-	18	12	-	30
Totale variazione ammortamenti accumulati	(665)	(134)	(14.295)	(372)	-	(15.466)
Valore lordo al 30.06.2022	32.674	5.130	808.103	2.520	109.748	958.175
Fondo ammortamento	(4.331)	(286)	(423.595)	(1.508)	-	(429.720)
Valore netto al 30.06.2022	28.343	4.844	384.508	1.012	109.748	528.455

Le voci Terreni e Fabbricati ammontano a complessivi 33.187 migliaia di euro, il cui valore si incrementa di 621 migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2021 quando era pari a 32.566 migliaia di euro, per effetto principalmente dell'acquisto di terreni e della variazione dell'area di consolidamento derivante dalle acquisizioni svolte nel periodo.

Gli Impianti e macchinari ammontano a 384.508 migliaia di euro (396.683 migliaia di euro al 31 dicembre 2021) ed includono i costi relativi alla stima degli oneri di ripristino dei siti ove

insistono gli impianti. La movimentazione è legata principalmente al normale processo di ammortamento intervenuta nel periodo.

Gli Altri beni ammontano a 1.012 migliaia di euro (397 migliaia di euro al 31 dicembre 2021) e riguardano principalmente arredi e mobili d'ufficio, nonché macchine d'ufficio elettroniche.

Le Immobilizzazioni in corso ammontano a 109.748 migliaia di euro (60.887 migliaia di euro al 31 dicembre 2021). L'incremento di 48,9 milioni di euro è principalmente riferibile alla capitalizzazione dei costi sostenuti per la costruzione dei nuovi impianti in Italia e in Romania.

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

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

Al 30 giugno 2022, Alerion Clean Power S.p.A. detiene partecipazioni in joint-venture nelle società Ecoenergia Campania S.r.l., New Green Molise S.r.l., Andromeda Wind S.r.l., Fri-El Guardionara S.r.l., Fri-El Anzi S.r.l., Generai S.r.l., Bioenergia S.r.l. e Parco Eolico Santa Croce del Sannio House S.r.l..

Rispetto al 31 dicembre 2021 non si segnalano variazioni.

Inoltre Alerion detiene direttamente, a seguito della fusione con la controllata Alerion Energie Rinnovabili S.r.l., le seguenti partecipazioni in società collegate: Giava Uno S.r.l. in liquidazione e S.C. Compania Eoliana S.A.. Quest'ultima, a sua volta, è titolare del 99% del capitale di Jimbolia Wind Farm S.r.l.. Tali partecipazioni sono state interamente svalutate negli esercizi precedenti.

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

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

(Euro/000)	30.06.2022	31.12.2021	Variazione
Ecoenergia Campania S.r.l.	3.024	3.500	(476)
New Green Molise S.r.l.	19.488	22.661	(3.173)
Andromeda Wind S.r.l.	12.168	13.664	(1.496)
Fri-El Anzi Holding S.r.l.	8.693	9.800	(1.107)
Fri-El Guardionara S.r.l.	10.285	10.707	(422)
Generai S.r.l.	878	340	538
Bioenergia S.r.l.	879	881	(2)
Parco Eolico Santa Croce del Sannio House S.r.l.	92	93	(1)
Partecipazioni in società valutate con il metodo del Patrimonio Netto	55.507	61.646	(6.139)

Per ciascuna società vengono di seguito riportati le attività, le passività correnti e non correnti, i costi e i ricavi rilevati nel bilancio consolidato al 30 giugno 2022.

Ecoenergia Campania S.r.l.

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

Ecoenergia Campania S.r.l. (Euro/000)
	30.06.2022	31.12.2021
Attività non correnti	7.825	8.203
Attività correnti	3.103	2.970
di cui Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	1.793	1.067
Totale attività	10.928	11.173
Patrimonio netto	6.048	7.001
Passività non correnti	420	331
Passività correnti	4.460	3.841
Totale passività e patrimonio netto	10.928	11.173
	I Semestre	I Semestre
	2022	2021
Ricavi	3.662	2.407
Costi	(1.700)	(1.191)
di cui Svalutazioni e ammortamenti	(374)	(369)
di cui Interessi Passivi	(1)	(11)
di cui Imposte sul reddito	(816)	(461)
Risultato netto	1.962	1.216
Dividendi distribuiti	(2.914)	(968)
	30.06.2022	31.12.2021
Attività nette	6.048	7.001
Percentuale posseduta nella partecipazione	50%	50%
Valore di carico della partecipazione	3.024	3.500

New Green Molise S.r.l.

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

New Green Molise S.r.l. (Euro/000)
	30.06.2022	31.12.2021
Attività non correnti	60.897	63.396
Attività correnti	14.283	27.058
di cui Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	11.844	18.741
Totale attività	75.180	90.454
Patrimonio netto	38.976	45.323
Passività non correnti	11.257	29.971
di cui Passività finanziarie non correnti	10.603	29.334
Passività correnti	24.947	15.160
di cui Passività finanziarie correnti	1.233	8.809
Totale passività e patrimonio netto	75.180	90.454
	I Semestre	I Semestre
	2022	2021
Ricavi	16.551	9.478
Costi	(12.592)	(6.081)
di cui Svalutazioni e ammortamenti	(2.061)	(2.042)
di cui Interessi attivi	-	-
di cui Interessi Passivi	(1.929)	(1.320)
di cui Imposte sul reddito	(7.268)	(1.553)
Risultato netto	3.959	3.397
Conto economico complessivo
Parte efficace degli utili/(perdite) sugli strumenti di copertura Cash flow hedge
relativa a società la cui partecipazione è valuata con il metodo del Patrimonio	1.748	664
Netto
Effetto fiscale relativo agli utili/(perdite) da Cash flow hedge	(420)	(159)
Totale Altri utili/(perdite) complessivi che potrebbero essere riclassificati a
conto economico, al netto dell'effetto fiscale	1.328	505
Dividendi distribuiti	(11.636)	-
	30.06.2022	31.12.2021
Attività nette	38.976	45.323
Percentuale posseduta nella partecipazione	50%	50%
Valore di carico della partecipazione	19.488	22.661

Si segnala che rispetto alla data del 31 dicembre 2021 New Green Molise S.r.l., in accordo con quanto previsto nel regolamento del contratto di finanziamento, ha provveduto ad esercitare la facoltà di rimborsare anticipatamente le somme residue al 30 giugno 2022. Pertanto alla data della presente relazione il debito è stato interamente estinto. Contestualmente è stato chiuso anticipatamente anche il contratto di copertura IRS, con riclassifica della riserva Cash Flow Hedge a conto economico.

Si segnala inoltre che, la voce imposte sul reddito, nel primo semestre 2022 include gli effetti negativi del Decreto Legge 21 marzo 2022, n. 21 ("Decreto Ucraina bis") art. 37, per l'importo di 3,9 milioni di euro.

Andromeda Wind S.r.l.

Andromeda Wind S.r.l. è una società titolare di un parco eolico sito nei comuni di Ururi e Larino, in provincia di Campobasso, con una potenza installata pari a 26 MW. Alerion possiede il 49% delle quote sociali della società.

Andromeda Wind S.r.l. (Euro/000)
	30.06.2022	31.12.2021
Attività non correnti	36.234	37.438
Attività correnti	8.659	10.110
di cui Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	7.462	6.226
Totale attività	44.893	47.548
Patrimonio netto	24.833	27.885
Passività non correnti	11.073	13.140
di cui Passività finanziarie non correnti	6.292	8.297
Passività correnti	8.987	6.523
di cui Passività finanziarie correnti	3.786	3.578
Totale passività e patrimonio netto	44.893	47.548
	I Semestre	I Semestre
	2022	2021
Ricavi	7.500	4.251
Costi	(5.201)	(2.684)
di cui Svalutazioni e ammortamenti	(1.275)	(1.268)
di cui Interessi Passivi	(149)	(179)
di cui Imposte sul reddito	(3.218)	(641)
Risultato netto	2.299	1.567
Conto economico complessivo
Parte efficace degli utili/(perdite) sugli strumenti di copertura Cash flow hedge
relativa a società la cui partecipazione è valuata con il metodo del Patrimonio	198	69
Netto
Effetto fiscale relativo agli utili/(perdite) da Cash flow hedge	(48)	(17)
Totale Altri utili/(perdite) complessivi che potrebbero essere riclassificati a
conto economico, al netto dell'effetto fiscale	150	52
Dividendi distribuiti	(5.500)	-
	30.06.2022	31.12.2021
Attività nette	24.833	27.885
Percentuale posseduta nella partecipazione	49%	49%
Valore di carico della partecipazione	12.168	13.664

Si segnala inoltre che, la voce imposte sul reddito, nel primo semestre 2022 include gli effetti negativi del Decreto Legge 21 marzo 2022, n. 21 ("Decreto Ucraina bis") art. 37, per l'importo di 1,8 milioni di euro.

Fri-El Anzi S.r.l.

Si segnala che con data primo gennaio 2022 ha avuto efficacia la fusione inversa tra Fri-El Anzi S.r.l. (controllata al 100% da Fri-El Anzi Holding) e Fri-El Anzi Holding S.r.l..

Fri-El Anzi S.r.l. è una società titolare di un parco eolico sito nei comuni di Anzi e Brindisi Montagna, in provincia di Potenza, con una potenza installata pari a 16 MW. Alerion possiede il 49% delle quote sociali della società.

Fri-el Anzi S.r.l. (Euro/000)
	30.06.2022	31.12.2021
Attività non correnti	25.267	26.073
Attività correnti	5.080	6.641
di cui Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	4.294	4.160
Totale attività	30.347	32.714
Patrimonio netto	17.741	19.999
Passività non correnti	7.817	8.884
di cui Passività finanziarie non correnti	3.482	4.467
Passività correnti	4.789	3.831
di cui Passività finanziarie correnti	1.959	1.938
Totale passività e patrimonio netto	30.347	32.714
	I Semestre	I Semestre
	2022	2021
Ricavi	4.996	3.154
Costi	(2.254)	(1.856)
di cui Svalutazioni e ammortamenti	(805)	(802)
di cui Interessi Passivi	(74)	(95)
di cui Imposte sul reddito	-	(532)
Risultato netto	2.742	1.298
Dividendi distribuiti	(5.000)	(1.400)
	30.06.2022	31.12.2021
Attività nette	17.741	19.999
Percentuale posseduta nella partecipazione	49%	49%
Valore di carico della partecipazione	8.693	9.800

Fri-El Guardionara S.r.l.

Fri-El Guardionara S.r.l. è una società titolare di un parco eolico sito nei comuni di San Basilio, Donigala e Goni, in provincia di Cagliari, con una potenza installata pari a 24,65 MW. Alerion possiede il 49% delle quote sociali della società.

Fri-el Guardionara S.r.l. (Euro/000)
	30.06.2022	31.12.2021
Attività non correnti	27.416	28.309
Attività correnti	8.965	7.726
di cui Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	(20.990)	(21.850)
Totale attività	36.381	36.035
Patrimonio netto	20.990	21.850
Passività non correnti	7.787	9.259
di cui Passività finanziarie non correnti	3.008	4.442
Passività correnti	7.604	4.926
di cui Passività finanziarie correnti	2.798	2.688
Totale passività e patrimonio netto	36.381	36.035
	I Semestre	I Semestre
	2022	2021
Ricavi	6.749	4.136
Costi	(4.183)	(2.350)
di cui Svalutazioni e ammortamenti	(925)	(917)
di cui Interessi attivi	-	3
di cui Interessi Passivi	(93)	(115)
di cui Imposte sul reddito	(2.674)	(728)
Risultato netto	2.566	1.786
Conto economico complessivo
Parte efficace degli utili/(perdite) sugli strumenti di copertura Cash flow hedge
relativa a società la cui partecipazione è valuata con il metodo del Patrimonio	99	35
Netto
Effetto fiscale relativo agli utili/(perdite) da Cash flow hedge	(24)	(8)
Totale Altri utili/(perdite) complessivi che potrebbero essere riclassificati a
conto economico, al netto dell'effetto fiscale	75	27
Dividendi distribuiti	(3.500)	-
	30.06.2022	31.12.2021
Attività nette	20.990	21.850
Percentuale posseduta nella partecipazione	49%	49%
Valore di carico della partecipazione	10.285	10.707

Si segnala inoltre che, la voce imposte sul reddito, nel primo semestre 2022 include gli effetti negativi del Decreto Legge 21 marzo 2022, n. 21 ("Decreto Ucraina bis") art. 37, per l'importo di 1,3 milioni di euro.

Generai S.r.l.

Generai S.r.l. è una società titolare di un di un progetto in via di sviluppo per la realizzazione nel Comune di Cerignola (FG) di un impianto per la produzione di energia da fonte eolica di potenza complessiva pari a 29,4 MW. Alerion possiede il 50% delle quote sociali della società.

Generai S.r.l. (Euro/000)
	30.06.2022	31.12.2021
Attività non correnti	1.864	707
Attività correnti	30	29
di cui Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	8	19
Totale attività	1.894	736
Patrimonio netto	1.757	681
Passività non correnti	76	25
di cui Passività finanziarie non correnti	-	25
Passività correnti	61	30
Totale passività e patrimonio netto	1.894	736
	I Semestre	I Semestre
	2022	2021
Ricavi	-	-
Costi	(4)	(1)
Risultato netto	(4)	(1)
Dividendi distribuiti	-	-
	30.06.2022	31.12.2021
Attività nette	1.757	681
Percentuale posseduta nella partecipazione	50%	50%
Valore di carico della partecipazione	878	341

Bioenergia S.r.l.

Bioenergia S.r.l. è una società titolare di un progetto in via di sviluppo per la realizzazione, nei comuni di Orta Nova e Cerignola (FG), di un impianto per la produzione di energia elettrica da fonte eolica di potenza complessiva pari a 30 MW. Alerion possiede il 50% delle quote sociali della società. Si riporta qui di seguito l'indicazione delle attività e delle passività correnti e non correnti, e dei costi e ricavi riferiti alla partecipata, rilevati nel bilancio consolidato del Gruppo Alerion al 30 giugno 2022, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto:

Bioenergia S.r.l. (Euro/000)
	30.06.2022	31.12.2021
Attività non correnti	1.836	1.817
Attività correnti	34	9
di cui Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	22	1
Totale attività	1.870	1.826
Patrimonio netto	1.757	1.762
Passività non correnti	46	15
di cui Passività finanziarie non correnti	46	15
Passività correnti	67	49
di cui Passività finanziarie correnti	25	-
Totale passività e patrimonio netto	1.870	1.826
	I Semestre	I Semestre
	2022	2021
Ricavi	(5)	-
Costi	1	-
Risultato netto	(4)	-
Dividendi distribuiti	-	-
	30.06.2022	31.12.2021
Attività nette	1.757	1.762
Percentuale posseduta nella partecipazione	50%	50%
Valore di carico della partecipazione	879	881

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

Parco Eolico Santa Croce del Sannio House S.r.l. è una società titolare di un progetto in via di sviluppo per la realizzazione, nel comune di Manfredonia (FG), di un impianto per la produzione di energia elettrica da fonte eolica di potenza complessiva pari a 29,6 MW. Alerion possiede il 50% delle quote sociali della società. Si riporta qui di seguito l'indicazione delle attività e delle passività correnti e non correnti, e dei costi e ricavi riferiti alla partecipata, rilevati nel bilancio consolidato del Gruppo Alerion al 30 giugno 2022, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto:

Parco Eolico Santa croce del Sannio House S.r.l. (Euro/000)
	30.06.2022	31.12.2021
Attività non correnti	189	183
Attività correnti	28	6
Totale attività	217	189
Patrimonio netto	183	186
Passività non correnti	20	-
Passività correnti	14	3
Totale passività e patrimonio netto	217	189
	I Semestre 2022	I Semestre 2022
Ricavi	(4)	-
Costi	-	-
Risultato netto	(4)	-
Dividendi distribuiti	- 30.06.2022	- 31.12.2021
Attività nette	183	186
Percentuale posseduta nella partecipazione	50%	50%

Compania Eoliana S.A.

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

8. CREDITI FINANZIARI E ALTRE ATTIVITÀ FINANZIARIE NON CORRENTI

I Crediti Finanziari e Altre Attività Finanziarie Non Correnti si attestano a 8.476 migliaia di euro (rispetto alle 7.176 migliaia di euro al 31 dicembre 2021) ed includono: i) i crediti finanziari verso le società valutate con il metodo del patrimonio netto, ii) le attività finanziarie relative alle operazioni di sviluppo e di investimento in Romania, come descritto nella relazione finanziaria annuale al 31 dicembre 2021.

9. CREDITI VARI E ALTRE ATTIVITÀ NON CORRENTI

I Crediti vari e altre attività non correnti si attestano a 1.216 migliaia di euro (rispetto alle a 947 migliaia di euro al 31 dicembre 2021) ed includono principalmente i crediti IVA che saranno incassati in periodo superiore ai 12 mesi successivi alla chiusura del presente esercizio.

ATTIVITA' CORRENTI

10.RIMANENZE

Le rimanenze di magazzino ammontano a 6.365 migliaia di euro al 30 giugno 2022. Si evidenzia che il saldo in oggetto si è originato a seguito dell'acquisizione nel corso del semestre della società Alerion Service S.r.l. che svolge le attività cosiddette di "Asset Management" per i parchi operativi attualmente compresi nel perimetro del Gruppo. Tali attività di manutenzione comprendono l'assistenza e la sostituzione delle parti di ricambio delle centrali eoliche al verificarsi di eventi o sulla base delle tempistiche programmate.

11.CREDITI COMMERCIALI

Crediti Commerciali ammontano a 24.995 migliaia di euro (38.263 migliaia di euro al 31 dicembre 2021) e sono principalmente rappresentati da crediti maturati sulla vendita dell'energia prodotta nel mese di giugno 2022. La variazione in aumento rispetto al precedente esercizio è dovuta al forte incremento dei prezzi nel corso di questo primo semestre 2022, come già precedentemente esposto, in continuità con quanto avvenuto nell'ultima parte del 2021.

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

12.CREDITI TRIBUTARI

La voce Crediti Tributari ammonta a 3.069 migliaia di euro (2.989 migliaia di euro al 31 dicembre 2021) e si riferisce principalmente a crediti tributari IRES (1.300 migliaia di euro richiesti a rimborso e 664 migliaia di euro per acconti versati eccedenti rispetto al debito del periodo), a crediti tributari IRAP (1.012 migliaia di euro chiesti a rimborso e 46 migliaia di euro per acconti versati eccedenti rispetto al debito del periodo).

13.CREDITI VARI E ALTRE ATTIVITA' CORRENTI

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

(Euro/000)	30.06.2022	31.12.2021	Variazione
Crediti verso l'Erario	21.141	13.597	7.544
Crediti verso altri	16.476	21.595	(5.119)
Totale crediti vari correnti	37.617	35.192	2.425

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

I Crediti verso altri ammontano a 16.476 migliaia di euro (21.595 migliaia di euro al 31 dicembre 2021), al netto di un fondo svalutazione di 269 migliaia di euro, e si riferiscono principalmente a crediti per incentivi per 3.559 migliaia di euro (14.588 migliaia di euro al 31 dicembre 2021), ad altri crediti 8.905 migliaia di euro relativi principalmente a rimborsi assicurativi e risconti attivi per 2.921 migliaia di euro.

I crediti per incentivi hanno generalmente scadenza a 60 giorni.

14.CREDITI FINANZIARI E ALTRE ATTIVITÀ FINANZIARIE CORRENTI

La voce pari a 24 migliaia di euro (457 migliaia di euro al 31 dicembre 2021), che includeva al 31 dicembre 2021 crediti finanziari per un'iniziativa in sviluppo in Romania, al 30 giugno accoglie principalmente interessi maturati e non ancora incassati sulle attività finanziarie correnti.

15.CASSA ED ALTRE ATTIVITÀ LIQUIDE EQUIVALENTI

I Depositi Bancari ammontano a 296.530 migliaia di euro (123.652 migliaia di euro al 31 dicembre 2021).

(Euro/000)	30.06.2022	31.12.2021	Variazione
Depositi bancari a vista	296.493	123.634	172.859
Denaro e valori in cassa	37	18	19
Totale cassa ed altre disponibilità liquide equivalenti	296.530	123.652	172.878

Si segnala che alla data del 30 giugno 2022 i Depositi Bancari riconducibili a società del Gruppo che non hanno in essere finanziamenti in project financing ammontano a 219.608 migliaia di euro al 30 giugno 2022 (84.693 migliaia di euro al 31 dicembre 2021).

Le disponibilità liquide, relative alle società del Gruppo, finanziate secondo lo schema del project financing ammontano a 76.922 migliaia di euro al 30 giugno 2022 (38.960 migliaia di euro al 31 dicembre 2021), sono principalmente costituite da depositi di conti correnti bancari e devono operare nel rispetto degli impegni legati ai contratti di project financing.

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

16.PATRIMONIO NETTO

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

Il Patrimonio Netto di pertinenza del Gruppo al 30 giugno 2022 è pari a 258.331 migliaia di euro con un incremento di 31.233 migliaia di euro rispetto ai 227.098 migliaia di euro del 31 dicembre 2021. Le variazioni intervenute sono state:

• incremento di 43.114 migliaia di euro per l'utile dell'esercizio di pertinenza del Gruppo;
• decremento di 2 migliaia di euro per effetto degli utili/perdite attuariali da piani a benefici definiti (IAS 19) rilevati nel conto economico complessivo consolidato al netto dell'effetto fiscale;
• non si rilevano acquisti di azioni proprie nel corso del semestre;

• incremento di 15.275 migliaia di euro dovuto alla variazione positiva del fair value degli strumenti derivati, al netto dell'effetto fiscale;
• decremento di 23.762 migliaia di euro alla distribuzione parziale di riserve disponibili;
• incremento della voce altre variazioni per 3.392 migliaia di euro principalmente per effetto della differenza tra le attività nette acquisite rispetto al corrispettivo riconosciuto a fronte della recente acquisizione della società Alerion Service S.r.l. direttamente dal socio di maggioranza.

Si segnala che l'Assemblea degli Azionisti di Alerion, tenutasi in data 22 aprile 2022, ha approvato la proposta di distribuzione di un dividendo da erogare con pagamento a partire dal 25 maggio 2022 con stacco in data 23 maggio 2022 della cedola n. 11, tramite l'utilizzo parziale di riserve, di euro 0,44 per ogni azione ordinaria in circolazione (al netto delle azioni proprie), al lordo o al netto delle ritenute fiscali a seconda del regime fiscale applicabile. Il pagamento del dividendo, per un importo complessivo pari a 23.762 migliaia di euro, è avvenuto nei termini e con le modalità stabilite dall'Assemblea.

Il prospetto di variazione delle voci del patrimonio netto al 30 giugno 2022 rispetto a quelle presenti al 31 dicembre 2021 è esposto tra i prospetti contabili consolidati.

Si riporta di seguito il dettaglio delle singole voci:

Il capitale sociale di Alerion ammonta a 161.137 migliaia di euro (invariato rispetto al 31 dicembre 2021) ed è costituito da n. 54.229.403 azioni ordinarie.

La riserva azioni proprie al 30 giugno 2022 è negativa per 3.147 migliaia di euro, invariata rispetto al 31 dicembre 2021) e si riferisce al controvalore di acquisto delle n. 225.356 azioni proprie detenute dalla società. La riserva non si movimenta rispetto al valore al 31 dicembre 2021.

La riserva da sovrapprezzo azioni ammonta a 21.400 migliaia di euro, invariata rispetto al 30 giugno 2022, e si riferisce: i) al sovrapprezzo di 0,02 euro per azione sull'aumento di capitale avvenuto nel corso del 2003; ii) al sovraprezzo di 0,55 euro per azione sull'aumento di capitale avvenuto nel 2008, al netto delle rettifiche per i costi sostenuti, funzionali agli aumenti di capitale; iii) alla differenza tra il valore relativo all'acquisto delle azioni proprie annullate nel 2012 e il loro valore nominale, oltre alla commissioni sull'acquisto.

Le riserve di risultato sono positive per 78.912 migliaia di euro (positive per 62.939 migliaia di euro al 31 dicembre 2021) ed includono gli utili/perdite accumulate, al netto dei dividendi distribuiti.

La riserva di cash flow hedge risulta positiva per 29 migliaia di euro (negativa per 15.231 migliaia di euro al 31 dicembre 2021) ed accoglie le variazioni di fair value degli strumenti derivati, al netto del relativo effetto fiscale per la loro porzione efficace. La variazione positiva dell'esercizio è stata complessivamente pari a 15.275 migliaia di euro di cui una variazione positiva pari a 775 migliaia di euro riconducibile alle partecipazioni in società valutate con il metodo del patrimonio netto. Si rimanda al paragrafo "3. POLITICA DI GESTIONE DEL RISCHIO FINANZIARIO" dove è riportata la movimentazione della riserva di cash flow hedge.

Il capitale, le riserve ed il risultato di terzi sono pari complessivamente a 5.655 migliaia di euro (4.525 migliaia di euro al 31 dicembre 2021).

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

	Sede			Utili (perdite) su
Società	operativa	Percentuale di possesso		partecipazioni di minoranza		Patrimonio netto di terzi
(Euro Migliaia)				I° Semestre	I° Semestre
		30.06.2022	31.12.2021	2022	2021	30.06.2022	31.12.2021
Alerion Bulgaria AD	Bulgaria	92,50%	92,50%	(1)	(1)	(7)	(7)
Parco Eolico Licodia Eubea	Italia	80,00%	80,00%	703	168	1.548	1.314
Energes Biccari	Italia	75,00%	75,00%	0	0	0	0
Wind Energy EOOD	Bulgaria	51,00%	51,00%	190	40	863	673
Wind Stream EOOD	Bulgaria	51,00%	51,00%	136	44	585	449
Wind Systems EOOD	Bulgaria	51,00%	51,00%	204	38	837	633
Wind Power 2 EOOD	Bulgaria	51,00%	51,00%	188	40	828	640
FRI-EL Anglona	Italia	90,00%	90,00%	339	246	(420)	(439)
Draghiescu Partners	Romania	90,00%	90,00%	(36)	(8)	(75)	(39)
FRI-EL Nulvi Holding	Italia	90,00%	90,00%	(3)	(3)	1.630	1.313
Mitoc Partners	Romania	75,00%	75,00%	(73)	0	(85)	(12)
Phoenix Catalyst	Romania	75,00%	75,00%	(7)	0	(7)	0
Phoenix Ceres	Romania	75,00%	75,00%	(7)	0	(7)	0
Phoenix Genesis	Romania	75,00%	75,00%	(7)	0	(7)	0
Phoenix Nest	Romania	75,00%	75,00%	(28)	0	(28)	0
Totale				1.598	564	5.655	4.525

PASSIVITA' NON CORRENTI

17.PASSIVITA' FINANZIARIE NON CORRENTI

(Euro/000)	30.06.2022	31.12.2021	Variazione
Debiti vero obbligazionisti	494.876	395.901	98.975
Debiti verso banche per finanziamenti	158.029	106.920	51.109
Debiti finanziari per Lease	19.402	19.827	(425)
Debiti per Lease Finanziari	-	19.171	(19.171)
Debiti verso soci terzi per finanziamenti	11.517	12.167	(650)
Totale passività finanziarie non correnti	683.824	553.986	129.838

Il Debito verso obbligazionisti al 30 giugno 2022 è composto i) dal valore del prestito obbligazionario 2019-2025 sottoscritto il 12 dicembre 2019 per un controvalore di 200.000 migliaia di euro, al netto di costi di emissioni per 1.755 migliaia di euro, ii) dal valore del prestito obbligazionario 2021-2027 emesso in data 3 novembre 2021 per un controvalore di 200.000 migliaia di euro, al netto di costi di emissioni per 1.945 migliaia di euro e ii) dal valore del prestito obbligazionario 2022-2028 emesso in data 17 maggio 2022 per un controvalore di 100.000 migliaia di euro, al netto di costi di emissioni per 1.424 migliaia di euro. La variazione intercorsa per 98.975 migliaia di euro nel semestre fa riferimento principalmente alla sottoscrizione del nuovo prestito obbligazionario 2022-2028.

La voce Debiti verso banche per finanziamenti al 30 giugno 2022 ammonta a 158.029 migliaia di euro (al 31 dicembre 2021 era pari a 106.920 migliaia di euro) ed è composta i) dalla

quota a lungo termine dei finanziamenti in project financing ottenuti per la realizzazione dei parchi eolici di Villacidro, di Albareto e di Ponte Gandolfo, detenuti rispettivamente dalle controllate Green Energy Sardegna S.r.l. per 22.221 migliaia di euro, Fri-El Albareto S.r.l. per 15.077 migliaia di euro ed Eolica PM S.r.l. per 37.657 migliaia di euro, al netto dei costi accessori, ii) dalla quota a lungo termine dei finanziamenti in project financing per effetto delle acquisizioni perfezionatesi nel 2019, nello specifico Comiolica S.L. per 13.175 migliaia di euro e Fri-El Campidano S.r.l. per 3.717 migliaia di euro, al netto dei costi accessori, iii) della quota a lungo termine dei finanziamenti bancari ottenuti da Alerion Clean Power S.p.A. verso Bankinter pari a 693 migliaia di euro, e verso Mediocredito pari a 2.775 migliaia di euro e iv) dalla quota a lungo termine dei finanziamenti in project financing per effetto delle nuove stipule effettuate nel corso del semestre 2022, nello specifico in capo a Enermac S.r.l. per 38.410 migliaia di euro, in capo a Naonis Wind S.r.l. per 7.380 migliaia di euro e ad Anemos Wind per 13.270 migliaia di euro.

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

							scadenza
(Euro/000)	al 31.12.21	Increm.	(decrem.)	al 30.06.22	Tasso di interesse	IRS
Debito verso Obbligaz. 2019-2025 Green Bond	198.236	3.331	-		201.567 Tasso Pr. obligazionario 3,125%	n.a.	2025
Debito verso Obbligaz. 2021-2027 Green Bond	198.603	2.399	-		201.002 Tasso Pr. obligazionario 2,25%	n.a.	2027
Debito verso Obbligaz. 2022-2028 Green Bond	-	98.998	-		98.998 Tasso Pr. obligazionario 3,5%	n.a.	2028
Project financing - Albareto	16.708	-	(519)		16.189 Euribor 6 mesi + 1,95 %	0,95%	2035
Project financing - Naonis	-	7.523	-		7.523 Euribor 6M + 1,80%	1,90%	2039
Project financing - Enermac	-	39.108	-		39.108 Euribor 6M + 1,80%	1,93%	2039
Project finance - Anemos Wind	-	18.099	-		18.099 Euribor 6M + 1,55 %	1,39%	2028
Project financing - Campidano	15.785	-	(4.175)		11.610 Euribor 6 mesi + 1,75 %	-0,17%	2023
Project financing - Comiolica	16.468	-	(1.109)		15.359 Euribor 6 mesi + 2,75 %	0,43%	2026
Project financing - Eolica PM	41.635	-	(1.204)		40.431 Euribor 6 mesi + 1,95 %	1,11%	2035
Project financing - Green Energy Sardegna	24.623	-	(758)		23.865 Euribor 6 mesi + 1,95%	1,23%	2035
Project financing - W.Energy Eood	240	-	(240)	-	DEG Base + 4,75 %	n.a.	2022
Project financing - W.Power Eood	240	-	(240)	-	DEG Base + 4,75 %	n.a.	2022
Project financing - W.Stream Eood	240	-	(240)	-	DEG Base + 4,75 %	n.a.	2022
Project financing - W.System Eood	240	-	(240)	-	DEG Base + 4,75 %	n.a.	2022
Project financing - Grottole	10.797	-	(4.099)		6.698 Euribor 6 mesi + 1,10 %	0,19%	2023
Finanziamento Ipotecario - Fucini4	-	3.812	-		3.812 Euribor 6 mesi + 1,6 %	0,47%	2032
Finanziamento Bankinter	1.915	-	(401)		1.514 Euribor 6 mesi +2,32%	n.a.	2024
Finanziamento Mediocredito 2020-2026	4.002	-	(405)		3.597 Euribor 3 mesi + 1,8 %	n.a.	2026
Debiti vs Banche	19.018	-	(3.915)		15.103 Euribor 1 mese + 1,0%	n.a.	a revoca
Debiti finanziari per Leases	45.519	-	(24.861)		20.658 Tasso indebitam incrementale 3,71%	n.a.
Finanziamento soci di minoranza	12.422	-	(440)	11.982
Altre passività finanziarie	4	-	(4)	-
Totale Passività finanziarie	606.695	173.270	(42.850)	737.115
di cui
Correnti	52.709			53.291
Non-correnti	553.986			683.824

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

(Euro/000)			Debito finanziario associato
Impianto	Società	Capacità Installata Consolidata (MW)	Valore netto contabile delle Attività	Valore contabile Forma delle Tecnica Passività Finanziarie	Scadenza	Impegni, garanzie rilasciate a favore dei finanziatori	Clausole contrattuali significative
Callari (CT)	Callari S.r.l.	36,00	26.624	- Proj.financing	Rimborsato	(*)	(**)
Ordona (FG)	Ordona S.r.l.	34,00	28.668	- Proj.financing	Rimborsato	(*)	(**)
Castel di Lucio (ME)	Minerva S.r.l.	22,95	21.605	- Fin. Soci	Rimborsato	(Itg)	(Itg)
Licodia (CT)	Parco Eolico Licodia Eubea S.r.l.	22,10	20.818	- Fin. Soci	Rimborsato	(Itg)	(Itg)
San Marco in Lamis (FG)	Renergy San Marco S.r.l.	44,20	36.694	- Fin. Soci	Rimborsato	(Itg)	(Itg)
Agrigento (AG)	Wind Power Sud S.r.l.	33,15	33.021	- Fin. Soci	Rimborsato	(Itg)	(Itg)
Albanella (SA)	Eolo S.r.l.	8,50	3.816	- Fin. Soci	Rimborsato	(Itg)	(Itg)
Ciorlano (CE)	Dotto S.r.l.	20,00	11.706	- Fin. Soci	Rimborsato	(Itg)	(Itg)
Morcone-Pontelandolfo (BN)	Eolica PM S.r.l.	51,75	67.714	40.431 Proj.financing	2035	(*)	(**)
Villacidro (VS)	Green Energy Sardegna S.r.l.	30,80	36.756	23.865 Proj.financing	2035	(*)	(**)
Comiolica (Spagna) - WIND	Comiolica S.L.	36,00	45.468	15.359 Proj.financing	2026	(*)	(**)
Albareto (PR)	Fri-El Albareto S.r.l.	19,80	27.318	16.189 Proj.financing	2035	(*)	(**)
Campidano (VS)	Fri-El Campidano S.r.l.	70,00	43.417	11.610 Proj.financing	2023	(*)	(**)
Regalbuto (EN)	Anemos Wind S.r.l.	50,00	33.132	18.099 Proj.financing	2028	(*)	(**)
Orta Nova (FG)	Enermac S.r.l.	51,00	48.973	39.108 Proj.financing	2039	(*)	(**)
Cerignola (FG)	Naonis WindS.r.l.	10,95	10.339	7.523 Proj.financing	2039	(*)	(**)
Grottole (MT)	Fri-el Grottole	54,00	67.958	6.698 Proj.financing	2023	(*)	(**)
Ricigliano (SA)	Fri-el Ricigliano	36,00	19.375	- Proj.financing	Rimborsato	(*)	(**)
Nulvi-Tergu (SS)	Fri-el Anglona	29,75	15.114	- Proj.financing	Rimborsato	(*)	(**)
Krupen (1) (Bulgaria)	W.Energy Eood	3,00	2.168	- Proj.financing	n.a.	(*)	(**)
Krupen (2) (Bulgaria)	W.Power Eood	3,00	2.144	- Proj.financing	n.a.	(*)	(**)
Krupen (3) (Bulgaria)	W.Stream Eood	3,00	2.168	- Proj.financing	n.a.	(*)	(**)
Krupen (4) (Bulgaria)	W.System Eood	3,00	2.168	- Proj.financing	n.a.	(*)	(**)
		673,0	551.872	178.882

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

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

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

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

Si evidenziano di seguito i saldi al 30 giugno 2022 relativi alle Attività Correnti riconducibili alle società del Gruppo, finanziate secondo lo schema del project financing:

(Euro/000)	30.06.2022	Valori riconducibili a società finanziate con project financing	31.12.2021	Valori riconducibili a società finanziate con project financing
Crediti commerciali	24.995	11.427	38.263	18.203
Crediti tributari	3.069	1.688	2.989	7
Crediti vari e altre attività correnti	37.617	11.168	35.192	7.736
di cui crediti per Incentivo	3.559	1.448	14.588	5.041
Crediti finanziari e altre attività finanziarie correnti	24	-	457	-
Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti	296.530	76.922	123.652	38.960
ATTIVITA' CORRENTI:	362.235	101.205	200.553	64.906

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

• Gli obblighi di fare riguardano, tra l'altro, l'apertura del Conto Progetto e del Conto IVA, la dotazione di mezzi propri, la stipulazione della Convenzione con il Gestore di Rete e delle Polizze Assicurative, la nomina del Direttore dei Lavori, la salvaguardia dell'Impianto, la comunicazione di ogni Evento di Decadenza o Evento di Risoluzione o Evento di Recesso, il pieno rispetto del Decreto in Conto Energia, il rispetto del Livello Minimo di Giacenza, il riconoscimento cd. right of first refusal alla Banca Finanziatrice, in caso di refinancing.

• Gli obblighi di non fare concernono, tra l'altro, il divieto di rimborso del Finanziamento Soci (salvo il preventivo consenso scritto della Banca Finanziatrice, nel caso in cui ciò non consenta di mantenere un Debt to equity ratio almeno pari a quanto definito contrattualmente), di cessazione o modifica della natura delle attività condotte, di costituzione di vincoli e/o gravami sui beni afferenti il Progetto (negative pledge) e di costituzione di patrimoni destinati.

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

Finanziamenti in Project finance:	DSCR (Debt Service Cover Ratio)
- Project finance - Grottole	1,05
- Project finance - New Green Molise	Rimborsato al 30 giugno 2022
- Project finance - Green Energy Sardegna	1,05
- Project finance - Eolica PM	1,05
- Project finance - Fri-el Albareto	1,05
- Project finance - Comiolica	1,05
- Project finance - Campidano	1,05
- Project finance - Krupen	Rimborsato al 30 giugno 2022
- Project finance – Anemos wind (*)	n.a.
- Project finance – Enermac (*)	n.a.
- Project finance – Naonis (*)	n.a.

Al 30 giugno 2022, ultima data di calcolo, i covenants sopra indicati sono stati rispettati.

Si segnala che con riferimento al "Prestito Obbligazionario 2019 -2025", "Prestito Obbligazionario 2021 -2027" e al "Prestito Obbligazionario 2022 -2028", qualora a ciascuna Data di Calcolo il rapporto tra l'Indebitamento Finanziario Contabile al Netto dei Derivati ed il Patrimonio Netto al Netto dei Derivati risulti superiore a 2,5 la società si impegna a non assumere ulteriore indebitamento Finanziario Contabile al Netto dei Derivati salvo che alla successiva Data di Calcolo tale rapporto risulti pari o inferiore al valore di 2,5; con "Data di Calcolo" si intende la data del 31 dicembre di ogni anno di durata del Prestito, a partire dal 31 dicembre successivo a ciascuna delle emissioni sopra individuate. Si evidenzia che, la definizione e il calcolo dell'Indebitamento Finanziario Contabile al Netto dei Derivati e del Patrimonio Netto al Netto dei Derivati verranno effettuati sulla base dei principi contabili internazionali in vigore alla data di erogazione di ciascun singolo Prestito Obbligazionario e già adottati dalla società per la predisposizione della relazione finanziaria annuale 2019.

Alla data odierna, sulla base delle simulazioni effettuate, i parametri finanziari relativi ai prestiti obbligazionari della Società risultano rispettati.

I Debiti e passività per lease pari a 19.402 migliaia si riferiscono al valore attuale della quota scadente oltre i 12 mesi dei futuri canoni di lease iscritti secondo il modello di rilevazione contabile dei lease previsto dal principio IFRS 16. Al 31 dicembre 2021 tali debiti includevano 21.183 migliaia di euro relativi al contratto di leasing finanziario per l'impianto di Regalbuto (Anemos Wind S.r.l.). Tale contratto di leasing è stato oggetto di chiusura anticipata in data 15 maggio 2022 e sostituito con l'apertura di un nuovo Project Financing, come precedentemente descritto.

I Debiti verso soci terzi per finanziamenti pari ad 11.517 migliaia al 30 giugno 2022, si riferiscono a finanziamenti concessi dai soci di minoranza in relazione allo sviluppo dei parchi eolici. La voce si riferisce principalmente all'erogazione da parte di SIMEST di un finanziamento soci pari a 9.851 migliaia, al netto di costi accessori pari a 100 migliaia di euro a sostegno dello sviluppo di Alerion in Spagna. In particolare, l'investimento di SIMEST, effettuato in forma mista tra aumento di capitale sociale e finanziamento soci per complessivi 10 milioni di euro, è diretto ad affiancare Alerion, per il tramite della sua controllata locale Alerion Spain, nell'acquisizione, già completata in data 26 giugno 2019, di Comiolica S.L. Successivamente all'aumento di capitale nella holding delle attività in Spagna, SIMEST detiene una partecipazione del 49% in Alerion Spain, società di cui Alerion Clean Power S.p.A. mantiene il controllo con il 51% del capitale sociale. Considerando che nella sostanza l'operazione SIMEST si configura come un'operazione di finanziamento e considerando la presenza di un'opzione "put" esercitabile dalla controparte, il Gruppo ha considerato SIMEST quale un finanziatore e, ai fini del consolidamento di Comiolica S.L., non ha fatto emergere interessi di minoranza nel bilancio consolidato.

18.STRUMENTI DERIVATI

Alla data del 30 giugno 2022, l'ammontare netto degli strumenti derivati iscritti in bilancio ammontano complessivamente a 314 migliaia di euro (19.943 migliaia di euro al 31 dicembre 2021), la voce si compone di crediti per strumenti derivati per un ammontare complessivo di 5.565 migliaia di euro di cui 5.436 migliaia di euro relativa alla quota non-corrente e 129 migliaia di euro la quota corrente. Tali crediti sono principalmente relativi ai contratti derivati IRS sui finanziamenti in project financing.

I debiti per strumenti derivati sono pari a 5.879 migliaia di euro e rappresentano i flussi di cassa con scadenza entro l'esercizio relativi ai derivati sull'energia i cui contratti termineranno alla fine del 2022.

(Euro/000)	30.06.2022	31.12.2021	Variazione
Crediti non correnti per strumenti derivati	5.436	-	5.436
Crediti correnti per strumenti derivati	129	-	129
Totale crediti per strumenti derivati (a)	5.565	-	5.565
Debiti non correnti per strumenti derivati	-	3.041	(3.041)
Debiti correnti per strumenti derivati	5.879	16.902	(11.023)
Totale debiti per strumenti derivati (b)	5.879	19.943	(14.064)
Ammontare netto del fair value per strumenti derivati = (a - b)	(314)	(19.943)	19.629

Al 30 giugno 2022 sono in essere le seguenti operazioni di finanziamento, per le quali sono state attivate le coperture dal rischio di cash flow:

	Project financing		Fair value strumenti		Chiusura anticipata e		Fair value strumenti
	oggetto di		derivati al		rimborso degli		derivati al
Controparte (Società)	Copertura	Nozionale	30 giugno	Quota a	strumenti	Quota a	31 dicembre
(valori in Euro/000)	con IRS	Derivato	2022	CFH	derivati	CE	2021
Banco BPM (Fucini)	3.812	3.850	332	332	-	-	-
Banco BPM (Anemos Wind)	18.099	12.950	63	63	-	-	-
Banco BPM (Campidano)	6.635	4.686	48	65	-	-	(17)
Banco BPM (Campidano # 2)	4.975	3.514	36	49	-	-	(13)
Unicredit (Green Energy Sardegna)	23.865	18.292	866	2.223	-	-	(1.357)
Unicredit (Eolica PM)	40.431	30.891	1.708	3.721	-	-	(2.013)
Unicredit (Enermac)	39.108	33.752	465	465	-	-	-
Unicredit (Naonis Wind)	7.523	6.914	120	120	-	-	-
Sabadel (Comiolica )	15.359	11.812	397	459	-	-	(62)
Unicredit (Grottole)	6.698	5.046	16	48	-	18	(50)
Unicredit (Fri-el Albareto)	16.189	12.589	811	1.482	-	-	(671)
Strumenti Derivati su Project Financing	182.694	144.296	4.862	9.027	-	18	(4.183)
		Nozionale	Fair value strumenti derivati al		Chiusura anticipata e rimborso degli		Fair value strumenti derivati al
Controparte (Società)	Commodity	Derivato	30 giugno	Quota a	strumenti	Quota a	31 dicembre
(valori in Euro/000)	Swap	(GWh)	2022	CFH	derivati	CE	2021
Unicredit (Alerion Clean Power)	-	92	(5.176)	10.584	-	-	(15.760)
Strumenti Derivati Commodity Swap	-	92	(5.176)	10.584	-	-	(15.760)
Strumenti Derivati riconducibili a
partecipazioni consolidate integralmente			(314)	19.611	-	18	(19.943)
relativo effetto fiscale			(1.161)	(5.124)	-	2.949	1.014
Strumenti derivati riconducibili a partecipazioni consolidate integralmente al netto del relativo effetto fiscale			(1.475)	14.487	-	2.967	(18.929)
Controparte (Società) (valori in Euro/000)	Project financing		Fair value strumenti		Chiusura anticipata e		Fair value strumenti
	oggetto di		derivati al		rimborso degli		derivati al
Partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto	Copertura con IRS	Nozionale Derivato	30 giugno 2022	Quota a CFH	strumenti derivati	Quota a CE	31 dicembre 2021
Unicredit (Andromeda)*	4.281	3.891	51	97	-	2	(48)

B.I.I.S. (New Green Molise )* - - - - 874 - (874) Strumenti Derivati riconducibile a partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto 6.968 6.333 80 145 874 3 (942) relativo effetto fiscale (21) (35) (210) (1) 225 Strumenti derivati riconducibili a partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto al netto dell'effetto fiscale 59 110 664 2 (717)

(*) partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto in accordo con l'IFRS 11

Il Gruppo stipula contratti di Interest Rate Swap per gestire il rischio derivante dalla variazione dei tassi di interesse sui finanziamenti in project financing detenuti con diversi pool di banche, e su richiesta delle medesime (condizione per la stipula di operazioni in Project Financing), convertendo le linee dei finanziamenti dedicate agli investimenti da tassi variabili a tassi fissi. Alla data di bilancio risultano in essere contratti di Interest Rate Swap per un nozionale di circa 144.296 migliaia di euro, che fissano l'interesse ad un tasso IRS medio corrispondente a circa il 4% per un periodo lungo mediamente 15 anni dalla data di stipula.

Come già riportato nel paragrafo del Rischio Finanziario, si segnala che il Gruppo stipula contratti di Commodity Swap sul prezzo dell'energia elettrica per gestire il rischio di prezzo, contenere la volatilità indotta dalle variazioni dei prezzi di mercato dell'energia elettrica sulla propria

marginalità e conseguentemente stabilizzare i relativi flussi di cassa generati dalla vendita dell'energia elettrica prodotta dai propri impianti. Tali contratti prevedono la conversione da prezzo variabile (Prezzo Unico Nazionale – PUN) a prezzo fisso, calcolati su un predeterminato importo Nozionale. Alla data di bilancio risultano in essere contratti per un Nozionale di circa 127 MW, da scambiare nell'anno 2022, che fissano il prezzo ad un valore medio per un periodo lungo un anno, dal 1° gennaio 2022 al 31 dicembre 2022.

Il fair value degli strumenti derivati (Interest rate swap) risultante al 30 giugno 2022 è stimato in 4.862 migliaia di euro (19.943 migliaia di euro al 31 dicembre 2021) per le società consolidate integralmente. La metodologia applicata per il calcolo del fair value è quella del Discount Cash Flow Model. Questi strumenti derivati sono designati come strumenti di copertura di flussi di cassa futuri e sono risultati efficaci; conseguentemente le variazioni di fair value sono state iscritte in una riserva di patrimonio netto. La parte di inefficacia, nel caso sussista, viene rilevata a conto economico.

La variazione del fair value degli Interest Rate Swap su project financing è positiva per 9.045 migliaia di euro, prevalentemente riconducibile al forte rialzo dei tassi di interesse avvenuto nel corso del primo semestre 2022 che ha ridotto la differenza tra il tasso fissato nei contratti di copertura ed i suddetti tassi di mercato lungo le diverse scadenze dei singoli strumenti.

La variazione del Fair Value degli strumenti Commodity Swap sul prezzo dell'energia risulta positiva per 10.584 migliaia di euro, rilevata interamente a patrimonio netto.

Si segnala che la variazione del fair value degli strumenti derivati in capo alle società valutate con il metodo del patrimonio netto è stata positiva per 1.022 migliaia di euro rispetto a dicembre 2021, rilevata direttamente nel conto economico complessivo per 775 migliaia di euro al netto dell'effetto fiscale. Complessivamente gli strumenti derivati riconducibili alle partecipazioni in oggetto sono positivi al 30 giugno 2022 per 80 migliaia di euro, mentre al 31 dicembre 2021 ammontavano ad un valore negativo di 942 migliaia di euro.

19.TFR E ALTRI FONDI RELATIVI AL PERSONALE

La voce ammonta a 910 migliaia di euro (631 migliaia di euro al 31 dicembre 2021) ed includono il valore attuariale dell'effettivo debito del Gruppo verso tutti i dipendenti determinato applicando i criteri previsti dallo IAS 19.

(Euro/000)	30.06.2022	31.12.2021	variazione
TFR	910	631	279
Totale TFR ed altri fondi relativi al personale	910	631	279

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

	Tabella_Ipotesi attuariali ed economico finanziarie
--	-----------------------------------------------------	--

Data di calcolo	30/06/2022
Tasso di mortalità	Tavole IPS55
Tassi di invalidità	Tavole INPS-2000
Tasso di rotazione del personale	2,00%
Tasso di attualizzazione*	3,25%
Tasso incremento retribuzioni	1,00%
Tasso di anticipazioni	1,00%
Tasso d'inflazione	2,25%

I dipendenti del Gruppo al 30 giugno 2022 risultano pari a 114 unità. Di seguito si riporta il dettaglio della composizione:

	Consistenza al 31.12.2021	Incrementi	Decrementi	Consistenza al 30.06.22	Consistenza media del periodo
Dirigenti	2	1	0	3	2,0
Quadri e Impiegati	44	27	(5)	66	60,0
Operai	0	45	0	45	31,0
Totale dipendenti	46	73	(5)	114	93,0

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

	Età media		Laureati
	al 31.12.2021	al 30.06.2022	al 31.12.2021	al 30.06.2022
Dirigenti Quadri e Impiegati Operai	54 41 0	52 40 35	2 19 0	3 41 0
Media	47,5	42,3	21	44

20. FONDI PER RISCHI ED ONERI FUTURI

migliaia di euro	30.06.2022	31.12.2021	variazione
Imposte e contenzioso fiscale	6.267	6.825	(558)
Rischi per controversie legali	37.818	37.789	29
Fondi su altri rischi	13.952	11.327	2.625
Totale fondi per rischi ed oneri futuri	58.037	55.941	2.096

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

(Euro/000)	Imposte e contenzioso fiscale	Rischi per controversie legali	Fondi su altri rischi	Totale
Consistenza al 31 dicembre 2021	6.825	37.789	11.327	55.941
Accantonamenti	195	28	3.149	3.372
(Utilizzi / rilasci)	(752)	-	(524)	(1.276)
Consistenza al 30 giugno 2022	6.268	37.817	13.952	58.037

La voce Imposte e contenzioso fiscale include accantonamenti relativi alla maggiore imposta ICI/IMU ricalcolata principalmente sulla base delle rendite rideterminate dall'Agenzia del

Territorio. Al 30 giugno 2022 ammonta a 6.268 migliaia di euro, mentre era pari a 6.825 migliaia di euro al 31 dicembre 2021.

Il Fondo rischi per controversie legali è iscritto a fronte degli oneri legali relativi alle controversie in essere e riflette la stima aggiornata dei rischi sulle cause legali al 30 giugno 2022.

Il fondo si riferisce principalmente alla causa promossa dalla società volta a dichiarare la nullità di alcuni contratti derivati su commodities a copertura del rischio prezzo dell'energia elettrica. Il fondo accoglie il rischio massimo, la cui contropartita è stata accantonata per natura a riduzione dei ricavi da vendite di energia elettrica. Si rimanda alla nota 38 per ulteriori dettagli.

La voce Fondi su altri rischi include principalmente:

• i costi di smantellamento degli impianti per 5.260 migliaia di euro (al 31 dicembre 2021 5.260 migliaia di euro). Il fondo relativo a tali costi è rimasto invariato rispetto al 31 dicembre 2021;
• il fondo relativo alla società operativa spagnola Comiolica per 6.940 migliaia di euro (pari a 4.000 migliaia di euro al 31 dicembre 2021) calcolato sulla rendita prevista dalla normativa spagnola agli impianti di produzione da energia eolica, riflessa in conto economico nella voce altri ricavi.

Una descrizione più dettagliata delle controversie legali è riportata nella nota 38 "CONTROVERSIE LEGALI".

21.DEBITI VARI E ALTRE PASSIVITA' NON CORRENTI

I debiti vari e altre passività non correnti ammontano a 13.841 migliaia di euro (14.409 migliaia di euro al 31 dicembre 2021) e si riferiscono al contributo ex-lege 488/92 e al contributo P.O.R., ottenuti rispettivamente per la costruzione degli impianti eolici di Albanella, Agrigento, Campidano, Ricigliano, Grottole e Anglona.

(Euro/000)	30.06.2022	31.12.2021	Variazione
Altri debiti	13.841	14.409	(568)
Totale debiti vari non correnti	13.841	14.409	(568)

PASSIVITA' CORRENTI

22.PASSIVITA' FINANZIARIE CORRENTI

Le passività finanziarie correnti ammontano a 53.291 migliaia di euro (52.709 migliaia di euro al 31 dicembre 2021), e sono così dettagliate:

(Euro/000)	30.06.2022	31.12.2021	variazione
Debiti correnti per finanziamenti e linee bancarie	44.880	44 993	(113)
Debiti verso Obbligazionisti	6.690	938	5.752
Debiti per Lease Operativi	1.256	1.214	42
Debiti per Lease Finanziari		5.307	(5.307)
Debiti verso soci terzi per finanziamenti	465	257	208
Totale passività finanziarie correnti	53.291	52.709	582

I Debiti correnti per finanziamenti e linee bancarie sono pari a 44.880 migliaia di euro e includono principalmente i debiti per linee di credito utilizzate da Alerion Clean Power S.p.A. e pari a 15.100 migliaia di euro, le quote a breve termine dei finanziamenti in Project Financing relative agli impianti di: i) Eolica PM S.r.l. per 2.774 migliaia di euro; ii) Fri-El Campidano S.r.l. per 7.893 migliaia di euro; iii) Anemos Wind per 4.829; iv) Green Energy Sardegna S.r.l. per 1.644 migliaia di euro; v) Fri-El Albareto S.r.l. per 1.111 migliaia di euro; vi) Comiolica S.L. per un importo complessivo di 2.184 migliaia; vii) Fri-El Grottole S.r.l. per un importo complessivo di 6.707 migliaia di euro; vii) Enermac, Naonis e Fucini per un importo complessivo di 990 migliaia di euro. Inoltre, la voce include la quota corrente del finanziamento corporate con Bankinter ottenuto da Alerion Clean Power S.p.A. e pari a 821 migliaia di euro, la quota corrente del finanziamento con Mediocredito ottenuto da Alerion Clean Power S.p.A. pari a 822 migliaia di euro.

Il Debito verso obbligazionisti al 30 giugno 2022 pari a 6.690 migliaia di euro si riferisce al valore degli interessi maturati nel semestre in relazione al prestito obbligazionario sottoscritto il 19 dicembre 2019 con durata 2019-2025 e ai due nuovi prestiti obbligazionari stipulati negli ultimi 9 mesi dal gruppo, il primo con durata 2021-2027 emesso in data 3 novembre 2021, ed il secondo stipulato in data 17 maggio 2022 con durata 2022-2028. La variazione rispetto al 31 dicembre 2021 fa riferimento agli interessi maturati nel periodo e non ancora liquidati.

I Debiti e passività finanziarie per lease, pari a 1.256 migliaia di euro (6.521 migliaia di euro al 31 dicembre 2021), si riferiscono al valore attuale della quota scadente entro 12 mesi dei futuri canoni di lease iscritti secondo il modello di rilevazione contabile previsto dal principio IFRS 16. Al 31 dicembre 2021 tale voce includeva i debiti relativi al contratto di leasing finanziario per l'impianto di Regalbuto, per euro 5.307 migliaia, riscattato nel corso del primo semestre 2022.

23.DEBITI COMMERCIALI CORRENTI

I Debiti commerciali ammontano a 25.097 migliaia di euro (14.175 migliaia di euro al 31 dicembre 2021) e si riferiscono a debiti verso fornitori. Non producono interessi e sono normalmente regolati a 60 giorni. L'incremento della voce è effetto dell'incremento dei debiti commerciali verso fornitori terzi.

24.DEBITI TRIBUTARI

I Debiti tributari ammontano a 18.386 migliaia di euro (8.670 migliaia di euro al 31 dicembre 2021) e si riferiscono principalmente a debiti per imposte correnti per IRES, di cui 12,8 milioni di euro da consolidato fiscale nazionale.

(Euro/000)	30.06.2022	31.12.2021	variazione
Debiti tributari per IRAP Debiti per imposta sostitutiva Debiti tributari per IRES	3.157 611 14.618	2.578 1.269 4.823	579 (658) 9.795
Totale debiti tributari	18.386	8.670	9.716

25.DEBITI VARI E ALTRE PASSIVITA' CORRENTI

I Debiti vari ammontano a 35.751 migliaia di euro (13.661 migliaia al 31 dicembre 2021), così composti:

(Euro/000)	30.06.2022	31.12.2021	variazione
Debiti verso dipendenti e amministratori	921	440	481
Debiti verso l'Erario	23.604	1.884	21.720
Debiti previdenziali	313	232	81
Altri debiti	10.913	11.105	(192)
Totale debiti vari ed altre passività correnti	35.751	13.661	22.090

La voce Debiti verso l'Erario include 21.038 migliaia di euro relativi alle rate ancora da versare del Contributo Solidaristico Art. 37 D.L. 21/2022, che dovranno essere corrisposte entro fine anno.

La voce Altri debiti comprende principalmente:

• debiti per convenzioni comunali per 3.403 migliaia di euro;
• risconti passivi rilevati in relazione alla quota corrente dei contributi in conto capitale in capo alle controllate Eolo S.r.l., WPS S.r.l Fri-El Ricigliano S.r.l., Fri-El Grottole S.r.l. e Fri-El Anglona S.r.l., per 776 migliaia di euro.

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

Per i termini e le condizioni relative alle parti correlate si veda la nota "Dettaglio dei rapporti con parti correlate e infragruppo al 30 giugno 2022".

26.INDEBITAMENTO FINANZIARIO CONTABILE DELLE ATTIVITA' IN FUNZIONAMENTO

Si fornisce di seguito il dettaglio dell'indebitamento finanziario al 30 giugno 2022 e al 31 dicembre 2021, esposto sulla base del nuovo schema previsto dall'orientamento ESMA 32-232- 1138 del 4 marzo 2021:

(valori in Euro migliaia)		30.06.2022	31.12.2021
Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti
Disponibilità liquide	15	37	18
Mezzi equivalenti a disponibilità liquide	15	296.493	123.634
Totale cassa e altre disponibilità liquide equivalenti	15	296.530	123.652
Crediti finanziari e altre attività finanziarie correnti	14	153	457
Liquidità		296.683	124.109
Passività finanziarie correnti
Debito corrente per linee bancarie	22	(15.100)	(19.018)
Debiti correnti per strumenti derivati	18	(5.176)	(15.760)
Debito finanziario corrente	18 - 22	(20.276)	(34.778)
Debito corrente per finanziamenti bancari e in project financing	22	(29.780)	(25.975)
Debiti correnti per Lease	22	(1.256)	(1.214)
Debiti correnti per Lease Finanziari	22		(5.307)
Debiti correnti per strumenti derivati	18	(703)	(1.142)
Debito corrente verso Obbligazionisti	22	(6.690)	(938)
Debito corrente verso altri finanziatori	22	(465)	(257)
Parte corrente del debito finanziario non corrente	22	(38.894)	(34.833)
Inde bitamento finanziario corrente	18 - 22	(59.170)	(69.611)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO CORRENTE NETTO		237.513	54.498
Passività finanziarie non correnti
Debito non corrente per finanziamenti bancari e in project financing	17	(158.029	(106.920)
Debito non corrente verso altri finanziatori	17	(11.517)	(12.167)
Debiti non correnti per Lease	17	(19.402)	(19.827)
Debiti non correnti per Lease Finanziari	17		(19.171)
Debiti non correnti per strumenti derivati	18		(3.041)
De bito finanziario non corrente	17 - 18	(188.948)	(161.126)
Debito non corrente verso Obbligazionisti	17	(494.876)	(395.901)
Strumenti di debito	17	(494.876)	(395.901)
De biti commerciali e altri de biti non correnti
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NON CORRENTE	17 - 18	(683.824)	(557.027)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO*		(446.311)	(502.529)
* Indebitamento finanziario calcolato come da Orientamento ESMA32-382-1138
PARAMETRI FINANZIARI previsti dal regolamento dei prestiti
obbligazionari in essere
IMPAIPARAPAITA PIRIA MICHANIA AAAITAAH P			1475 4401

Per i commenti alle singole voci si rimanda alle relative note sopra indicate.

CONTO ECONOMICO

27.RICAVI OPERATIVI

I Ricavi operativi del primo semestre 2022 ammontano a 148.413 migliaia di euro (66.027 migliaia di euro nel primo semestre 2021) e si riferiscono principalmente a:

• ricavi per vendita di energia elettrica per 132.388 migliaia di euro (29.580 migliaia di euro al 30 giugno 2021);
• ricavi da tariffa incentivante per 16.025 migliaia di euro (36.447 migliaia di euro al 30 giugno 2021).

Nel corso del primo semestre 2022 il prezzo medio di cessione per gli impianti eolici consolidati integralmente è stato pari a 283 euro per MWh, rispetto a 170 euro per MWh del primo semestre 2021. In particolare:

• il prezzo medio di cessione dell'energia elettrica nel primo semestre 2022 è stato pari a 240,1 euro per MWh, rispetto a 60,6 euro per MWh del medesimo periodo 2021;
• il prezzo medio degli incentivi nel primo semestre 2022 è stato pari a 42,9 euro per MWh (109,4 euro per MWh nel medesimo periodo 2021);
• i parchi Eolici di Villacidro, Morcone-Pontelandolfo ed Albareto, beneficiano invece di un prezzo minimo garantito di asta (ex D.M. 23/06/2016) pari a 66 euro per MWh.

Il prezzo medio di vendita nel periodo per l'impianto di Krupen in Bulgaria è stato pari a circa 86,9 Euro per MWh. In particolare, in Bulgaria il sistema di incentivazione, che prima era di tipo fisso da giugno 2019 è diventato variabile: l'energia elettrica prodotta viene venduta sul libero mercato attraverso dei trader al miglior prezzo di negoziazione e successivamente l'Autorità riconosce per ogni MWh prodotto un premio aggiuntivo, che viene determinato annualmente al 30 giugno.

Come già riportato nel paragrafo del Rischio Finanziario, si segnala che il Gruppo ha inoltre stipulato contratti di Commodity Swap sul prezzo dell'energia elettrica per gestire il rischio di prezzo, contenere la volatilità indotta dalle variazioni dei prezzi di mercato dell'energia elettrica sulla propria marginalità e conseguentemente stabilizzare i relativi flussi di cassa generati dalla vendita dell'energia elettrica prodotta dai propri impianti. Tali contratti, prevedono la conversione, da prezzo variabile (Prezzo Unico Nazionale – PUN) a prezzo fisso, calcolati su un predeterminato importo Nozionale. Alla data di bilancio risultano stipulati contratti per un Nozionale di circa 136 MW, da scambiare nel periodo dal 1° gennaio 2022 al 31 dicembre 2022. Alla data del 30 giugno 2022, il PUN si è attestato sempre al di sopra del presso fissato contrattualmente, comportando oneri per 12.195 migliaia di euro contabilizzati in diretta diminuzione dei ricavi derivanti dalle vendite di energia elettrica.

28.ALTRI RICAVI E PROVENTI DIVERSI

Gli Altri Ricavi del primo semestre 2022 sono pari a 2.637 migliaia di euro (5.138 migliaia di euro nel primo semestre 2021) e si riferiscono principalmente a:

• cessione di certificati di origine (GO) nei confronti di società terze per 559 migliaia di euro;
• consulenze amministrative e tecniche rese nei confronti di società consolidate con il metodo del patrimonio netto e collegate per 809 migliaia di euro;

• indennizzi assicurativi per mancata produzione per 916 migliaia di euro;
• contributi ex-lege 488/92 e al contributo P.O.R., ottenuti rispettivamente per la costruzione degli impianti eolici di Albanella e Agrigento per complessivi 502 migliaia di euro.

La riduzione rispetto allo stesso semestre del precedente esercizio è dovuta al rilascio, nello scorso esercizio, dei maggiori oneri iscritti a fronte dei costi di smantellamento per il ripristino aree impianti in seguito alla perizia.

29.COSTI OPERATIVI

I Costi operativi del primo semestre 2022 ammontano a 31.737 migliaia di euro (16.920 migliaia di euro nel primo semestre 2021) e sono così dettagliati:

(Euro/000)	l Semestre 2022	I Semestre 2021	Variazione
Costi operativi
Costo del personale	2.386	1.448	ਰੇਤੇ 8
Personale	2.386	1.448	ਰੇਤੇ 8
CDA e Costi Societari	746	652	94
Consulenze	2.252	3.012	(760)
Assicurazioni	1.646	1.240	406
Manutenzione	8.053	6.987	1.066
Royalties e Locazioni	2.440	1.076	1.364
IMU	477	494	(17)
Altri Costi di produzione e sbilanciamenti	259	206	53
Altri costi di gestione	13.434	1.761	11.673
Altri Costi operativi	29.320	15.428	13.892
Accantonamenti fondi rischi	31	44	(13)
Accantonamenti per rischi	31	44	(13)
Totale costi operativi	31.737	16.920	14.817

La tabella seguente riporta il dettaglio del costo del personale.

(Euro/000)	I Semestre 2022	I Semestre 2021	Variazione
Salari, stipendi e oneri sociali	1.717	1.025	692
Oneri sociali	492	325	167
Trattamento di fine rapporto	37	64	(27)
Altri costi del personale	140	34	106
Totale costi del personale	2.386	1.448	938

I costi operativi risultano aumentati rispetto al primo semestre del precedente esercizio, principalmente per effetto della contabilizzazione dell'impatto del Decreto Sostegni Ter, già descritto. L'importo stimato dell'impatto calcolato dalla Società al 30 giugno 2022 per le Società soggette all'applicazione del meccanismo previsto dal Decreto è di 9,9 milioni di euro (Eolo S.r.l. per Euro 0,9 mln Wind Power Sud S.r.l. per Euro 4,4 mln e Ricigliano per Euro 4,8 mln) ed è stato iscritto tra gli «Altri costi operativi» in quanto rientrante nell'ambito di applicazione dell'IFRIC 21 Tributi.

La voce CdA e costi societari nel primo semestre 2022 è pari a 746 migliaia di euro, in aumento rispetto al valore del primo semestre 2021 (652 migliaia di euro).

La voce Consulenze è pari a 2.252 migliaia di euro, in diminuzione di circa 760 migliaia di euro rispetto al periodo precedente quando la voce ammontava a 3.012 migliaia di euro .

I Costi di manutenzione comprendono principalmente i costi di manutenzione degli impianti operativi e nel primo semestre 2022 sono pari a 8.053 migliaia di euro, in linea con i valori espressi nell'analogo periodo 6.987 migliaia di euro.

La voce Accantonamenti per rischi ammonta a 31 migliaia di euro, rispetto ai 44 migliaia di euro al 30 giugno 2021.

30.AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI

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

(Euro/000)	I Semestre 2022	I Semestre 2021	Variazione
Ammortamenti Immateriali	5.668	5.665	ന
Ammortamenti Materiali	15.141	14.971	170
Totale ammortamenti e svalutazioni	20.809	20.636	173

L'importo relativo agli ammortamenti del primo semestre del 2022 risulta essere essenzialmente in linea con il primo semestre 2021 in quanto i parchi operativi e le immobilizzazioni non hanno subito variazioni significative nei periodi oggetto del confronto.

Si segnala che la quota di ammortamento dei beni iscritti in accordo con il principio di riferimento IFRS 16 come Terreni o Fabbricati, ammonta al 30 giugno 2022 a 734 migliaia di euro.

31.PROVENTI (ONERI) FINANZIARI

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

(Euro/000)	I Semestre 2022	I Semestre 2021	Variazione
Proventi finanziari:
- interessi da banche	2	14	(12)
proventi da strumenti derivati	1		1
proventi finanziari verso terzi	12	197	(185
- Utili su cambi	249	4	245
Totale Proventi finanziari	264	215	49
Oneri finanziari:
- interessi su Prestito Obbligazionario	(5.136)	(6.395	1.259
interessi e oneri finanziari	(2.998)	(2.905)	(93)
- altri oneri finanziari	(418)	(36)	(382)
Totale Oneri finanziari:	(8.552)	(9.336)	784
Totale proventi ed oneri finanziari	(8.288)	(9.121)	833

Proventi finanziari

I Proventi da strumenti derivati includono le variazioni nel fair value degli strumenti derivati che non si sono qualificate di copertura alla data di valutazione del 30 giugno 2021. Si evidenzia che l'obiettivo del Gruppo è quello di limitare l'oscillazione degli oneri finanziari che hanno incidenza sul risultato economico, contenendo il rischio derivante dal potenziale rialzo dei tassi di interessi. In tale ottica il Gruppo ricorre mediamente a contratti derivati stipulati con controparti terze (Interest Rate Swap) finalizzati a predeterminare o limitare la variazione dei flussi di cassa dovuta alla variazione di mercato dei citati tassi di interesse, con riferimento ai debiti a medio-lungo termine. Ad ogni data di valutazione si verificano il rispetto delle condizioni di efficacia delle coperture messe in atto.

Oneri finanziari

Gli oneri finanziari sono pari a 8.552 migliaia di euro (9.336 migliaia di euro al 30 giugno 2021) ed includono Interessi e oneri bancari a breve termine per 2.998 migliaia di euro, che si riferiscono principalmente a interessi maturati sull'utilizzo dei finanziamenti "project financing" e Interessi maturati sul prestito obbligazionario per 5.136 migliaia di euro. La voce altri oneri finanziari pari a 418 migliaia di euro include oneri finanziari relativi ai debiti per leasing iscritti per il principio IFRS 16 e agli oneri relativi alle differenze sui cambi maturate nel semestre.

Il decremento complessivo degli Oneri finanziari rispetto al primo semestre 2021 è dovuto principalmente alla chiusura del prestito obbligazionario 2018-2024 nel secondo semestre del 2021.

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

I proventi (oneri) netti da partecipazioni risultano pari a 18 migliaia di euro nel primo semestre 2022 e si riferiscono principalmente a oneri da partecipazioni afferenti a finanziamenti stipulati con i soci terzi delle società non detenute al 100%.

33.IMPOSTE

Il dettaglio della voce Imposte è illustrato nella tabella seguente:

Euro migliaia	I Semestre 2022	I Semestre 2021	Variazione
Imposte correnti	(47.909)	(2.327)	(45.582)
Imposte Differite attive - relative all'insorgenza ed al riversamento di differenze temporanee	(8.036)	(3.091)	(4.945)
Imposte Differite Passive - relative all'insorgenza ed al riversamento di differenze temporanee	3.743	(3.483)	7.226
Imposte sul reddito nel conto economico consolidato	(52.202)	(8.901)	(43.301)

Si segnala che la voce imposte correnti che ammonta a 47.909 migliaia di euro, include l'effetto penalizzante derivante dall'applicazione della Legge n. 25 del 28 marzo 2022, il cosiddetto contributo extraprofitti, per un ammontare pari a 25.930 migliaia di euro. L'importo stimato dell'impatto calcolato dalla Società al 30 giugno 2022 è relativo a dodici società consolidate integralmente. Tale importo è iscritto nelle «imposte d'esercizio» in quanto rientrante nel perimetro di applicazione dello IAS 12.

L'importo stimato dell'impatto calcolato dalla Società al 30 giugno 2022 relativamente a tre società in JV è pari a 3,4 milioni di euro (valore pro- quota) e rientra pertanto come effetto negativo nella variazione delle partecipazioni valutate ad equity.

Imposte differite e imposte anticipate

La composizione delle imposte differite e anticipate al 30 giugno 2022 è la seguente:

				Conto	Altri utili/(perdite) complessivi e	Conto
				economico	altre	economico
		Stato patrimoniale consolidato		consolidato	variazioni	consolidato
Valori in migliaia di euro	30-giu-22	31-dic-21	Variazione		I sem 2022	I sem 2021
Fondo imposte differite passive
Attualizzazione Trattamento Fine Rapporto	11	11	0	0	0	0
Impose differite su differenze temporanee
relative a Dividendi non imponibili e	(3.658)	(3.895)	237	237	0	70
ammortamenti
Imposte anticipate su differenze temporanee rilevate per applicazione IFRS 16 Lease finanziari	(3.186)	(2.884)	(302)	(302)	0	(476)
Imposte differite su differenze temporanee rilevate sulle elisioni intragruppo	(144)	(144)	0	0	0	(61)
Aggregazione aziendale (IFRS3)	(28.281)	(29.201)	920	920	0	940
Strumenti Derivati	(693)	(3.288)	2.595	2.953	(358)	(3.820)
Adeguamento ai principi contabili di Gruppo	(3.308)	(3.253)	(55)	(65)	10	(136)
Totale (A)	(39.259)	(42.654)	3.395	3.743	(348)	(3.483)
Attività per Imposte anticipate
Imposte anticipate su differenze temporanee per iscrizioni di fondi rischi, ammortamenti	12.902	12.928	(26)	(26)	0	(322)
Strumenti Derivati	(468)	4.300	(4.768)	(4)	(4.764)	(1.049)
Rettifiche di consolidato ai fini
dell'adeguamento del bilancio ai principi IFRS utilizzati dal Gruppo	1.756	270	1.486	1.501	(15)	0
Imposte anticipate su differenze temporanee relative ad eccedenze di interessi passivi	413	7.700	(7.287)	(7.287)	0	(836)
Imposte anticipate su differenze temporanee rilevate per applicazione IFRS 16 Lease operativi	250	234	16	16	0	0
Imposte anticipate su differenze temporanee rilevate sulle elisioni intragruppo	1.024	1.053	(29)	(29)	0	(149)
Perdite disponibili per la compensazione con utili futuri tassabili	73	112	(39)	(39)	0	0
Altre differenze temporanee deducibili	17.526	19.694	(2.168)	(2.168)	0	(735)
Totale (B) Attività per imposte differite nette (A + B)	33.476 (5.783)	46.291 3.637	(12.815) (9.420)	(8.036) (4.293)	(4.779) (5.127)	(3.091) (6.574)
Imposte correnti				(47.909)		(2.327)
Totale imposte dell'esercizio				(52.202)		(8.901)

Attività per imposte anticipate e Fondo Imposte differite Passive

La differenza rispetto al 31 dicembre 2021 pari a 9.420 migliaia di euro è stata recepita, in parte direttamente tra le variazioni negative di patrimonio netto e in parte nel conto economico consolidato.

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

Le imposte anticipate sono rilevate principalmente:

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

Imposte correnti

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

(Euro/000)	IRES			IRAP		TOTALE
Imposte correnti al 30/06/2022	Imposte	%	Imposte	%	Imposte	%
Base imponibile	96.914		105.184
Onere fiscale teorico	(23.259)	24,0%	(4.102)	3,9%	(27.361)	27,9%
Differenze permanenti	(586)	0,6%	(2.684)	2,6%	(3.270)	3,2%
Differenze temporanee	8.493	(8,8%)	(88)	0,1%	8.405	(8,7%)
Utilizzo perdite fiscali pregresse	116	(0,1%)			116	(0,1%)
Deduzione ACE	142	(0,1%)	-	0,0%	142	(0,1%)
Contributo solidaristico DL 21/2022	(25.934)	26,8%		0,0%	(25.934)	26,8%
Imposta sostitutiva	(7)	0,0%			(7)	0,0%
Imposte correnti effettive	(41.035)	42,3%	(6.874)	6,5%	(47.909)	48,9%

	IRES		IRAP		TOTALE
Imposte correnti al 30/06/2021	Imposte	%	Imposte	%	Imposte	%
Base imponibile	29.085		38.193
Onere fiscale teorico	(6.980)	24,0%	(1.490)	3,9%	(8.470)	27,9%
Differenze permanenti	4.547	(15,6%)		637 (1,7%)	5.184	(17,3%)
Differenze temporanee	948	(3,3%)	(15)	0,0%	933	(3,2%)
Utilizzo perdite fiscali pregresse	125	(0,4%)			125	(0,4%)
Deduzione ACE	150	(0,5%)	-	0,0%	150	(0,5%)
Variazione aliquota			(249)	0,7%	(249)	0,7%
Imposte correnti effettive	(1.210)	4,2%	(1.117)	2,9%	(2.327)	7,1%

34.RISULTATO PER AZIONE

L'utile base per azione è calcolato dividendo l'utile netto del periodo attribuibile agli azionisti della capogruppo per il numero medio ponderato delle azioni in circolazione durante l'anno, al netto delle azioni proprie acquistate da Alerion Clean Power S.p.A. nel corso del primo semestre 2022.

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

Risultati sintetici
Euro migliaia	I Semestre 2022	I Semestre 2021
Risultato netto attribuibile agli azionisti ordinari dalla gestione delle attività in funzionamento	44.712	20.184
Risultato di competenza di Azionisti Terzi	1.598	564
Utile (perdita) di periodo netta attribuibile agli azionisti della capogruppo	43.114	19.620
Numero Azioni in circolazione
	I Semestre	I Semestre
	2022	2021
Nr. azioni capitale sociale in circolazione	54.229.403	54.229.403
Azioni proprie alla data	225.356	94.000

Media ponderata delle azioni in circolazione	54.004.047	54.187.296

Utile per azione
(Euro)	I Semestre	I Semestre
	2022	2021
Risultato per azione	0,80	0,36

35.RELAZIONE SULL'ANDAMENTO DEI SETTORI DI ATTIVITA'

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

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

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

		Esercizio chiuso al 30 giugno 2022		Esercizio chiuso al 30 giugno 2021
Ricavi per Area Geografica		Euro (migliaia)	% su totale	Euro (migliaia)	% su totale
ltalia - Isole		70.793	47%	36.076	55%
Italia - Continente		63.351	43%	74.500	37%
Spagna		10.906	7%	4.190	6%
Bulgaria		2.906	2%	1.261	2%
Romania		457	1%	0	0%
Ricavi Operativi		148.413	100%	66.027	100%

Settori di attività: Stato Patrimoniale

Stato patrimoniale

	Attività operative		Holding		Consolidato
(euro/000)	30.06.2022	31.12.2021	30.06.2022	31.12.2021	30.06.2022	31.12.2021
ATTIVITA' NON CORRENTI:
Attività immateriali	196.966	201.266	0	0	196.966	201.266
Attività materiali	519.514	483.072	8.941	7.451	528.455	490.523
Crediti finanziari, partecipazioni e altre attività	65.219	65.010	4.200	3.812	69.419	68.822
finanziarie non correnti
Altre attività non correnti	23.375	32.987	11.317	14.251	34.692	47.238
TOTALE ATTIVITA' NON CORRENTI	805.074	782.335	24.458	25.514	829.532	807.849
ATTIVITA' CORRENTI:
Rimanenze di magazzino	6.365	0	0	0	6.365	0
Crediti finanziari, partecipazioni e altre attività
finanziarie correnti	116	434	37	23	153	457
Crediti vari e altre attività correnti	54.400	74.645	11.281	1.799	65.681	76.444
Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti	101.101	71.507	195.429	52.145	296.530	123.652
TOTALE ATTIVITA' CORRENTI	161.982	146.586	206.747	53.967	368.729	200.553
TOTALE ATTIVITA'	967.056	928.921	231.205	79.481	1.198.261	1.008.402
PATRIMONIO NETTO	164.152	221.512	99.834	10.111	263.986	231.623
PASSIVITA' NON CORRENTI:
Passività finanziarie non correnti	171.421	146.494	512.403	410.533	683.824	557.027
Debiti vari ed altre passività non correnti	71.018	70.031	41.029	43.604	112.047	113.635
TOTALE PASSIVITA' NON CORRENTI	242.439	216.525	553.432	454.137	795.871	670.662
PASSIVITA' CORRENTI:
Passività finanziarie correnti	29.781	31.880	29.390	37.732	59.170	69.611
Debiti vari ed altre passività correnti	59.459	26.619	19.775	9.887	79.234	36.506
TOTALE PASSIVITA' CORRENTI	89.240	58.499	49.165	47.619	138.404	106.117
Finanziamenti intersegmento	471.225	432.385	(471.225)	(432.385)	0	0
TOTALE PASSIVITA'	802.904	707.409	131.372	69.371	934.275	776.779
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA'	967.056	928.921	231.205	79.481	1.198.261	1.008.402

Settori di attività: Conto Economico

Conto economico
	Attività operative		Holding		Consolidato
(euro/000)	l Semestre 2022	I Semestre 2021	l Semestre 2022	I Semestre 2021	Semestre 2022	I Semestre 2021
Ricavi operativi	148.413	66.027	0	0	148.413	66.027
Altri ricavi e proventi diversi	1.342	4.708	1.295	430	2.637	5.138
TOTALE RICAVI	149.755	70.735	1.295	430	151.050	71.165
Costi operativi	29.079	14.244	2.658	2.676	31.737	16.920
Variazione delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	6.680	4.584	0	0	6.680	4.584
Ammortamenti e svalutazioni	20.550	20.565	259	71	20.809	20.636
RISULTATO OPERATIVO (EBIT)	106.806	40.510	(1.622)	(2.317)	105.184	38.193
Proventi (oneri) finanziari e da partecipazioni netti	(5.868)	(5.626)	(2.402)	(3.482)	(8.270)	(9.108)
RISULTATO ANTE IMPOSTE	100.938	34.884	(4.024)	(5.799)	96.914	29.085
Imposte di periodo					(52.202)	(8.901)
RISULTATO NETTO DERIVANTE DALLE ATTIVITA' DI FUNZIONAMENTO					44.712	20.184
RISULTATO NETTO DEL PERIODO					44.712	20.184
Risultato di competenza di Azionisti Terzi					1.598	564
RISULTATO NETTO DI COMPETENZA DEL GRUPPO					43.114	19.620

Attività Operative:

I Ricavi operativi del primo semestre 2022 ammontano a 148.413 migliaia di euro (66.027 migliaia di euro nel primo semestre 2021) e si riferiscono principalmente a:

• ricavi per vendita di energia elettrica per 132.388 migliaia di euro (29.580 migliaia di euro al 30 giugno 2021);
• ricavi da tariffa incentivante per 16.025 migliaia di euro (36.447 migliaia di euro al 30 giugno 2021).

Nel corso del primo semestre 2022 il prezzo medio di cessione per gli impianti eolici consolidati integralmente è stato pari a 283 euro per MWh, rispetto a 170 euro per MWh del primo semestre 2021. In particolare:

• il prezzo medio di cessione dell'energia elettrica nel primo semestre 2022 è stato pari a 240,1 euro per MWh, rispetto a 60,6 euro per MWh del medesimo periodo 2021;
• il prezzo medio degli incentivi nel primo semestre 2022 è stato pari a 42,9 euro per MWh (109,4 euro per MWh nel medesimo periodo 2021);

I parchi Eolici di Villacidro, Morcone-Pontelandolfo ed Albareto, beneficiano invece di un prezzo minimo garantito di asta (ex D.M. 23/06/2016) pari a 66 euro per MWhIl prezzo medio di vendita nel periodo per l'impianto di Krupen in Bulgaria è stato pari a circa 86,9 Euro per MWh. In particolare, in Bulgaria il sistema di incentivazione, che prima era di tipo fisso da giugno 2019 è diventato variabile: l'energia elettrica prodotta viene venduta sul libero mercato attraverso dei trader al miglior prezzo di negoziazione e successivamente l'Autorità riconosce per ogni MWh prodotto un premio aggiuntivo, che viene determinato annualmente al 30 giugno.

Il Risultato Operativo (EBIT) del primo semestre 2022 è pari a 106.806 migliaia di euro (40.510 migliaia di euro nel primo semestre 2021) dopo ammortamenti e svalutazioni per 20.550 migliaia di euro (20.565 migliaia di euro al 30 giugno 2021)

Le Immobilizzazioni Materiali e Immateriali al 30 giugno 2022 sono pari a 716.480 migliaia di euro mentre la variazione rispetto al 31 dicembre 2021 è un incremento di 32.142 euro migliaia, riconducibile principalmente ai nuovi investimenti.

Holding:

Al 30 giugno 2022 il business "Holding" include principalmente i risultati dell'attività di Holding e quelli relativi all'attività di consulenza, considerati marginali rispetto alla prevalente attività di produzione di energia elettrica.

36.DETTAGLIO DEI RAPPORTI CON PARTI CORRELATE E INFRAGRUPPO AL 30 GIUGNO 2022

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

Nel bilancio consolidato al 30 giugno 2022 sono stati eliminati tutti i saldi e le operazioni significative tra le società del Gruppo, così come gli utili e le perdite derivanti da operazioni commerciali e finanziarie infragruppo non ancora realizzati nei confronti di terzi.

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

(valori in euro/000)	Ricavi	Costi	Attività	Passività
Entità con influenza significativa sul Gruppo:
Partecipazioni valutate con il metodo del
Patrimonio Netto:
Ecoenergia Campania S.r.l.	60	-	524	-
New Green Molise S.r.l.	202	-	9.805	115
Bioenergia S.r.l.	1	-	87	-
Generai Srl	1	-	76	-
Parco Eolico Santa Croce del Sannio House S.r.l.	-	-	20	-
Andromeda Wind S.r.l.	-	-	-	-
FRI-EL Anzi Holding S.r.l.	-	-	-	-
FRI-EL Guardionara S.r.l.	-	-	-	-
Totale Partecipazioni valutate con il metodo del
Patrimonio Netto	264	-	10.512	115
Parti Correlate:
Gruppo FRI-EL Green Power	38.125	2.797	6.862	616
Wind Development Srl	-	36	-	1.843
Simest S.p.A.	-	210	-	10.374
Totale parti correlate	38.125	3.042	6.862	12.833
Totale	38.389	3.042	17.374	12.948

Si segnala che i ricavi verso il Gruppo FRI-EL, pari a 38.125 migliaia di euro, sono riconducibili sostanzialmente i) alla cessione di energia elettrica per alcune società operative del Gruppo e ii) al riaddebito di personale dipendente in capo ad Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l.

I costi verso il Gruppo FRI-EL, pari a 2,797 migliaia di euro, si riferiscono principalmente a i) canoni per manutenzioni ordinaria degli impianti per 3.034 migliaia di euro, relativi a contratti sottoscritti nel giugno del 2018, ii) canoni per servizi di asset management per 165 migliaia di euro. I contratti per questo secondo genere di servizi sono stati sottoscritti nel corso del primo semestre 2019 e consistono nell'attività di gestione dei servizi commerciali e di vendita dell'energia elettrica, di gestione tecnica ordinaria dell'esercizio dei parchi eolici, di telecontrollo ed analisi dei dati inviati in remoto da parchi, di supervisione in tema di sicurezza.

	Partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto								Parti correlate
(valori in euro/000)	New Green Molise S.r.l.	Ecoenergia Campania S.r.l.	Bioenergia S.r.l.	Generai S.r.l.	Parco Eolico Santa Croce del Sannio House S.r.l.	Andromeda Wind S.r.l.	FRI-EL Anzi Holding S.r.l.	FRI-EL Guardionara S.r.l.	Gruppo FRI-EL Green Power	Wind Developm ent Srl	Simest S.p.A.	Totale
Crediti commerciali totale crediti commerciali incidenza	105 24.995 0,4%	73 24.995 0,3%	41 0,2%	- 24.995 24.995 0,0%	- 24.995 0,0%	- 24.995 0,0%	- 24.995 0,0%	- 24.995 0,0%	6.862 27,5%	- 24.995 24.995 24.995 24.995 0,0%	- 0,0%	7.081 28,3%
Altri crediti totale crediti vari ed altre attività correnti incidenza	5.818 37.617 15,5%	451 37.617 1,2%	- 0,0%	- 37.617 37.617 0,0%	- 37.617 0,0%	- 37.617 0,0%	- 37.617 0,0%	- 37.617 0,0%	- 0,0%	- 37.617 37.617 37.617 37.617 0,0%	- 0,0%	6.269 16,7%
Crediti finanziari correnti totale crediti finanziari correnti incidenza	- 24 0,0%	- 24 0,0%	- 24 0,0%	- 24 0,0%	- 24 0,0%	- 24 0,0%	- 24 0,0%	- 24 0,0%	- 24 0,0%	- 24 0,0%	- 24 0,0%	- 24 0,0%
Crediti finanziari non correnti totale crediti finanziari non correnti incidenza	3.882 8.476 45,8%	- 8.476 0,0%	46 8.476 0,5%	76 8.476 0,9%	20 8.476 0,2%	- 8.476 0,0%	- 8.476 0,0%	- 8.476 0,0%	- 8.476 0,0%	- 8.476 0,0%	- 8.476 0,0%	4.024 8.476 47,5%
Passività finanziarie non correnti totale passività finanziarie non correnti incidenza	- 683.824 0,0%	- 683.824 0,0%	- 0,0%	- 683.824 683.824 0,0%	- 683.824 0,0%	- 683.824 0,0%	- 683.824 0,0%	- 683.824 0,0%	- 0,0%	- 683.824 683.824 683.824 683.824 0,0%	9.951 1,5%	9.951 1,5%
Debiti vari ed altre passivita' non correnti totale debiti vari ed altre passività non incidenza	- 13.841 0,0%	- 13.841 0,0%	- 0,0%	- 13.841 13.841 0,0%	- 13.841 0,0%	- 13.841 0,0%	- 13.841 0,0%	- 13.841 0,0%	- 0,0%	1.620 13.841 13.841 13.841 13.841 11,7%	- 0,0%	1.620 11,7%
Passivita' finanziarie correnti totale passività finanziarie correnti incidenza	- 53.291 0,0%	- 53.291 0,0%	- 0,0%	- 53.291 53.291 0,0%	- 53.291 0,0%	- 53.291 0,0%	- 53.291 0,0%	- 53.291 0,0%	- 0,0%	- 53.291 53.291 53.291 53.291 0,0%	423 0,8%	423 0,8%
Debiti commerciali correnti totale debiti commerciali correnti incidenza	- 25.097 0,0%	- 25.097 0,0%	- 0,0%	- 25.097 25.097 0,0%	- 25.097 0,0%	- 25.097 0,0%	- 25.097 0,0%	- 25.097 0,0%	287 1,1%	223 25.097 25.097 25.097 25.097 0,9%	- 0,0%	510 2,0%
Debiti tributari totale debiti tributari incidenza	- 18.386 0,0%	- 18.386 0,0%	- 0,0%	- 18.386 18.386 0,0%	- 18.386 0,0%	- 18.386 0,0%	- 18.386 0,0%	- 18.386 0,0%	- 0,0%	- 18.386 18.386 18.386 18.386 0,0%	- 0,0%	- 0,0%
Debiti vari ed altre passività correnti totale debiti vari e altre passività correnti incidenza	115 35.751 0,3%	- 35.751 0,0%	- 0,0%	- 35.751 35.751 0,0%	- 35.751 0,0%	- 35.751 0,0%	- 35.751 0,0%	- 35.751 0,0%	323 0,9%	- 35.751 35.751 35.751 35.751 0,0%	- 0,0%	438 1,2%
Fondi per rischi ed oneri futuri totale fondi per rischi ed oneri futuri incidenza	- 58.037 0,0%	- 58.037 0,0%	- 0,0%	- 58.037 58.037 0,0%	- 58.037 0,0%	- 58.037 0,0%	- 58.037 0,0%	- 58.037 0,0%	6 0,0%	- 58.037 58.037 58.037 58.037 0,0%	- 0,0%	6 0,0%
Vendite energia elettrica totale vendita energia elettrica incidenza	- 148.413 0,0%	- 148.413 0,0%	- 0,0%	- 148.413 148.413 0,0%	- 148.413 0,0%	- 148.413 0,0%	- 148.413 0,0%	- 148.413 0,0%	37.241 25,1%	- 148.413 148.413 148.413 148.413 0,0%	- 0,0%	37.241 25,1%
Altri ricavi e proventi diversi totale altri ricavi e proventi diversi incidenza	132 2.637 5,0%	60 2.637 2,3%	- 2.637 0,0%	- 2.637 0,0%	- 2.637 0,0%	- 2.637 0,0%	- 2.637 0,0%	- 2.637 0,0%	883 2.637 33,5%	- 2.637 0,0%	- 2.637 0,0%	1.075 2.637 40,8%
Altri costi operativi totale altri costi operativi incidenza	- 29.320 0,0%	- 29.320 0,0%	- 0,0%	- 29.320 29.320 0,0%	- 29.320 0,0%	- 29.320 0,0%	- 29.320 0,0%	- 29.320 0,0%	2.797 9,5%	36 29.320 29.320 29.320 29.320 0,1%	- 0,0%	2.833 9,7%
Proventi (oneri) finanziari totale proventi (oneri) finanziari incidenza	- -8.288 0,0%	- -8.288 0,0%	- 0,0%	- -8.288 -8.288 0,0%	- -8.288 0,0%	- -8.288 0,0%	- -8.288 0,0%	- -8.288 0,0%	- -8.288 0,0%	- -8.288 0,0%	210 -8.288 -2,5%	210 -8.288 2,5%
Proventi (oneri) da partecipazioni totale proventi (oneri) da partecipazioni incidenza	70 18 388,9%	- 18 0,0%	1 18 5,6%	1 18 5,6%	- 18 0,0%	- 18 0,0%	- 18 0,0%	- 18 0,0%	- 18 0,0%	- 18 0,0%	- 18 0,0%	72 18 400,0%

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

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

38.CONTROVERSIE LEGALI

Si riportano di seguito le controversie legali in essere al 30 giugno 2022.

Vertenze legali della capogruppo

SIC - Società Italiana Cauzioni S.p.A

È stato introdotto un giudizio civile di fronte il Tribunale di Roma che vede coinvolte Alerion e la sua controllata Alerion Real Estate S.r.l. in liquidazione ("Alerion Real Estate"), quali terzi chiamati in causa da SIC - Società Italiana Cauzioni S.p.A, (alla Data del Documento di Registrazione, ATRADIUS Credit Insurance conferitaria del ramo d'azienda di SIC) - nella loro qualità di coobbligate di polizza nel giudizio promosso da AGIED S.r.l. contro INPDAP e la SIC medesima.

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

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

Alerion e Alerion Real Estate erano coobligate con SIC per l'adempimento degli obblighi oggetto delle polizze in quanto titolari di quote di partecipazione in AGIED. Tali quote sono state cedute con atto del 24 maggio 1999 a seguito del quale SIC, con lettera del 9 giugno del 1999, dichiarò liberate Alerion e Alerion Real Estate dall'impegno di coobligazione con riferimento ai fatti che verificatisi successivamente alla data di cessione delle quote societarie.

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

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

Il 1° dicembre 2014 il Giudice di primo grado ha condannato la sola SIC (alla Data del Documento di Registrazione, ATRADIUS) e ha rilevato che gli inadempimenti si sono concretizzati dopo il 31 dicembre

2000, dunque successivamente alla liberazione delle coobligate, consentendo quindi di affermare che il Tribunale abbia implicitamente escluso la legittimazione passiva in capo ad Alerion e ad Alerion Real Estate. Pertanto, la posizione di Alerion è da ritenersi satisfattiva.

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

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

Contenzioso su commodities

La società ha promosso una causa volta a dichiarare la nullità di taluni contratti derivati su materie prime e, pertanto, dichiarare che nulla più è dovuto dalla società ai sensi di tali contratti e che gli importi da essa già versati devono essere restituiti. La società ritiene che gli argomenti posti a base della domanda di nullità siano meritevoli di accoglimento; ciò nonostante, esclusivamente per maggiore prudenza, la voce "Fondi per rischi ed oneri futuri" (per un importo di 37,6 milioni di euro) tiene comunque conto dell'importo che la società dovrebbe versare alle sue controparti nel caso in cui, nonostante le domande giudiziali promosse, venisse confermata la validità dei predetti contratti derivati.

Il Giudice alla prima udienza del giudizio ha concesso termini alle parti per il deposito di memorie istruttorie riservandosi sul rinvio dell'udienza.

Contenzioso IRES - deducibilità interessi passivi

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

La Commissione Tributaria Provinciale di Agrigento ha respinto nell'agosto del 2015 i ricorsi presentati da WPS avverso tali avvisi di accertamento.

WPS ha poi proposto appello, deducendo la illegittimità delle sentenze della Commissione Tributaria Provinciale di Agrigento, impugnate per difetto di motivazione e insussistenza della pretesa fiscale. Nel mese di aprile 2016 la Commissione Tributaria Regionale di Palermo ha rigettato gli appelli.

Nel dicembre 2016, la Direzione Provinciale di Agrigento ha accettato solo parzialmente il provvedimento in autotutela, con il quale sono stati rideterminati gli importi accertati, a titolo di imposte e sanzioni, a carico della controllata. L'importo accertato risulta ora, a seguito del provvedimento in autotutela, pari a 0,7 milioni di euro, oltre a sanzioni e interessi legali, in riduzione rispetto all'importo originario di 1,3 milioni di euro, oltre a sanzioni e interessi.

Le ragioni che hanno indotto la Direzione Provinciale di Agrigento a pronunciarsi in tal senso vanno ricercate nell'aver ritenuto applicabili solo parzialmente le motivazioni economiche che stanno alla base

dell'operazione di Leveraged Buy Out (LBO), che aveva visto l'ingresso del socio Alerion nella compagine sociale WPS attraverso la fusione inversa con una Newco utilizzata allo scopo.

Secondo i legali che assistono la Società, il risultato ottenuto con il provvedimento in autotutela, seppur parziale, rafforza la posizione di WPS nella trattazione del ricorso in sede di Cassazione. WPS ha dunque deciso di presentare ricorso. Lo stesso è stato notificato alla Corte Suprema di Cassazione in data 5 dicembre 2016.

Si segnala, inoltre, che i) nel maggio 2017 Equitalia ha accolto l'istanza di rateizzazione in 48 rate di 2 cartelle emesse per complessivi 0,4 milioni di euro con riferimento alle annualità 2010 e 2011 e ii) nel dicembre 2017 Equitalia ha accolto l'istanza di rateizzazione in 72 rate di 2 cartelle emesse per complessivi 0,9 milioni di euro con riferimento alle annualità 2008 e 2009.

Nel febbraio 2020, la Società si è attivata, poi, con l'Agenzia delle Entrate per ottenere il riassorbimento nei piani di rateizzazione dell'importo richiesto.

Si segnala che l'esposizione di Alerion in caso di eventuale soccombenza sarebbe comunque limitata al 50%, in virtù dell'impegno prestato dai precedenti soci, Moncada e Campione, in sede di compravendita delle quote societarie, a farsi carico del 50% del rischio. I legali che seguono il contenzioso hanno comunque valutato solo possibile, ma non probabile, il rischio di un'eventuale soccombenza. Non è stato, pertanto, effettuato alcun accantonamento in bilancio a fronte dei rischi derivati dal suddetto contenzioso. I pagamenti effettuati fino al 30 giugno 2022 sono stati pertanto esposti tra i crediti vari e sono stati valutati come recuperabili.

Contenzioso IRES – IRAP – ammortamenti

Si segnala che per alcune società del Gruppo risultano in essere alcuni contenziosi con l'Agenzia delle Entrate in relazione alle quote di ammortamento dei rispettivi impianti eolici.

In particolare, L'Agenzia delle Entrate ha notificato alle società Callari S.r.l., Minerva S.r.l., Ordona Energia S.r.l, Parco Eolico Licodia Eubea S.r.l. e Renergy San Marco S.r.l., gli avvisi di accertamento disconoscendo la quota di ammortamento (eccedente l'aliquota del 4%) portata in deduzione ai fini IRES ed IRAP negli anni 2013, 2014, 2015 e, solamente per Callari S.r.l., nel 2016.

Le Società, basandosi sulla valutazione dei fiscalisti che la assistono e confortata dalle sentenze rese tra le parti, ha deciso di non modificare il trattamento fiscale della posta per gli esercizi oggetto d'ammortamento e quelli successivi e di contestare tali accertamenti ricevuti, impugnando gli stessi giudizialmente.

Tutti i giudizi di primo grado e, ove già terminati, secondo grado relativi ai predetti accertamenti si sono conclusi con pronunce in favore della Società; alla data del presente prospetto, non è stata fissata alcuna udienza di appello ovvero, ove già concluso il secondo grado di giudizio, in Corte di Cassazione con riferimento ai procedimenti descritti.

Essendo stata giudicata dai fiscalisti solo possibile, ma non probabile, l'eventualità di soccombenza in caso di giudizio finale, non sono stati accantonati fondi a bilancio.

Contenzioso catastale pre Legge 208/2015

Si segnala che per gli esercizi precedenti al 2016, quindi prima della c.d. 'Legge degli Imbullonati', sono tuttora pendenti dei giudizi con l'Agenzia delle Entrate in merito agli accertamenti sulle rendite catastali. Le Società hanno accantonato fondi per complessivi Euro 1,5 milioni.

Contenzioso catastale post Legge 208/2015

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

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

Nonostante la non corrispondenza delle contestazioni catastali in analisi al testo normativo, alla luce della definita posizione ministeriale, l'esito dei relativi contenziosi è stato giudicato incerto dai fiscalisti che assistono le società. Conseguentemente, a decorrere dall'esercizio 2017 è stato incrementato il fondo rischi a fronte di un maggiore importo IMU a copertura del probabile rischio di soccombenza; al 30 giugno 2022 risultano accantonamenti per Euro 4,4 milioni.

Contenzioso COSAP

Nel novembre 2018 la Provincia di Foggia ha approvato un nuovo regolamento per l'applicazione del canone per l'occupazione di spazi e aree pubbliche (COSAP) e la contestuale abrogazione del Regolamento per l'occupazione di spazi e aree pubbliche e per l'applicazione della relativa tassa (TOSAP).

Con l'applicazione del nuovo Regolamento la Provincia di Foggia ha comunicato alle società Renergy San Marco S.r.l. ed Ordona Energia S.r.l. gli avvisi di pagamento della COSAP per l'esercizio 2019 calcolata sull'occupazione del sottosuolo delle strade provinciali con i propri cavidotti. Rispetto al precedente regolamento TOSAP che prevedeva il pagamento di una tassa per chilometro lineare con il nuovo regolamento COSAP viene applicato un canone sulla superfice occupata. Ne consegue che i nuovi canoni sono risultati eccessivamente più elevati rispetto alla Tosap.

Le Società Ordona Energia S.r.l. e Renergy San Marco S.r.l. hanno impugnato dinanzi il TAR Puglia gli avvisi ed il prodromico regolamento provinciale ed introdotto anche un giudizio civile dinanzi il Tribunale di Foggia per accertare la legittimità dell'aumento unilaterale del canone per l'occupazione e la corretta determinazione del quantum dovuto.

In data 24 luglio 2019 si è svolta l'udienza preliminare presso il TAR per discutere le istanze di sospensione cautelare degli avvisi di pagamento. In via cautelare il TAR ha respinto il ricorso perché non vi è 'danno grave e irreparabile' ma ha altresì imposto alla Provincia di non mettere in atto alcuna azione finché non verrà definito il contenzioso sulla legittimità o meno del regolamento. Con sentenza emessa in data 4 febbraio 2020, il TAR ha respinto i ricorsi presentati dalle società che hanno provveduto ad impugnare la sentenza dinanzi al Consiglio di Stato.

In sede civile dinanzi al Tribunale di Foggia il giudice ha disposto una Consulenza Tecnica Ufficio per quantificare l'ammontare del canone COSAP, alla data del presente prospetto sono state depositate le

rispettive relazioni peritali che hanno un canone inferiore alle pretese dalla Provincia. Nell'udienza svoltasi il 16 febbraio 2022 sono state formulate le proposte di conciliazione aderendo ai canoni quantificati dal CTU. Si è in attesa del deposito della sentenza.

Poiché la sentenza del TAR depositata conferma la legittimità delle pretese da parte della Provincia si ritiene altamente probabile che l'Ente procederà con la riscossione dei canoni.

Nel gennaio 2022 le società hanno provveduto volontariamente al versamento del contributo per gli esercizi 2019 e 2020 limitatamente al canone annuale quantificato nelle perizie. Risulta un fondo rischi accantonato pari all'eccedenza tra il contributo preteso e quello versato per complessivi Euro 0,1 milioni.

Contenzioso CUP

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

Le Società hanno accantonato un fondo rischi per complessivi Euro 0,2 milioni.

Altre vertenze minori

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

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

39.IMPEGNI E GARANZIE

Gli impegni contrattuali assunti dal Gruppo Alerion e le garanzie prestate a terzi e risultanti al 30 giugno 2022 sono di seguito riepilogate:

• Fideiussioni rilasciate in favore di terzi per complessivi 119.664 migliaia di euro di cui:
  • 10.254 migliaia di euro per obblighi di ripristino ambientale
  • 19.012 migliaia di euro in favore del Gestore Servizi Energetici GSE S.p.A. per la partecipazione alle rispettive aste;
  • 90.398 migliaia di euro per altri obblighi;

• Pegno sulle quote delle seguenti società: Fri-EL Albareto S.r.l., New Green Molise S.r.l., Green Energy Sardegna S.r.l., Eolica PM S.r.l., FRI-EL Grottole S.r.l., Anemos Wind S.r.l. e Alerion Teruel S.L. a garanzia dei finanziamenti in Project Finance;
• Impegni assunti a fronte della cessione di partecipazioni, a garanzia di eventuali sopravvenienze passive o insussistenze dell'attivo rispetto ai dati di situazione patrimoniale di cessione.

Tra gli impegni e le garanzie ricevute da terzi si rilevano:

• Fidejussioni ed altre garanzie prestate a terzi e nell'interesse di terzi per complessivi 517 migliaia di euro;
• Garanzie ricevute a fronte dell'incasso dei corrispettivi relativi alla vendita di energia elettrica per complessivi 24.980 migliaia di euro.

Attestazione del Bilancio Consolidato semestrale abbreviato

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

• 1. I sottoscritti Josef Gostner e Stefano Francavilla, in qualità rispettivamente di Amministratore Delegato e di Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari di Alerion Clean Power S.p.A., attestano, tenuto anche conto di quanto previsto dall'art. 154-bis, commi 3 e 4, del decreto legislativo del 24 febbraio 1998, n. 58:
  2. l'adeguatezza in relazione alle caratteristiche dell'impresa;
  3. l'effettiva applicazione delle procedure amministrative e contabili per la formazione Bilancio Consolidato semestrale abbreviato nel corso del primo semestre 2022.
• 1. Si attesta, inoltre, che:
• 2.1 Il Bilancio Consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2022:
  • è redatto in conformità ai principi contabili internazionali applicabili riconosciuti dalla Comunità Europea ai sensi del regolamento (CE) n.1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002;
  • corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili;
  • è idoneo a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale, economica e finanziaria dell'emittente e dell'insieme delle imprese incluse nel consolidamento.
• 2.2 La relazione intermedia sulla gestione comprende un'analisi attendibile dei riferimenti agli eventi importanti che si sono verificati nei primi sei mesi dell'esercizio e alla loro incidenza sul Bilancio Consolidato semestrale abbreviato, unitamente ad una descrizione dei principali rischi e incertezze per i sei mesi restanti dell'esercizio. La relazione intermedia sulla gestione comprende, altresì, un'analisi attendibile delle informazioni sulle operazioni rilevanti con parti correlate.

Milano, 29 luglio 2022

Josef Gostner Stefano Francavilla

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

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