Gas Plus

Annual Report • Apr 29, 2022

GAS PLUS S.p.A.

BILANCIO CONSOLIDATO E BILANCIO D'ESERCIZIO AL 31.12.2021

Sede legale MILANO – Viale Enrico Forlanini, 17

INDICE

Organi sociali	3
Dati di sintesi	4

Relazione sulla gestione al 31 dicembre 2021

Sintesi dei risultati economici consolidati	8
Commento ai risultati consolidati	36
Andamento della capogruppo	45
Altre informazioni	65
Indicatori alternativi di performance	70
Proposte sulla destinazione del risultato d'esercizio di Gas Plus S.p.A.	72

Bilancio consolidato al 31 dicembre 2021

Prospetti contabili	75
Note esplicative	80
Attestazione del bilancio consolidato	152
Compensi della società di revisione	153

Bilancio d'esercizio al 31 dicembre 2021

Prospetti contabili	156
Note esplicative	161
Attestazione del bilancio consolidato	207
Compensi della società di revisione	208

Il presente documento è predisposto in formato PDF allo scopo di agevolarne la lettura. Il documento ufficiale, conforme alle disposizioni del Regolamento delegato (UE) 2019/815 della Commissione Europea (Regolamento ESEF - European Single Electronic Format), è disponibile sul sito internet della Società (www.gasplus.it, sezione Investor Relations), nonché presso il meccanismo di stoccaggio autorizzato "eMarket STORAGE" ().

ORGANI SOCIALI CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE (1)

Ing. Stefano Cao (*) Presidente

Sig. Davide Usberti Consigliere Delegato Amministratore esecutivo

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

Ing. Nicola De Blasio Consigliere Amministratore indipendente

Dott.sa Lisa Orlandi Consigliere Amministratore indipendente

Avv. Roberto Pistorelli Consigliere

Ing. Cinzia Triunfo Consigliere

Dott.sa Margherita Usberti Consigliere

Dott.sa Anna Maria Varisco (***) Consigliere Amministratore indipendente

COLLEGIO SINDACALE (1)

Dott.sa Laura Guazzoni Presidente

Dott. Manuel Menis Sindaco Effettivo

Dott. Claudio Raimondi Sindaco Effettivo

Dott.sa Gloria Francesca Marino Sindaco Supplente

Dott. Sandro Vecchione Sindaco Supplente

SOCIETÀ DI REVISIONE (2) Deloitte & Touche S.p.A.

(*) Nominato dal Consiglio di Amministrazione del 9 settembre 2021 in conseguenza delle dimissioni presentate dal Consigliere Dott. Gianni Dell'Orto.

(**) Nominato Vice Presidente dal Consiglio di Amministrazione del 23 giugno 2021.

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

(1) Nominato dall'Assemblea Ordinaria del 23 giugno 2021 e con scadenza alla data di approvazione del bilancio di esercizio al 31.12.2023. (2) Nominata dall'Assemblea Ordinaria dell'11 maggio 2015 per un periodo di 9 anni e, quindi, con scadenza alla data di approvazione del bilancio di esercizio al 31.12.2023.

DATI DI SINTESI

(in migliaia di euro)

Principali indicatori di mercato	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020	var.%	2H 2021	2H 2020	var. %
Prezzo medio Brent dated (\$/bbl)(1)	70,73	41,67	69,7%	76,60	43,61	75,6%
Cambio medio EUR/USD(2)
Prezzo medio gas - TTF (c€/Smc)(3)	1,183 48,35	1,142 9,88	3,5% 389,5%	1,161 73,81	1,181 11,78	(1,7%) 526,7%
Euribor - a tre mesi (%), media del periodo (4)	(0,549)	(0,427)	(28,6%)	(0,567)	(0,497)	(14,1%)
Principali dati operativi del Gruppo	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020	var.%	2H 2021	2H 2020	var. %
Produzione di idrocarburi (Msmce)	128,2	133,4	(3,9%)	61,1	63,2	(3,4%)
Vendite di idrocarburi (MSmce)	200,9	203,2	(1,1%)	91,6	92,3	(0,7%)
Volumi di gas distribuito (MSmc)	228,2	208,0	9,7%	103,7	94,9	9,2%
Numero dipendenti a fine periodo	159	155	2,6%
Dati di Conto Economico (IAS / IFRS)	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020	var.%	2H 2021	2H 2020	var. %
Ricavi da vendite	84.804	75.488	12,3%	43.824	34.212	28,1%
Costi Operativi	66.928	65.438	2,3%	36.049	28.881	24,8%
EBITDA	17.876	10.050	77,9%	7.775	5.331	45,8%
% sui ricavi di vendita	21,08%	13,31%		17,74%	15,58%
EBIT	14.150	(107.701)	113,1%	12.203	(103.460)	111,8%
Risultato operativo	10.703	(107.459)	110,0%	8.094	(103.460)	107,8%
% sui ricavi di vendita	12,62%	(142,35%)		18,47%	(302,41%)
Risultato prima delle imposte	3.399	(113.226)	103,0%	4.047	(106.393)	103,8%
Risultato del periodo	3.143	(34.222)	109,2%	3.448	(29.686)	111,6%
Dati di Stato Patrimoniale (IAS / IFRS)		31 dicembre 2021 31 dicembre 2020 (8)
Investimenti in immobilizzazioni	18.085	20.385
di cui investimenti in esplorazione	238	347
Capitale circolante netto	(17.669)	7.225
Capitale investito netto (A) + (B)	253.245	263.125
Indebitamento netto (A)	82.207	85.192
Patrimonio netto (compresa quota terzi) (B)	171.038	177.933
Indici patrimoniali ed economici		31 dicembre 2021 31 dicembre 2020 (8)
ROI (5)	4,15%	(39,66%)
ROE (6)	1,80%	(17,52%)
Utile (perdita) per azione	0,07	(0,79)
PFN / EBITDA (7)	4,60	8,48
Indebitamento netto (A) / Patrimonio netto (B)	0,48	0,48
Gearing (A/A+B)	32%	32%

(1) fonte: Reuters.

(2) fonte: BCE.

(3) fonte: ICIS Heren.

(4) fonte: European Money Markets Institute.

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

(6) = Risultato / patrimonio netto medio.

(7) = Posizione finanziaria netta / EBITDA.

(8) = Dati rivisti al 31 dicembre 2020 secondo i nuovi orientamenti ESMA in tema di definizione del "Totale indebitamento finanziario".

PRINCIPALI INDICATORI INDUSTRIALI (1)

	2021	2020
Riserve di idrocarburi (2P risked):
- Italia	3.563,9	3.765,8
- Estero	725,0	725,0
Idrocarburi venduti (in milioni di metri cubi)	201	203
Rete gestita (in chilometri) (2)	1.822	1.818
Istanze di conversione a stoccaggio	3	3

(1) per il significato dei termini si veda il paragrafo "Indicatori alternativi di performance"

(2) comprensivo di 42 km di rete di trasporto regionale gas metano

RELAZIONE SULLA GESTIONE

Signori azionisti,

il Gruppo Gas, in un contesto senza dubbio più favorevole ma tuttavia complesso per il perdurare della pandemia e per l'estrema volatilità del mercato dell'energia, conferma la ripresa dei principali indicatori economici e finanziari.

L'Ebitda consolidato è passato infatti dai 10,1 milioni di euro del 2020 ai 17,9 milioni di euro del 2021 grazie, in particolare, al positivo andamento delle attività E&P che hanno registrato una significativa crescita della propria marginalità.

Differente e tra loro opposto è stato invece l'andamento delle attività downstream. Mentre le attività Network hanno sostanzialmente confermato i positivi risultati dei precedenti esercizi, nonostante l'ulteriore riduzione del Vincolo Ricavi, le attività Retail, nella seconda parte dell'anno, hanno invece risentito dell'estrema volatilità dei prezzi delle commodities.

La crescita dell'Ebitda consolidato è senza dubbio da ricondurre alla significativa ripresa degli scenari energetici che ha visto, nel corso dell'anno, quasi quadruplicare il prezzo del gas in Italia (indice PSV) rispetto allo stesso periodo del 2020 ed attestarsi ad un valore medio di circa 48,51 c€/smc.

Anche il prezzo al TTF, il principale riferimento per il gas in Europa, ha registrato nell'anno un simile aumento attestandosi ad un valore medio di 48,35 c€/smc. Lo spread tra prezzo al PSV-TTF ha invece registrato un ulteriore riduzione, fermandosi ad un valore medio di circa 0,16 c€/smc anche a seguito dell'entrata in funzione del nuovo gasdotto TAP.

E' stato significativo anche il rialzo del prezzo del Brent che nell'anno si è attestato ad un valore medio di circa 71 dollari al barile.

In termini di impatto sui risultati economici, in ambito E&P gli effetti che si sarebbero potuti ottenere in virtù di tale aumento dei prezzi sono stati tuttavia fortemente ridimensionati dalle prudenti politiche di hedging del prezzo delle commodities, che hanno previsto, in questo esercizio, coperture su oltre l'80% delle produzioni dopo l'eccezionale crollo degli scenari dei prezzi energetici del 2020.

Le attività E&P, senza variazioni sostanziali nei propri volumi produttivi, hanno in ogni caso registrato un significativo aumento dei ricavi (6,4 milioni di euro in più rispetto allo stesso periodo del 2020), pur scontando gli effetti delle coperture effettuate in prevalenza nella prima dell'anno, prima della forte ripresa degli scenari dei prezzi energetici, a causa del differente andamento tra le

curve dei prezzi degli idrocarburi all'epoca di effettuazione delle operazioni e quelle del periodo successivo.

L'Ebitda delle attività E&P è stato a sua volta in forte crescita, assumendo nell'anno un valore positivo di 10,1 milioni di euro contro un valore negativo di 0,6 milioni di euro del 2020. Va peraltro rilevato che il dato del 2020 aveva recepito componenti negative non ricorrenti per circa 2,4 milioni di euro dovute alle nuove disposizioni in materia di royalties della Legge di Bilancio 2020 (Legge 27/12/2019 n. 160 pubblicata sulla Gazzetta Ufficiale del 30/12/2019).

Sotto il profilo operativo, le attività di estrazione e produzione, nonostante un quadro normativo nazionale tuttora penalizzante nei confronti delle società titolari di concessioni di piccola e media dimensione, sono proseguite secondo le previsioni, così come le attività di investimento nei principali progetti. Nel mese di novembre è stata infatti avviata la realizzazione del primo dei tre nuovi pozzi di sviluppo del progetto Longanesi, mentre in Romania il progetto di sviluppo dei due giacimenti a gas è ormai avviato alla fase finale del suo programma ed il relativo gas-in è previsto nel corso del secondo semestre del 2022.

In ambito downstream si è evidenziato un differente andamento tra i suoi principali comparti di attività (Network e Retail).

Mentre la Business Unit Network ha registrato un Ebitda in linea con il 2020 (7,7 milioni di euro rispetto a 7,6 milioni di euro del 2020) pur in presenza di un'ulteriore riduzione del Vincolo Ricavi, la Business Unit Retail ha invece evidenziato un Ebitda in forte calo rispetto al 2020 (2,5 milioni di euro, al netto di componenti non ricorrenti per circa 0,5 milioni di euro, rispetto a 4,8 milioni di euro del 2020). Tale contrazione è dovuta all'imprevedibile ed elevato aumento degli scenari dei prezzi del gas che ha penalizzato le offerte economiche a prezzo fisso e, in parte, quelle a prezzo variabile con cap al costo della materia prima, riducendone la marginalità.

Sotto il profilo patrimoniale e finanziario, il Gruppo ha mantenuto una struttura solida ed equilibrata.

Gli investimenti del 2021, in lieve calo rispetto al dato del 2020 (18,1 milioni di euro contro 20,4 milioni di euro dell'esercizio precedente), hanno riguardato in prevalenza le attività di sviluppo E&P (15,1 milioni di euro) e sono stati finanziati tramite le linee di credito a medio/lungo termine disponibili e il cash flow delle attività operative.

Al termine del 2021 l'indebitamento finanziario è stato in lieve riduzione e pari a 82,2 milioni di euro rispetto agli 85,2 milioni di euro di fine 2020: detto importo include per circa 4,3 milioni di euro gli effetti contabili dell'applicazione del principio contabile IFRS 16.

A conferma della forte patrimonializzazione del Gruppo, il rapporto tra indebitamento finanziario e patrimonio netto è rimasto inoltre su livelli contenuti (0,48) e in linea rispetto al dato di fine 2020 nonostante il significativo impatto sul patrimonio netto del fair value negativo dei derivati di copertura.

Considerate le linee di credito a medio lungo termine ancora disponibili e i positivi flussi di cassa da parte di tutte le principali attività, il Gruppo ritiene quindi di avere a disposizione risorse sufficienti ai previsti investimenti. A tale proposito si segnala che, nel mese di gennaio del 2021, alcune società del Gruppo hanno potuto accedere a finanziamenti a medio termine per complessivi 20 milioni di euro sulla base delle disposizioni del Decreto Liquidità (Decreto Legge 8 aprile 2020), convertito nella Legge n. 40 del 5 giugno 2020. In prossimità della chiusura dell'esercizio, la capogruppo ha inoltre rinnovato con Banco BPM la linea di credito Revolving di 15 milioni di euro per un ulteriore triennio (ossia sino al 1° dicembre 2024).

SINTESI DEI RISULTATI ECONOMICI CONSOLIDATI

Il positivo andamento delle attività E&P, penalizzato nel 2020 dall'eccezionale deterioramento degliscenari dei prezzi energetici oltreché da royalties per un ammontare complessivo di 4,7 milioni di euro, ha guidato la crescita dell'EBITDA che è passato dai 10,1 milioni di euro del 2020 ai 17,9 milioni di euro del 2021.

L'EBIT è tornato ad un valore positivo (14,2 milioni di euro) rispetto ad un valore negativo del 2020 (107,7 milioni di euro) che aveva però risentito degli esiti dei test di impairment. In tale anno, il Gruppo, in via cautelativa, aveva infatti ritenuto di dover valutare le linee di indirizzo alla transizione energetica in corso di predisposizione nel documento Pitesai e aveva rilevato nelle stesse, oltreché nell'andamento degli scenari energetici previsto in tale periodo e nella revisione negativa delle previsioni di sfruttamento di determinate riserve, indicatori di possibili perdite di valore delle relative attività.

A seguito dell'effettuazione dei test di impairment erano state pertanto effettuate svalutazioni per complessivi 99,5 milioni di euro che avevano riguardato in prevalenza concessioni relative a giacimenti di minori dimensioni e immobilizzazioni immateriali conferite in neutralità fiscale.

Al termine del 2021, pur permanendo incertezze in merito ai possibili effetti sulle attività del settore E&P derivanti dall'applicazione delle disposizioni del Documento Pitesai (pubblicato solamente nel mese di febbraio del corrente anno), la ripresa dei prezzi degli idrocarburi e l'attuale

previsione di elevati livelli anche nei prossimi anni hanno determinato ripristini di valore su alcune delle immobilizzazioni precedentemente svalutate per 17,1 milioni di euro.

Sul livello dell'EBIT hanno poi inciso ammortamenti per 16,8 milioni di euro rispetto a 18,2 milioni di euro del 2020, in calo in particolare in ambito E&P e svalutazioni per 4,1 milioni di euro relativamente ad una concessione E&P operata dal Gruppo.

Anche il Risultato Operativo (pari a +10,7 milioni di euro contro -107,5 milioni di euro del 2020) ha di nuovo assunto un valore di segno positivo pur registrando un aumento inferiore rispetto all'EBIT. Il Risultato Operativo ha infatti recepito maggiori dividendi da una partecipata ma ha scontato l'accantonamento di 4,1 milioni di euro a fronte delle prevedibili perdite delle attività Retail, nel primo semestre dell'esercizio 2022, relativamente alla clientela con offerte economiche a prezzo fisso e a prezzo variabile con cap sul costo della materia prima in scadenza nel corso del 2022.

A valle del Risultato Operativo gli oneri finanziari netti sono stati in crescita (7,3 milioni di euro del 2021 contro 5,8 milioni di euro del 2020) per effetto degli oneri derivanti dalle maggiori coperture sulle commotidies effettuate nell'esercizio e del maggior utilizzo delle linee di credito disponibili, mentre le imposte sul reddito sono tornate ad un saldo di segno negativo (-0,3 milioni di euro contro +79,0 milioni di euro del 2020). Nel 2020, tale saldo risentiva anche degli effetti del riallineamento tra valori civilistici e fiscali di alcuni asset, in particolare degli asset E&P a suo tempo conferiti in regime di neutralità fiscale, che aveva consentito il rilascio a conto economico di imposte differite per 54,9 milioni di euro.

L'esercizio si è chiuso infine con un utile netto di 3,1 milioni di euro contro una perdita di 34,2 milioni di euro del 2020 il cui ammontare, come già evidenziato, risentiva degli esiti negativi dei test di impairment.

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

Grafico 1 – Trend Prezzo del Brent (USD)

Grafico 2 – Trend Prezzo del Brent (EUR)

Grafico 3 – Trend Prezzo del gas naturale Spot TTF (Borsa del Gas Olandese)

Con la crisi energetica, determinata anche dalla situazione del conflitto tra Russia e Ucraina, il titolo ha avuto una evoluzione positiva sia nei volumi degli scambi che nella quotazione.

Il volume medio degli scambi si è posizionato attorno ai 330 mila pezzi al giorno, situazione derivante sia da un aumento dei titoli in circolazione, grazie al graduale smobilizzo di qualche posizione di portafoglio, sia ad una maggiore attività soprattutto da parte dei fondi.

La quotazione del nostro titolo ha poi seguito almeno in parte l'andamento dei titoli energetici, ridimensionando cosi la sottovalutazione che lo ha condizionato negli ultimi anni.

La quotazione ha raggiunto il livello massimo di circa Euro 6 nel periodo di maggiore tensione, dopo la chiusura dell'esercizio, e la capitalizzazione di borsa si è più volte avvicinata ai 200 milioni di euro.

Come dimostra il grafico che segue la quotazione si è posizionata nell'ultimo periodo dell'anno attorno a Euro 3,5.

Di seguito si riporta l'andamento del titolo Gas Plus dell'ultimo esercizio comparato con l'indice FTSE Mib.

Grafico 4 - Andamento dell'indice di Borsa e del titolo Gas Plus dal 1° gennaio 2021

Di seguito viene riportata la struttura del Gruppo Gas Plus al 31.12.2021:

Viene di seguito commentata l'attività di ciascuna Business Unit del Gruppo (che coincide con il concetto di Settore Operativo espresso negli IFRS):

Business Unit Exploration & Production

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

	31/12/2021
	GPI	SPE	ESTERO	TOTALE
Produzione netta (MSmce)	46,5	77,0	-	123,5
Ricavi (mln €)	14,6	20,5	-	35,1
EBITDA (mln €)	2,6	7,9	(0,4)	10,1
Investimenti esplorativi (mln €)	0,2	-	-	0,2
Investimenti di sviluppo (mln €)	0,1	4,0	11,0	15,1

	2H 2021
	GPI	SPE	ESTERO	TOTALE
Produzione netta (MSmce)	23,1	35,7	-	58,8
Ricavi (mln €)	7,9	10,9	-	18,8
EBITDA (mln €)	1,6	3,6	(0,2)	5,0
Investimenti esplorativi (mln €)	0,1	-	-	0,1
Investimenti di sviluppo (mln €)	-	3,3	6,1	9,4

GPI	SPE	ESTERO	TOTALE
51,0	77,6	-	128,6
			28,7
-	(0,1)	(0,5)	(0,6)
0,2	-	0,1	0,3
0,8	5,9	10,4	17,1
	12,8	15,9	31/12/2020 -

	2H 2020
	GPI	SPE	ESTERO	TOTALE
Produzione netta (MSmce)	25,0	35,8	-	60,8
Ricavi (mln €)	6,6	8,3	-	14,9
EBITDA (mln €)	0,8	0,5	(0,2)	1,1
Investimenti esplorativi (mln €)	0,1	-	-	0,1
Investimenti di sviluppo (mln €)	0,6	3,8	6,5	10,9

ITALIA

Risultati economici

Sotto il profilo dell'andamento economico il 2021 è stato caratterizzato da un significativo aumento dei ricavi (+6,4 milioni di euro) e della marginalità complessiva (+10,7 milioni di euro), nonostante il lieve calo della produzione netta di idrocarburi (circa il 3,9%)

L'Ebitda ha assunto infatti un valore positivo di 10,1 milioni euro contro un valore negativo di 0,6 milioni di euro del 2020 che aveva però scontato componenti negative non ricorrenti per circa 2,4 milioni di euro. Tale crescita è da ricondurre prevalentemente alla forte ripresa degli scenari dei prezzi energetici, in particolare nella seconda parte dell'anno.

Produzione

Al termine del 2021 la produzione lorda di gas, condensati e petrolio è stata pari a 128,2 MSmce, di cui 50,0 MSmce relativi alla branch GPI e 78,2 MSmce relativi alla branch SPE.

In termini di tipologia di prodotto la produzione lorda di gas del periodo di riferimento è stata di 93,7 MSmc contro 100,1 MSmc del 2020; tale riduzione è conseguente principalmente alla minor produzione di campi operati da terzi operatori ed in misura minore al naturale declino di alcuni campi operati dalle branch GPI e SPE.

La produzione di petrolio e condensati è stata invece pari a 34,5 MSmce contro 33,3 MSmce del 2020; quest'ultimo incremento è dovuto alla maggiore produzione della concessione "Mirandola".

PRODUZIONE LORDA DI GAS
(MSmc)

PRODUZIONE LORDA DI PETROLIO E CONDENSATI
(Msmce)

	2021	2020	Differenza 2021-2020		2021	2020	Differenza 2021-2020
GPI	49,4	54,1	(4,7)	GPI (*)	0,6	0,6	0,0
SPE	44,3	46,0	(1,7)	SPE	33,9	32,7	1,2
Totale	93,7	100,1	(6,4)	Totale	34,5	33,3	1,2

2021-2020		2021	2020	Differenza 2021-2020

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

Sviluppo

Nel 2021 sono state completate le attività preliminari relative ai lavori civili delle postazioni delle aree pozzo e sono iniziate le attività di perforazione per il progetto Longanesi con il pozzo Longanesi 2 dir.

Parallelamente sono state completate le attività di progettazione per lo sviluppo delle attività di adeguamento della centrale di trattamento S. Potito e di installazione impiantistica di superficie nelle aree pozzo e rete di raccolta, aggiornate rispetto alle prescrizioni VIA.

E' stata predisposta la documentazione per le gare necessarie alla realizzazione dell'impiantistica di superficie del progetto Longanesi e la prima gara, relativa alla rete di raccolta, è stata bandita nell'ultima parte dell'anno.

Si è proceduto inoltre alla progettazione delle reti di monitoraggio della microsismica e subsidenza, come previsto dalle prescrizioni ricevute in fase di valutazione di impatto ambientale.

Rispetto a quanto evidenziato in precedenza il partner del progetto ha sanato la propria posizione debitoria nei confronti dell'Operatore ed ha ripreso a co-operare nella gestione della joint venture.

Chiusure Minerarie

Sono proseguite le attività per il ripristino dell'area pozzo Cavone 15 nella concessione Mirandola e sono state svolte le attività di decommissioning e ripristino della centrale Cotignola nella concessione San Potito. Sono state svolte le chiusure minerarie dei pozzi Palmori 1 e Palmori 4 della concessione Masseria Acquasalsa ed avviate le attività preliminari al ripristino delle relative aree.

Esplorazione e ricerca

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

Patrimonio titoli

Nel 2021 non ci sono stati cambiamenti nel patrimonio titoli. Pertanto, lo stesso è rimasto invariato rispetto al 2020: il numero complessivo delle concessioni di coltivazione è pari a 43 mentre quelle che vedono il Gruppo in qualità di operatore è pari a 30.

	Gruppo operatore	Terzi operatori	Totale
Istanze di permesso	0	3	3
Istanze di concessione	1	1	2
Permessi di ricerca	0	1	1
Concessioni di coltivazione	30*	13	43

* di cui Società Padana Energia S.r.l.: n. 10 concessioni di coltivazione

Riserve

Le riserve 2P rischiate complessive di idrocarburi al termine del 2021 sono stimate nelle seguenti quantità:

	31/12/2020			31/12/2021
	GPI	SPE	Totale	GPI	SPE	Totale
Gas naturale (milioni di metri cubi)	1.236,6	2.236,7	3.473,3	1.132,7	2.151,3	3.284,0
Petrolio e condensati (milioni metri cubi equivalenti)	6,4	286,1	292,5	7,0	272,9	279,9
Totale idrocarburi (milioni metri cubi equivalenti)*	1.243,0	2.522,8	3.765,8	1.139,7	2.424,2	3.563,9

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

Per quanto riguarda l'entità delle riserve, a conclusione del 2021 è stata rilasciata una nuova certificazione dall'esperto indipendente SIM che ha rivisto le precedenti stime, quantificando le riserve 2P di idrocarburi al 31 dicembre 2021 in 3.563,9 milioni di metri cubi equivalenti. Tale certificazione è stata svolta in linea con gli aggiornamenti degli standard di valutazione già seguiti per la precedente certificazione.

Altre informazioni attinenti alle attività del periodo

Relativamente alla concessione di Garaguso, la cui attività produttiva è ripresa all'inizio del 2019, dopo la conclusione della seconda procedura arbitrale che ha previsto la destituzione dell'Operatore, è stato notificato a Gas Plus Italiana S.r.l., in data 14.12.2018, un atto di citazione per l'impugnazione di detto lodo da parte dello stesso Operatore davanti al Tribunale di Milano. Quest'ultimo con sentenza n. 1028/2021, pubblicata in data 9 febbraio 2021, ha respinto la domanda di annullamento del lodo arbitrale. Detta sentenza è stata impugnata da Energean Italy S.p.A. (prima Edison E&P S.p.A.) ed Edison S.p.A. alla Corte di Appello di Milano, con prima udienza fissata per il 14 settembre 2021, all'esito della quale è stata fissata l'udienza di precisazione delle conclusioni all'11 gennaio 2022. A seguito di tale udienza il giudice ha concesso i termini per il deposito delle

memorie conclusionali, regolarmente poi depositate dalle parti, che sono tuttora in attesa della sentenza.

Gas Plus Italiana S.r.l., al fine di far accertare, in esecuzione del lodo, il suo ruolo di Operatore della concessione, ha proposto un ricorso dapprima al Tribunale di Matera, dichiarato inammissibile, e successivamente alla Corte di Appello di Potenza, la quale ha respinto il reclamo proposto da Gas Plus Italiana S.r.l., confermando l'inammissibilità del ricorso proposto ex art. 1105 c.c. dinanzi al Tribunale di Matera, ritenendo che "…esuli dall'ambito dei poteri attribuiti all'autorità giudiziaria adita ai sensi dell'art. 1105 co. 4 c.c. la pronuncia di accertamento della legittima sostituzione della Gas Plus Italiana S.r.l. nel ruolo di Operatore della concessione mineraria "Garaguso" per effetto del lodo arbitrale pronunciato il 25 giugno 2018, potendo la relativa domanda costituire oggetto soltanto di un giudizio ordinario avente natura contenziosa…".

In relazione alle disposizioni della Legge 11 febbraio 2019, n. 12, pubblicata sulla Gazzetta Ufficiale del 12 febbraio 2019 ed entrata in vigore il 13 febbraio 2019, e in particolare dell'art. 11-ter della stessa, il Gruppo, a tutela del proprio patrimonio di titoli minerari, ha attuato sin dal 2019 alcune iniziative sui profili di più immediato impatto.

In merito all'aumento dei canoni di concessione, introdotto dal citato art. 11-ter, la Business Unit E&P ha avviato alcune iniziative giudiziali avanti i tribunali amministrativi, sollevando anche alcuni profili di illegittimità costituzionale delle disposizioni di legge in questione, il principale ricorso, tuttavia, è stato dapprima respinto dal Tribunale Amministrativo del Lazio con sentenza del 17 settembre 2020, e successivamente, a seguito del ricorso in appello avverso detta sentenza, anche dal Consiglio di Stato con sentenza del 19 novembre 2021. Al contempo, si ricorda che nel 2019 la Business Unit, per la quasi totalità dei siti in cui riveste il ruolo di operatore e senza fare acquiescenza alle novità introdotte dal richiamato art. 11-ter, aveva cautelativamente presentato le istanze per ottenere la riduzione dell'area fisica territoriale delle concessioni, ottenendo entro la fine dello stesso anno la formale approvazione da parte degli enti preposti.

Relativamente a tale questione segnaliamo infine che, nell'ambito dell'iter di conversione in legge del "Decreto Semplificazioni 2020", è stato approvato un emendamento volto a mitigare gli effetti per le piccole e medie concessioni di coltivazione di idrocarburi dell'aumento esponenziale dei canoni di concessione introdotto dall'art. 11-ter della Legge 11 febbraio 2019, n. 12, prevedendo un "tetto" pari al 3% della valorizzazione della produzione derivante dall'insieme delle concessioni di ciascuna società nell'anno precedente.

Sempre in ordine all'11-ter della già citata norma si segnala che essa ha previsto la predisposizione del Piano per la Transizione Energetica Sostenibile delle Aree Idonee ("PiTESAI")

da approvarsi con decreto del Ministero dello Sviluppo Economico, di concerto con il Ministero dell'Ambiente, della Tutela del Territorio e del Mare. Si tratta di uno strumento di pianificazione generale delle attività minerarie sul territorio nazionale "al fine di individuare un quadro definito di riferimento delle aree ove è consentito lo svolgimento delle attività di prospezione, ricerca e coltivazione di idrocarburi sul territorio nazionale, volto a valorizzare la sostenibilità ambientale, sociale ed economica delle stesse".

Tale Piano avrebbe dovuto essere approvato entro 18 mesi dall'entrata in vigore della legge di conversione, mentre invece, con una serie di successive proroghe, il termine per la sua approvazione è stato posticipato al 30 settembre 2021. Da ultimo, il predetto PITESAI è stato approvato con D.M. n. 548 del 28 dicembre 2021, pubblicato in Gazzetta Ufficiale il successivo 11 febbraio 2022.

Sui profili di illegittimità e sugli effetti del Piano rispetto alla prorogabilità delle concessioni vigenti si rinvia al paragrafo "Rischi normativi e regolatori".

In questa sede ci si limita a ricordare che, nelle more della predisposizione di detto documento, le società della Business Unit E&P Italia, in sede di redazione del bilancio dell'esercizio 2020, avevano già valutato le possibili criticità che potevano emergere dal suddetto documento, giungendo alla decisione di rivedere in tale sede le modalità e la misura con cui le loro attività si prevedeva che potessero continuare ad essere utilizzate e/o avrebbero potuto essere sviluppate e di effettuare test di impairment sulle singole rispettive attività, procedendo poi alla svalutazione di alcuni asset. Per quanto concerne gli esiti dei suddetti test si rimanda a quanto esposto nelle note esplicative al bilancio consolidato dell'esercizio 2020.

Il Gruppo con l'ausilio di esperti, esterni ed interni all'azienda, effettua un costante monitoraggio della normativa, delle sue modificazioni e della sua attuazione, in modo da misurare con ragionevole tempestività i fattori di rischio che ne derivano e minimizzare il possibile impatto sull'andamento gestionale e valutare ogni possibile iniziativa, anche legale, a tutela del proprio patrimonio.

Emergenza Covid-19

Come noto, la situazione di emergenza sanitaria dovuta alla diffusione del Covid-19 è perdurata per tutto il 2021 e la fine dello stato di emergenza è avvenuta a fine marzo 2022.

Nel rispetto dei provvedimenti emanati dalle Autorità la Business Unit, in particolare durante la prima fase della diffusione della pandemia (inizio 2020), aveva garantito le sole attività ritenute essenziali mentre erano state sospese tutte le attività di cantiere.

Il personale tecnico destinato a realizzare tali attività, ove previsto dalle disposizioni vigenti, era stato dotato dei necessari strumenti di protezione individuale al fine di garantirne la sicurezza.

Le attività non essenziali sono riprese progressivamente a decorrere dal 5 maggio 2020 nei termini previsti e consentiti dal D.P.C.M. del 26 aprile 2020 e s.m.i. e sono invece proseguite secondo i consueti programmi aziendali durante il 2021.

Con riferimento alla solvibilità dei clienti a cui sono attualmente vendute le produzioni di idrocarburi, dato il numero limitato di controparti e l'elevato standing, non sono emerse particolari criticità sui relativi incassi in entrambi gli anni e comunque tali da pregiudicare l'equilibrio finanziario della Business Unit.

ESTERO

Con riferimento alle attività E&P estero, data la rilevanza del progetto, vengono di seguito commentate esclusivamente le attività in Romania.

Dal punto di vista amministrativo le attuali quote della concessione in acque superficiali (costituita dai blocchi XVa Midia Shallow e XIII Pelican) sono così ripartite: Black Sea Oil&Gas (BSOG) 70% Operatore, Petro Ventures 20% e Gas Plus 10%.

In data 4 febbraio 2020 i due blocchi esplorativi di tale concessione sono scaduti e le aree restituite alle autorità della Romania. La Joint Venture ha ritagliato dal blocco XVa Midia Shallow due aree all'interno delle quali sono ubicati i giacimenti a gas Ana e Doina attualmente oggetto delle attività per la loro messa in produzione.

Per la fase di sviluppo dei due giacimenti, il 6 febbraio 2019, a valle della positiva valutazione tecnico-economica del progetto MGD (Midia Gas Development), i partner di Joint Venture, hanno approvato la FID (Final Investment Decision) e il conseguente piano di sviluppo dei giacimenti Ana e Doina. Il 12 aprile 2019, la Joint Venture ha ricevuto l'approvazione finale da parte del governo rumeno, attraverso l'Agenzia Nazionale per le Risorse Minerarie (NAMR), del piano di sviluppo (FDP) dei due giacimenti e della delimitazione delle aree interessate.

A valle dell'approvazione della NAMR la Joint Venture ha avviato le attività di ingegneria per la progettazione degli impianti e successivamente ha iniziato i lavori di realizzazione delle infrastrutture di produzione. Dette attività sono continuate per tutto il periodo di riferimento e sono tutt'ora in corso.

Nelle basi operative ubicate nei pressi della città di Costanza sul Mar Nero, l'attività attualmente in corso è la realizzazione della centrale di trattamento gas a terra, a circa l'82% dell'avanzamento lavori.

Si sono invece già concluse con successo le operazioni di attraversamento sotterraneo "perforazione orizzontale HDD" del tratto di spiaggia interessato dal passaggio del gasdotto e la posa del gasdotto offshore, pari a 128 km, che collega la costa dalla piattaforma Ana, installata e pronta per il gas-in. Inoltre, è stato perforato e completato il primo pozzo ANA 100 ed è in corso operativo la campagna drilling, che prevede la perforazione di ulteriori 3 pozzi direzionali sul giacimento ANA e un pozzo subsea sul giacimento DOINA.

Il progetto generale ha raggiunto oltre l'80% del programma di sviluppo e si prevede il gasin nel secondo semestre del 2022. Causa COVID-19 sono state concesse al General Contractor revisioni dei prezzi per il periodo dalla primavera scorsa, al momento rientranti nell'ammontare delle contingency stanziate in sede di preventivazione del progetto. Successivamente il General Contractor ha richiesto ulteriori revisioni dei prezzi, legate alla situazione attuale, che sono state accordate per circa il 7% dell'importo complessivo.

Tale incremento risulta interamente compensato dall'aumento degli andamenti dei prezzi di vendita del gas sul mercato rumeno rispetto alle valutazioni di redditività iniziali del progetto che consideravano scenari dei prezzi conservativi senza beneficiare dell'aumento di liquidità sul mercato rumeno, fattore che ha permesso un maggiore allineamento delle quotazioni a quelle degli altri hub europei.

In parallelo all'inizio delle attività di sviluppo, la Joint Venture ha negoziato con un primario pool di banche un contratto di finanziamento del progetto "Midia Gas Development" dell'importo originario di 200 milioni di euro di tipologia "RBL" (Reserve Based Lending).

Il contratto di finanziamento è stato firmato al termine del 2019 e la prima erogazione è avvenuta nel mese di novembre del 2020. In tale sede, a valle di un processo di rideterminazione da parte delle banche dell'importo erogabile a fronte di una riduzione del costo complessivo dell'investimento, l'importo della linea è stato inizialmente ridotto da 200 milioni di euro a 185 milioni di euro. Con effetto dal 6 luglio 2021 l'importo della linea è stato di nuovo aumentato a 190 milioni di euro.

Al termine del 2021, a fronte degli ulteriori investimenti effettuati nell'esercizio pari a 11 milioni di euro, la linea è stata utilizzata da Gas Plus Dacia S.r.l. per complessivi 16,6 milioni di euro. Dopo la chiusura dell'esercizio Gas Plus Dacia S.r.l. ha utilizzato l'importo residuo di tale linea nel limite di 2,4 milioni di euro in relazione alla propria quota di partecipazione del 10%.

Nel mese di giugno del 2019 è stata completata la valutazione e certificazione delle riserve dei giacimenti Ana e Doina da parte di un certificatore indipendente. Le riserve 2P dei due giacimenti sono state quantificate in 725 milioni di standard metri cubi per la quota del 10% d'interesse di Gas Plus.

Business Unit Storage

Le attività nel settore dello stoccaggio di gas sono relative allo sviluppo di tre progetti, tutti in veste di operatore, che consentiranno di disporre di una capacità di stoccaggio di circa 1 miliardo di metri cubi (working gas), per circa il 60% di competenza del Gruppo Gas Plus, da raffrontare con i circa 13 miliardi di metri cubi di capacità nazionale, al netto dello stoccaggio strategico. Anche per la specifica collocazione geografica dei tre progetti, tutti lungo la dorsale adriatica nelle tre Regioni delle Marche, dell'Abruzzo e del Molise, lo sblocco, la realizzazione e l'esercizio congiunto dei tre progetti consentirebbe di beneficiare di una significativa "massa critica" in termini di volumi di gas trattabili e di importanti sinergie.

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

Per quanto riguarda il progetto San Benedetto, il decreto VIA è stato impugnato da alcuni cittadini davanti al TAR Marche, il quale nel mese di marzo del 2018 ha dichiarato la propria incompetenza indicando quale giudice competente il TAR Lazio. I ricorrenti, con ricorso notificato e depositato il 21 aprile 2018, hanno riassunto il giudizio avanti al TAR Lazio e Gas Plus Storage S.r.l. si è regolarmente costituita in giudizio nel mese di luglio del 2018. Si è ora in attesa della fissazione dell'udienza di merito.

Nel frattempo il Comune di San Benedetto, con ricorso notificato a Gas Plus Storage S.r.l. il 26 giugno 2018, ha impugnato i provvedimenti successivi del Ministero dell'Ambiente relativi al diniego del Ministero di riaprire l'istruttoria VIA come richiesto dal Comune. Si è già tenuta la Camera di Consiglio il 18 luglio 2018 per discutere dell'istanza di sospensiva che il TAR non ha accolto rinviando il giudizio all'udienza di merito del 22 maggio 2019. Il TAR Lazio ha successivamente depositato in data 11 giugno 2019 la relativa sentenza con cui ha accolto il ricorso presentato dal Comune, annullando i provvedimenti impugnati ed obbligando il Ministero dell'Ambiente a procedere ad un motivato riesame della richiesta del Comune ricorrente entro il termine di 60 (sessanta) giorni dalla notifica o comunicazione della sentenza.

Nel contempo, nel mese di febbraio 2019, sono state presentate le istanze di proroga della VIA per i progetti di San Benedetto e Poggiofiorito.

Gas Plus Storage S.r.l. ha presentato entro i termini di legge appello al Consiglio di Stato impugnando la sentenza del TAR Lazio e, all'esito della Camera di Consiglio del 14 novembre 2019, il Collegio ha accolto l'istanza cautelare presentata dalla società ai fini della sollecita fissazione dell'udienza di merito, successivamente fissata al 25 marzo 2021.

Il 22 gennaio 2020 il Comune di San Benedetto ha notificato un ulteriore ricorso con il quale ha impugnato la nota del Ministero dell'Ambiente del 18 novembre 2019 ed il correlato parere della Commissione Tecnica VIA e VAS, con la quale il Ministero dell'Ambiente, in ossequio alla sentenza del TAR Lazio dell'11 giugno 2019, ha riesaminato la questione giungendo alla medesima conclusione che era già stata oggetto di impugnazione da parte del Comune. Il 26 febbraio 2020 si è tenuta l'udienza in Camera di Consiglio, nella quale il Comune di San Benedetto ha rinunciato all'istanza cautelare. Si attende quindi ora la fissazione dell'udienza di discussione del merito.

Quale ultimo aggiornamento si segnala che, all'esito dell'udienza del 25 marzo 2021, il Consiglio di Stato ha pubblicato in data 29 marzo 2021 la sentenza con la quale ha accolto l'appello presentato da Gas Plus Storage S.r.l., dichiarando inammissibile il ricorso di 1° grado presentato dal Comune di San Benedetto.

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

Le attività nel settore dello "stoccaggio di idrocarburi" sono state incluse tra le "altre attività e attività non allocate" nella nota esplicativa al bilancio consolidato dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2021 n. 6, Informativa di settore, che comprendono principalmente, oltre alle attività della Business Unit Storage, le attività di funzioni comuni e servizi centralizzati della holding. L'inclusione nelle "altre attività e attività non allocate" della Business Unit Storage è stata decisa in quanto, in funzione della complessità tecnica e dei necessari iter autorizzativi, essa è tuttora in fase di avviamento. Da segnalare infatti che la Business Unit non consuntiva significativi valori patrimoniali e costi di gestione, essendo state mantenute in carico esclusivamente le spese per gli studi (in particolare tecnici e progettuali) e per le attività connesse alla prosecuzione dei relativi iter autorizzativi ed al successivo affidamento delle opere da realizzarsi, dopo aver imputato invece,

nell'esercizio 2014, a conto economico integralmente le opere nel contempo sino ad allora eseguite sui siti prima del completamento degli iter autorizzativi.

Business Unit Retail

I principali dati economici della Business Unit Retail dell'esercizio 2021 sono i seguenti:

	31/12/21	31/12/20	2H 2021	2H 2020
Volumi venduti (MSmc)	76,8	74,7	33,2	31,5
Ricavi (mln €)	42,7	34,4	23,0	14,3
EBITDA (mln €)	2,5	4,8	0,4	2,1

Da punto di vista dei volumi venduti, anche a seguito di un andamento climatico con periodi invernali leggermente più freddi dell'anno precedente, essi sono stati superiori rispetto a quanto fatto registrare durante il precedente esercizio (+2,81% su base annua).

Relativamente ai ricavi, l'aumento è da imputare ad un forte rialzo degli scenari dei prezzi del gas avvenuto tra il 2020 ed il 2021; tale aumento, valutabile in una media pesata sul parco clienti Gas Plus di circa +92%, influisce su tutte le vendite a prezzo di Tutela e su una buona parte di quelle a prezzo variabile su Mercato Libero (circa l'84% dei volumi contrattualizzati).

Tutto ciò, compensa solo in piccola parte la sensibile diminuzione della marginalità unitaria complessiva (-31,9%) che porta ad un risultato inferiore a livello di EBITDA rispetto a quanto fatto registrare l'anno precedente.

In tema di marginalità unitaria, si rileva infatti una sensibile diminuzione sui Clienti Civili (- 17,6%), che pesano circa il 79% dei volumi dell'intero portafoglio, che diventa molto marcata sui Clienti Small Business (-52,6%); tale andamento è dovuto essenzialmente al già citato aumento degli scenari dei prezzi del gas che ha penalizzato fortemente la valorizzazione dei Clienti ai quali sono applicate offerte economiche a prezzo fisso e, in parte, di quelli Civili ai quali sono applicate offerte a prezzo variabile con un cap al costo della materia prima; offerte per le quali il Gruppo ha valutato di portare avanti una politica di mantenimento dei clienti.

A fronte delle prevedibili perdite su dette offerte economiche che si concentreranno nel primo semestre dell'esercizio 2022, è stato effettuato un accantonamento di 4,1 milioni di euro, esposto dopo l'Ebitda.

Lato costi, l'esercizio continua ad essere caratterizzato da un attento contenimento dei costi operativi.

In termini di parco clienti si nota una leggera diminuzione rispetto al precedente esercizio (- 4,3% rispetto al 31 dicembre 2020).

Importante valutazione è necessaria in ambito commerciale in previsione dell'abolizione del Mercato Tutelato che, inizialmente prevista nel corso dell'anno 2018 e successivamente rimandata al 2019, poi al 2020, era stata definitivamente fissata al 1° gennaio 2023; dal decreto "Milleproroghe", approvato in via definitiva il 25 febbraio 2021, tale termine è poi stato ulteriormente spostato tramite emendamento al 1° gennaio 2024. Si evidenzia, a questo proposito, l'opportunità di far migrare verso il Mercato Libero gli attuali clienti domestici e condomini ad uso domestico ancora serviti in regime di Tutela. Viene mantenuto in costante osservazione il mercato nazionale, al fine di monitorare su base mensile le proposte commerciali dei principali concorrenti e di poter così redigere offerte che, pur mantenendosi competitive, assicurino le migliori performances in termini di marginalità. Permane la massima attenzione riguardo ai criteri di selezione dei prospect ai quali proporre la contrattualizzazione, basato su una scrupolosa valutazione della loro affidabilità creditizia.

Emergenza Covid-19

Data la composizione del portafoglio clienti che è costituito per oltre l'80% da clienti domestici e pertanto meno influenzato dalla temporanea chiusura di alcune attività economiche, i volumi venduti dalla B.U. Retail, sia nel 2020 sia nel 2021, non hanno sostanzialmente risentito della situazione di emergenza Covid-19.

Anche l'impatto sulla solvibilità dei clienti è stato, al momento, sostanzialmente limitato. Occorre però segnalare, nel 2020, gli effetti della delibera ARERA n. 60/2020/R/COM del 12/03/2020, integrata con le successive delibere n. 117/2020/R/COM, 124/2020/R/COM E 148/2020/R/COM.

L'impatto più significativo di tali delibere sulla gestione degli incassi e della morosità è derivato dal blocco di tutte le operazioni di tutela del credito, istituito per il periodo compreso tra il 10/03/2020 ed il 17/05/2020.

Durante questo periodo la Business Unit non aveva potuto quindi emettere solleciti di pagamento, né ha potuto chiedere la sospensione per morosità delle utenze che avessero insoluti. Inoltre, per i casi di morosità aperti al 10/03/2020, ARERA aveva previsto che le società di vendita dovessero inviare una nuova costituzione in mora al debitore, con un conseguente ulteriore allungamento dei termini di pagamento.

Erano state inoltre previste specifiche misure a sostegno dei clienti finali, tra cui la più importante aveva imposto l'obbligo per le società di vendita di concedere ampie dilazioni di

pagamento senza interessi ai clienti di tipo domestico, relativamente alle fatture di competenza o in scadenza nel periodo compreso tra il 10/03/2020 e il 17/05/2020.

Trattandosi comunque di un'agevolazione già concessa nel corso degli anni precedenti, le richieste di rateizzazione ricevute durante il periodo di emergenza erano state in linea con quelle del 2019 e la quasi totalità dei piani di rientro era stata frutto di accordi consensuali con la propria clientela, con dilazioni più ampie rispetto a quelle solitamente concesse, ma comunque non superiori a quanto stabilito da ARERA.

Nella seconda parte del 2020 era stata comunque ripresa l'attività di sollecito e di sospensione per morosità secondo le consuete modalità e tempistiche. La percentuale di insoluto registrata a fine dicembre 2020 si era infatti attestata all'1,2% rispetto all'1,5% del corrispondente periodo del 2019.

Anche nel successivo esercizio (2021) non si sono registrati effetti negativi sulla solvibilità dei clienti da ricondurre a dette misure. Non sono poi stati emanati nuovi provvedimenti con impatti sulle modalità di sollecito e riscossione dei crediti. Per tale motivo la percentuale di insoluto per l'anno 2020, alla fine del mese di marzo del 2022, si è ulteriormente ridotta attestandosi allo 0,2%, mentre quella per l'anno 2021 si è già posizionata allo 0,4% a soli 3 mesi dalla data di chiusura dell'esercizio 2021.

Business Unit Network & Transportation

I principali dati economici della Business Unit relativi all'esercizio 2021 sono i seguenti:

	31/12/21	31/12/20	2H 2021	2H 2020
Volumi distribuiti (MSmc)	228,2	208,0	104,9	95,2
Ricavi (mln €)	19,0	23,9	7,4	10,6
EBITDA (mln €)	7,7	7,6	3,6	3,5
Investimenti (mln €)	2,6	2,8	1,2	1,8

Nel corso dell'anno 2021 la Business Unit Network e Transportation ha distribuito circa 228,2 MSmc di gas. I dati risultano in incremento (+9,74%) rispetto all'anno 2020 a seguito delle più rigide temperature registrate nei primi mesi dell'anno 2021 (in particolare nel mese di aprile che ha visto un incremento dei volumi distribuiti del 40%) e nel mese di dicembre.

Network: la Business Unit Network opera, al 31/12/2021, direttamente nell'attività di distribuzione gas in 40 Comuni.

Tariffe di distribuzione

Con la delibera n. 570/2019/R/gas l'Autorità ha approvato la metodologia di calcolo delle tariffe di distribuzione per il 5° periodo regolatorio, valido per gli anni dal 2020 al 2025. La Business Unit, a valle dell'analisi della nuova RTDG che risulta particolarmente impattante in tema di copertura dei costi operativi e di imposizione del recupero di produttività, ha ritenuto opportuno procedere all'impugnazione davanti al giudice amministrativo. Nel corso del mese di marzo 2021, su istanza di alcune società e con l'adiuvandum dell'associazione di categoria Assogas, è stata instaurata un'apposita verifica tra detti soggetti ed ARERA su alcuni temi specifici della nuova RTDG, in particolare sul livello dei costi operativi e del recupero della produttività imposto.

Rapporti con Enti Concedenti

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

Al 31 dicembre 2021 sono stati pubblicati 38 bandi di gara, nessuno dei quali di interesse della Business Unit. I primi bandi e disciplinari (oggetto di numerose impugnazioni al TAR) hanno evidenziato come le procedure ed i meccanismi attuativi adottati per lo svolgimento delle gare risultino complessi e di difficile implementazione.

Tra le poche procedure che hanno visto la presentazione di offerte di gara, si segnala che, nell'ATEM di "Milano 1" la Stazione appaltante ha assegnato, a valle di ampio contenzioso, (con ricorsi presentati da entrambi i partecipanti) l'aggiudicazione definitiva, a cui ha fatto seguito la stipula del nuovo contratto, ad Unareti (gruppo A2A).

Negli ATEM di "Torino 1", "Torino 2", "Belluno" e "Valle d'Aosta", le relative Stazioni appaltanti hanno provveduto all'aggiudicazione definitiva alla società Italgas Reti S.p.A., risultando così le prime gare d'ambito conclusesi dall'avvio della riforma (2011).

Nell'ATEM di "Napoli 1", a seguito della sentenza del Consiglio di Stato, è stata confermata l'aggiudicazione a favore della Società 2i Rete Gas S.p.A.. Nell'ATEM di "Udine 2", l'aggiudicazione è stata assegnata all'incumbent AcegasApsAmga S.p.A. (gruppo Hera).

I termini di scadenza per la pubblicazione dei bandi di gara sono stati approvati con il Decreto Legge n. 210/2015 (Milleproroghe 2016, convertito nella legge n. 21/2016) e sono tutti scaduti. Con

analogo provvedimento sono state eliminate le possibili sanzioni in capo agli Enti Locali nel caso di ritardo nell'iter di emanazione dei bandi gara.

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

Ambito regolatorio e normativo

In merito all'obbligo di messa in esercizio dei gruppi di misura elettronici, conclusasi con successo la campagna di sostituzione prevista dalla ARERA con Delibera n. 554/2015/R/gas per l'anno 2018 (100% dei gruppi di misura di classe superiori a G6), si segnala che l'Autorità ha aggiornato gli obblighi prevedendo, per le società che gestiscono (al 31/12/2015) tra 50.000 e 100.000 PdR, la sostituzione, entro il 31/12/2023, di una quota pari al 85% dei misuratori tradizionali con smart meters (classe G4 e G6).

Al 31/12/2021 risultano posati circa 45.290 G4-G6 elettronici, pari a circa il 48% del totale ed al 58% del relativo obbligo.

Investimenti

La Business Unit, al termine dell'anno 2021, ha effettuato investimenti sugli impianti per 2,6 milioni di euro.

Tee

In data 31/05/2021 è stato approvato da parte del Ministero per la Transizione Energetica, il decreto ministeriale contenente l'indicazione dei nuovi obblighi previsti per gli anni 2021-2024, oltre alla rideterminazione degli obblighi previsti per l'anno 2020.

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

Il Decreto ha, pertanto, previsto una riduzione del 60% degli obblighi 2020 (diminuiti dagli iniziali 28.521 a 11.423 TEE) con un positivo impatto sul conto economico ed ha considerevolmente tagliato gli obblighi 2021-2024: l'obbligo 2021, rimodulato in funzione del nuovo decreto ministeriale, si attesta infatti a 3.950 TEE.

Transportation: la Business Unit, che fa parte del Settore Operativo Network & Transportation, è operativa dal 1° ottobre 2009 ed esercita l'attività di trasporto regionale in Valtrebbia (PC) mediante

31,4 chilometri di rete in media pressione ed in Valnure (PC) mediante 10,4 chilometri di rete in media pressione, tra l'altro interconnessa ad un giacimento della B.U. E&P del Gruppo.

Al 31 dicembre 2021 sono stati trasportati 10,2 MSmc, in lieve aumento rispetto all'anno 2020 (10,0 MSmc). In merito alla determinazione delle tariffe di trasporto, si evidenzia che con la deliberazione n. 114/2019/R/gas è stata approvata la nuova regolazione valida per gli anni 2020-2023.

In data 30/07/2021 GP Infrastrutture Trasporto S.r.l. ha presentato al competente Ministero della Transizione Ecologica (MITE) l'istanza di riclassifica degli impianti di trasporto regionale in impianti di distribuzione. Il MITE ha fornito riscontro positivo condizionato. In caso di esito positivo, la riclassifica degli impianti avrebbe decorrenza dall'1/01/2023.

Emergenza Covid-19

Come noto, la situazione di emergenza sanitaria dovuta alla diffusione del Covid-19 è perdurata per tutto il 2021 e la fine dello stato di emergenza è stata prevista a fine marzo 2022.

Nel rispetto dei provvedimenti emanati dalle Autorità la Business Unit, in particolare durante la prima fase della diffusione della pandemia (inizio 2020), aveva garantito le sole attività ritenute essenziali mentre erano state sospese tutte le attività di cantiere.

Il personale tecnico destinato a realizzare interventi, ove previsto dalle disposizioni vigenti, era stato dotato dei necessari strumenti di protezione individuale al fine di garantirne la sicurezza.

Le attività di cantiere così come gli interventi ed i servizi presso le utenze, ivi inclusa la sostituzione dei misuratori tradizionali con smart meters, sono state riprese progressivamente a decorrere dal 5 maggio 2020 nei termini previsti e consentiti dal D.P.C.M. del 26 aprile 2020 e s.m.i. e sono invece proseguite secondo i consueti programmi aziendali durante il 2021.

Con riferimento ai propri clienti e alla relativa solvibilità, le regole per l'accesso degli utenti al servizio di distribuzione del gas sono stabilite dall'ARERA e sono regolate nel Codice di Rete. Tale codice definisce, per ciascuna tipologia di servizio, le norme che regolano i diritti e gli obblighi dei soggetti coinvolti nel processo di erogazione dei servizi nonché gli strumenti di mitigazione del rischio di inadempienza da parte dei clienti.

Nell'esercizio 2020 erano pervenute alla Business Unit alcune comunicazioni da parte di società di vendita che avevano segnalato la possibilità di ricorrere, per i pagamenti in scadenza nel periodo compreso tra il mese di aprile ed il mese di giugno, alle facoltà concesse dalla Delibera n. 116/2020/R/com e s.m.i., qualora ne fossero ricorse le condizioni. La Business Unit non aveva comunque rilevato significative conseguenze negative sui relativi incassi.

Tale situazione si è confermata anche nel successivo esercizio e pertanto la Business Unit non ha subito conseguenze negative in termini di incassi o comunque tali da compromettere il suo equilibrio finanziario.

In termini di ricavi, costi ed investimenti la Business Unit non ha rilevato negli ultimi due esercizi effetti negativi significativi dovuti alla diffusione della pandemia e, al momento, non ci sono elementi che possano far prevedere simili effetti nel caso in cui la stessa dovesse protrarsi nel 2022.

RISORSE UMANE

Di seguito si descrive il quadro delle risorse umane impiegate dal Gruppo mediante alcune tabelle riepilogative:

	2021		2020		Δ
	al 31.12	Media	al 31.12	Media	al 31.12	Media
Dirigenti	4	4,00	4	4,00	0	0,00
Quadri/Impiegati	108	112,00	115	114,42	-7	-2,42
Operai	35	35,67	36	37,75	-1	-2,08
Totale	147	151,67	155	156,17	-8	-4,50

Tab. 2. Composizione del personale per genere e per qualifica

	DIRIGENTI	QUADRI	IMPIEGATI	OPERAI	Totale	% per genere
UOMINI	3	10	63	35	111	75,51
DONNE	1	1	34	-	36	24,49
Totale	4	11	97	35	147	100,00
% per qualifica	2,72	7,48	65,99	23,81	100,00

Tab. 3. Distribuzione del personale per BU

		2021	2020	Δ
	HOLDING	38	39	-1
ALTRE ATTIVITA'	STORAGE	1	1	0
	OTHER	1	1	0
E&P		29	31	-2
RETAIL		27	29	-2
NETWORK & TRANSPORTATION		51	54	-3
Totale		147	155	-8

Nota: il dato relativo ai Dirigenti comprende una figura che, nell'ambito del Gruppo Gas Plus, ha in essere 2 rapporti di lavoro di tipo part-time al 50%.

Circa il 65% del personale in organico ha meno di 50 anni (di cui il 38% con età compresa tra i 40 e i 50 anni).

Come per il passato il Gruppo dedica alle risorse umane molta attenzione sui temi della attività di formazione, sviluppo e valutazione, consapevole dell'importanza di premiare la performance e investire sullo sviluppo delle competenze tecnico-gestionali per fronteggiare le sfide attuali e future, nonché della necessità di valorizzare, sviluppare e fidelizzare le figure ritenute strategiche, coinvolgendo molteplici livelli gerarchici.

Anche nel 2021 il Gruppo ha continuato ad investire in formazione per il personale a tutti i livelli per un totale di 332 ore (535 ore nel 2020). In dettaglio, si tratta di formazione tecnica per consolidare skills tecnico-specialistiche distintive di ciascuna area professionale e per accrescere competenze in materia di Qualità, Sicurezza e Ambiente. La differenza ampia di ore tra il 2020 ed il 2021 è motivata dal fatto che nell'anno 2020 si è provveduto ad effettuare per un elevato numero di dipendenti del Gruppo l'aggiornamento periodico della formazione in materia di Sicurezza ed Ambiente che ha validità pluriennale e, quindi, non reiterata nel 2021.

Con riferimento alle vertenze connesse al personale di Società Padana Energia S.r.l. reintegrato in Eni e successivamente inviato in distacco presso Società Padana Energia S.r.l. si informa che, con la fine del mese di maggio 2018, sono cessati tutti i distacchi di tali figure. La controllata ha depositato - a seguito del ricorso per Cassazione di Eni avverso la sentenza della Corte d'Appello di Bologna relativa al personale di Modena - il proprio controricorso in adesione. La S.C. di Cassazione ha dichiarato inammissibile il ricorso di Eni in data 05.10.2021, con deposito dell'ordinanza in Cancelleria in data 24.01.2022.

Restano in ogni caso impregiudicati i diritti di tutte le società interessate del Gruppo nei confronti di ENI in ordine a tale situazione.

In data 25 novembre 2019 è stato notificato a Rete Gas Fidenza S.r.l. e GP Infrastrutture S.r.l. il ricorso ex art. 414 c.p.c. da parte dell'ex dirigente che ricopriva il ruolo di direttore e che, non appena le quote sociali di Rete Gas Fidenza S.r.l. sono state acquisite da GP Infrastrutture S.r.l., è stato licenziato per giusta causa. La controversia è allo stato pendente dinanzi al Tribunale Civile di Parma – Sezione Lavoro. A fronte di tale vertenza è stato in precedenza costituito un apposito fondo rischi.

SICUREZZA E AMBIENTE

Sicurezza

Il Gruppo Gas Plus ha posto, come in passato, grande attenzione ai temi della sicurezza e della salute. In particolare, sono stati organizzati corsi di formazione sulla sicurezza coinvolgendo il personale operativo che lavora sugli impianti e nei cantieri, così come il personale di sede, allo scopo di prevenire casi infortunistici e assicurare la massima attenzione alla salvaguardia delle persone e delle cose. Inoltre, gli screening sanitari e gli audit interni continuano a essere parte integrante delle modalità operative del processo di gestione della salute, al fine di assicurare il costante monitoraggio e miglioramento dell'attività stessa. Il personale effettua periodiche analisi e visite mediche specialistiche, seguite dal colloquio con il medico competente. Tutto il personale risulta impiegato in mansioni idonee alle relative funzioni.

Nell'anno 2021 è proseguito il percorso di formazione rivolto ai lavoratori del Gruppo Gas Plus in materia di sicurezza nei luoghi di lavoro, come previsto dalla normativa vigente. Nello specifico, sono stati effettuati i corsi di formazione per i neoassunti e i corsi di aggiornamento e/o mantenimento per i lavoratori che ricoprono figure specifiche nella gestione sicurezza (RSPP, RLS, addetti alle emergenze).

Oltre ai corsi di formazione obbligatori per legge, sono state eseguite sessioni di formazione ed informazione interna, prevalentemente in modalità telematica trattando argomenti finalizzati alla prevenzione degli infortuni, o esterna nel caso di processi speciali (nello specifico, la qualifica o il patentino per saldatore di alcuni operatori dell'area network): tali sessioni sono state verbalizzate e custodite presso gli uffici degli RSPP.

Nell'anno 2021 limitandosi a segnalare le più significative, sono state inoltre sviluppate le seguenti attività:

• è stato mantenuto in essere apposito protocollo aziendale di Gruppo per la regolamentazione delle misure di contrasto e contenimento della diffusione del virus COVID-19 negli ambienti di lavoro;
• è stato applicato quanto previsto nell'addendum al DVR per il rischio biologico (COVID-19);
• circa le disposizioni aziendali relativamente all'emergenza epidemiologica da COVID-19, i lavoratori sono stati informati mediante periodiche e puntuali comunicazioni interne HR e, per il personale operante nei Luoghi di Lavoro della B.U. E&P, tramite l'emissione di appositi ordini di servizio;
• sono stati effettuati audit e riunioni periodiche di sensibilizzazione presso i siti operativi del Gruppo;

• sono state effettuate sessioni di formazione e informazione del personale su tutti i Luoghi di Lavoro di Gas Plus Italiana e Società Padana Energia in produzione;
• sono stati aggiornati i DSSC per tutti i Luoghi di Lavoro di Gas Plus Italiana e Società Padana Energia; sono stati inoltre revisionati/integrati con l'inserimento dei DSS di nuove società;
• sono stati revisionati integralmente documenti facenti parte della sfera della valutazione del rischio, tra cui il DVR rischio chimico e cancerogeno, il DVR campi elettromagnetici, il DVR rumore e sono state aggiornate le relazioni sulle fonti ionizzanti.

Nel corso dell'anno 2021, nell'ambito delle società del Gruppo non si sono registrati infortuni.

	2017	2018	2019	2070	2012
Nº infortuni	O	0	0	0	O
Nº giorni assenza	0	0	8	0	0
Ore lavorate	270.038	271.073	266.543	240.079	251.365
Nº lavoratori	175	173	161	156	158
F	0.00	0.00	0.00	0,00	0.00
IG	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00

GRUPPO GAS PLUS – ANNO 2021
ESTRAZIONE DI MINERALI	ELETTRICITÀ, GAS, ACQUA	INTERMEDIAZIONE FINANZIARIA	INCIDENZA numero infortuni
GAS PLUS ITALIANA			0,0
SOCIETA' PADANA ENERGIA			0,0
GAS PLUS STORAGE			0,0
	GAS PLUS VENDITE		0,0
	GAS PLUS ENERGIA		0,0
	GP INFRASTRUTTURE		0,0
	RETE GAS FIDENZA		0,0
	GP INFRASTRUTTURE TRASPORTO		0,0
		GAS PLUS	0,0

N.B. Le società Reggente e Gas Plus International Holding non hanno avuto dipendenti nell'anno 2021.

Ambiente

La salvaguardia dell'ambiente è uno dei più importanti criteri guida ai quali Gas Plus si attiene nello svolgimento della propria attività. Viene, quindi, posta particolare cura nell'applicazione di una serie di criteri e di tecniche che ha come obiettivo la prevenzione dei rischi ambientali e sanitari, quali:

• pianificazione delle attività nel rispetto di leggi nazionali e norme internazionali;
• riduzione della produzione di rifiuti, emissioni in atmosfera e rumore;
• caratterizzazione periodica dei rifiuti al fine di individuare le migliori modalità di smaltimento o recupero;
• valutazione e controllo del rischio in termini di impatto sulla popolazione e sull'ambiente;
• pianificazione delle emergenze;
• qualificazione dei contrattisti a garanzia dell'esecuzione e controllo delle attività;
• ripristino delle aree sulla base dei progetti approvati dagli Enti competenti in materia una volta terminate le attività in progetto.

Con specifico riferimento alla B.U. E&P Italia è proseguita nell'anno 2021 l'applicazione delle procedure interne, in particolare della procedura "Gestione delle tematiche ambientali".

In attuazione alle autorizzazioni ambientali e conformemente alla normativa ambientale vigente, è proseguito il monitoraggio delle matrici ambientali interessate dagli impianti, delle emissioni in atmosfera e acustiche, degli scarichi idrici e delle attività di re-iniezione in unità geologica profonda, ove presenti sugli impianti.

Sebbene il Gruppo ritenga che la propria attività sia svolta nel completo rispetto di quanto richiesto dalla normativa ambientale, il rischio di costi e di responsabilità in materia non può essere escluso a priori in quanto insito in ogni attività che interagisce con le matrici ambientali. Allo stato attuale delle conoscenze non è possibile prevedere gli effetti dei futuri sviluppi, anche in considerazione dei seguenti aspetti:

• o la possibilità che emergano contaminazioni derivanti da attività sui siti precedenti a quelle svolte dal Gruppo;
• o la possibilità che sorgano controversie in relazione alle eventuali responsabilità ambientali di altri soggetti ed ai relativi indennizzi.

Come già indicato nella relazione al Bilancio al 31.12.2020, nell'anno 2020 era stato notificato agli interessati, ciascuno nell'ambito delle proprie funzioni, un avviso di chiusura delle indagini preliminari per la contestazione di una ipotesi di omessa bonifica, e ciò in relazione a un procedimento amministrativo di carattere ambientale avente ad oggetto un'area pozzo non in esercizio, attualmente di competenza della B.U. E&P Italia; peraltro, il procedimento amministrativo risulta essere stato avviato già dal precedente titolare della relativa concessione mineraria; le interlocuzioni con le competenti autorità amministrative volte a definire la necessità ed, eventualmente, la natura delle attività di messa in sicurezza e/o bonifica sono ancora in corso.

Nell'anno 2021, nell'ambito di tale procedimento è pervenuta la citazione a giudizio e la prima udienza, fissata per il giorno 22 marzo 2021, è stata rinviata al 5 luglio 2021. In tale data l'udienza si è regolarmente tenuta e non vi è stata costituzione di parte civile da parte di soggetti privati, Enti Pubblici o Associazioni.

In data 20 dicembre 2021 si è tenuta presso il Tribunale di Matera la seconda udienza dedicata all'esame dei testi della Pubblica Accusa.

Il processo è proseguito il giorno 11 aprile 2022, ed è stata ulteriormente fissata l'udienza del 4 luglio 2022 per la discussione delle parti e per l'eventuale lettura della decisione.

Prospetto di riconciliazione del risultato del periodo e del patrimonio netto consolidato

Qui di seguito si riporta il prospetto di raccordo tra il risultato del periodo ed il patrimonio netto della società capogruppo Gas Plus S.p.A. e il risultato del periodo ed il patrimonio netto consolidato.

(migliaia di Euro)	Patrimonio Netto 2020	Risultato di periodo 2021	Variazione riserve 2021	Patrimonio Netto 2021
Bilancio civilistico IFRS - Gas Plus S.p.A.	164.209	206	103	164.518
- Contributo al Gruppo delle società controllate	13.555	6.740	(10.136)	10.159
- elisione dividendi infragruppo dell'anno	-	(4.027)	-	(4.027)
- Eliminazione svalutazione partecipazioni in società del gruppo dell'anno	-	227	-	227
Bilancio consolidato IFRS - Gruppo Gas Plus al netto delle minoranze	177.764	3.146	(10.033)	170.877
Interessi di terzi	169	(3)	(5)	161
Bilancio consolidato IFRS - Gruppo Gas Plus	177.933	3.143	(10.038)	171.038

COMMENTO AI RISULTATI CONSOLIDATI

CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO

Importi in migliaia di euro

	31/12/2021	31/12/2020
Ricavi	81.356	67.762
Altri ricavi e proventi	3.448	7.726
TOTALE	84.804	75.488
Costi per materie prime e materiali di consumo
Costi per servizi e altri	(29.191)	(21.290)
Costo del personale	(29.144) (8.593)	(35.649) (8.499)
MARGINE OPERATIVO LORDO (EBITDA)	17.876	10.050
Ammortamenti	(16.754)	(18.215)
Ripristini di valore /(Svalutazioni)	13.028	(99.536)
EBIT	14.150	(107.701)
(Oneri) e Proventi diversi	(3.447)	242
RISULTATO OPERATIVO	10.703	(107.459)
Proventi finanziari	144	249
Oneri finanziari	(7.448)	(6.016)
RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE	3.399	(113.226)
Imposte sul reddito	(256)	79.004
RISULTATO NETTO DEL PERIODO	3.143	(34.222)
Attribuibile a:
Gruppo	3.146	(34.222)
Terzi	(3)	-

Il miglioramento degli scenari dei prezzi energetici ha consentito risultati economici in sensibile crescita rispetto al 2020.

I ricavi hanno infatti registrato un significativo aumento passando da 67.762 migliaia di euro del 2020 a 81.356 migliaia di euro del 2021 (+20%). Si ricorda che i ricavi riguardano prevalentemente l'attività di vendita di gas metano, petrolio e condensati provenienti dai giacimenti

del Gruppo e la vendita di gas metano al dettaglio, poiché l'attività di distribuzione e trasporto gas metano è tuttora svolta soprattutto a favore di altre società del Gruppo, con la conseguente elisione delle relative componenti economiche a livello di bilancio consolidato, mentre l'attività di stoccaggio si trova ancora in una fase di start-up.

Nell'ambito di questa voce i ricavi dell'attività di vendita del gas metano proveniente dai giacimenti del Gruppo, per effetto della ripresa degli scenari dei prezzi energetici, sono passati da 13.843 migliaia di euro del 2020 ai 17.671 migliaia di euro del 2021. Per le medesime ragioni sono quasi raddoppiati i ricavi per la vendita di petrolio e condensati, passati da 5.533 migliaia di euro del 2020 a 9.998 migliaia di euro del 2021.

Un simile aumento hanno avuto i ricavi gas da clienti finali (40.796 migliaia di euro contro 32.938 migliaia di euro del 2020) il cui livello è stato determinato anche dall'aumento dei volumi venduti.

Sono stati invece in calo i ricavi per l'attività di distribuzione e trasporto gas metano (8.115 migliaia di euro del 2021 contro 8.967 migliaia di euro del 2020), esposti naturalmente al netto della componente infragruppo, per l'ulteriore riduzione del Vincolo Ricavi.

La voce altri ricavi e proventi ha raggiunto l'importo di 3.448 migliaia di euro contro 7.726 migliaia di euro del 2020.

Le sue principali componenti sono costituite dai contributi di allacciamento e dai servizi ad utenti gas e dai contributi per l'acquisizione dei certificati di risparmio energetico (TEE), quest'ultimi in forte calo rispetto al 2020 (-3.643 migliaia di euro). Il nuovo decreto, approvato in data 31 maggio 2021 da parte del Ministero per la Transizione Energetica, ha previsto infatti la riduzione degli obblighi, in termini di numero dei titoli da consegnare alla CSEA, in capo ai distributori di gas ed energia elettrica per il periodo 2021-2024 con la conseguente riduzione dei ricavi correlati a tali obblighi.

Dal lato dei costi, sono stati in aumento per 7.901 migliaia di euro i costi per materie prime e materiali di consumo, passati da 21.290 migliaia di euro del 2020 a 29.191 migliaia di euro del 2021. In questo ambito si è registrato l'aumento dei costi d'acquisto della principale materia prima, il gas metano (27.914 migliaia di euro contro 15.640 migliaia di euro del 2020) per l'andamento degli scenari dei prezzi energetici e, in linea con l'andamento dei connessi ricavi, la riduzione di quelli per l'acquisto dei certificati di risparmio energetico (TEE) (462 migliaia di euro contro 4.417 migliaia di euro del 2020).

Un opposto andamento ha invece registrato la voce costi per servizi ed altri, che ha raggiunto l'importo di 29.144 migliaia di euro contro 35.649 migliaia di euro dell'esercizio precedente. Al suo interno si segnala innanzitutto la significativa riduzione dell'importo delle royalties (-2.057 migliaia di euro rispetto al 2020) che, nel 2020, aveva risentito delle disposizioni della Legge di Bilancio 2020 (Legge 27/12/2019 n. 160 pubblicata sulla Gazzetta Ufficiale del 30/12/2019) che aveva introdotto nuove modalità di determinazione dell'onere dovuto sulle produzioni di idrocarburi. In tale anno, il Gruppo, pur ritenendo le suddette disposizioni applicabili alle produzioni di idrocarburi realizzate a decorrere dall'anno 2020, in presenza di dubbi interpretativi sul testo del nuovo comma 7-bis dell'art. 19 del D. Lgs n. 625/96 come modificato dalla stessa Legge di Bilancio 2020 e in assenza di specifici chiarimenti in merito, aveva ritenuto di stanziare anche l'importo delle maggiori royalties eventualmente gravanti sulle produzioni relative all'anno 2019 (pari a 2.435 migliaia di euro), corrispondendo detto importo nel corso del secondo semestre 2020.

Nell'ambito dei costi per servizi ed altri sono risultati sostanzialmente in linea con il dato del 2020 gli oneri, comprensivi delle componenti non finanziarie delle cessioni periodiche della cartolarizzazione, per perdite su crediti (da 433 migliaia di euro del 2020 a 408 migliaia di euro del 2021). Per il dettaglio delle singole componenti della voce in esame si rimanda a quanto esposto nelle note esplicative al bilancio 2021.

I costi del personale sono stati pari a 8.593 migliaia di euro contro 8.499 migliaia di euro del 2020 e sono aumentati di 94 migliaia di euro rispetto al precedente esercizio a seguito delle variazioni dell'organico.

Per effetto di quanto sopra l'EBITDA è risultato in significativa crescita ed è passato da 10.050 migliaia di euro del 2020 a 17.876 migliaia di euro del 2021.

Un aumento ancor più significativo ha invece registrato l'EBIT che ha assunto un valore positivo pari a 14.150 migliaia di euro rispetto ad un valore negativo di 107.701 migliaia di euro del 2020 che aveva però risentito degli esiti dei test di impairment effettuati sugli asset E&P.

A tale proposito si ricorda nuovamente che nel 2020 il Gruppo aveva infatti individuato indicatori di impairment dell'area E&P Italia nell'evoluzione del quadro normativo avviata con il D.L. 135 del 14.12.2018 (convertito nella legge n. 12/2019) e proseguita con l'elaborazione del PITESAI (che è poi stato pubblicato in Gazzetta Ufficiale in data 11 febbraio 2022), nel quadro economico generale e nel prevedibile andamento dei prezzi nel lungo periodo, nonché nella revisione negativa di sfruttamento di determinate riserve. A seguito dell'effettuazione dei test di impairment sugli asset relativi a tale area erano infatti state effettuate svalutazioni per 99.536 migliaia di euro.

A seguito dell'eccezionale ripresa dei prezzi del gas naturale nel corso del 2021 (tendenza che

prosegue ancora alla data odierna, seppur con elevata volatilità) e degli scenari dei prezzi previsti per i prossimi anni, sono emerse indicazioni per la riduzione di alcune delle perdite di valore delle suddette attività rilevate nel precedente esercizio. Al termine dell'esercizio, alla luce delle mutate circostanze, sono stati pertanto effettuati ripristini di valore per complessivi 17.122 migliaia di euro. Inoltre, a partire dal mese di gennaio 2022, è ripresa la produzione di gas metano in una concessione di coltivazione operata del Gruppo, che si sta tuttavia attestando su livelli inferiori alle attese. Per tale motivo sulle immobilizzazioni immateriali della suddetta concessione è stata operata una svalutazione di Euro 4.094.

Gli ammortamenti sono stati invece in calo rispetto al dato del 2020 (16.754 migliaia di euro contro 18.215 migliaia di euro), in particolare in ambito E&P a seguito delle svalutazioni operate su alcuni asset nel 2020 e dell'andamento delle produzioni.

Anche il Risultato Operativo (10.703 migliaia di euro contro -107.459 migliaia di euro del 2020) ha di nuovo assunto un valore di segno positivo pur registrando un aumento inferiore rispetto all'EBIT. Il Risultato Operativo ha infatti recepito maggiori dividendi da una partecipata (662 migliaia di euro del 2021 contro 242 migliaia di euro del 2020) ma ha scontato l'accantonamento di 4.109 migliaia di euro a fronte delle prevedibili perdite delle attività Retail, nel primo semestre dell'esercizio 2022, relativamente alla clientela con offerte economiche a prezzo fisso e a prezzo variabile con cap sul costo della materia prima in scadenza nel corso del 2022.

E' stato in crescita il saldo negativo della gestione finanziaria, che ha raggiunto l'importo di 7.304 migliaia di euro contro 5.767 migliaia di euro del 2020 per effetto degli oneri su derivati e dei nuovi finanziamenti e del conseguente maggior utilizzo delle linee di credito disponibili.

In quest'ambito, per le ragioni sopra esposte, sono stati in crescita gli interessi passivi sulle linee a medio lungo termine (1.976 migliaia di euro contro 1.689 migliaia di euro del 2020), mentre in linea con il 2020 quelli sulle linee a breve termine (364 migliaia di euro contro 369 migliaia di euro del 2020) e le commissioni su finanziamenti (826 migliaia di euro contro 842 migliaia di euro del 2020). Un aumento rilevante hanno invece registrato gli oneri su prodotti derivati (1.058 migliaia di euro contro 76 migliaia di euro del 2020) per effetto della componente non efficace dei derivati di copertura sulle commodities.

Sono stati invece in lieve calo rispetto al 2020 gli oneri per attualizzazione fondi (2.722 migliaia di euro contro 2.824 migliaia di euro del 2020) per la riduzione dei relativi tassi.

I proventi finanziari sono rimasti di ridotta entità (144 migliaia di euro contro 249 migliaia di euro del 2020).

Le imposte sul reddito, correnti, differite e anticipate hanno presentato un saldo negativo complessivamente pari a 256 migliaia di euro contro un saldo positivo pari a 79.004 migliaia di euro del 2020.

L'entità delle imposte del 2020 risentiva, oltreché delle svalutazioni operate in tale esercizio che avevano determinato il rilascio di imposte differite e la rilevazione di imposte anticipate con un saldo positivo netto di 26.629 migliaia di euro, della decisione di procedere al riallineamento tra valori civilistici e fiscali di alcune immobilizzazioni immateriali e materiali iscritte nei bilanci di alcune società del Gruppo (come previsto dall'art. 110 del D.L. 104/2020, tramite il richiamo all'art. 14 della legge 442/2000).

Oggetto di riallineamento erano state in particolare le immobilizzazioni costituite dalle "concessioni di coltivazione di idrocarburi", che rappresentavano il valore delle riserve gas, conferite a suo tempo al Gruppo in regime di neutralità fiscale, e quelle costituite dagli impianti di distribuzione gas metano.

Il riallineamento era stato effettuato relativamente alle immobilizzazioni esistenti al 31.12.2019 ma sui relativi valori al 31.12.2020, dopo aver calcolato gli ammortamenti e le eventuali svalutazioni dell'esercizio, ed aveva previsto lo stanziamento dell'imposta sostitutiva del 3% pari al 6.049 migliaia di euro (da pagarsi in tre rati costanti a partire dall'anno 2021) e il rilascio delle imposte differite per 54.911 migliaia di euro.

In sede di approvazione dei relativi progetti di bilancio, nel 2021, sono state vincolate riserve in sospensione d'imposta per l'importo dell'affrancamento effettuato al netto dell'imposta sostitutiva. Le società del Gruppo che hanno proceduto al riallineamento hanno ritenuto di non procedere anche all'affrancamento di tali riserve in quanto non era ragionevolmente prevedibile la loro distribuzione.

Gli effetti del riallineamento sono stati recepiti nel bilancio 2020 e i maggiori ammortamenti sui valori riallineati hanno avuto valenza fiscale a partire dal 2021.

Relativamente all'entità delle imposte dell'esercizio in esame si segnala infine che sulle stesse hanno positivamente inciso gli effetti dell'eccedenza ACE (Aiuto alla Crescita Economica) maturata nell'esercizio 2021 e nel precedente che è stata parzialmente utilizzata ai fini del calcolo del reddito imponibile dell'esercizio 2021. Sull'eccedenza ACE che residua al termine dell'esercizio sono state stanziate le relative imposte anticipate in quanto la stessa si prevede sarà utilizzata nell'esercizio 2022.

L'esercizio 2021 si è chiuso infine con un utile di 3.143 migliaia di euro contro una perdita di 34.222 migliaia di euro del 2020.

STATO PATRIMONIALE SINTETICO RICLASSIFICATO

Importi in migliaia di euro

	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020 (*)
Capitale immobilizzato
Immobilizzazioni immateriali	260.813	254.160
Immobilizzazioni materiali	115.799	104.799
Altre attività e passività non correnti	4.261	1.722
Totale	380.873	360.681
Capitale circolante netto
Rimanenze	3.377	3.160
Crediti commerciali	37.114	24.062
Debiti commerciali	(32.526)	(25.622)
Altri debiti e crediti di circolante	(25.634)	4.883
Totale	(17.669)	6.483
Fondi rischi per oneri e imposte differite nette	(104.704)	(98.984)
Trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato	(5.255)	(5.055)
Capitale investito netto	253.245	263.125
Patrimonio netto	171.038	177.933
Posizione finanziaria netta	82.207	85.192
Coperture	253.245	263.125

(*) = Dati al 31 dicembre 2020 rivisti secondo i nuovi Orientamenti ESMA in tema di definizione del "Totale indebitamento finanziario".

La situazione patrimoniale consolidata del Gruppo presenta un capitale investito netto in calo rispetto al dato del precedente esercizio (253.245 migliaia di euro contro 263.125 migliaia di euro del 31 dicembre 2020).

Il capitale immobilizzato risulta pari a 380.873 migliaia di euro contro 360.681 migliaia di euro del 2020 e registra un aumento complessivo di 20.192 migliaia di euro.

Nell'ambito di questa voce le immobilizzazioni immateriali sono pari a 260.813 migliaia di euro e aumentano complessivamente di 6.653 migliaia di euro rispetto al dato di fine 2020, mentre le immobilizzazioni materiali sono pari a 115.799 migliaia di euro ed aumentano di 11.000 migliaia di euro. L'aumento complessivo delle immobilizzazioni materiali ed immateriali (17.653 migliaia di euro) è determinato dal saldo tra gli incrementi netti (34.407 migliaia di euro), comprensivi di investimenti per 18.085 migliaia di euro e ripristini di valore netti per 13.028 migliaia di euro, e gli ammortamenti dell'esercizio (16.754 migliaia di euro).

Il saldo tra le altre attività e passività non correnti è risultato in crescita e pari a 4.261 migliaia di euro contro 1.722 migliaia di euro del 2020. Tale aggregato comprende la partecipazione in Serenissima Gas S.p.A. (5.961 migliaia di euro), il credito non corrente per la cessione della quota del 5% nel progetto Midia (1.997 migliaia di euro), gli anticipi corrisposti per le future gare d'ambito (398 migliaia di euro), la quota non corrente del credito di imposta Industria 4.0 riconosciuto per gli investimenti effettuati in contatori elettronici nell'esercizio 2020 (231 migliaia di euro), il debito non corrente per l'imposta sostitutiva sul riallineamento fiscale (2.016 migliaia di euro) e depositi cauzionali attivi (243 migliaia di euro) e passivi (2.553 migliaia di euro).

Il capitale circolante netto presenta invece un saldo significativamente negativo e pari a 17.669 migliaia di euro rispetto ad un saldo positivo di 6.483 migliaia di euro di fine 2020.

Al suo interno, per l'andamento degli scenari dei prezzi energetici, sono in aumento rispetto al dato di fine 2020 le rimanenze (3.377 migliaia di euro contro 3.160 migliaia di euro del 2020), i crediti commerciali (37.114 migliaia di euro contro 24.062 migliaia di euro del 2020) e i debiti commerciali (32.526 migliaia di euro contro 25.622 migliaia di euro del 2020).

L'importo del capitale circolante netto è tuttavia fortemente condizionato dal saldo tra gli altri debiti e crediti del circolante che ha assunto un valore negativo e in forte diminuzione rispetto al dato di fine 2020 (-25.634 migliaia di euro contro +4.883 migliaia di euro del 2020), comprendendo per 21.638 migliaia di euro il fair value negativo dei derivati di copertura sulle commodity (971 migliaia di euro a fine 2020). Tali derivati sono stati stipulati, anche in ottemperanza agli obblighi previsti dai contratti di finanziamento in essere, ad inizio anno e quindi prima della forte ripresa degli scenari energetici e la relativa valutazione ha pertanto risentito del differente andamento tra le curve dei prezzi all'epoca di sottoscrizione e quelle dei periodi successivi. I suddetti derivati hanno soddisfatto i criteri per il trattamento in hedge accounting ai fini contabili e sono stati pertanto contabilizzati con contropartita una riserva di patrimonio netto. I relativi importi saranno pertanto recepiti nel conto economico del successivo esercizio unitamente agli effetti economici positivi che saranno generati dagli elementi coperti.

Gli altri debiti e crediti del circolante comprendono infine crediti e debiti di natura tributaria (imposte dirette e indirette, royalties) e nei confronti di enti pubblici, quali la CSEA, che risentono del differente periodo di liquidazione degli stessi nel corso dell'anno. In particolare, ha assunto un segno opposto rispetto a quello di fine 2020 il saldo dell'imposta di consumo che passa da un credito netto di 578 migliaia di euro ad un debito netto di 486 migliaia di euro. Inoltre, tra queste voci, si registra una sensibile riduzione della posizione netta dell'Iva che passa da un credito netto di 4.299

migliaia di euro ad un credito netto di 1.029 migliaia di euro e quella dei crediti per contributi sui titoli di efficienza energetica - TEE – che si riducono per 3.923 migliaia di euro per i minori obblighi in capo ai distributori gas. Risultano infine in aumento i debiti per le royalties sulla produzione di idrocarburi (+333 migliaia di euro) e quelli per imposte sul reddito (+503 migliaia di euro).

I fondi per rischi ed oneri, le cui principali componenti sono costituite dal fondo smantellamento e ripristino siti e dal fondo imposte differite nette, presentano un aumento di 5.720 migliaia di euro rispetto all'importo del precedente esercizio (104.704 migliaia di euro contro 98.984 migliaia di euro del 2020).

In questo ambito, in particolare, aumenta il saldo negativo delle imposte differite nette, che risulta pari a 33.969 migliaia di euro contro 30.096 migliaia di euro alla fine del precedente esercizio in particolare a seguito dei ripristini di valore di alcune immobilizzazioni e degli accantonamenti effettuati nell'esercizio. Il fondo smantellamento e ripristino siti risulta invece pari a 129.414 migliaia di euro contro 123.309 migliaia di euro del precedente esercizio e si incrementa a fronte delle variazioni dei parametri di stima e degli oneri di attualizzazione dell'esercizio il cui ammontare è stato superiore agli utilizzi effettuati nello stesso periodo. Nell'esercizio in esame è stato inoltre costituito un fondo di 4.109 migliaia di euro a fronte delle prevedibili perdite delle attività Retail, nel primo semestre dell'esercizio 2022, relativamente alla clientela con offerte economiche a prezzo fisso e a prezzo variabile con cap sul costo della materia prima in scadenza nel corso del 2022.

Il trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato ammonta a 5.255 migliaia di euro (5.055 migliaia di euro nel 2020) e si incrementa di 200 migliaia di euro rispetto al dato del 2020.

L'indebitamento finanziario, la cui esposizione recepisce gli orientamenti ESMA che sono stati pubblicati in data 4 marzo 2021 e che la Consob ha richiesto di applicare a partire dal 5 maggio 2021, risulta in calo rispetto allo scorso esercizio ed ammonta a 82.207 migliaia di euro contro 85.192 migliaia di euro di fine 2020. Si segnala che il livello dell'indebitamento risente anche degli effetti dell'applicazione del principio contabile IFRS 16 che ha determinato l'iscrizione di passività finanziarie per circa 4.274 migliaia di euro, in riduzione di 645 migliaia di euro rispetto al 2020.

Nell'ambito dell'indebitamento finanziario netto si registra un forte aumento della liquidità, che passa da 4.569 migliaia di euro a 21.107 migliaia di euro del 2021, e dell'indebitamento finanziario non corrente, che passa da 55.270 migliaia di euro a 73.637 migliaia di euro a seguito dei nuovi finanziamenti assunti e delle nuove erogazioni sulle linee a medio lungo termine già disponibili.

In merito ai nuovi finanziamenti si segnala che, all'inizio del 2021, alcune società del Gruppo hanno potuto accedere ad erogazioni per complessivi 20 milioni di euro sulla base delle disposizioni

del Decreto Liquidità (decreto legge 8 aprile 2020), convertito nella Legge n. 40 del 5 giugno 2020. Inoltre, il finanziamento assunto per lo sviluppo delle attività in Romania ha registrato nell'anno nuove erogazioni per 12,4 milioni di euro in quota Gas Plus e, a fine esercizio, risulta pertanto complessivamente utilizzato per 16,6 milioni di euro. L'importo residuo della linea utilizzabile da parte della controllata Gas Plus Dacia S.r.l., pari a 2,4 milioni di euro, è stato erogato dopo la chiusura dell'esercizio.

Nel corso dell'anno la quota dei finanziamenti a medio lungo termine rimborsata sulla base del piano di rimborso previsto contrattualmente è stata pari a 11 milioni di euro.

L'indebitamento finanziario corrente è passato da 34.491 migliaia di euro a 29.677 migliaia di euro e comprende per 13.528 migliaia di euro la quota con scadenza entro 12 mesi dei finanziamenti a medio lungo termine in essere. In questo ambito è compresa la linea di credito Revolving dell'importo di 15 milioni di euro che è stata rinnovata con Banco BPM in prossimità della chiusura dell'esercizio.

L'indebitamento finanziario netto resta tuttora a livelli contenuti anche a causa dello slittamento temporale di alcuni investimenti ma è destinato ad aumentare con il loro progredire nei limiti delle linee già disponibili.

Il patrimonio netto ammonta a 171.038 migliaia di euro contro 177.933 migliaia di euro al 31 dicembre 2020 e presenta un decremento di 6.895 migliaia di euro rispetto al dato di fine esercizio scorso. La riduzione è dovuta agli effetti negativi delle variazioni di fair value dei derivati di copertura contabilizzate in hedge accounting che sono state d'importo superiore all'utile conseguito nell'esercizio.

Il Gruppo conserva una consistente patrimonializzazione con un rapporto tra indebitamento finanziario e patrimonio netto che si mantiene su livelli ancora contenuti (0,48) e in linea con il dato di fine 2020 nonostante il significativo impatto sul patrimonio netto del fair value negativo dei derivati di copertura.

ANDAMENTO DELLA CAPOGRUPPO

DATI DI SINTESI

Gas Plus S.p.A.

Importi in migliaia di euro

	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020	Variazione %
Ricavi da vendite	3.811	3.862	(1,3%)
Costi Operativi	(6.048)	(5.909)	2,4%
EBITDA	(2.237)	(2.047)	9,3%
EBIT	(2.586)	(2.377)	8,8%
Risultato operativo	1.214	(46.671)	(102,6%)
Risultato prima delle imposte	(1.213)	(48.876)	(97,5%)
Risultato netto	206	(47.545)	(100,4%)
Utile per azione	0,00	(1,09)	(100,0%)
Costi del personale	(3.197)	(3.057)	4,6%
Numero di dipendenti	41	39	5,1%
	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020	Variazione %
Indebitamento netto (*)	134.754	134.872	(0,1%)
Patrimonio netto	164.518	164.209	0,2%

Attivo immobilizzato 300.071 300.178 (0,0%)

Il numero medio ponderato delle azioni (n./000) è nel 2021 e nel 2020 pari a 43.573 (azioni senza valore nominale).

(*) = Dati rivisti al 31 dicembre 2020 secondo i nuovi orientamenti ESMA in tema di definizione del "Totale indebitamento finanziario".

Sede legale	Milano, Viale Enrico Forlanini 17
Sedi secondarie	Porzano di Leno (BS), Via Copernico 13
	Fornovo di Taro (PR), Via Nazionale 2

COMMENTO AI RISULTATI DELLA CAPOGRUPPO

Conto economico

Importi in migliaia di Euro	31/12/2021	31/12/2020
Ricavi	3.776	3.844
Altri ricavi e proventi	35	18
Totale Ricavi	3.811	3.862
Costi per materie prime e materiali di consumo	(23)	(24)
Costi per servizi e altri	(2.828)	(2.828)
Costo del personale	(3.197)	(3.057)
(Oneri) e Proventi diversi	3.800	(44.294)
Ammortamenti	(349)	(330)
RISULTATO OPERATIVO	1.214	(46.671)
Proventi finanziari	38.778	2.638
Oneri finanziari	(41.205)	(4.843)
RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE	(1.213)	(48.876)
Imposte sul reddito	1.419	1.331
RISULTATO DEL PERIODO	206	(47.545)
Utile per azione base (importi in Euro)	0,005	(1,09)
Utile per azione diluito (importi in Euro)	0,005	(1,09)

I ricavi dell'esercizio derivano prevalentemente dalle prestazioni di servizi a favore delle società controllate. Gas Plus S.p.A. fornisce infatti servizi alle proprie controllate nelle aree amministrazione e tesoreria, societario e legale, sistemi informativi, acquisti e risorse umane.

Nell'esercizio 2021, tale attività ha determinato complessivamente ricavi per 3.776 migliaia di euro (3.844 migliaia di euro nel 2020), di cui 3.770 migliaia di euro (3.838 migliaia di euro nel 2020) per prestazioni di servizi a favore di società controllate e 6 migliaia di euro (come nell'esercizio precedente) per prestazioni di servizi a favore di società correlate.

Alla formazione dei ricavi dell'esercizio hanno poi concorso altri ricavi e proventi per 35 migliaia di euro (18 migliaia di euro nel 2020) costituiti da contributi in conto esercizio e sopravvenienze attive.

Ai fini dell'erogazione dei servizi alle controllate, la Società ha sostenuto costi per acquisti pari a 23 migliaia di euro (24 migliaia di euro nel 2020) e costi per servizi e altri pari a 2.828 migliaia di euro (come nel 2020).

I costi del personale sono stati in lieve crescita (3.197 migliaia di euro contro 3.057 migliaia di euro nel 2020) anche a seguito delle variazioni dell'organico.

A differenza del 2020 gli oneri e proventi diversi, hanno registrato un saldo positivo pari a 3.800 migliaia di euro (-44.294 migliaia di euro nel 2020) con un incremento di 48.094 migliaia di euro rispetto al suddetto esercizio. I proventi diversi sono costituiti esclusivamente dai dividendi percepiti dalle società controllate, in particolare da quelli erogati da GP Infrastrutture (4.000 migliaia di euro nel 2021 e 5.000 migliaia di euro nel 2020) e Gas Plus Energia (27 migliaia di euro nel 2021 e 28 migliaia di euro nel 2020). Gas Plus Vendite non ha invece distribuito dividendi (0 migliaia di euro nel 2021 e 3.000 migliaia di euro nel 2020). Gli oneri diversi sono invece costituiti dalle svalutazioni delle partecipazioni in Gas Plus Storage e Gas Plus Netherlands (rispettivamente pari a 149 migliaia di euro e a 79 migliaia di euro nel 2021 e 142 migliaia di euro e 180 migliaia di euro nel 2020) a seguito delle perdite conseguite nell'esercizio. Nel 2020 tali oneri comprendevano anche la svalutazione della partecipazione in Gas Plus Italiana (52.000 migliaia di euro) per riflettere la perdita emersa dalla verifica del relativo valore recuperabile (test di impairment).

E' stato in lieve aumento il saldo negativo tra proventi ed oneri finanziari (2.427 migliaia di euro del 2021 contro 2.205 migliaia di euro dell'esercizio precedente).

In questo ambito si è registrato un forte aumento dei proventi ed oneri finanziari a seguito del maggior numero di operazioni di copertura sulle commodities effettuate per conto delle controllate e del relativo maggior valore a causa dell'eccezionale aumento dei livelli dei prezzi energetici. A tale proposito si segnala che nel 2021, cosi come negli esercizi precedenti, la Società ha sottoscritto, con le società controllate Gas Plus Italiana S.r.l., Società Padana Energia S.r.l., e Gas Plus Vendite S.r.l., accordi per il trasferimento degli effetti economici dei derivati per la copertura del rischio di oscillazione dei prezzi delle commodities che sono stati stipulati dalla stessa Gas Plus S.p.A. con le controparti finanziarie. Tali accordi hanno integralmente comportato l'addebito alle controllate degli oneri sostenuti nel periodo (pari a 38.692 migliaia di euro contro 2.607 migliaia di euro nel 2020) e di conseguenza l'iscrizione a conto economico di proventi di pari importo (38.692 migliaia di euro contro 2.607 migliaia di euro nel 2020).

Sono stati inoltre rilevati interessi attivi dai rapporti di cash pooling con le società controllate per 28 migliaia di euro (14 migliaia di euro nel 2020) per effetto della maggior esposizione nei confronti della capogruppo da parte di alcune controllate.

Per quanto concerne invece le altre componenti degli oneri finanziari hanno registrato un lieve aumento gli interessi su linee a medio e lungo termine (da 1.689 migliaia di euro del 2020 a 1.704 migliaia di euro del 2021) e, a differenza del precedente esercizio, sono stati rilevati interessi passivi per rapporti di cash pooling con le società controllate (236 migliaia di euro). Sono stati invece in lieve riduzione gli interessi sulle linee a breve (da 139 migliaia di euro a 114 migliaia di euro) e le relative commissioni (da 297 migliaia di euro a 275 migliaia di euro).

Dopo imposte sul reddito con un saldo positivo di 1.419 migliaia di euro (saldo positivo di 1.331 migliaia di euro nel 2020) l'esercizio 2021 si è chiuso in sostanziale pareggio economico con utile di 206 migliaia di euro contro una perdita di 47.545 migliaia di euro dell'esercizio precedente.

Stato patrimoniale riclassificato

Importi in migliaia di euro

	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020 (*)
Capitale immobilizzato
Immobilizzazioni immateriali	99	138
Immobilizzazioni materiali	1.053	1.310
Immobilizzazioni finanziarie	298.495	298.632
Imposte anticipate nette	424	98
Totale	300.071	300.178
Capitale di esercizio netto
Attività di esercizio	3.929	5.055
Passività di esercizio	(3.481)	(4.976)
Totale	448	79
Trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato Fondi rischi per oneri	(1.247)	(1.176) -
Capitale investito netto	299.272	299.081
Patrimonio netto	164.518	164.209
Indebitamento (disponibilità) finanziario netto	134.754	134.872
Coperture	299.272	299.081

(*) = Dati al 31 dicembre 2020 rivisti secondo i nuovi Orientamenti ESMA in tema di definizione del "Totale indebitamento finanziario".

La situazione patrimoniale della Società presenta un capitale investito netto in lieve crescita rispetto a quello risultante al termine del precedente esercizio (299.272 migliaia di euro contro 299.081 migliaia di euro del 2020).

Il capitale immobilizzato ammonta a 300.071 migliaia di euro (300.178 migliaia di euro nel 2020) e presenta una riduzione complessiva di 107 migliaia di euro rispetto al 2020.

Le immobilizzazioni immateriali, al netto dei relativi ammortamenti, ammontano a 99 migliaia di euro (138 migliaia di euro nel 2020) e presentano un decremento netto di 39 migliaia di euro rispetto al precedente esercizio.

Le immobilizzazioni materiali, al netto dei relativi ammortamenti, ammontano a 1.053 migliaia di euro (1.310 migliaia di euro nel 2020) e presentano un decremento di 257 migliaia di euro rispetto

ai valori del precedente esercizio. L'importo comprende gli effetti dell'applicazione del principio contabile IFRS 16 che ha portato all'iscrizione di diritto d'uso pari a 980 migliaia di euro al netto delle variazioni del periodo.

Le immobilizzazioni finanziarie, pari a 298.495 migliaia di euro, sono costituite dalle partecipazioni in società controllate che presentano un decremento netto di 137 migliaia di euro. Il valore delle suddette partecipazioni si incrementa per effetto dei versamenti soci in conto capitale a favore della controllata Gas Plus Netherlands B.V. (90 migliaia di euro) e si decrementa a seguito della svalutazione della partecipazione in Gas Plus Storage S.r.l. (148 migliaia di euro) e della partecipazione in Gas Plus Netherlands B.V (79 migliaia di euro) a seguito delle perdite conseguite nell'esercizio. Relativamente alle principali partecipazioni in società controllate si segnala inoltre che:

• le attività gestite da Gas Plus Vendite S.r.l., hanno evidenziato criticità dovute all'imprevisto ed eccezionale aumento degli scenari dei prezzi energetici che sta penalizzando le offerte economiche, in scadenza nel 2022, a prezzo fisso e quelle a prezzo variabile con un cap rispetto al costo della materia prima, i cui effetti saranno prevalentemente concentrati nel corso del 1° semestre del 2022. Tali criticità sono state ritenute indicatori di impairment del valore di carico della partecipazione in Gas Plus Vendite S.r.l. ed è stato pertanto effettuato il test di impairment volto a verificare il valore recuperabile della suddetta partecipazione. Il test ha ampiamente confermato la tenuta del valore di iscrizione della partecipazione;
• le altre attività del Gruppo (attività delle B.U. E&P e Network & Transportation) non hanno evidenziato indicatori di possibili perdite del valore recuperabile delle relative partecipazioni.

Risulta in aumento il saldo delle imposte anticipate (al netto delle differite), che ammonta a 424 migliaia di euro contro un saldo di 98 migliaia di euro del precedente esercizio.

Il capitale circolante netto presenta un saldo positivo di 448 migliaia di euro contro un saldo positivo di 79 migliaia di euro del 2020. In quest'ambito le attività sono passate da 5.055 migliaia di euro a 3.929 migliaia di euro mentre le passività hanno registrato un calo più marcato rispetto al dato del 2020 passando da 4.976 migliaia di euro a 3.481 migliaia di euro.

Il trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato risulta in lieve crescita rispetto al dato del precedente esercizio (1.247 migliaia di euro contro 1.176 migliaia di euro del 2020).

Non sono iscritti a bilancio fondi per rischi e oneri.

Il patrimonio netto ammonta a 164.518 migliaia di euro (164.209 migliaia di euro nel 2020) e presenta un incremento di 309 migliaia di euro sostanzialmente per effetto dell'utile conseguito

nell'esercizio. Per maggiori dettagli sulle variazioni del patrimonio si rimanda a quanto esposto nella nota integrativa.

L'indebitamento finanziario netto a fine esercizio ammonta a 134.754 migliaia di euro (rispetto a 134.872 migliaia di euro del 2020) e risulta in lieve calo rispetto al dato del precedente esercizio.

In questo ambito sono risultate in aumento sia le disponibilità liquide (pari a 12.803 migliaia di euro contro 905 migliaia di euro del 2020) sia l'indebitamento complessivo (147.557 migliaia di euro contro 135.777 migliaia di euro). L'indebitamento comprende il finanziamento a medio lungo termine del valore nominale residuo di 32 milioni di euro, il finanziamento "capex" per 17,4 milioni di euro (linea disponibile ancora da utilizzare per 37,6 milioni di euro) ed il finanziamento "revolving" per 15 milioni di euro che, in prossimità della chiusura dell'esercizio, è stato rinnovato con Banco BPM per un ulteriore triennio (sino al 1° dicembre 2024). Il restante importo è costituito dai rapporti di finanziamento a breve termine con le controllate e, in particolare, dai saldi delle operazioni di cash pooling tra Gas Plus S.p.A. e le sue controllate (83.646 migliaia di euro contro 55.520 migliaia di euro del 2020) in forte aumento rispetto al 2020 per i nuovi finanziamenti assunti da alcune società del Gruppo che vengono gestiti nell'ambito del sistema di cash pooling.

Per maggiori dettagli sulle variazioni dell'indebitamento finanziario netto si rimanda a quanto esposto nella nota integrativa.

RAPPORTI TRA LA CAPOGRUPPO E LE PRINCIPALI SOCIETA' CONTROLLATE

Le società controllate operano prevalentemente nel settore del gas naturale e svolgono le attività di estrazione, distribuzione e vendita di gas naturale a clienti grossisti e finali.

Gas Plus S.p.A. esercita nei confronti di tali società l'attività di controllo e coordinamento ai sensi dell'art. 2497 e seguenti del Codice Civile e fornisce loro servizi principalmente nelle aree amministrazione, tesoreria, societario e legale, risorse umane, acquisti e sistemi informativi.

Per quanto concerne i principali rapporti di natura finanziaria con le società controllate si segnala che il Gruppo Gas Plus (tramite la società controllante Gas Plus S.p.A.) utilizza un sistema di cash pooling, finalizzato ad una gestione centralizzata della relativa tesoreria.

L'operatività delle società controllate estere del Gruppo, attive nel settore E&P, viene finanziata, a partire dall'esercizio 2019, tramite la controllata Gas Plus International Holding S.r.l. tramite versamenti in conto capitale.

A partire dall'esercizio 2009, la società capogruppo Gas Plus S.p.A., in qualità di società consolidante, e le sue controllate GP Infrastrutture S.r.l., Gas Plus Italiana S.r.l., Gas Plus Vendite

S.r.l., Gas Plus Storage S.r.l., Gas Plus Energia S.r.l., GP Infrastrutture Trasporto S.r.l., Società Padana Energia S.r.l., Gas Plus International Holding S.r.l. e, a partire dall'esercizio 2020, Rete Gas Fidenza S.r.l. hanno congiuntamente esercitato l'opzione per la tassazione di gruppo ai sensi degli artt. 117 e seguenti del T.U.I.R.. Gli obblighi e gli adempimenti inerenti ai versamenti dell'Ires di competenza delle suddette società sono pertanto assolti direttamente dalla capogruppo, pur rimanendo ogni società responsabile della propria dichiarazione fiscale.

Nel corso del 2010, Gas Plus S.p.A. ha presentato inoltre istanza di interpello all'Agenzia delle Entrate ai sensi dell'art. 132 del TUIR, al fine di verificare la sussistenza dei requisiti per l'esercizio dell'opzione per includere nella propria base imponibile i redditi conseguiti da tutte le società controllate, anche non residenti (cosiddetto "consolidato mondiale"). Successivamente alla data di presentazione del bilancio consolidato dell'esercizio 2010, tale istanza è stata accolta e pertanto è stata presentata la relativa comunicazione all'Agenzia delle Entrate.

Dopo la chiusura dell'esercizio 2021, Gas Plus S.p.A. ha presentato nuova istanza di interpello all'Agenzia delle Entrate, a seguito del rinnovo del soggetto incaricato della revisione contabile delle società controllate estere per il triennio 2021-2023. Attualmente si attende la risposta dalla Direzione Regionale delle Entrate per la Lombardia.

Nel corso del mese di febbraio 2017, Gas Plus S.p.A. ha presentato il modello IVA 2017 mediante il quale ha esercitato l'opzione al regime IVA di Gruppo, insieme alle società controllate Gas Plus Italiana S.r.l., Gas Plus Vendite S.r.l., GP Infrastrutture S.r.l. e Società Padana Energia S.r.l.. A partire dal 1° gennaio 2020, è entrata nel regime IVA di Gruppo la società Rete Gas Fidenza S.r.l., controllata al 100% da GP Infrastrutture S.r.l..

Gli obblighi e gli adempimenti inerenti ai versamenti IVA di competenza delle suddette società sono pertanto assolti direttamente dalla capogruppo, pur rimanendo ogni società responsabile della propria dichiarazione fiscale.

Negli anni 2021 e 2020, la società capogruppo Gas Plus S.p.A. ha sottoscritto, con le società controllate Gas Plus Italiana S.r.l., Società Padana Energia S.r.l., e Gas Plus Vendite S.r.l., gli accordi per il trasferimento degli effetti economici dei derivati per la copertura del rischio di oscillazione dei prezzi delle commodities stipulati dalla stessa Gas Plus S.p.A. con gli istituti bancari. Tali accordi sono stati sottoscritti a condizioni di mercato.

Oltre a quanto sopra evidenziato non sono intercorsi, nell'esercizio in esame, rapporti di altra natura (di fornitura, finanziamento, ecc.) con le società direttamente o indirettamente controllate, salvo le garanzie prestate dalla capogruppo alle sue controllate nell'ambito della normale operatività delle stesse.

RAPPORTI CON LA CONTROLLANTE

Non sono intercorsi, nell'esercizio in esame, significativi rapporti con la società controllante.

ANDAMENTO ECONOMICO DELLE SOCIETA' CONTROLLATE

Le principali partecipazioni in società direttamente o indirettamente controllate sono costituite dalla:

• partecipazione in GP Infrastrutture S.r.l. pari all'intero capitale sociale;
• partecipazione in Rete Gas Fidenza S.r.l., tramite GP Infrastrutture S.r.l., pari all'intero capitale sociale;
• partecipazione in Gas Plus Italiana S.r.l. pari all'intero capitale sociale;
• partecipazione in Società Padana Energia S.r.l., pari all'intero capitale sociale;
• partecipazione in Gas Plus Dacia S.r.l., tramite Gas Plus International Holding S.r.l. e Gas Plus International B.V., pari all'intero capitale sociale;
• partecipazione in Gas Plus Vendite S.r.l. pari all'intero capitale sociale.

Si rimanda al prospetto delle partecipazioni contenuto nelle Note Esplicative al Bilancio Consolidato per un elenco completo delle partecipazioni in società controllate direttamente o indirettamente.

Di seguito vengono presentati i principali dati economici dell'ultimo esercizio delle suddette controllate, i cui bilanci sono redatti in conformità ai principi contabili nazionali dello stato di residenza.

GP Infrastrutture S.r.l.

GP Infrastrutture S.r.l. opera nel settore della distribuzione gas metano, fornendo servizi di vettoriamento gas a società operanti nel settore Retail, tra cui la principale cliente è tuttora la consociata Gas Plus Vendite S.r.l..

Nel 2021 la partecipata, che è titolare di concessioni per la distribuzione di gas metano in 39 comuni della Lombardia, parte orientale, e dell'Emilia Romagna, ha proseguito nell'attività di gestione delle proprie reti di distribuzione gas ed ha effettuato investimenti per circa 2,3 milioni di euro.

In termini di volumi, il gas metano complessivamente trasportato nel corso dell'esercizio tramite le reti di distribuzione della Società è risultato pari a circa 205,1 milioni di metri cubi (circa 187,3 milioni di metri cubi nel 2020).

I risultati economici in migliaia di euro dell'ultimo esercizio di GP Infrastrutture S.r.l., con il confronto con quelli dell'esercizio precedente, sono riassunti qui di seguito:

	2021	2020
Valore della produzione	19.245	25.924
Costi della produzione	14.422	19.405
Differenza tra valore e costi della produzione	4.823	6.519
Proventi finanziari	1.284	404
Oneri finanziari	128	52
Differenza tra oneri e proventi finanziari	1.156	352
Risultato prima dell'imposte	5.979	6.871
Imposte sul reddito d'esercizio	1.307	2.298
Utile d'esercizio	4.672	4.573

Rete Gas Fidenza S.r.l.

Rete Gas Fidenza S.r.l., che è stata acquisita da GP Infrastrutture S.r.l. nel corso del 2019, opera nel settore della distribuzione gas metano ed è titolare della concessione per la distribuzione di gas metano nel comune di Fidenza (PR).

In termini di volumi, il gas metano complessivamente trasportato nel corso dell'esercizio tramite le proprie reti di distribuzione è risultato pari a circa 23,1 milioni di metri cubi (circa 20,6 milioni di metri cubi nel 2020).

I risultati economici in migliaia di euro dell'ultimo esercizio di Rete Gas Fidenza S.r.l., con il confronto con quelli dell'esercizio precedente, sono riassunti qui di seguito:

	2021	2020
Valore della produzione	2.502	2.661
Costi della produzione	1.826	2.024
Differenza tra valore e costi della produzione	676	637
Proventi finanziari	0	0
Oneri finanziari	0	0
Differenza tra oneri e proventi finanziari	0	0
Risultato prima dell'imposte	676	637
Imposte sul reddito d'esercizio	190	150
Utile d'esercizio	486	487

Gas Plus Italiana S.r.l.

Gas Plus Italiana S.r.l. opera nel settore della ricerca, produzione e commercializzazione di

idrocarburi ed è titolare di 33 concessioni di coltivazione, di 1 permesso di ricerca, 2 istanze di concessione e 3 istanze di permesso.

Nel 2021 la Società, nell'ambito della propria attività di esplorazione e produzione di gas naturale, ha effettuato investimenti per circa 0,3 milioni di euro (1,1 milioni di euro nel 2020).

Al termine dell'esercizio 2021 le riserve 2P rischiate di idrocarburi della società sono risultate pari a 1.139,7 milioni di metri cubi (1.243,0 milioni di metri cubi nel 2020) a seguito della nuova certificazione rilasciata dall'esperto indipendente SIM. La suddetta certificazione ha previsto una svalutazione complessiva delle riserve gas naturale di Gas Plus Italiana di 54 milioni di metri cubi equivalenti.

La produzione lorda di idrocarburi dell'anno è stata invece pari 50,0 milioni di metri cubi (54,7 milioni di metri cubi nel 2020).

Nel precedente esercizio i risultati economici della Società avevano risentito del forte peggioramento degli scenari dei prezzi energetici e delle svalutazioni degli impianti di coltivazione idrocarburi per 34,1 milioni di euro a seguito dell'effettuazione dei test di impairment. La Società aveva infatti rilevato indicatori di possibili perdite di valore delle attività E&P in Italia nel quadro economico generale e nell'andamento degli scenari di prezzo degli idrocarburi che avevano richiesto una revisione della previsione dei prezzi di lungo termine, nella revisione negativa delle previsioni di sfruttamento di determinate riserve e nell'evoluzione del quadro normativo, avviata con il D. L. n. 135/2018 (convertito con L.12/2019) e proseguita con l'elaborazione del PITESAI (che è poi stato pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale in data 11 febbraio 2022). Ed in considerazione di tutto ciò aveva effettuato i test di impairment.

I risultati economici in migliaia di euro dell'ultimo esercizio di Gas Plus Italiana S.r.l., con il confronto con quelli dell'esercizio precedente, sono riassunti qui di seguito:

	2020
	18.725
	62.372
	-43.647
	22
	35
	-13
	-43.660
-628	-13.068
-1.968	-30.592
	2021 33.933 36.019 -2.086 72 582 -510 -2.596

Società Padana Energia S.r.l.

Società Padana Energia S.r.l. è stata acquisita dal gruppo ENI in data 19 ottobre 2010 ed

opera nel settore della ricerca, produzione e commercializzazione di gas naturale tramite 10 concessioni di coltivazione.

Nel 2021 la Società, nell'ambito della propria attività di esplorazione e produzione di gas naturale e petrolio, ha effettuato investimenti per circa 4,0 milioni di euro (5,9 milioni di euro nel 2020).

Al termine dell'esercizio 2021 le riserve 2P rischiate di idrocarburi della società sono risultate pari a 2.424,2 milioni di metri cubi (2.522,8 milioni di metri cubi nel 2020) a seguito della nuova certificazione rilasciata dall'esperto indipendente SIM. La suddetta certificazione ha riscontrato la svalutazione delle riserve gas per 42 milioni di metri cubi equivalenti e la rivalutazione delle relative riserve di petrolio e condensati per 20 milioni di metri cubi equivalenti.

La produzione lorda di idrocarburi dell'anno è stata pari 78,2 milioni di metri cubi (78,7 milioni di metri cubi).

Nel precedente esercizio i risultati economici della Società avevano risentito del forte peggioramento degli scenari dei prezzi energetici e delle svalutazioni degli impianti di coltivazione idrocarburi per 59,1 milioni di euro (con il conseguente rilascio di imposte differite per 16,5 milioni di euro) a seguito dell'effettuazione dei test di impairment. La Società aveva infatti rilevato indicatori di possibili perdite di valore delle attività E&P in Italia nel quadro economico generale e nell'andamento degli scenari di prezzo degli idrocarburi che avevano richiesto una revisione della previsione dei prezzi di lungo termine, nella revisione negativa delle previsioni di sfruttamento di determinate riserve e nell'evoluzione del quadro normativo, avviata con il D. L. n. 135/2018 (convertito con L.12/2019) e proseguita con l'elaborazione del PITESAI (che è poi stato pubblicato in Gazzetta Ufficiale in data 11 febbraio 2022). Ed in considerazione di ciò aveva effettuato i test di impairment.

La Società aveva proceduto poi al riallineamento tra i valori civilisti e fiscali della quasi totalità del residuo valore dei propri asset. La suddetta operazione a livello economico e patrimoniale aveva determinato un impatto positivo di 39,6 milioni di euro, per effetto del rilascio delle imposte differite iscritte a bilancio (44,4 milioni di euro) e dallo stanziamento dell'imposta sostitutiva sul riallineamento (4,8 milioni di euro).

L'insieme delle due operazioni aveva pertanto determinato un impatto netto negativo a livello economico e patrimoniale della Società pari a circa 3 milioni di euro.

A seguito dell'eccezionale ripresa dei prezzi del gas naturale nel corso del 2021 (tendenza che prosegue ancora alla data odierna, pur se con elevata volatilità) e degli scenari dei prezzi previsti per i prossimi anni, sono emerse indicazioni per la riduzione delle perdite di valore di alcune delle suddette attività rilevate nel precedente esercizio. Al termine dell'esercizio, alla luce delle mutate

circostanze, sono stati pertanto effettuati ripristini di valore per 17,1 milioni di euro e svalutazioni per 4,1 milioni di euro relativamente ad una concessione operata dalla Società; su entrambi i valori è stata stanziata la relativa fiscalità differita per complessivi 3,6 milioni di euro.

I risultati economici in migliaia di euro dell'ultimo esercizio di Società Padana Energia S.r.l., con il confronto con quelli dell'esercizio precedente, sono riassunti qui di seguito:

	2021	2020
Valore della produzione	38.160	15.875
Costi della produzione	24.714	83.211
Differenza tra valore e costi della produzione	13.446	-67.336
Proventi finanziari	47	2
Oneri finanziari	1.393	319
Differenza tra oneri e proventi finanziari	-1.346	-317
Risultato prima dell'imposte	12.100	-67.653
Imposte sul reddito d'esercizio	2.484	-58.436
Utile d'esercizio	9.616	-9.217

Gas Plus Dacia S.r.l.

Gas Plus Dacia S.r.l. è una società di diritto rumeno che opera nel settore della ricerca, produzione e commercializzazione di gas naturale tramite il progetto Midia, nel Mar Nero (per la quota del 10% d'interesse).

Nel 2021 la Società, nell'ambito della propria attività di esplorazione e produzione di gas naturale, ha effettuato investimenti per circa 11 milioni di euro (10,4 milioni di euro nel 2020).

Al termine dell'esercizio 2021, le riserve 2P rischiate della società sono risultate pari a 725 milioni di metri cubi, dopo il completamento della valutazione e certificazione delle riserve effettuata da un certificatore indipendente.

I risultati economici in migliaia di euro dell'ultimo esercizio di Gas Plus Dacia S.r.l., con il confronto con quelli dell'esercizio precedente, sono riassunti qui di seguito:

	2021	2020
Valore della produzione	0	0
Costi della produzione	317	350
Differenza tra valore e costi della produzione	-317	-350
Proventi finanziari	0	0
Oneri finanziari	510	302
Differenza tra oneri e proventi finanziari	-510	-302
Risultato prima dell'imposte	-827	-652
Imposte sul reddito d'esercizio	0	0
Perdita d'esercizio	-827	-652

Gas Plus Vendite S.r.l.

Gas Plus Vendite S.r.l. opera nel settore della vendita di gas metano ad utenti finali e detiene un portafoglio di oltre 60 mila clienti. La società esercita tale attività prevalentemente tramite contratti d'affitto di ramo d'azienda di proprietà di una società controllata dal gruppo (GP Infrastrutture S.r.l.).

In termini di volumi, le vendite di gas metano del 2021 hanno raggiunto i 76,8 milioni di metri cubi (74,7 milioni di metri cubi nel 2020) di cui 68,8 milioni di metri cubi (67,1 milioni di metri cubi nel 2020) destinati a clienti civili e small business (consumi inferiori a 200.000 smc/anno) e 8,0 milioni di metri cubi (7,7 milioni di metri cubi nel 2020) a clienti industriali.

I risultati economici del 2021 hanno scontato l'accantonamento di 4,1 milioni di euro a fronte delle prevedibili perdite, nel primo semestre dell'esercizio 2022, relativamente alla clientela con offerte economiche a prezzo fisso e a prezzo variabile con cap sul costo della materia prima in scadenza nel corso del 2022.

I risultati economici in migliaia di euro dell'ultimo esercizio di Gas Plus Vendite S.r.l., con il confronto con quelli dell'esercizio precedente, sono riassunti qui di seguito:

	2021	2020
Valore della produzione	42.651	34.367
Costi della produzione	45.895	33.028
Differenza tra valore e costi della produzione	-3.244	1.339
Proventi finanziari	151	33
Oneri finanziari	319	244
Differenza tra oneri e proventi finanziari	-168	-211
Risultato prima dell'imposte	-3.412	1.128
Imposte sul reddito d'esercizio	-945	258
Perdita d'esercizio	-2.467	870

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

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

• Rischi operativi
• Rischi normativi e regolatori
• Rischi finanziari:
  • rischi di credito
  • rischi di liquidità
  • rischi di mercato

Rischi operativi

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

Gli altri principali rischi operativi a cui la B.U. E&P è sottoposta sono relativi alla stima dell'entità delle riserve di idrocarburi ed alla capacità di loro ricostituzione, alla disponibilità degli impianti di perforazione per lo svolgimento dell'attività di esplorazione, all'evoluzione del quadro normativo, alla possibile opposizione di comunità ed enti locali allo svolgimento dell'attività di

esplorazione e produzione, alla dipendenza dal rilascio di concessioni e permessi per lo svolgimento dell'attività, nonché alla volatilità del risultato economico in dipendenza dell'andamento del prezzo dei prodotti petroliferi.

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

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

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

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

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

Rischi normativi e regolatori

I rischi normativi e regolatori riguardano la costante evoluzione delle leggi che disciplinano i singoli settori di attività del Gruppo. Si citano, ad esempio, la complessa evoluzione della normativa che regola il settore della distribuzione e del trasporto del gas (B.U. Network & Transportation) in

materia di gare per l'affidamento del servizio e di regolazione tariffaria e quella riguardante le attività di coltivazione di idrocarburi (B.U. E&P).

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

Tali attività sono soggette ad autorizzazione e/o acquisizione di permessi, che sono necessari per l'esercizio delle attività e che richiedono il rispetto delle norme vigenti a tutela dell'ambiente, della salute e della sicurezza. Per la tutela dell'ambiente, ad esempio, le norme prevedono il controllo e il rispetto dei limiti di emissione di sostanze inquinanti e, nella fase di smantellamento e ripristino dei siti minerari, il rispetto delle disposizioni di legge in merito alle bonifiche ambientali. Il non rispetto delle norme vigenti comporta sanzioni di natura penale e/o civile a carico dei responsabili e, in alcuni casi di violazione della normativa sulla sicurezza, a carico delle Aziende, secondo un modello europeo di responsabilità oggettiva dell'impresa recepito anche in Italia.

Per quanto riguarda poi il settore E&P e le recenti novità normative, si segnala che la Legge 11 febbraio 2019, n. 12, pubblicata sulla Gazzetta Ufficiale del 12 febbraio 2019 ed entrata in vigore il 13 febbraio 2019, ha introdotto, in sede di conversione del Decreto Legge n. 135/2018 e tramite l'Art 11-ter, alcune nuove disposizioni riguardanti le attività di coltivazione degli idrocarburi.

Con l'art. 11-ter è stato previsto, a decorrere dal 1° giugno 2019, l'aumento dei canoni di concessione di 25 volte. Si è trattato di un incremento irragionevole la cui incidenza sulla attività industriale è stata inizialmente mitigata dall'ottenimento della riduzione dell'area fisica territoriale delle concessioni al fine di decrementare proporzionalmente l'ammontare del canone dovuto.

Nell'ambito dell'iter di conversione in legge del "Decreto Semplificazioni 2020", è stato poi approvato un emendamento (introducendo un comma 9 bis nel corpo dell'art. 11-ter citato) volto a mitigare gli effetti per le piccole e medie concessioni di coltivazione di idrocarburi dell'aumento esponenziale dei canoni di concessione che ha previsto un "tetto" pari al 3% della valorizzazione della produzione derivante dall'insieme delle concessioni di ciascuna società nell'anno precedente.

Successivamente, al fine di fornire agli operatori i criteri in base ai quali calcolare la "valorizzazione della produzione" e di chiarire le modalità e i termini con cui procedere al versamento dei canoni dovuti, il Ministero dello Sviluppo Economico, con comunicato del 3 dicembre 2020, ha previsto che "la valorizzazione della produzione è definita adottando gli stessi criteri di valorizzazione di quantificazione delle royalties, ai sensi dell'art. 19 D. Lgs. 625/96", ossia applicando quale parametro di riferimento l'indice "QE" come definito dalla ARERA. Il tutto, senza tener conto che l'indice QE è un parametro ormai superato, che non è più rappresentativo

dell'andamento del mercato del gas. Avverso tale disposizione è stato quindi presentato ad inizio febbraio 2021 un ricorso al TAR Lazio.

Si segnala, inoltre, che con l'art. 11-ter citato è stata prevista la predisposizione del Piano per la Transizione Energetica Sostenibile delle Aree Idonee ("PITESAI") da approvarsi con decreto del Ministero dello Sviluppo Economico, di concerto con il Ministero dell'Ambiente, della Tutela del Territorio e del Mare.

Si tratta di uno strumento di pianificazione generale delle attività minerarie sul territorio nazionale "al fine di individuare un quadro definito di riferimento delle aree ove è consentito lo svolgimento delle attività di prospezione, ricerca e coltivazione di idrocarburi sul territorio nazionale, volto a valorizzare la sostenibilità ambientale, sociale ed economica delle stesse".

Tale Piano avrebbe dovuto essere approvato entro 18 mesi dall'entrata in vigore della legge di conversione, mentre invece, con una serie di successive proroghe, il termine per la sua approvazione è stato posticipato al 30 settembre 2021. Da ultimo, il predetto PITESAI è stato approvato con D.M. n. 548 del 28 dicembre 2021, pubblicato in Gazzetta Ufficiale il successivo 11 febbraio 2022.

Per quanto qui di interesse si segnala che, in base a quanto previsto dal PITESAI, le concessioni in terraferma potranno essere prorogate qualora:

• (i) ricadano in "aree potenzialmente idonee", salvo quelle improduttive da più di 7 anni per motivi dipendenti da scelte del concessionario;
• (ii) ovvero se, pur avendo una o più infrastrutture all'interno di "aree potenzialmente non idonee", risultino produttive o improduttive da meno di 5 anni e superino una procedura di analisi dei costi/benefici.

Gas Plus Italiana S.r.l. e Società Padana Energia S.r.l. hanno proposto ricorso al TAR Lazio per ottenere l'annullamento del suddetto Piano e di ogni atto ad esso connesso, presupposto e consequenziale, con riserva di motivi aggiunti allorquando il MITE adotterà gli atti applicativi. Le censure articolate con tale impugnativa attengono sia all'iter di approvazione del Piano, sia ai suoi contenuti sostanziali e, in particolare, ai criteri introdotti per l'individuazione delle aree "compatibili" con l'esercizio delle attività di prospezione, ricerca e coltivazione degli idrocarburi, nonché allo stesso meccanismo dell'analisi costi/benefici di cui si è detto poc'anzi. Criteri che appaiono poco chiari e, comunque, non condivisibili.

Inoltre, la Legge di Bilancio 2020 ha introdotto nuove modalità di determinazione delle royalties dovute allo Stato sui volumi prodotti di idrocarburi, riducendo le soglie di esenzione

dall'imposizione per il gas naturale (a terra da 25 Msmc a 10 Msmc ed in mare da 80 Msmc a 30 Msmc) e modificando le modalità di applicazione, nel senso che sono considerate esenti da imposizione esclusivamente le produzioni inferiori alle nuove soglie. Superata tale soglia, l'intera produzione del giacimento è pertanto assoggettata a royalties. Sono state infine del tutto eliminate le soglie di esenzione precedentemente previste per i giacimenti di petrolio.

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

Rischi finanziari

Rischio di credito

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

a) rischio su crediti commerciali e altri crediti

Tale rischio è principalmente connesso alla possibilità che i clienti non onorino i propri debiti verso la società alle scadenze pattuite.

L'esposizione del Gruppo al rischio di credito dipende sostanzialmente dalle caratteristiche specifiche di ciascun cliente e la sua entità può essere certamente maggiore per le classi dei grossisti ed utenti industriali con un inevitabile grado di concentrazione.

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

Per determinate tipologie di utenti, l'analisi di affidabilità si basa su valutazioni di società di rating commerciali e, a seconda dell'importanza e della disponibilità dei dati, su analisi di bilancio. Per i grandi clienti si ottengono in genere fideiussioni bancarie o depositi per importi pari alla fornitura di due/tre mesi.

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

Il Gruppo accantona un fondo svalutazione per perdite di valore che riflette la stima delle perdite previste sui crediti commerciali e sugli altri crediti, le cui componenti principali sono svalutazioni specifiche di esposizioni scadute significative e svalutazioni generiche di esposizioni omogenee per scadenze e tipologia di utenza. La svalutazione generica viene determinata anche sulla base dell'esperienza storica. Inoltre si segnala che il Gruppo, nell'ottica di procedere ad un'ottimizzazione della propria struttura finanziaria e ad una sempre più efficiente gestione di tale rischio, ha sottoscritto, in data 29 aprile 2013, un contratto con Intesa Sanpaolo per la cartolarizzazione del proprio portafoglio crediti. Tale contratto che è stato rinnovato sino al mese di aprile del 2023 prevede, nei limiti del plafond contrattualmente previsto, la cessione periodica e prosoluto dei crediti commerciali gas della B.U. Retail.

b) rischio su strumenti finanziari e depositi bancari

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

c) rischio su attività finanziarie detenute per la negoziazione

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

Rischio di liquidità

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

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

correttive. Tuttavia, resta escluso l'effetto potenziale di circostanze estreme che non possono esser ragionevolmente previste, quali le calamità naturali.

I contratti di finanziamento a medio lungo termine in essere prevedono il rispetto di alcuni covenant e alcune limitazioni negli impegni che sono descritti nelle note esplicative al bilancio consolidato alla nota n. 19, Debiti finanziari a breve e medio/lungo termine, a cui si rimanda.

Rischio di mercato

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

a) Rischio di cambio

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

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

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

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

b) Rischio tasso di interesse

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

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

Per la copertura del suddetto rischio, relativamente al contratto di finanziamento in essere con Intesa Sanpaolo e Banco BPM, la Capogruppo ha stipulato, per l'80% della linea a medio lungo termine e per il 65% degli utilizzi effettuati della linea "capex", contratti di Interest Rate Swap. c) Rischio di variazione del prezzo delle commodity

Il Gruppo è esposto al rischio di oscillazione del prezzo di mercato del gas e del petrolio poiché esso influisce sui ricavi e sui costi delle attività di produzione e compravendita, con possibili effetti negativi indotti sui flussi di cassa e sulle prospettive di reddito. Tali oscillazioni agiscono sia direttamente che indirettamente attraverso indicizzazioni presenti nelle formule di prezzo.

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

Tutti i derivati di copertura stipulati a tale scopo nel corso dell'esercizio 2021 e 2020 hanno soddisfatto i criteri per il trattamento in hedge accounting ai fini contabili.

d) Altri rischi di prezzo

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

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

ALTRE INFORMAZIONI

Rapporti con parti correlate

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

Operazioni atipiche e/o inusuali

Il bilancio consolidato e il bilancio d'esercizio al 31 dicembre 2021 non riflettono componenti di reddito e poste patrimoniali e finanziarie derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali.

Relazione annuale sul sistema di corporate governance, sull'adesione al codice di autodisciplina ed informazioni sugli assetti proprietari

La Relazione sul governo societario e sugli assetti proprietari sono depositate con il fascicolo di bilancio e saranno messe a disposizione del pubblico presso la sede della società nei termini di legge. La documentazione è inoltre disponibile sul sito www.gasplus.it e sul meccanismo di stoccaggio eMarket STORAGE consultabile all'indirizzo .

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

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

Continuità aziendale

Gli amministratori ritengono che, anche in caso di ulteriore proseguimento della situazione di emergenza sanitaria, gli indicatori di carattere finanziario, gestionale o di altro genere che potrebbero segnalare criticità circa la capacità del Gruppo di far fronte alle proprie obbligazioni non pongano dubbi sul presupposto della continuità aziendale, anche in considerazione delle prospettive economico-finanziarie del Gruppo. Il bilancio è stato pertanto predisposto nella prospettiva della continuità aziendale.

Attività di direzione e coordinamento

Come previsto dall'art. 2497-bis del Codice Civile, si segnala che la società controllante Us.Fin. S.r.l. non esercita attività di direzione e coordinamento nei confronti di Gas Plus S.p.A..

Azioni proprie

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

• la capogruppo Gas Plus S.p.A. alla data del 13 aprile 2022 detiene direttamente n. 1.336.677 azioni proprie, acquistate ad un prezzo medio di 7,18 euro per azione, per un valore totale di 9.600 migliaia di euro corrispondente al 2,98% delle azioni della Società;

• la capogruppo Gas Plus S.p.A. non detiene quote della propria controllante, né direttamente né per tramite di società fiduciaria o per interposta persona, né ha acquistato o alienato, nel corso del 2021, quote della società controllante;
• non sussistono in generale altri aspetti da segnalare con particolare riferimento ai punti 1 e 2 del citato articolo.

FATTI DI RILIEVO DOPO LA CHIUSURA DELL'ESERCIZIO

Come già segnalato nel corso della presente relazione, dopo la chiusura dell'esercizio, è stato pubblicato il documento Pitesai.

Inoltre, si rappresenta che con l'art. 16 del D.L. 1.03.2022, n. 17 (rispetto al quale è in corso la discussione in Parlamento per la conversione in legge) sono state istituite delle procedure per l'approvvigionamento di lungo termine di gas naturale di produzione nazionale.

In estrema sintesi, è stato previsto che il Gruppo GSE potrà invitare a tali procedure tutti i titolari di concessioni ricadenti nella terraferma, nel mare territoriale e nella piattaforma continentale, "i cui impianti di coltivazione ricadono in tutto o in parte in aree considerate idonee nell'ambito del Piano per la transizione energetica sostenibile delle aree idonee […] anche nel caso di concessioni improduttive o in condizione di sospensione volontaria delle attività".

I soggetti che intendano aderire a tali inviti dovranno comunicare: (i) i propri programmi di produzione di gas naturale delle concessioni in essere, per gli anni dal 2022 al 2031; nonché (ii) un elenco di possibili sviluppi, incrementi o ripristini delle produzioni di gas naturale per lo stesso periodo nelle concessioni di cui sono titolari, delle tempistiche massime di entrata in erogazione, del profilo atteso di produzione e dei relativi investimenti necessari.

A conclusione di queste procedure, saranno stipulati dei contratti per l'acquisto a lungo termine, di "una durata massima pari a dieci anni, con verifica dei termini alla fine del quinto anno" e a condizioni e prezzi definiti con decreto del Ministro dell'economia e delle finanze, di concerto con il Ministro della transizione ecologica e sentita l'ARERA. Giova indicare che il sistema dei prezzi così definito dovrà garantire "la copertura dei costi totali effettivi delle singole produzioni, inclusi gli oneri fiscali e un'equa remunerazione, ferma restando la condizione di coltivabilità economica del giacimento"

I volumi di gas acquistati in base a tali contratti saranno poi offerti dal Gruppo GSE a clienti finali industriali, secondo criteri di assegnazione su base pluralistica definiti con decreto dei Ministri dell'economia e delle finanze e della transizione ecologica, di concerto con il Ministro dello sviluppo economico, con riserva di almeno un terzo alle piccole e medie imprese.

Infine, l'art. 37 del Decreto Legge n. 21 del 21.03.2022 (Misure urgenti per contrastare gli effetti economici e umanitari della crisi ucraina) ha introdotto un contributo a titolo di prelievo straordinario a carico dei soggetti operanti nel settore dell'energia elettrica e del gas, da determinare e versare entro il 30 giugno del corrente anno. Date le particolari modalità di calcolo del suddetto contributo (la cui base imponibile fa attualmente esclusivo riferimento alle operazioni attive e passive rilevanti ai fini IVA che da sole non rappresentano gli eventuali profitti conseguiti in un determinato periodo) l'eventuale ammontare a carico delle società del Gruppo Gas, destinatarie del provvedimento, è tuttora in corso di valutazione.

Impatti conflitto Russia - Ucraina

Lo stato di tensione generatosi sul piano politico-militare a seguito del conflitto in corso tra Russia e Ucraina, manifestatosi a partire dal mese di febbraio 2022 e le conseguenti sanzioni economiche adottate da parte della comunità internazionale nei confronti della Russia, hanno determinato effetti e turbolenze significative sui mercati globalizzati, sia sul fronte finanziario sia sul fronte dei prezzi e dell'export di materie prime, ciò in considerazione del significativo ruolo che Russia e Ucraina assumono nello scacchiere economico internazionale.

Il Gruppo conferma di non disporre di attività produttive o personale dislocato in Russia, in Ucraina o in Paesi geo-politicamente allineati con la Russia né di intrattenere rapporti commerciali e/o finanziari con tali Paesi.

In particolare il conflitto sta ulteriormente aumentando la volatilità del prezzo delle commodities, determinando a sua volta un aumento dell'inflazione attesa con una possibile crescita del costo degli approvvigionamenti.

Il Gruppo sta affrontando la crescente volatilità degli scenari limitando la propria esposizione complessiva al rischio di variazione prezzi attraverso operazioni di copertura della propria esposizione netta.

Con riferimento alle attività Retail l'aumento del prezzo del gas potrebbe inoltre determinare l'aumento dei crediti nei confronti della propria clientela. Tale aumento potrebbe a sua volta causare un maggior rischio creditizio e, in caso di ritardi o dilazioni di pagamenti, maggiori necessità finanziarie. Data la tipologia dell'attuale portafoglio clienti attualmente si prevede che i suddetti

effetti possano essere limitati ma l'entità degli stessi dipenderà dalla successiva evoluzione del conflitto. A tale proposito si ricorda in ogni caso che tali possibili effetti sono ulteriormente attenuati dall'esistenza di un contratto di cartolarizzazione che attualmente prevede la cessione pro-soluto della maggior parte dei crediti commerciali dell'attività Retail.

Le altre attività (E&P e Network) risultano meno esposte a tali rischi ma potranno risentire degli effetti indiretti in termini di aumento dell'inflazione (e quindi dei costi degli approvvigionamenti) e di riduzione della crescita economica (anche in questo caso con possibili impatti sugli approvigionamenti per l'eventuale mancanza di disponibilità di componenti o per rallentamenti nei processi di acquisizione). Per quanto riguarda, in particolare, il progetto di sviluppo dei giacimenti gas nel mar Nero in Romania e gli eventuali impatti del conflitto in essere, non sono emersi sinora elementi che possano far presumere criticità rilevanti nella prosecuzione dell'attività di sviluppo e comunque tali da incidere significativamente sul previsto avvio della produzione.

Si segnala, in ogni caso, la solida posizione finanziaria del Gruppo che sta consentendo di far fronte agli investimenti e ai temporanei fabbisogni di circolante.

Infine il conflitto in essere potrebbe avere impatti anche in termini di possibile incremento degli attacchi di natura informatica, fenomeno già purtroppo riscontrato nel corso del 2021 nei confronti di diversi enti.

Per fronteggiare tale rischio il Gruppo ha posto in essere una serie di ulteriori attività di monitoraggio ed analisi per attivare le azioni necessarie a mitigare gli effetti di eventuali attacchi informatici sui propri sistemi. Nel breve periodo il gruppo Gas Plus ha rivisto tutte le logiche di password ed ha segmentato maggiormente gli accessi ai server ed ai sistemi software. Contestualmente sono state riviste le policy di backup, separando i sistemi hardware dai sistemi software di cui viene fatta copia di salvataggio, e sta rivedendo la logica di monitoraggio della infrastruttura informatica, per accorgersi ancora più tempestivamente di un possibile attacco hacker.

Oltre a quanto già esposto in precedenza nella presente relazione, non sussistono altri fatti di rilievo dopo la chiusura dell'esercizio.

EVOLUZIONE PREVEDIBILE DELLA GESTIONE

Stante l'attuale livello degli scenari energetici, l'Ebitda consolidato, in particolare nella seconda parte dell'anno, è previsto in significativa crescita rispetto al 2021 ed il risultato netto di segno positivo a base annuale.

Le attività E&P vedranno una crescita delle produzioni a seguito dell'avvio, nella seconda parte dell'anno, del progetto di sviluppo Midia in Romania. In Italia, la produzione di idrocarburi resterà invece in linea con i volumi del 2021 per il fisiologico declino dei siti maturi e una significativa crescita sarà possibile con l'avvio, nei successivi anni, del progetto Longanesi. Rispetto al 2021 le politiche di hedging del prezzo delle commodities, in particolare per le produzioni del secondo semestre dell'anno, saranno maggiormente allineate agli attuali andamenti degli scenari dei prezzi energetici.

Sempre in ambito E&P il Gruppo sarà altresì impegnato nell'attività di verifica e di studio che si renderà necessaria a seguito dell'approvazione del PITESAI il quale interesserà anche i titoli minerari detenuti dal Gruppo stesso prevedendo, tra l'altro, nei casi predeterminati dallo stesso PITESAI, l'esperimento di future analisi costi-benefici.

Le attività downstream avranno un andamento tra loro differente. Mentre le attività Network confermeranno il positivo andamento del 2021, nonostante l'ulteriore riduzione del Vincolo Ricavi, le attività Retail avranno un risultato in sostanziale pareggio a livello di margine operativo ma di segno negativo sia a livello di Ebitda sia a livello di Risultato Netto a causa della volatilità e del livello degli scenari dei prezzi energetici che inciderà sulla redditività dei primi mesi del 2022 di alcune categorie di clienti con offerte economiche in scadenza nel 2022. La marginalità delle attività Retail tornerà in ogni caso ad essere positiva a partire dal quarto trimestre del 2022.

Nell'ambito del Gruppo, nel corso dell'esercizio 2022, le politiche di hedging saranno comunque in grado di garantire al complesso delle attività gestite un livello di marginalità sensibilmente più elevato rispetto al 2021.

Gli investimenti riguarderanno prevalentemente l'area E&P, anche se permarrà in ogni caso l'impegno del Gruppo anche nei progetti di sviluppo nelle attività regolate e commerciali downstream.

La prosecuzione degli investimenti nell'area E&P e, in particolare, nei suoi due principali progetti (Longanesi in Italia e Midia in Romania) comporterà il progressivo incremento dell'indebitamento finanziario.

Sotto il profilo finanziario, la struttura del Gruppo resterà comunque solida ed equilibrata. Considerato che le principali attività operative continueranno complessivamente a generare flussi positivi di cassa, il Gruppo ritiene infatti, grazie anche ai nuovi finanziamenti assunti nell'esercizio, di avere a disposizione linee (tramite contratti a medio lungo termine) sufficienti ai previsti investimenti e alle esigenze di circolante.

INDICATORI ALTERNATIVI DI PERFORMANCE

Nel presente documento, in aggiunta agli schemi ed indicatori finanziari convenzionali previsti dagli IFRS, vengono presentati, al fine di consentire una migliore valutazione dell'andamento della gestione economico-finanziaria del Gruppo, alcuni schemi riclassificati e alcuni indicatori alternativi di performance. Tuttavia, tali schemi ed indicatori, non devono essere considerati sostitutivi di quelli convenzionali previsti dagli IFRS.

In particolare, tra gli indicatori alternativi utilizzati nella relazione sulla gestione per i commenti alle B.U. del Gruppo, si segnalano:

• EBITDA: Risultato operativo al lordo degli ammortamenti e degli oneri e proventi diversi. La funzione di questo indicatore è quella di presentare una misura della redditività operativa prima delle principali poste non monetarie e degli oneri e proventi afferenti l'attività non caratteristica.

• EBIT: Risultato operativo al netto degli ammortamenti ma al lordo degli oneri e proventi diversi. La funzione di questo indicatore è quella di presentare una misura della redditività operativa prima degli oneri e proventi afferenti l'attività non caratteristica.

• Indebitamento finanziario netto (posizione finanziaria netta): è determinata dalla somma algebrica dei debiti di natura finanziaria correnti e non correnti (con esclusione delle componenti relative ai derivati di copertura), dei debiti finanziari per lease correnti e non correnti, delle disponibilità di cassa, delle attività finanziarie detenute per la negoziazione e dei crediti di natura finanziaria correnti e non correnti (con esclusione delle compenti relative ai derivati di copertura).

• ROI: indica il rapporto tra il risultato operativo ed il capitale investito netto medio del periodo.

• ROE: indica il rapporto tra il risultato netto ed il patrimonio netto medio del periodo, comprensivo delle minoranze di terzi.

• Riserve di idrocarburi: indicano i volumi stimati di greggio, gas naturale e condensati che si prevede possano essere commercialmente recuperati da giacimenti noti a partire da una certa data in avanti, nelle condizioni economiche e tecniche esistenti e con la normativa di legge vigente.

• Riserve 2P: indicano la misura delle riserve di idrocarburi che si ottiene sommando le riserve certe (P1) e le riserve probabili (P2).

• Riserve certe P1:rappresentano le quantità stimate delle riserve di idrocarburi che sulla base dei dati geologici e di ingegneria potranno con ragionevole certezza essere estratte negli anni futuri nelle condizioni tecniche ed economiche esistenti al momento della stima. Ragionevole certezza significa che è molto più probabile che le quantità di idrocarburi siano recuperate piuttosto che non lo siano. Il relativo progetto di sviluppo deve essere iniziato oppure l'operatore deve essere ragionevolmente certo che inizierà entro un tempo ragionevole.

GRUPPO GAS PLUS

Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2021

Prospetti Contabili e Note Esplicative

	SITUAZIONE PATRIMONIALE FINANZIARIA CONSOLIDATA 75
	CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO 76
	PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO CONSOLIDATO 78
	RENDICONTO FINANZIARIO CONSOLIDATO 79
	NOTE ESPLICATIVE 80
1.	Informazioni generali 80
2.	Forma e contenuto del bilancio 81
3.	Area di consolidamento 82
4.	Principi contabili e criteri di valutazione 83
5.	Utilizzo di stime 105
6.	Informativa di settore 108
7.	Immobili, impianti e macchinari 110
8.	Diritto d'uso 111
9.	Avviamento 112
10.	Concessioni e altre immobilizzazioni immateriali 112
11.	Altre attività non correnti 116
12.	Imposte sul reddito 116
13.	Rimanenze 118
14.	Crediti commerciali 119
15.	Altri crediti 119
16.	Attività finanziarie 120
17.	Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 120
18.	Patrimonio netto 121
19.	Debiti finanziari a breve e a medio/lungo termine 122
20.	Debiti finanziari per lease a breve e a medio/lungo termine 128
21.	Trattamento di fine rapporto, quiescenza e obblighi simili 129
22.	Altri debiti 130
23.	Fondi 131
24.	Debiti commerciali 132
25.	Ricavi 133
26.	Costi operativi 133
27.	Costi per il personale 134
28.	Proventi e oneri diversi 135
29.	Proventi ed oneri finanziari 135
30.	Risultato per azione 136
31.	Impegni e rischi 136
32.	Rapporti con parti correlate 137
33.	Eventi successivi alla data di bilancio 138
34.	Gestione dei rischi finanziari: obiettivi e criteri 138

SITUAZIONE PATRIMONIALE FINANZIARIA CONSOLIDATA

Per l'esercizio chiuso al 31 Dicembre 2021 e al 31 Dicembre 2020

Importi in migliaia di Euro	Note	31/12/2021	31/12/2020
ATTIVITÀ
Attività non correnti
Immobili, impianti e macchinari	7	104.624	94.451
Diritti d'uso	8	11.175	10.348
Avviamento	9	884	884
Concessioni e altre immobilizzazioni immateriali	10	259.929	253.276
Altre attività non correnti	11	8.866	8.495
Imposte differite attive	12	46.591	37.572
Totale attività non correnti		432.069	405.026
Attività correnti
Rimanenze	13	3.377	3.160
Crediti commerciali	14	37.114	24.062
Crediti per imposte sul reddito	12	408	866
Altri crediti	15	12.794	20.923
Attività finanziarie	16	902	229
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	17	21.107	4.569
Totale attività correnti		75.702	53.809
TOTALE ATTIVITÀ		507.771	458.835
PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO
Capitale sociale	18	23.353	23.353
Riserve	18	154.410	189.280
Altre componenti di patrimonio netto	18	(10.032)	(647)
Risultato del periodo	18	3.146	(34.222)
TOTALE PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO		170.877	177.764
Patrimonio netto di Terzi		161	169
TOTALE PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO E DI TERZI		171.038	177.933
PASSIVITÀ
Passività non correnti
Debiti finanziari a lungo termine	19	70.288	51.193
Debiti per lease a lungo termine	20	3.385	4.077
TFR, quiescenza ed obblighi simili	21	5.255	5.055
Fondo imposte differite	12	12.622	7.476
Altri debiti	22	2.553	2.741
Fondi	23	138.673	129.080
Debiti per imposte sul reddito	12	2.016	4.032
Totale passività non correnti		234.792	203.654
Passività correnti
Debiti commerciali	24	32.526	25.622
Debiti finanziari correnti	19	50.426	34.620
Debiti per lease correnti	20	889	842
Altri debiti	22	16.003	14.112
Debiti per imposte sul reddito	12	2.097	2.052
Totale passività correnti		101.941	77.248
TOTALE PASSIVITÀ		336.733	280.902
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ		507.771	458.835

Per un dettaglio delle transazioni con parti correlate si rinvia alla nota n. 32, Rapporti con parti correlate.

CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO

Per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2021 e al 31 dicembre 2020

Importi in migliaia di Euro	Note	2021	2020
Ricavi	25	81.356	67.762
Altri ricavi e proventi	25	3.448	7.726
Totale Ricavi		84.804	75.488
Costi per materie prime e materiali di consumo	26	(29.191)	(21.290)
Costi per servizi e altri	26	(29.144)	(35.649)
Costo del personale	27	(8.593)	(8.499)
Proventi e (oneri) diversi	28	(3.447)	242
Ammortamenti	7-8-10	(16.754)	(18.215)
Ripristini di valore e (svalutazioni)	7-8-9-10	13.028	(99.536)
RISULTATO OPERATIVO		10.703	(107.459)
Proventi finanziari	29	144	249
Oneri finanziari	29	(7.448)	(6.016)
RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE		3.399	(113.226)
Imposte sul reddito	12	(256)	79.004
RISULTATO DEL PERIODO		3.143	(34.222)
Gruppo		3.146	(34.222)
Terzi		(3)	-
Utile (perdita) per azione base (importi in Euro)	30	0,07	(0,79)
Utile (perdita) per azione diluito (importi in Euro)	30	0,07	(0,79)

Per un dettaglio delle transazioni con parti correlate si rinvia alla nota n. 32, Rapporti con parti correlate.

CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO CONSOLIDATO

Per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2021 e al 31 dicembre 2020

Importi in migliaia di Euro	2021	2020
Risultato del periodo	3.143	(34.222)
Altre componenti di conto economico complessivo che saranno riclassificate nel risultato di esercizio:
Rivalutazione a patrimonio netto delle attività disponibili per la vendita Imposte	- -	1.682 (20)
Variazioni di fair value dei derivati in regime di hedge accounting Imposte	(13.253) 3.704	(2.420) 628
Differenze di conversione nella traduzione dei bilanci di società estere	(396)	(541)
Altre componenti di conto economico complessivo che non saranno riclassificate nel risultato di esercizio:
Delta attuariali fondo TFR	(115)	31
Imposte	28	(7)
Totale altre componenti del conto economico al netto delle imposte	(10.032)	(647)
Risultato del periodo complessivo al netto delle imposte	(6.889)	(34.869)
Attribuibile a: Gruppo Terzi	(6.886) (3)	(34.869) -

Per un maggiore dettaglio si rinvia alla nota n. 18, Patrimonio netto.

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO CONSOLIDATO

Per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2021 e al 31 dicembre 2020

		Riserva	Riserva	Versamenti	Acquisto	Riserva	Riserva	Riserva	Utili	Risultato di	Totale	Totale	Totale
	Capitale	sovrap.	legale	c/ capitale	azioni	cash	differenze	di	Indivisi	esercizio	patrimonio	patrimonio	patrimonio
		azioni			Proprie	flow	attuariali	traduzione			netto	di terzi	netto
					(1)	hedge	TFR	cambio			di gruppo
Saldo al 31 dicembre 2019	23.353	85.605	4.671	7.042	(9.600)	1.099	(841)	(468)	102.360	(623)	212.598	174	212.772
Destinazione utile	-	-	-	-	-	-	-	-	(623)	623	-	-	-
Distribuzione dividendi	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(5)	(5)
Variazioni altre riserve	-	-	-	-	-	(45)	-	-	80	-	35	-	35
Risultato del periodo complessivo	-	-	-	-	-	(1.792)	24	(541)	1.662	(34.222)	(34.869)	-	(34.869)
Saldo al 31 dicembre 2020	23.353	85.605	4.671	7.042	(9.600)	(738)	(817)	(1.009)	103.479	(34.222)	177.764	169	177.933
Destinazione utile	-	-	-	-	-	-	-	-	(34.222)	34.222	-	-	-
Distribuzione dividendi	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(5)	(5)
Variazioni altre riserve	-	-	-	-	-	-	-	-	(1)	-	(1)	-	(1)
Risultato del periodo complessivo	-	-	-	-	-	(9.549)	(87)	(396)	-	3.146	(6.886)	(3)	(6.889)
Saldo al 31 dicembre 2021	23.353	85.605	4.671	7.042	(9.600)	(10.287)	(904)	(1.405)	69.256	3.146	170.877	161	171.038

(1) = al 31 dicembre 2021, Gas Plus S.p.A. detiene 1.336.677 azioni proprie (pari al 2,98% del capitale sociale) per un corrispettivo complessivo di 9.600 Euro.

RENDICONTO FINANZIARIO CONSOLIDATO

Per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2021 e al 31 dicembre 2020

Importi in migliaia di Euro	2021	2020
Flussi finanziari dell'attività operativa
Risultato del periodo	3.143	(34.222)
Ammortamenti delle immobilizzazioni materiali e immateriali	16.754	18.215
(Ripristini di valore) e svalutazioni delle immobilizzazioni materiali e
immateriali	(13.028)	99.536
Accantonamento (utilizzo) altri fondi non monetari	3.456	(14)
Attualizzazione fondo abbandono	2.695	2.750
(Plusvalenze) minusvalenze patrimoniali	34	38
Variazione imposte differite	(141)	(84.387)
Variazione delle attività e passività operative
Variazione rimanenze	(217)	358
Variazione crediti commerciali verso terzi e collegate	(6.555)	2.607
Variazione debiti commerciali verso terzi e collegate	6.904	1.933
Oneri d'abbandono sostenuti	(485)	(1.670)
Variazione TFR, quiescenza ed obblighi simili	85	50
Variazione delle altre passività e attività operative	8.403	(1.938)
Flussi finanziari netti dell'attività operativa	21.048	3.256
Flussi finanziari dell'attività di investimento
Uscite per acquisto beni materiali e immateriali	(18.085)	(20.385)
Flussi finanziari netti utilizzati nell'attività di investimento	(18.085)	(20.385)
Flussi finanziari dell'attività finanziamento
Variazione netta delle passività finanziarie	(1.923)	(1.889)
Nuovi finanziamenti bancari	47.400	20.600
Finanziamenti rimborsati	(31.000)	(8.000)
Rimborso dei debiti per lease	(908)	(735)
Dividendi pagati	(5)	(5)
Altre variazioni di patrimonio netto	(1)	35
Flussi finanziari netti generati (utilizzati) nell' attività di
finanziamento	13.563	10.006
Effetto cambi traduzione bilanci di società estere	12	(224)
Incremento (decremento) delle disponibilità liquide	16.538	(7.347)
Disponibilità liquide all'inizio del periodo	4.569	11.916
Disponibilità liquide alla fine del periodo	21.107	4.569
Dividendi incassati	662	242
Imposte nette pagate nel periodo	1.827	983
Oneri finanziari netti pagati nel periodo	3.641	3.321

NOTE ESPLICATIVE

1. Informazioni generali

Gas Plus S.p.A. è una società per azioni costituita in Italia, iscritta al Registro delle Imprese di Milano (R.I.: 08233870156) e controllata al 73,94% da US.FIN. S.r.l..

Gas Plus S.p.A., ha sede a Milano, in Viale Enrico Forlanini n. 17.

A far data dal 6 dicembre 2006, le azioni di Gas Plus S.p.A. sono quotate sul mercato telematico azionario gestito e organizzato da Borsa Italiana S.p.A..

Il Gruppo opera in Italia e in Europa e svolge le seguenti attività:

• esplorazione e produzione di idrocarburi (Business Unit E&P Exploration & Production);
• distribuzione e trasporto di gas naturale (Business Unit Network & Transportation);
• vendita a clienti finali (Business Unit Retail);
• stoccaggio gas (Business Unit Storage): attività in fase di start up, come documentato nella Relazione sulla Gestione.

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

La pubblicazione del bilancio consolidato del Gruppo Gas Plus, per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2021 è stata autorizzata con delibera del Consiglio di Amministrazione del 13 aprile 2022.

Ai sensi della Comunicazione Consob N. DEM/6064296 del 28 luglio 2006, si precisa che i risultati economici del Gruppo risentono dei seguenti fattori:

• nell'ambito della Business Unit E&P Italia, a seguito dell'eccezionale ripresa dei prezzi del gas nel corso del 2021 (tendenza che prosegue ancora alla data odierna, seppur con elevata volatilità) e degli scenari dei prezzi previsti per i prossimi anni, sono emerse indicazioni del venir meno dei presupposti per la svalutazione di taluni assets di tale Business Unit rilevata nel precedente esercizio. Alla luce delle mutate circostanze, la Business Unit E&P Italia ha pertanto rivisto le valutazioni effettuate nel precedente esercizio per determinare l'eventuale misura dei ripristini di valore delle attività precedentemente svalutate. Le suddette valutazioni hanno determinato la ripresa di valore di assets di alcuni siti minerari, oltreché la svalutazione di quelli di un sito operato dal Gruppo, con un effetto netto positivo a conto economico di Euro 13.028, al lordo della relativa fiscalità differita per Euro 3.635. Per maggiori dettagli si rinvia alla nota n. 10, Concessioni e altre immobilizzazioni immateriali;
• nell'ambito della Business Unit Retail, a seguito dell'imprevedibile ed elevato aumento degli scenari dei prezzi del gas che ha penalizzato i contratti con offerte economiche a prezzo fisso e a prezzo variabile con un cap al costo della materia prima, in scadenza nel corso del 2022, il Gruppo ha accantonato un fondo di Euro 4.109 a fronte delle prevedibili perdite nel corso del primo semestre dell'esercizio 2022 ed ha iscritto le relative imposte anticipate per Euro 1.161.

Oltre a quanto qui sopra evidenziato, non vi sono state altre operazioni non ricorrenti.

Il bilancio consolidato del Gruppo Gas Plus al 31 dicembre 2021 non riflette componenti di reddito e poste patrimoniali e finanziarie derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali.

2. Forma e contenuto del bilancio

Il bilancio consolidato per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2021 è stato predisposto nel rispetto degli IFRS emessi dall'International Accounting Standards Board ("IASB") e omologati dall'Unione Europea ("IFRS"), delle delibere Consob n. 15519 e n. 15520 del 27 luglio 2006, della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006, nonché dell'articolo 149 - duodecies del Regolamento Emittenti. Per IFRS si intendono anche tutti i principi contabili internazionali rivisti ("IAS") e tutte le interpretazioni dell'International Financial Reporting Interpretations Committee ("IFRIC"), incluse quelle precedentemente emesse dallo Standing Interpretations Committee ("SIC"), nonché ai provvedimenti emanati in attuazione dell'art. 9 del D. Lgs. n° 38/2005.

Per ragioni di comparabilità sono stati altresì presentati anche i dati comparativi all'esercizio precedente, in applicazione di quanto richiesto dallo IAS 1 - Presentazione del bilancio.

Ai sensi della delibera Consob n. 15519 del 27 luglio 2006, gli eventi e le operazioni non ricorrenti sono identificati prevalentemente in base alla natura delle operazioni. In particolare tra gli oneri/proventi non ricorrenti vengono incluse le fattispecie che per loro natura non si verificano continuativamente nella normale attività operativa come ad esempio:

• proventi/oneri derivanti dalla cessione di immobili;

• proventi/oneri derivanti dalla cessione di rami d'azienda e di partecipazioni incluse tra le attività non correnti;

• eventuali oneri/proventi derivanti da processi di riorganizzazione connessi ad operazioni societarie straordinarie (fusioni, scorpori, acquisizioni e altre operazioni societarie).

Sempre in relazione alla suddetta delibera Consob, nei prospetti di bilancio è stato evidenziato l'ammontare delle posizioni o transazioni con parti correlate, che sono anche riportati nella nota n. 32, Rapporti con parti correlate.

Il bilancio consolidato è stato redatto in conformità ai principi contabili internazionali (IAS/IFRS), sulla base del principio del costo storico, ad eccezione delle attività finanziarie rappresentate da titoli per i quali si è optato per la classificazione tra le attività finanziarie valutate al fair value con imputazione a conto economico e delle attività disponibili per la vendita, la cui variazione di fair value è imputata direttamente a patrimonio netto.

I bilanci utilizzati ai fini del consolidamento sono quelli predisposti dall'organo amministrativo delle controllate per l'approvazione da parte delle Assemblee delle singole società, opportunamente riclassificati e rettificati per adeguarli ai criteri di Gruppo.

Il presente bilancio è stato redatto nel presupposto della continuità aziendale, in quanto gli Amministratori hanno verificato l'insussistenza di indicatori di carattere finanziario, gestionale o di altro genere che potessero segnalare criticità circa la capacità del Gruppo di far fronte alle proprie obbligazioni nel prevedibile futuro. I rischi e le incertezze relative al business sono descritti nelle sezioni dedicate della Relazione sulla Gestione. La descrizione di come il Gruppo gestisce i rischi finanziari, tra i quali quello di liquidità e di capitale è contenuta nella nota n. 36, Gestione dei rischi finanziari: obiettivi e criteri.

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

Per quanto riguarda la presentazione del bilancio il Gruppo ha effettuato le seguenti scelte:

• nello stato patrimoniale consolidato sono esposte separatamente le attività correnti e non correnti e le passività correnti e non correnti. Le attività correnti che includono liquidità e mezzi equivalenti sono quelle destinate ad essere realizzate, cedute o consumate nel normale ciclo operativo del Gruppo. Le attività non correnti comprendono i saldi attivi con ciclo di realizzo oltre i dodici mesi, comprese le immobilizzazioni materiali, immateriali e finanziarie e le imposte anticipate. Le passività correnti comprendono i debiti esigibili entro i dodici mesi, compresa la quota corrente dei finanziamenti non correnti. Le passività non correnti comprendono i debiti esigibili oltre i dodici mesi, compresi i debiti finanziari, i fondi relativi al personale e le imposte differite;
• il conto economico consolidato presenta una classificazione dei costi per natura ed evidenzia il risultato prima degli oneri finanziari e delle imposte. Viene evidenziato il risultato netto di competenza dei terzi ed il risultato netto di competenza del gruppo;
• il conto economico complessivo consolidato, presentato separatamente dal conto economico, raccoglie le variazioni non transitate a Conto Economico, ma imputate direttamente a patrimonio netto consolidato sulla base di specifici principi contabili IAS/IFRS;
• il prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato riporta le informazioni con evidenza separata del risultato di esercizio complessivo e di ogni altra variazione non transitata a conto Economico, ma imputata direttamente a patrimonio netto consolidato sulla base di specifici principi contabili IAS/IFRS. Tale prospetto include solo i dettagli delle transazioni con i soci, le transazioni con i non soci sono presentate in una riconciliazione di ciascun componente di patrimonio netto;
• il rendiconto finanziario consolidato evidenzia separatamente i flussi finanziari derivanti dall'attività operativa, di investimento e di finanziamento. Per la sua redazione è stato utilizzato il metodo indiretto.

3. Area di consolidamento

Il bilancio consolidato comprende il bilancio della capogruppo Gas Plus S.p.A., ed il bilancio delle società sulle quali Gas Plus S.p.A. ha il diritto di esercitare, direttamente o indirettamente, il controllo, determinandone le scelte finanziarie e gestionali e ottenendone i benefici relativi.

Per società controllata si intendono tutte le imprese in cui il gruppo esercita il controllo, così come definito dall'IFRS 10 – Bilancio Consolidato. Tale controllo si basa sulla presenza contemporanea dei seguenti tre elementi:

• potere sull'impresa controllata;
• esposizione, o diritti, a rendimenti variabili derivanti dal coinvolgimento con la stessa;
• capacità di utilizzare il potere per influenzare l'ammontare di tali rendimenti variabili.

Società controllate

Le società controllate consolidate integralmente al 31 dicembre 2021 sono le seguenti:

Denominazione, sede ed attività svolta	Capitale sociale	% di possesso diretta	Società Controllante	% di possesso indiretta	% voti spettanti in assemblea
GP Infrastrutture S.r.l.	€ 30.730.000	100%		0%	100%
Milano (operante nella
distribuzione di gas e fornitura di
altri servizi pubblici)
Gas Plus Energia S.r.l.	€ 51.480	85,29%		0%	85,29%
Milano (operante nell'attività di
gestione degli impianti termici gas)

Gas Plus Italiana S.r.l.	€ 34.500.000	100%		0%	100%
Milano (operante nell'attività di
esplorazione, produzione e vendita
di gas)
Società Padana Energia S.r.l. (1)	€ 20.000.000	100%		0%	100%
Milano (operante nell'attività di
esplorazione, produzione e vendita
di gas ed olio)
Gas Plus Vendite S.r.l.,	€ 1.000.000	100%
Milano (operante nell'attività di
vendita di gas naturale)
Reggente S.p.A.(1)	€ 260.000		Gas Plus Italiana S.r.l.	81,63%	81,63%
Lucera (Fg) (operante nell'attività
di trattamento e compressione gas)
GP Infrastrutture Trasporto	€ 110.000		GP Infrastrutture S.r.l.	100%	100%
S.r.l.(1)
Milano (operante nell'attività di
trasporto regionale del gas)
Rete Gas Fidenza S.r.l.	€ 8.000.000		GP Infrastrutture S.r.l.	100%	100%
Fidenza (operante nella
distribuzione di gas e fornitura di
altri servizi pubblici)
Gas Plus International Holding	€ 10.000	100%		0%	100%
S.r.l. Milano (holding industriale)
Gas Plus International B.V. (1)	€ 10.000.000		Gas Plus International	100%	100%
L'Aja – Paesi Bassi (holding)			Holding S.r.l.
Gas Plus Netherlands B.V.(1)	€ 18.000	100%		0%	100%
L'Aja – Paesi Bassi (operante
nell'attività di esplorazione)
Gas Plus Storage S.r.l.	€ 2.000.000	100%		0%	100 %
Milano (costituita per operare
nell'attività di stoccaggio gas)
Gas Plus Dacia S.r.l. (1)	RON		Gas Plus International B.V.	100%	100%
Bucarest – Romania (operante	122.000.000		(99,9997%)
nell'attività di esplorazione,			Gas Plus International
produzione e vendita di gas)			Holding S.r.l. (0,0003%)

(1) controllate indirettamente

In relazione all'area di consolidamento, non sono intervenute variazioni nel corso dell'anno 2021. Si segnala soltanto la riduzione del capitale sociale della controllata Gas Plus Italiana S.r.l. (da Euro 70.000 a Euro 34.500) per la copertura della perdita dell'esercizio 2020 ex art. 2482-bis del Codice Civile, di cui all'atto del 21 giugno 2021, con efficacia dal 30 giugno 2021.

4. Principi contabili e criteri di valutazione

Principi di consolidamento

Il bilancio consolidato comprende il bilancio della capogruppo Gas Plus S.p.A. e delle sue controllate al 31 dicembre 2021.

Per società controllata si intendono tutte le società in cui il gruppo esercita il controllo, così come definito dall'IFRS 10 – Bilancio Consolidato. Tale controllo si basa sulla presenza contemporanea dei seguenti tre elementi:

• potere sull'impresa controllata;

• esposizione, o diritti, a rendimenti variabili derivanti dal coinvolgimento con la stessa;

• capacità di utilizzare il potere per influenzare l'ammontare di tali rendimenti variabili.

Il Gruppo riconsidera se ha o meno il controllo di una partecipata se i fatti e le circostanze indicano che ci siano stati dei cambiamenti in uno o più dei tre elementi rilevanti ai fini della definizione di controllo. I bilanci delle Società controllate sono consolidati integralmente a partire dalla data di acquisizione, ovvero alla data in cui il Gruppo acquisisce il controllo, e cessano di essere consolidate alla data in cui il controllo è trasferito al di fuori del Gruppo.

Quando la quota di patrimonio netto detenuto dalla controllante cambia, senza che questo si traduca in una perdita di controllo, tale cambiamento deve essere contabilizzato a patrimonio netto. Se il Gruppo perde il controllo deve:

• eliminare le attività (incluso qualsiasi avviamento) e le passività della controllata;
• eliminare il valore contabile di tutte le quote di minoranza;
• eliminare le differenze cambio cumulate rilevate a patrimonio netto;
• rilevare il fair value del corrispettivo ricevuto;
• rilevare il fair value della quota di partecipazione eventualmente mantenuta;

• rilevare l'utile o la perdita nel conto economico;

• riclassificare la quota di competenza della controllante delle componenti in precedenza rilevate nel conto economico complessivo a conto economico o tra gli utili a nuovo, come se il Gruppo avesse provveduto direttamente alla cessione delle attività o passività correlate.

I bilanci delle controllate sono redatti adottando per ciascuna chiusura contabile i medesimi principi contabili della controllante o apportando le opportune rettifiche, al fine di garantire la conformità alle politiche contabili del gruppo.

La data di chiusura dei bilanci delle società controllate corrisponde alla data di chiusura del bilancio della capogruppo.

I bilanci di ciascuna società appartenente al Gruppo vengono preparati nella valuta dell'ambiente economico primario in cui essa opera (valuta funzionale). Nella preparazione dei bilanci delle singole entità, le operazioni in valute diverse dalla valuta funzionale sono inizialmente rilevate ai cambi alle date delle stesse. Alla data di bilancio le attività e le passività monetarie denominate nelle succitate valute sono riespresse ai cambi correnti a tale data. Le attività non monetarie espresse a fair value che sono denominate in valuta estera sono convertite ai cambi in essere alla data in cui furono determinati i fair value. Le attività non monetarie valutate al costo storico espresso in una valuta estera non sono riconvertite alla data di bilancio. Le differenze di cambio emergenti dalla regolazione delle poste monetarie e dalla riesposizione delle stesse ai cambi correnti alla fine dell'esercizio sono imputate al conto economico dell'esercizio, ad eccezione delle differenze cambio su attività non monetarie espresse a fair value in cui le variazioni di fair value sono iscritte direttamente a patrimonio netto, così come la componente cambi.

Ai fini della presentazione del bilancio consolidato, le attività e le passività delle imprese controllate estere, le cui valute funzionali sono diverse dall'euro, sono convertite ai cambi correnti alla data di bilancio. I proventi e gli oneri sono convertiti ai cambi medi del periodo. Le differenze cambio emergenti sono rilevate nella voce del patrimonio netto Riserva di traduzione. Tale riserva è rilevata nel conto economico come provento o come onere nel periodo in cui la relativa impresa controllata è ceduta.

Nell'area di consolidamento non vi sono imprese controllate che appartengono a Paesi ad economia iperinflazionata.

L'avviamento e le altre rettifiche per esporre a fair value le attività e le passività di entità estere acquisite sono rilevati come attività e passività della società estera e sono convertiti al cambio di fine anno.

Il cambio applicato nella conversione del bilancio della società estera di un paese non aderente all'Euro è il seguente:

	2021		2020
	Medio	31/12	Medio	31/12
Nuovo Leu rumeno	4,9215	4,9490	4,8383	4,8683

L'acquisizione di imprese controllate è contabilizzata secondo il metodo dell'acquisizione. Il costo dell'acquisizione è determinato dalla sommatoria dei valori correnti, alla data di ottenimento del controllo, delle attività date, delle passività sostenute o assunte, e degli strumenti finanziari emessi dal Gruppo in cambio del controllo dell'impresa acquisita.

L'applicazione delle tecniche di consolidamento comporta le seguenti principali rettifiche:

• il valore contabile delle partecipazioni in imprese incluse nell'area di consolidamento è eliminato contro le corrispondenti frazioni del patrimonio netto delle stesse alla data di acquisizione;
• la differenza tra il costo sostenuto per l'acquisizione della partecipazione e la relativa quota del patrimonio netto è iscritta in bilancio all'atto dell'acquisto ai singoli elementi dell'attivo e del passivo patrimoniale al loro valore corrente. L'eventuale differenza residua se positiva è attribuita alla voce avviamento, se negativa viene imputata al conto economico;
• la quota di interessenza degli azionisti di minoranza viene determinata in base alla percentuale da essi detenuta nei fair value delle attività e passività iscritte alla data dell'acquisizione originaria e nelle variazioni di patrimonio netto dopo tale data;
• nella predisposizione del bilancio consolidato, i crediti e i debiti, gli oneri e i proventi derivanti da operazioni effettuate tra società consolidate sono eliminati integralmente al pari degli utili e delle perdite non realizzate su operazioni infragruppo; le perdite non sono eliminate nel caso in cui esse rappresentino un effettivo minor valore del bene.

Criteri di valutazione

Immobili, impianti e macchinari

Gli immobili, impianti e macchinari acquisiti separatamente sono iscritti al costo, mentre quelli acquisiti attraverso operazioni di aggregazione di imprese sono contabilizzati in base al fair value determinato alla data di acquisizione.

Gli immobili, gli impianti e i macchinari sono rilevati al costo, comprensivo dei costi accessori direttamente imputabili e necessari alla messa in funzione del bene per l'uso per cui è stato acquistato e, quando rilevante ed in presenza di obbligazioni attuali, del valore attuale del costo stimato per lo smantellamento e la rimozione dell'attività. Qualora parti significative di tali attività materiali abbiano differenti vite utili, tali componenti sono contabilizzate separatamente. I terreni, sia liberi da costruzione sia pertinenziali a fabbricati, non sono ammortizzati in quanto elementi a vita utile illimitata.

L'ammortamento delle seguenti categorie di beni è calcolato a quote costanti in base alla vita utile stimata del bene, utilizzando le seguenti aliquote annuali:

	Aliquota
Categoria:	d'ammortamento
Immobili civili	3,0%
Immobili industriali	5,5%
Costruzioni leggere	10,0%
Centrali gas	15,0%
Centrali termoelettriche	9,0%
Rete di trasporto gas	2,4%
Apparecchiature cabina gas metano	8,0%
Derivazioni e prese d'utenza	2,6%
Apparecchiature di misura	10,0%
Attrezzi	10,0%
Mobili/arredi/macchine d'ufficio	12,0%
Impianti telefonici	20,0%
Macchine elettroniche	20,0%
Automezzi	20,0-25,0%
Altri impianti	8,0-10,0%

L'ammortamento degli impianti di estrazione di gas (Business Unit E&P) è calcolato in base alla vita utile stimata del bene, utilizzando il metodo dell'unità di prodotto.

Al momento della vendita o quando non sussistono benefici economici futuri attesi dall'uso di un bene, esso viene eliminato dal bilancio e l'eventuale perdita o utile (calcolata come differenza tra il valore di cessione e il valore di carico) viene rilevata a conto economico al momento della suddetta eliminazione. Il valore residuo del bene, la vita utile e i metodi di ammortamento applicati sono rivisti con frequenza annuale e adeguati se necessario alla fine di ciascun esercizio.

Aggregazioni aziendali e avviamento

Le aggregazioni aziendali sono contabilizzate utilizzando il metodo dell'acquisizione. Il costo di un'acquisizione è valutato come somma del corrispettivo trasferito misurato al fair value (valore equo) alla data di acquisizione e dell'importo di qualsiasi partecipazione di minoranza nell'acquisita. Per ogni aggregazione aziendale, il Gruppo definisce se misurare la partecipazione di minoranza nell'acquisita al fair value oppure in proporzione alla quota della partecipazione di minoranza nelle attività nette identificabili dell'acquisita. I costi di acquisizione sono spesati nell'esercizio in cui vengono sostenuti e classificati per natura.

Quando il Gruppo acquisisce un business, deve classificare o designare le attività finanziarie acquisite o le passività assunte in accordo con i termini contrattuali, le condizioni economiche e le altre condizioni pertinenti in essere alla data di acquisizione. Ciò include la verifica per stabilire se un derivato incorporato debba essere separato dal contratto primario.

Se l'aggregazione aziendale è realizzata in più fasi, la partecipazione precedentemente detenuta è ricondotta al fair value alla data di acquisizione e l'eventuale utile o perdita risultante è rilevata nel conto economico.

L'eventuale corrispettivo potenziale da riconoscere è rilevato dall'acquirente al fair value alla data di acquisizione. La variazione del fair value del corrispettivo potenziale classificato come attività o passività, quale strumento finanziario che sia oggetto dell'IFRS 9, Strumenti finanziari, deve essere rilevata nel conto economico o nel prospetto delle altre componenti di conto economico complessivo. Nei casi in cui il corrispettivo potenziale non ricade nello scopo dell'IFRS 9, è misurato in accordo con l'appropriato IFRS. Se il corrispettivo potenziale è classificato nel patrimonio netto, il suo valore non deve essere ricalcolato e la sua successiva regolazione è contabilizzata nel patrimonio netto.

Inoltre, qualora al termine dell'esercizio in cui ha luogo l'aggregazione, la contabilizzazione iniziale di una aggregazione aziendale è incompleta (tra cui l'avviamento risultante o l'utile derivante da un acquisto a prezzi favorevoli), viene rilevato l'importo provvisorio degli elementi la cui contabilizzazione è incompleta. Durante il periodo di valutazione, il quale termina appena ricevute le informazioni su fatti e circostanze in essere alla data di acquisizione o appurato che non è possibile ottenere maggiori informazioni, gli importi provvisori vengono rettificati con effetto retroattivo, così da riflettere le nuove informazioni apprese su fatti e circostanze in essere alla data di acquisizione che, se note, avrebbero influenzato la valutazione degli importi rilevati in tale data. Tuttavia, il periodo di valutazione non si protrae per oltre un anno dalla data di acquisizione. Al termine del periodo di valutazione, la contabilizzazione per un'aggregazione aziendale viene rivista soltanto per correggere un errore in conformità allo IAS 8, Principi contabili, Cambiamenti nelle stime contabili ed Errori.

L'avviamento è inizialmente valutato al costo rappresentato dall'eccedenza dell'insieme del corrispettivo corrisposto e dell'importo iscritto per le interessenze di minoranza rispetto alle attività nette identificabili acquisite e le passività assunte dal Gruppo. Se il corrispettivo è inferiore al fair value delle attività nette della controllata acquisita, la differenza è rilevata nel conto economico.

Dopo la rilevazione iniziale, l'avviamento è valutato al costo al netto delle perdite di valore accumulate. Al fine della verifica per riduzione di valore (impairment), l'avviamento acquisito in un'aggregazione aziendale è allocato, dalla data di acquisizione, ad ogni unità generatrice di flussi di cassa del Gruppo che si prevede benefici delle sinergie dell'aggregazione, a prescindere dal fatto che altre attività o passività dell'entità acquisita siano assegnate a tali unità. La perdita di valore è determinata definendo il valore recuperabile dell'unità generatrice di flussi (o gruppo di unità) cui è allocato l'avviamento. Quando il valore recuperabile dell'unità generatrice di flussi (o gruppo di unità) è inferiore al valore contabile, viene rilevata una perdita di valore.

Se l'avviamento è stato allocato a un'unità generatrice di flussi finanziari e l'entità dismette parte delle attività di tale unità, l'avviamento associato all'attività dismessa deve essere incluso nel valore contabile dell'attività quando si determina l'utile o la perdita derivante dalla dismissione. L'avviamento associato con l'attività dismessa deve essere determinato sulla base dei valori relativi dell'attività dismessa e della parte mantenuta dell'unità generatrice di flussi finanziari.

Attività immateriali

Un'attività immateriale viene rilevata contabilmente solo se è identificabile, controllabile, ed è prevedibile che generi benefici economici futuri e il suo costo può essere determinato in modo attendibile.

Le attività immateriali acquisite separatamente sono iscritte inizialmente al costo, mentre quelle acquisite attraverso operazioni di aggregazione di imprese sono contabilizzate al fair value alla data di acquisizione. Dopo la rilevazione iniziale, le attività immateriali sono iscritte al costo al netto dei fondi di ammortamento e di eventuali perdite di valore accumulate. Le attività immateriali prodotte internamente, ad eccezione dei costi di esplorazione e di ricerca mineraria (per cui si rimanda al relativo criterio) non sono capitalizzate, e si rilevano nel conto economico dell'esercizio in cui sono state sostenute.

La vita utile delle attività immateriali è valutata come definita o indefinita.

Le attività immateriali con vita definita sono ammortizzate lungo la loro vita utile e sottoposte a test di recuperabilità (impairment) ogni volta che vi siano indicazioni di una possibile perdita di valore. Il periodo e il metodo di ammortamento ad esse applicato vengono riesaminati alla fine di ciascun

esercizio o più frequentemente se necessario. Variazioni della vita utile attesa o delle modalità con cui i futuri benefici economici legati all'attività immateriale sono conseguiti dal Gruppo sono rilevate modificando il periodo o il metodo di ammortamento, come adeguato, e trattate come modifiche delle stime contabili. Le quote di ammortamento delle attività immateriali con vita definita sono rilevate a conto economico nella categoria di costo coerente con la funzione dell'attività immateriale.

I tassi annui di ammortamento utilizzati sono correlati al periodo di prevista utilità.

In base all'interpretazione IFRIC 12, Accordi per servizi in concessione, gli impianti di distribuzione che le società controllate GP Infrastrutture S.r.l. e Rete Gas Fidenza S.r.l. gestiscono in regime di concessione sono stati riclassificati tra le attività immateriali.

Tale interpretazione definisce i criteri di rilevazione e valutazione da adottare per gli accordi tra settore pubblico e privato relativi allo sviluppo, finanziamento, gestione e manutenzione di infrastrutture in regime di concessione. In particolare, essa prevede che nei casi in cui il soggetto concedente controlli l'infrastruttura, regolando/controllando le caratteristiche dei servizi forniti, i prezzi applicabili e mantenendo un interesse residuo sull'attività, il concessionario rilevi il diritto all'utilizzo della stessa ovvero un'attività finanziaria in funzione delle caratteristiche degli accordi in essere.

Relativamente al conto economico l'applicazione di tale interpretazione non ha determinato alcun effetto, in relazione al fatto che il processo di ammortamento delle attività relative agli accordi per servizi in concessione è rimasto invariato e continua ad essere operato considerando le modalità attese di ottenimento dei benefici economici derivanti dall'utilizzo e dal valore residuo dell'infrastruttura, cosi come previsti dal quadro normativo di riferimento.

Le vite economico-tecniche utilizzate per gli ammortamenti degli impianti di distribuzione in concessione sono le seguenti:

	Aliquota
Categoria:	d'ammortamento
Rete di distribuzione gas	2,0%
Apparecchiature cabina gas metano	8,0%
Derivazioni e prese d'utenza	2,6%
Apparecchiature di misura	10,0%

Le attività immateriali con vita utile indefinita non sono ammortizzate, ma sono sottoposte annualmente alla verifica di perdita di valore (impairment test), sia a livello individuale sia a livello di unità generatrice di cassa. La valutazione della vita utile indefinita è rivista annualmente per determinare se tale attribuzione continua ad essere sostenibile; altrimenti, il cambiamento da vita utile indefinita a vita utile definita si applica su base prospettica.

Gli utili o le perdite derivanti dall'eliminazione di un bene immateriale sono misurati come la differenza fra il ricavo netto della dismissione e il valore contabile dell'attività immateriale e sono rilevati a conto economico nell'esercizio in cui avviene l'eliminazione.

Attività minerarie

Metodologia di rilevazione delle concessioni di coltivazione, contabilizzate tra le immobilizzazioni immateriali

Le concessioni di coltivazione acquisite separatamente sono iscritte al costo, mentre quelle acquisite attraverso operazioni di aggregazione di imprese (business combination) sono contabilizzate in base al fair value alla data di acquisizione.

Note esplicative al bilancio consolidato al 31 dicembre 2021 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

La voce concessioni di coltivazione accoglie i costi di acquisizione di permessi di ricerca e di titoli minerari.

I costi per l'acquisizione dei permessi di ricerca sono ammortizzati per quote costanti lungo la durata del permesso stesso; se il permesso di ricerca viene abbandonato, il costo residuo è imputato a conto economico.

I costi per l'acquisizione di titoli minerari sono rilevati solo se sostenuti verso terzi in relazione alle attività acquisite (riserve certe, riserve probabili e possibili).

Quando l'acquisto riguarda nel complesso riserve e potenziale esplorativo, il costo è attribuito alle diverse risorse minerarie acquisite sulla base del valore determinato attualizzando i corrispondenti flussi di cassa attesi.

I titoli minerari sono ammortizzati in base al metodo dell'unità di prodotto, a partire dall'avvio della produzione delle riserve di idrocarburi, rapportando la quantità estratta nel corso dell'esercizio alla quantità di riserve estraibili stimata giacente all'inizio dell'esercizio. Il metodo applicato realizza una correlazione diretta tra investimenti e riserve.

Le concessioni di coltivazione sono assoggettate a verifica della recuperabilità del relativo valore di iscrizione avendo riguardo alla conferma dell'impegno a proseguire l'iniziativa mineraria e considerando fatti e circostanze che possano evidenziare la presenza di indicatori di perdite di valore.

Costi di esplorazione, ricerca e sviluppo

I costi sostenuti per accertare l'esistenza di un nuovo giacimento sia prima dell'acquisizione dei titoli minerari, sia successivamente alla stessa (prospezione delle aree, sondaggi esplorativi, rilievi geologici e geofisici, perforazione di pozzi esplorativi, acquisizione di dati sismici rilevati da terzi, prove di completamento, etc.) sono imputati all'attivo patrimoniale, per rappresentarne la natura di investimento ed ammortizzati interamente nell'esercizio in cui sono sostenuti.

Tuttavia i costi per la perforazione di pozzi esplorativi e le prove di completamento, qualora il pozzo sia completato e messo in produzione, sono sospesi tra le attività materiali e ammortizzati in base al metodo dell'unità di prodotto dal momento in cui viene iniziata la produzione di gas naturale. Fino a che l'attività di produzione non è iniziata tali costi sono sospesi tra le immobilizzazioni materiali in corso.

I costi di ricerca sono imputati a conto economico nel momento in cui sono sostenuti.

I costi di sviluppo sostenuti per l'accertamento di riserve certe, la costruzione ed installazione degli impianti necessari all'estrazione, trattamento, raccolta di idrocarburi sono imputati all'attivo patrimoniale ed ammortizzati con il metodo dell'unità di prodotto dal momento in cui viene iniziata la produzione di idrocarburi. Fino a che l'attività di produzione non è iniziata tali costi sono sospesi tra le immobilizzazioni materiali in corso. Con tale metodo l'aliquota di ammortamento è individuata rapportando la quantità estratta nel corso dell'esercizio alla quantità di riserve estraibili stimata giacente all'inizio dell'esercizio, con riferimento all'insieme che realizza una correlazione diretta tra investimenti e riserve.

Le spese relative ai costi di sviluppo con esito minerario negativo o incidentati sono imputati a conto economico.

Le svalutazioni dei costi di sviluppo sono effettuate applicando i criteri previsti per le attività materiali.

Costi di produzione

I costi relativi all'attività di produzione (estrazione, manutenzione ordinaria dei pozzi, trasporto, etc.) sono imputati a conto economico nell'esercizio in cui sono sostenuti.

Perdita di valore di attività non finanziarie

La recuperabilità delle attività non finanziarie (attività materiali, attività immateriali e diritti d'uso) è verificata quando eventi o modifiche delle circostanze fanno ritenere che il valore di iscrizione in bilancio non sia recuperabile.

La valutazione di recuperabilità è effettuata per singola cash generating unit (di seguito anche "CGU") rappresentata dal più piccolo insieme identificabile di attività che genera flussi di cassa in entrata ampiamente indipendenti da quelli generati da altre attività.

La definizione delle CGU è operata considerando, tra l'altro, le modalità con cui il management controlla l'attività operativa (ad es. per linee di business) o assume decisioni in merito a mantenere operativi o dismettere i beni e le attività della società.

Le CGU possono includere i corporate assets, ossia attività che non generano flussi di cassa autonomi, attribuibili su basi ragionevoli e coerenti. I corporate assets non attribuibili ad una specifica CGU sono allocati ad un aggregato più ampio costituito da più CGU. Con riferimento all'avviamento, la verifica è effettuata, almeno annualmente e comunque quando si verificano eventi che fanno presupporre una riduzione del valore, a livello del più piccolo aggregato sulla base del quale la Direzione Aziendale valuta, direttamente o indirettamente, il ritorno dell'investimento che include l'avviamento stesso. I diritti d'uso, che generalmente non producono flussi di cassa autonomi, sono allocati alla CGU a cui si riferiscono; i diritti d'uso che non sono specificatamente allocabili alle CGU sono considerati corporate asset.

La recuperabilità è verificata confrontando il valore di iscrizione con il relativo valore recuperabile rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto dei costi di dismissione, e il valore d'uso. Quest'ultimo è determinato attualizzando i flussi di cassa attesi derivanti dall'uso della CGU e, se significativi e ragionevolmente determinabili, dalla sua cessione al termine della relativa vita utile al netto dei costi di dismissione. I flussi di cassa attesi sono determinati sulla base di assunzioni ragionevoli e supportabili rappresentative della migliore stima delle future condizioni economiche che si verificheranno nella residua vita utile della CGU, dando maggiore rilevanza alle indicazioni provenienti dall'esterno.

Per quanto riguarda i prezzi delle commodity, il management assume lo scenario prezzi adottato per le proiezioni economico-finanziarie. In particolare, per i flussi di cassa associati al gas naturale e greggio si basa sulle ipotesi relative all'evoluzione dei fondamentali e, nel breve-medio termine, considera anche le previsioni degli analisti di mercato e, laddove ci sia un sufficiente livello di liquidità e affidabilità, sulla rilevazione dei prezzi a termine desumibili dal mercato.

Nel caso di concessioni di sfruttamento minerario, i flussi di cassa attesi sono stimati tenendo conto delle riserve certe sviluppate e non sviluppate e delle riserve probabili, nonché tra l'altro dei costi attesi per le riserve da sviluppare e delle imposte sulla produzione. Il livello futuro di produzione è stimato sulla base delle assunzioni relative ad una serie di fattori, tra i quali i prezzi futuri degli idrocarburi, i costi di estrazione e di sviluppo, il declino produttivo dei giacimenti, l'offerta e la domanda di idrocarburi e gli sviluppi del quadro normativo.

Ai fini della determinazione del valore d'uso, i flussi di cassa previsti sono oggetto di attualizzazione ad un tasso che riflette le valutazioni correnti di mercato del valore temporale del denaro e dei rischi specifici dell'attività non riflesse nelle stime dei flussi di cassa. In particolare, il tasso di sconto utilizzato è il Weighted Average Cost of Capital (WACC) il quale è differenziato in funzione della rischiosità espressa dai settori/business in cui opera l'attività. Sono definiti specifici WACC sulla base di un campione di società comparabili.

Il valore d'uso è determinato al lordo ovvero al netto dell'effetto fiscale in quanto questo metodo produce valori sostanzialmente equivalenti a quelli ottenibili attualizzando i flussi di cassa al lordo delle imposte ad un tasso di sconto ante imposte derivato, in via iterativa, dal risultato della valutazione post imposte.

Quando il valore di iscrizione della CGU comprensivo dell'eventuale avviamento a essa attribuito, determinato tenendo conto delle eventuali svalutazioni delle attività non correnti che fanno parte della CGU, è superiore al valore recuperabile, la differenza è oggetto di svalutazione ed è attribuita in via prioritaria all'avviamento fino a concorrenza del suo ammontare; l'eventuale eccedenza della svalutazione rispetto all'avviamento è imputata pro quota al valore di libro delle attività che costituiscono la CGU, fino all'ammontare del valore recuperabile delle attività a vita utile definita. Quando vengono meno i motivi delle svalutazioni effettuate, le attività sono rivalutate e la rettifica è rilevata a conto economico; la ripresa di valore è effettuata per un importo pari al minore tra il valore recuperabile e il valore di iscrizione al lordo delle svalutazioni precedentemente effettuate e ridotto delle quote di ammortamento che sarebbero state rilevate qualora non si fosse proceduto alla svalutazione. Le svalutazioni dell'avviamento non sono oggetto di ripresa di valore.

Avviamento

L'avviamento è sottoposto a verifica di perdita di valore almeno una volta l'anno (al 31 dicembre) e, con maggiore frequenza, quando le circostanze fanno ritenere che il valore di iscrizione potrebbe essere soggetto a perdita di valore.

Per quanto concerne la metodologia relativa al test di impairment si rimanda a quanto sopra riportato nel presente paragrafo.

Attività finanziarie

Il principio IFRS 9, Strumenti finanziari, prevede un modello di classificazione e valutazione delle attività finanziarie basato sulle modalità di gestione degli strumenti finanziari e sulle caratteristiche dei flussi contrattuali delle attività finanziarie stesse, al fine di determinarne il corretto criterio di valutazione.

I criteri di valutazione che possono essere adottati per le diverse tipologie di strumenti finanziari sono: 1) attività finanziarie al costo ammortizzato; 2) attività finanziarie al fair value con variazioni imputate a conto economico; 3) attività finanziarie al fair value con variazioni imputate al conto economico complessivo.

Il Gruppo determina la classificazione delle proprie attività finanziarie nel momento della rilevazione iniziale e, ove adeguato e consentito, rivede tale classificazione alla chiusura di ciascun esercizio.

Tutti gli acquisti e vendite di attività finanziarie sono rilevati alla data di negoziazione, ovvero alla data in cui il Gruppo Gas Plus assume l'impegno di acquistare o vendere l'attività.

Attività finanziarie al costo ammortizzato

Le attività finanziarie al costo ammortizzato includono i finanziamenti ed i crediti con pagamenti fissi o determinabili che non sono quotati su un mercato attivo. Dopo la rilevazione iniziale, tali attività sono rilevate secondo il criterio del costo ammortizzato usando il metodo del tasso di interesse effettivo, dedotte le perdite di valore. Il costo ammortizzato è calcolato rilevando eventuali sconti, premi sull'acquisto, onorari o costi che sono parte integrante del tasso di interesse effettivo. Il tasso di interesse effettivo è rilevato come provento finanziario nel conto economico. Le svalutazioni derivanti da perdite di valore sono rilevate nel conto economico come oneri finanziari. Gli utili e le perdite sono iscritti a conto economico quando i finanziamenti e crediti sono contabilmente eliminati o al manifestarsi di perdite di valore, oltre che attraverso il processo di ammortamento. Questa categoria include, normalmente, i crediti commerciali e gli altri crediti.

I crediti commerciali sono iscritti al loro fair value identificato dal valore nominale e successivamente ridotto per le eventuali perdite di valore. I crediti commerciali la cui scadenza non rientra nei normali termini commerciali e che non sono produttivi di interessi, vengono attualizzati.

Attività finanziarie al fair value con variazioni imputate a conto economico

Questa categoria comprende le attività detenute per la negoziazione e le attività designate al momento della prima rilevazione come attività finanziarie al fair value con variazioni rilevate nel conto economico. Le attività detenute per la negoziazione sono tutte quelle attività acquisite per la loro vendita o il loro riacquisto nel breve termine. I derivati, inclusi quelli scorporati, sono classificati come strumenti finanziari detenuti per la negoziazione, salvo che non siano designati come strumenti di copertura efficace (hedge instruments), come definito nello IFRS 9.

Gli strumenti finanziari al fair value con variazioni rilevate nel conto economico sono iscritti nel prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria al fair value, mentre le variazioni del fair value sono rilevate tra i proventi o tra gli oneri finanziari nel conto economico.

Tutte le attività di tale categoria sono classificate come correnti se sono detenute per trading o se il loro realizzo è previsto essere effettuato entro 12 mesi dalla data di chiusura del bilancio.

Attività finanziarie al fair value con variazioni imputate al conto economico complessivo

Le attività finanziarie al fair value con variazione imputate al conto economico complessivo comprendono azioni e titoli di debito. Le azioni classificate in tale categoria sono quelle che non sono state classificate al fair value con variazioni imputate al conto economico. I titoli di debito rientranti in questa categoria sono quelli detenuti per un periodo di tempo indefinito e quelli che potrebbero essere venduti in risposta alle necessità di liquidità o al cambiamento delle condizioni di mercato.

Dopo la rilevazione iniziale al costo, tali attività finanziarie sono valutate al fair value e i loro utili e perdite non realizzati sono riconosciuti tra le altre componenti di conto economico complessivo, fino all'eliminazione dell'investimento – momento in cui l'utile o la perdita cumulati sono rilevati tra i proventi ed oneri diversi – ovvero fino a quando non si accerti che hanno subito una perdita di valore – nel qual caso, la perdita cumulata è stornata dalla riserva e riclassificata a conto economico tra gli oneri finanziari. I dividendi percepiti nel periodo in cui sono detenute le attività finanziarie disponibili per la vendita sono rilevati tra i proventi diversi.

Almeno ad ogni chiusura di bilancio, il Gruppo valuta se la capacità e l'intento di vendere a breve termine le proprie attività finanziarie disponibili per la vendita sia ancora appropriato.

Valutazione del fair value degli strumenti finanziari

Il Gruppo valuta gli strumenti finanziari al fair value ad ogni chiusura di bilancio.

Il fair value è il prezzo che si percepirebbe per la vendita di un'attività, o che si pagherebbe per il trasferimento di una passività, in una regolare operazione tra operatori di mercato alla data di valutazione.

Tutte le attività e passività per le quali il fair value viene valutato o esposto in bilancio sono categorizzate in base alla gerarchia del fair value, come di seguito descritta:

• Livello 1 i prezzi quotati (non rettificati) in mercati attivi per attività o passività identiche a cui l'entità può accedere alla data di valutazione;
• Livello 2 Input diversi dai prezzi quotati inclusi nel Livello 1, osservabili direttamente o indirettamente per l'attività o per la passività;
• Livello 3 tecniche di valutazione per le quali i dati di input non sono osservabili per l'attività o per la passività.

La valutazione del fair value è classificata interamente nello stesso livello della gerarchia del fair value in cui è classificato l'input di più basso livello di gerarchia utilizzato per la valutazione.

Per le attività e passività rilevate nel bilancio su base ricorrente, il Gruppo determina se siano intervenuti dei trasferimenti tra i livelli della gerarchia rivedendo la categorizzazione (basata sull'input di livello più basso, che è significativo ai fini della valutazione del fair value nella sua interezza) ad ogni chiusura di bilancio.

Cancellazione di attività finanziarie

Un'attività finanziaria (o ove applicabile, parte di un'attività finanziaria o parti di un gruppo di attività finanziarie simili) è cancellata quando:

• i diritti a ricevere i flussi finanziari dell'attività sono estinti;
• il Gruppo ha trasferito ad una terza parte il diritto a ricevere flussi finanziari dall'attività o ha assunto l'obbligo contrattuale di corrisponderli interamente e senza ritardi e (i) ha trasferito sostanzialmente tutti i rischi e benefici della proprietà dell'attività finanziaria, oppure (ii) non ha trasferito né trattenuto sostanzialmente tutti i rischi e benefici dell'attività, ma ha trasferito il controllo della stessa.

Nei casi in cui il Gruppo abbia trasferito i diritti a ricevere flussi finanziari da un'attività e non abbia né trasferito, né trattenuto sostanzialmente tutti i rischi e benefici o non abbia perso il controllo sulla stessa, l'attività viene rilevata nel bilancio del Gruppo nella misura del suo coinvolgimento residuo nell'attività stessa. In questo caso, il Gruppo riconosce inoltre una passività associata. L'attività trasferita e la passività associata sono valutate in modo da riflettere i diritti e le obbligazioni che rimangono di pertinenza del Gruppo.

Perdita di valore di attività finanziarie

Il Gruppo valuta ad ogni data di bilancio se un'attività finanziaria, o gruppo di attività finanziarie presentano indicatori di perdita di valore. Esiste una perdita di valore quando dopo la rilevazione iniziale sono intervenuti uno o più eventi (quando interviene "un evento di perdita") che hanno un impatto sui flussi di cassa futuri stimati dell'attività finanziaria o del gruppo di attività finanziarie, impatto che può essere attendibilmente stimato. Le evidenze di perdita di valore possono derivare da indicazioni che i debitori evidenzino difficoltà finanziarie, incapacità di far fronte alle obbligazioni, incapacità o ritardi nella corresponsione di interessi o di importanti pagamenti, probabilità di essere sottoposti a procedure concorsuali o altre forme di ristrutturazione finanziaria, e da dati osservabili che indichino un decremento misurabile nei flussi di cassa futuri stimati, quali cambiamenti in contesti o nella condizioni economiche che si correlano a crisi finanziaria.

La stima delle perdite di valore delle attività finanziarie deve essere effettuata sulla base del modello delle perdite attese (expected credit loss model), secondo un approccio predittivo, utilizzando informazioni supportabili, disponibili senza oneri o sforzi irragionevoli che includano dati storici, attuali e prospettici. Tale modello deve essere applicato a tutte le categorie di attività finanziarie. Per la svalutazione dei crediti, in particolare, il modello adottato dal Gruppo Gas Plus prevede:

• l'utilizzo di rating ufficiali (ove presenti), per la determinazione della probabilità di default delle controparti;

• per la clientela non caratterizzata da specifici rating, l'implementazione di un approccio semplificato basato su cluster che ripartiscono la clientela in funzione dei rischi della specifica Business Unit;

• l'identificazione della capacità di recupero in caso di default della controparte sulla base delle esperienze pregresse, delle differenti modalità di recupero dei crediti attivabili e della posizione netta insoluta, considerando eventuali debiti commerciali nei confronti delle stesse controparti.

Attività finanziarie iscritte al costo ammortizzato

Per le attività finanziarie contabilizzate al costo ammortizzato il Gruppo ha anzitutto valutato individualmente se sussistessero obiettive evidenze di perdita di valore per ogni attività finanziaria che sia individualmente significativa, o collettivamente per le attività finanziarie che non siano significative individualmente. Se il Gruppo determina che non sussistono evidenze di perdita di valore per un'attività finanziaria valutata singolarmente, significativa o meno, include l'attività in un gruppo di attività finanziarie con caratteristiche di rischio di credito simili e le valuta collettivamente ai fini della verifica della svalutazione. Le attività che sono valutate individualmente per la svalutazione e per i quali è rilevata, o continua ad essere rilevata, una perdita di valore non sono incluse in una valutazione collettiva per la perdita di valore.

L'ammontare di qualunque perdita di valore identificata è misurato dalla differenza tra il valore contabile dell'attività e il valore attuale dei flussi di cassa futuri stimati (escluse le perdite di credito attese in futuro che non sono ancora avvenute). Il valore attuale dei flussi di cassa è scontato al tasso di interesse effettivo originario dell'attività finanziaria.

Il valore contabile dell'attività viene ridotto mediante l'utilizzo di un fondo svalutazione e l'importo della perdita verrà rilevato a conto economico. Gli interessi attivi continuano ad essere stimati sul valore contabile ridotto e sono accantonati applicando il tasso d'interesse utilizzato per scontare i flussi di cassa futuri ai fini della valutazione della perdita di valore. I finanziamenti e i relativi fondi sono stornati quando non vi è una realistica prospettiva di un futuro recupero e tutte le garanzie sono state realizzate o sono state trasferite al Gruppo. Se, in un esercizio successivo, l'ammontare della svalutazione stimata aumenta o diminuisce in conseguenza di un evento intervenuto dopo che la svalutazione è stata rilevata, la svalutazione precedentemente rilevata è aumentata o diminuita rettificando il fondo. Se un'attività stornata è successivamente recuperata, il valore recuperato è accreditato a conto economico a riduzione degli oneri finanziari.

Attività finanziarie al fair value con variazioni imputate al conto economico complessivo

Il Gruppo valuta ad ogni data di riferimento del bilancio se vi è obiettiva evidenza che una attività o un gruppo di attività abbia subito una riduzione di valore.

Nel caso di strumenti rappresentativi di capitale classificati al fair value con variazioni imputate al conto economico complessivo, l'obiettiva evidenza includerebbe una significativa o prolungata riduzione nel fair value dello strumento al di sotto del suo costo. 'Significativo' è valutato rispetto al costo originario dello strumento e 'prolungato' rispetto alla durata del periodo nel quale il fair value è stato al di sotto del costo originario. Il Gruppo considera significativa una riduzione del valore del 30% al di sotto del costo e prolungata una riduzione di valore che permane per un periodo di 24 mesi. Laddove si abbia evidenza della riduzione di valore, la perdita cumulativa – misurata come differenza tra il costo d'acquisto e il fair value attuale, dedotte le perdite per riduzione di valore su quella attività finanziaria rilevate precedentemente nel conto economico – è stornata dalle altre componenti del conto economico complessivo e rilevata a conto economico. Le perdite per riduzione di valore su strumenti rappresentativi di capitale non possono essere ripristinate con effetto rilevato nel conto economico; gli incrementi nel loro fair value successivi alla riduzione di valore sono rilevati direttamente nelle altre componenti del conto economico complessivo.

Nel caso di strumenti di debito classificati come attività finanziarie al fair value con variazioni imputate al conto economico complessivo, la svalutazione è valutata basandosi sui medesimi criteri utilizzati per le attività finanziarie contabilizzate al costo ammortizzato. Tuttavia, l'ammontare della

svalutazione è dato dalla perdita cumulata, vale a dire la differenza tra il costo ammortizzato e il fair value attuale, meno eventuali perdite di valore sull'investimento precedentemente rilevate nel conto economico.

Gli interessi attivi futuri continueranno ad essere stimati sulla base del ridotto valore contabile dell'attività e sono stimati utilizzando il tasso d'interesse utilizzato per scontare i flussi di cassa futuri ai fini della determinazione della svalutazione. Gli interessi attivi sono rilevati tra i proventi finanziari. Se, in un esercizio successivo, il fair value dello strumento di debito aumenta e l'incremento può essere obiettivamente correlato ad un evento intervenuto dopo la svalutazione che era stata rilevata nel conto economico, tale svalutazione è rettificata sempre attraverso il conto economico.

Rimanenze di magazzino

Le rimanenze sono iscritte al minore tra il costo di acquisto o di produzione, determinato con il metodo del costo medio ponderato, ed il valore netto di realizzo rappresentato dall'ammontare che l'impresa si attende di ottenere dalla loro vendita nel normale svolgimento dell'attività ovvero, relativamente ai volumi sui quali insistono contratti di cessione già stipulati, dal prezzo di vendita già pattuito.

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti sono iscritte al valore nominale e comprendono il denaro in cassa e i depositi a vista e a breve termine, con scadenza originaria prevista non oltre i tre mesi. Gli scoperti di conto corrente sono classificati tra le passività correnti.

Patrimonio netto

Capitale sociale

Le azioni ordinarie sono iscritte come capitale sociale e il loro valore corrisponde al valore nominale.

Riserva di traduzione cambio

Costituisce la posta del patrimonio netto consolidato che rettifica le differenze derivanti dalla conversione in Euro dei bilanci delle società controllate con valuta diversa da quella usata dalla Capogruppo.

Distribuzione di dividendi

La Società capogruppo rileva una passività a fronte della distribuzione ai suoi azionisti di disponibilità liquide quando la distribuzione è adeguatamente autorizzata e non è più a discrezione della Società. In base al diritto societario vigente in Europa, una distribuzione è autorizzata quando è approvata dagli azionisti. L'ammontare corrispondente è rilevato direttamente a riduzione del patrimonio netto.

Utili (Perdite) a nuovo

Accoglie tutti i risultati cumulati al netto dei dividendi pagati agli azionisti. La riserva accoglie anche i trasferimenti derivanti da altre riserve di patrimonio nel momento in cui queste si liberano da eventuali vincoli a cui sono sottoposti.

La riserva accoglie anche l'effetto cumulativo dei cambiamenti nei principi contabili o di eventuali correzioni di errori che vengano contabilizzati secondo quanto previsto nello IAS 8.

Azioni proprie

Le azioni proprie sono classificate a diretta diminuzione del patrimonio netto. Il costo originario delle azioni proprie ed i proventi derivanti dalle eventuali vendite successive sono rilevati come movimenti di patrimonio netto, senza dare origine a nessun profitto o perdita nel conto economico.

Benefici per i dipendenti

Recependo quanto previsto dallo IAS 19, i benefici a dipendenti da erogare successivamente alla cessazione del rapporto di lavoro e gli altri benefici a lungo termine (ivi compreso il Trattamento Fine Rapporto vigente in Italia) vengono sottoposti a valutazione di natura attuariale che devono considerare una serie di variabili (quali la mortalità, la previsione di future variazioni retributive, il tasso di inflazione previsto, ecc.).

Seguendo tale metodologia la passività iscritta in bilancio risulta essere rappresentativa del valore attuale dell'obbligazione, al netto di ogni eventuale attività a servizio dei piani.

Per i piani a benefici definiti (quali il TFR), la passività viene calcolata annualmente da attuari indipendenti utilizzando il metodo della proiezione dell'unità di credito (Projected Unit Credit Method), effettuando le valutazioni attuariali alla fine di ogni esercizio.

I risultati di tali valutazioni sono così classificati dal Gruppo:

• il costo del servizio è iscritto a conto economico quale costo per prestazione di lavoro corrente o passato;
• gli interessi sono iscritti a conto economico tra gli oneri finanziari;
• le variazioni attuariali derivanti da cambiamenti nelle assunzioni finanziarie, demografiche o da aggiustamenti correlati all'esperienza sono iscritte come altre componenti nel conto economico complessivo.

A seguito della riforma previdenziale introdotta dalla legge finanziaria 2008, per le società del Gruppo con un numero di dipendenti superiore alle 50 unità, le quote maturande di TFR costituiscono un piano a contributi definiti e solo l'obbligazione maturata al 31 dicembre 2006 continua ad essere trattata contabilmente come un piano a benefici definiti, con la conseguente necessità di effettuare i conteggi attuariali escludendo tuttavia la componente relativa agli incrementi salariali futuri.

Allo stesso modo, i contributi consistenti nelle quote di TFR pagate ai fondi previdenziali integrativi sono esclusi dai conteggi attuariali e contabilizzati tra i costi del personale per competenza nel conto economico.

Fondi

I fondi riguardano costi e oneri di natura determinata e di esistenza certa o probabile che alla data di chiusura del periodo di riferimento sono indeterminati nell'ammontare o nella data di sopravvenienza. Gli accantonamenti sono rilevati quando si è in presenza di una obbligazione attuale (legale o implicita) che deriva da un evento passato, qualora sia probabile un esborso di risorse per soddisfare l'obbligazione e possa essere effettuata una stima attendibile sull'ammontare dell'obbligazione.

Gli accantonamenti sono iscritti al valore rappresentativo della migliore stima dell'ammontare che l'impresa pagherebbe per estinguere l'obbligazione ovvero per trasferirla a terzi alla data di chiusura del periodo. Se l'effetto di attualizzazione è significativo, gli accantonamenti sono determinati attualizzando i flussi finanziari futuri attesi ad un tasso di sconto ante imposte che riflette la valutazione corrente del mercato del costo del denaro in relazione al tempo. Quando viene effettuata l'attualizzazione, l'incremento del fondo dovuto al trascorrere del tempo è rilevato come onere finanziario.

Il fondo di smantellamento e ripristino siti accoglie la stima dei costi che il Gruppo dovrà sostenere al termine dell'attività di produzione degli idrocarburi o della durata della concessione per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti. I costi di smantellamento sono

stanziati in base al valore attuale dei costi attesi per regolare l'obbligazione, utilizzando flussi di cassa stimati e un tasso di attualizzazione ante-imposte che riflettono i rischi specifici connessi alla passività di smantellamento e comportano un corrispondente incremento del costo della voce dell'attivo cui si riferiscono. L'effetto dell'adeguamento della passività attualizzata è imputato nel conto economico come onere finanziario. La stima dei costi futuri di smantellamento e bonifica è rivista annualmente. Le variazioni delle stime dei costi futuri o del tasso di sconto applicato sono portate a incremento o diminuzione del costo dell'attività, nei limiti dei relativi valori di iscrizione. L'eventuale eccedenza è rilevata direttamente a conto economico, a riduzione degli ammortamenti iscritti nell'anno.

Passività finanziarie

Le passività finanziarie che ricadono nel campo di applicazione dello IFRS 9 sono classificate come: 1) passività finanziarie al fair value rilevato a conto economico; 2) mutui e finanziamenti. Il Gruppo determina la classificazione delle proprie passività finanziarie al momento della rilevazione iniziale.

Tutte le passività finanziarie sono rilevate inizialmente al fair value a cui si aggiungono, nel caso di mutui e finanziamenti, i costi di transazione che sono direttamente attribuibili.

Le passività finanziarie del Gruppo comprendono debiti commerciali e altri debiti, scoperti di conto corrente, mutui e finanziamenti, garanzie concesse e strumenti finanziari derivati.

Passività finanziarie al fair value con variazioni imputate a conto economico

Le passività finanziarie al fair value con variazioni imputate a conto economico comprendono passività detenute per la negoziazione e passività finanziarie rilevate inizialmente al fair value con variazioni imputate a conto economico.

Le passività detenute per la negoziazione sono tutte quelle acquisite ai fini di vendita nel breve termine. Questa categoria include gli strumenti finanziari derivati sottoscritti dal Gruppo che non sono designati come strumenti di copertura in una relazione di copertura come definita dallo IFRS 9. I derivati impliciti scorporati sono classificati come strumenti finanziari detenuti per la negoziazione a meno che non siano designati come strumenti di copertura efficaci.

Gli utili o le perdite sulle passività detenute per la negoziazione sono rilevati a conto economico.

Le passività finanziarie sono designate al fair value nel conto economico dalla data di prima iscrizione, solo se i criteri dell'IFRS 9 sono soddisfatti. Al momento della rilevazione iniziale, il Gruppo non ha designato passività finanziarie al fair value con variazioni imputate nel conto economico.

Mutui e finanziamenti

Dopo la rilevazione iniziale, i finanziamenti sono valutati con il criterio del costo ammortizzato usando il metodo del tasso di interesse effettivo. Gli utili e le perdite sono contabilizzati nel conto economico quando la passività è estinta, oltre che attraverso il processo di ammortamento.

Il costo ammortizzato è calcolato rilevando lo sconto o il premio sull'acquisizione e gli onorari o costi che fanno parte integrante del tasso d'interesse effettivo. L'ammortamento al tasso d'interesse effettivo è compreso tra gli oneri finanziari nel conto economico. Gli oneri accessori pagati per l'accensione di finanziamenti relativi a diritto di utilizzo di disponibilità finanziarie sono capitalizzati e ammortizzati per la durata del finanziamento.

Nel caso di rinegoziazione di un contratto di finanziamento, le modalità di imputazione a conto economico degli oneri correlati alle relative passività finanziarie devono essere riviste.

Garanzie finanziarie passive

Le garanzie finanziarie passive emesse dal Gruppo sono quei contratti che richiedono un pagamento per rimborsare il possessore di un titolo di debito a fronte di una perdita da esso subita a seguito dell'inadempienza del debitore nel pagamento alla scadenza prevista contrattualmente. I contratti di garanzia finanziaria sono inizialmente rilevati come passività al fair value, incrementati dei costi di transazione direttamente attribuibili all'emissione della garanzia. Successivamente, la passività è misurata al maggiore tra la migliore stima dell'esborso richiesto per far fronte all'obbligazione garantita alla data di bilancio e l'ammontare inizialmente rilevato, dedotti gli ammortamenti cumulati.

Debiti commerciali

I debiti commerciali, la cui scadenza rientra nei normali termini commerciali e contrattuali, non sono attualizzati e sono iscritti al valore nominale.

Cancellazione di passività finanziarie

Una passività finanziaria è cancellata dal bilancio quando l'obbligo sottostante la passività è estinto, o annullato o adempiuto. Nei casi in cui una passività finanziaria esistente è sostituita da un'altra dello stesso prestatore, a condizioni sostanzialmente diverse, oppure le condizioni di una passività finanziaria esistente vengono sostanzialmente modificate, tale scambio o modifica viene trattata come una cancellazione contabile della passività originale e la rilevazione di una nuova passività, con iscrizione a conto economico di eventuali differenze tra valori contabili.

Compensazione di strumenti finanziari

Un'attività ed una passività finanziaria possono essere compensate ed il saldo netto esposto nel prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria se esiste un diritto legale a compensare gli importi rilevati contabilmente e vi sia l'intenzione di estinguere il residuo netto, o realizzare l'attività e contemporaneamente estinguere la passività.

Strumenti finanziari derivati e hedge accounting

Rilevazione iniziale e valutazione successiva

Il Gruppo utilizza strumenti finanziari derivati quali swap su tassi di interesse e sui prezzi di vendita delle commodity per coprire rispettivamente i rischi di tasso di interesse e i rischi di prezzo delle commodity. Tali strumenti finanziari derivati sono inizialmente rilevati al fair value alla data in cui il contratto derivato è sottoscritto e, successivamente, sono valutati nuovamente al fair value. I derivati sono contabilizzati come attività finanziarie quando il fair value è positivo e come passività finanziarie quando il fair value è negativo.

Il fair value degli strumenti derivati è classificato tra le attività/passività non correnti quando la scadenza della posta oggetto di copertura è superiore a 12 mesi e tra le attività/passività correnti quando la scadenza della posta oggetto di copertura è compresa nei 12 mesi.

Eventuali utili o perdite derivanti dalle variazioni di fair value dei derivati sono rilevate direttamente nel conto economico, fatta eccezione per la parte efficace delle coperture dei flussi di cassa, che è rilevata nel conto economico complessivo e successivamente riclassificata nel conto economico, quando lo strumento di copertura influenza il risultato d'esercizio.

Ai fini dell'hedge accounting, le coperture sono classificate come:

• coperture del fair value, se sono a fronte del rischio di variazione del fair value dell'attività o passività sottostante o a fronte di un impegno irrevocabile non rilevato;
• coperture di flussi di cassa, se sono a fronte dell'esposizione alla variabilità dei flussi di cassa attribuibile a un particolare rischio associato a un'attività o passività rilevata o a un'operazione programmata altamente probabile o a un rischio di valuta legato a un impegno irrevocabile non rilevato;
• coperture di un investimento netto in una gestione estera.

All'avvio di un'operazione di copertura, il Gruppo designa e documenta formalmente il rapporto di copertura, cui intende applicare l'hedge accounting, i propri obiettivi nella gestione del rischio e la strategia perseguita. La documentazione include l'identificazione dello strumento di copertura, dell'elemento o operazione oggetto di copertura, della natura del rischio e delle modalità con cui l'impresa intende valutare l'efficacia della copertura nel compensare l'esposizione alle variazioni del fair value dell'elemento coperto o dei flussi di cassa riconducibili al rischio coperto. Ci si attende che queste coperture siano altamente efficaci nel compensare l'esposizione dell'elemento coperto rispetto a variazioni del fair value o dei flussi finanziari attribuibili al rischio coperto e vengono valutate su base continuativa, per determinare se tali coperture si siano effettivamente dimostrate altamente efficaci negli esercizi per i quali sono state designate come operazioni di copertura.

Ad oggi, il Gruppo utilizza solo strumenti derivati di copertura classificabili nella categoria delle coperture di flussi di cassa.

Coperture dei flussi di cassa

La porzione di utile o perdita sullo strumento coperto, relativa alla parte di copertura efficace, è rilevata nel conto economico complessivo e nel patrimonio netto nella riserva di cash flow hedge, mentre la parte non efficace è rilevata direttamente nel conto economico.

Per i contratti derivati su commodity, la parte non efficace dei contratti è rilevata a rettifica dei ricavi delle vendite o dei costi per acquisto di materie prime. Per i contratti derivati su tassi di interesse, la parte non efficace dei contratti è rilevata tra gli oneri finanziari.

Gli importi riconosciuti nel conto economico complessivo sono trasferiti nel conto economico nel periodo in cui l'operazione oggetto di copertura influenza il conto economico, per esempio quando viene rilevato l'onere o provento sullo strumento coperto o quando si verifica una vendita prevista. Quando l'elemento oggetto di copertura è il costo di un'attività o passività non finanziaria, gli importi riconosciuti nel conto economico complessivo sono trasferiti al valore contabile iniziale dell'attività o passività non finanziaria.

Se si ritiene che l'operazione prevista o l'impegno stabilito non si verifichi più, gli utili o le perdite accumulati, già rilevati nella riserva di cash flow hedge, sono trasferiti nel conto economico. Se lo strumento di copertura raggiunge la scadenza o è venduto, annullato o esercitato senza sostituzione, o se viene revocata la sua designazione di strumento di copertura, gli importi precedentemente rilevati nella riserva di cash flow hedge restano lì iscritti fino a quando l'operazione prevista o l'impegno stabilito impattano il conto economico.

Le variazioni nel fair value degli strumenti derivati che non sono qualificati di copertura sono rilevate nel conto economico del periodo in cui si verificano.

Attività destinate alla vendita e passività direttamente associate

Le attività non correnti classificate come possedute per la vendita sono valutate al minore tra valore contabile ed il loro fair value al netto dei costi di vendita. Le attività non correnti sono classificate come possedute per la vendita se il loro valore contabile sarà recuperato principalmente con

un'operazione di vendita anziché tramite il loro uso continuativo. Si considera rispettata tale condizione solo quando la vendita è altamente probabile e l'attività è disponibile per una vendita immediata nelle sue attuali condizioni. La Direzione aziendale deve essersi impegnata alla vendita, il cui completamento dovrebbe essere previsto entro un anno dalla data della classificazione.

Nella situazione patrimoniale finanziaria, le attività destinate alla vendita e le passività direttamente associate ad esse sono rappresentate in specifiche voci dell'attivo e del passivo. Immobili, impianti e macchinari e attività immateriali una volta classificati come posseduti per la vendita non sono più ammortizzati.

Nel prospetto di conto economico, gli utili e le perdite delle attività destinate alla vendita sono rappresentati separatamente dagli utili e dalle perdite delle attività operative, sotto la linea dell'utile dopo le imposte.

Al 31 dicembre 2021 ed al 31 dicembre 2020, la Direzione aziendale non ritiene che vi siano delle attività non correnti da classificare come possedute per la vendita.

Ricavi e costi

I ricavi sono rilevati nella misura in cui è probabile che i benefici economici siano conseguiti dal Gruppo e il relativo importo possa essere determinato in modo attendibile, indipendentemente dalla data di incasso. I ricavi sono valutati al fair value del corrispettivo ricevuto o da ricevere, tenuto conto dei termini di pagamento contrattualmente definiti. Il Gruppo ha concluso che sta operando in conto proprio in tutti i contratti di vendita in quanto è il debitore primario, ha la discrezionalità sulla politica dei prezzi (salvo che nei mercati tutelati) ed è inoltre esposto al rischio di magazzino e di credito.

I seguenti specifici criteri di rilevazione dei ricavi devono essere rispettati prima dell'imputazione a conto economico:

• I ricavi per vendita e trasporto di gas sono rilevati al momento dell'erogazione della fornitura o del servizio, ancorché non fatturati, e sono determinati integrando con opportune stime quelli rilevati in base a prefissati calendari di lettura.
• I ricavi derivanti dalla vendita di gas naturale prodotti in campi in cui il Gruppo detiene un interesse congiuntamente con altri produttori sono iscritti in proporzione alla quantità prodotta di spettanza (entitlement method).
• I contributi di allacciamento versati dagli utenti vengono rilevati a conto economico, al momento del loro incasso alla voce "Altri ricavi e proventi".
• I contributi versati dagli utenti a fronte di estensione della rete di gas vengono contabilizzati, in deduzione del costo sostenuto dal Gruppo per l'estensione della rete e vengono riconosciuti a conto economico in relazione alla durata degli investimenti, a diretta riduzione dell'ammortamento economico-tecnico degli impianti.
• I ricavi ed i costi connessi al ritiro di quantità inferiori o superiori rispetto alle quote di spettanza sono valorizzati ai prezzi previsti dal relativo contratto di acquisto o di vendita.
• Gli stanziamenti di ricavi relativi a servizi sono rilevati per il corrispettivo maturato, sempreché sia possibile determinarne attendibilmente lo stadio di completamento e non sussistano incertezze di rilievo sull'ammontare e sull'esistenza del ricavo e dei relativi costi.
• I ricavi sono iscritti al netto di resi, sconti, abbuoni e premi, nonché delle imposte direttamente connesse.

Il principio IFRS 15 stabilisce un modello di riconoscimento dei ricavi, che si applica a tutti i contratti stipulati con i clienti ad eccezione di quelli che rientrano nell'ambito di applicazione di altri principi IAS/IFRS.

I passaggi fondamentali per la rilevazione dei ricavi secondo questo modello sono:

• identificazione del contratto con il cliente;

• identificazione delle performance obligations del contratto;

• determinazione del prezzo della transazione;

• allocazione del prezzo della transazione alle performance obligations contenute nel contratto;
• rilevazione del ricavo quando ciascuna performance obligation risulta realizzata.

I costi rilevati a conto economico sono relativi a beni o servizi acquistati o consumati nell'esercizio oppure sono rilevati per ripartizione sistematica, ovvero imputati a conto economico integralmente quando non si possa identificare l'utilità futura degli stessi.

Contributi

I contributi pubblici sono rilevati quando sussiste la ragionevole certezza che essi saranno ricevuti e tutte le condizioni ad essi riferite risultano soddisfatte. Quando i contributi in conto esercizio sono correlati a componenti di costo, sono rilevati in deduzione dei costi a cui si riferiscono. Nel caso in cui il contributo sia correlato a un'attività, il fair value viene iscritto a riduzione del valore dell'attività a cui si riferisce, con conseguente riduzione delle quote di ammortamento.

Laddove il Gruppo riceva un contributo non monetario, l'attività e il relativo contributo sono rilevati al valore nominale e rilasciati nel conto economico in quote costanti, lungo la vita utile attesa dell'attività di riferimento.

Dividendi

I dividendi sono rilevati quando sorge il diritto degli azionisti a ricevere il pagamento, che in genere corrisponde al momento in cui l'assemblea degli azionisti ne approva la distribuzione. I dividendi da società iscritte tra le altre attività non correnti sono classificati nel conto economico tra i proventi diversi di gestione, essendo afferenti partecipazioni del settore in cui opera il gruppo che costituiscono investimento durevole. I dividendi da altre società detenute a mero scopo di investimento finanziario sono classificati tra i proventi finanziari.

I dividendi deliberati sono riconosciuti come debito verso i soci al momento della delibera di distribuzione.

Proventi ed oneri finanziari

Su tutti gli strumenti finanziari valutati al costo ammortizzato e le attività finanziarie fruttifere classificate come disponibili per la vendita, sono rilevati come proventi finanziari gli interessi attivi rilevati utilizzando il tasso d'interesse effettivo, che è il tasso che precisamente attualizza i flussi finanziari futuri stimati in base alla vita attesa dello strumento finanziario, rispetto al valore netto contabile dell'attività o passività finanziaria.

Gli oneri finanziari si rilevano a conto economico secondo il criterio della competenza temporale e sono iscritti per l'importo dell'interesse effettivo.

Gli oneri finanziari, qualora siano direttamente imputabili all'acquisizione, alla costruzione o alla produzione di un bene che richiede un periodo di tempo abbastanza lungo prima di essere disponibile all'uso, sono capitalizzati in quanto parte del costo del bene stesso. Tutti gli altri oneri finanziari sono rilevati come costo di competenza dell'esercizio in cui sono sostenuti. Gli oneri finanziari sono gli interessi e gli altri costi che un'entità sostiene in relazione all'ottenimento di finanziamenti.

Imposte correnti e differite sul reddito

Imposte correnti

Le imposte correnti attive e passive sono basate sul risultato imponibile dell'esercizio delle singole società, tenuto conto delle regole previste dal consolidato fiscale. Il reddito imponibile differisce dal

Note esplicative al bilancio consolidato al 31 dicembre 2021 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

risultato riportato nel conto economico poiché esclude componenti positivi e negativi che saranno tassabili o deducibili in altri esercizi e esclude inoltre voci che non saranno mai tassabili o deducibili. Le aliquote e la normativa fiscale utilizzate per calcolare l'importo sono quelle emanate, o sostanzialmente in vigore, alla data di chiusura di bilancio nei paesi dove il Gruppo opera e genera il proprio reddito imponibile.

Le imposte correnti relative ad elementi rilevati direttamente a patrimonio netto sono rilevate anch'esse a patrimonio netto e non nel conto economico. Il Management periodicamente valuta la posizione assunta nella dichiarazione dei redditi nei casi in cui le norme fiscali sono soggette a interpretazioni e, ove appropriato, provvede a stanziare degli accantonamenti.

Imposte differite

Le imposte differite sono calcolate usando il cosiddetto liability method alle differenze temporanee risultanti alla data di bilancio fra i valori fiscali presi a riferimento per le attività e passività ed i corrispondenti valori di bilancio.

Le imposte differite passive sono rilevate a fronte di tutte le differenze temporanee tassabili, ad eccezione dei casi in cui:

• le differenze temporanee derivino dalla rilevazione iniziale dell'avviamento o di un'attività o passività in una transazione che non è una aggregazione aziendale e che, al tempo della transazione stessa, non comporti effetti né sul risultato di bilancio né sul risultato fiscale;
• con riferimento a differenze temporanee tassabili associate a partecipazioni in controllate, collegate e joint venture, il rigiro delle differenze temporanee può essere controllato ed è probabile che esso non si verifichi nel prevedibile futuro.

Le imposte differite attive sono rilevate a fronte di tutte le differenze temporanee deducibili, dei crediti e delle perdite fiscali non utilizzate e riportabili a nuovo, nella misura in cui sia probabile che saranno disponibili sufficienti imponibili fiscali futuri, che possano consentire l'utilizzo delle differenze temporanee deducibili e dei crediti e delle perdite fiscali portate a nuovo, eccetto il caso in cui:

• le differenze temporanee deducibili derivino dalla rilevazione iniziale di un'attività o passività in una transazione che non è un'aggregazione aziendale e che, al tempo della transazione stessa, non influisce né sul risultato di bilancio né sul risultato fiscale;
• con riferimento a differenze temporanee tassabili associate a partecipazioni in controllate, collegate e joint venture, le imposte differite attive sono rilevate solo nella misura in cui sia probabile che le differenze temporanee deducibili si riverseranno nell'immediato futuro e che vi siano sufficienti imponibili fiscali a fronte dei quali le differenze temporanee possano essere recuperate.

Il valore di carico delle imposte differite attive viene riesaminato a ciascuna data di chiusura del bilancio e ridotto nella misura in cui non sia più probabile che saranno disponibili in futuro sufficienti imponibili fiscali da permettere in tutto o in parte l'utilizzo di tale credito. Le imposte differite attive non rilevate sono riesaminate ad ogni data di bilancio e sono rilevate nella misura in cui è diventato probabile che i redditi fiscali saranno sufficienti a consentire il recupero di tali imposte differite attive. Le imposte differite attive e passive sono misurate in base alle aliquote fiscali che ci si attende saranno applicate all'esercizio in cui tali attività si realizzeranno o tali passività si estingueranno, considerando le aliquote in vigore e quelle già emanate, o sostanzialmente in vigore, alla data di bilancio.

Le imposte differite relative a elementi non rilevati direttamente a conto economico sono anch'esse rilevate nel patrimonio netto o nel conto economico complessivo, coerentemente con l'elemento cui si riferiscono.

Le imposte differite attive e passive vengono compensate, qualora esista un diritto legale a compensare le attività per imposte correnti con le passività per imposte correnti e le imposte differite facciano riferimento allo stesso soggetto contribuente ed alla stessa autorità fiscale.

Imposte indirette

I costi, i ricavi, le attività e le passività sono rilevati al netto delle imposte indirette, quali l'imposta sul valore aggiunto, con le seguenti eccezioni:

• l'imposta applicata all'acquisto di beni o servizi è indetraibile; in tal caso essa è rilevata come parte del costo di acquisto dell'attività o parte del costo rilevato nel conto economico;
• i crediti e i debiti commerciali includono l'imposta indiretta applicabile.

L'ammontare netto delle imposte indirette sulle vendite che possono essere recuperate da o pagate all'Erario è incluso a bilancio nella voce altri crediti o altri debiti a seconda del segno del saldo.

Utile/perdita per azione

L'utile/perdita per azione è calcolato dividendo l'utile/perdita netto/a del periodo attribuibile agli azionisti ordinari della Società capogruppo per il numero medio ponderato delle azioni ordinarie in circolazione durante il periodo.

L'utile/perdita per azione diluito è calcolato dividendo l'utile/perdita netto/a del periodo attribuibile agli azionisti ordinari della Società capogruppo per il numero medio ponderato delle azioni ordinarie e quelle potenziali in circolazione durante il periodo. Un'azione potenziale è uno strumento finanziario o altro contratto che possa attribuire al suo possessore il diritto di ottenere azioni ordinarie.

Informativa per settore

Un settore di attività è un gruppo di attività e operazioni dedicate alla produzione di beni e servizi, soggetto a rischi e rendimenti diversi da quelli di altri settori di attività.

Un settore geografico è un gruppo di attività e operazioni dedicate alla produzione di beni e servizi in un particolare mercato geografico, soggetto a rischi e rendimenti diversi da quelli di altri settori geografici.

Principi contabili ed interpretazioni adottati nell'esercizio e di efficacia successiva al 31 dicembre 2021

I principi contabili adottati per la redazione del presente bilancio consolidato sono conformi a quelli utilizzati per la redazione del bilancio consolidato dell'esercizio precedente, fatta eccezione per l'adozione dei nuovi principi, modifiche ed interpretazioni in vigore dal 1° gennaio 2021.

I seguenti principi contabili, emendamenti e interpretazioni IFRS sono stati applicati per la prima volta dal Gruppo a partire dal 1° gennaio 2021, senza peraltro avere effetti sul bilancio consolidato:

Emendamento all'IFRS 16 – Covid-19-Related Rent Concessions beyond 30 June 2021

Il documento, pubblicato dallo IASB in data 31 marzo 2021, estende di un anno il periodo di applicazione dell'emendamento all'IFRS 16, emesso nel 2020, relativo alla contabilizzazione delle agevolazioni concesse, a causa del Covid-19, ai locatari. L'emendamento del 2021, disponibile soltanto per le entità che abbiano già adottato l'emendamento del 2020, si applica a partire dal 1° aprile 2021.

Emendamenti ai seguenti standard: IFRS 9 Financial Instruments, IAS 39 Financial Instruments: Recognition and Measurement, IFRS 7 Financial Instruments: Disclosures e IFRS 16 Leases

Alla luce della riforma sui tassi di interesse interbancari quale l'IBOR, in data 27 agosto 2020 lo IASB ha pubblicato il documento "Interest Rate Benchmark Reform—Phase 2" che contiene emendamenti ai principi contabili internazionali sopra indicati. Tutte le modifiche sono entrate in vigore il 1° gennaio 2021.

Nel corso dell'esercizio 2021 sono stati omologati dall'Unione Europea i seguenti emendamenti IFRS che entreranno in vigore il 1° gennaio 2022:

Emendamento all'IFRS 3 - Business Combinations

Documento emesso dallo IASB in data 14 maggio 2020. Le modifiche impongono alle entità di riferirsi al Conceptual Framework pubblicato in marzo 2018 e non a quello in vigore al momento dell'introduzione dell'IFRS 3. Inoltre, lo IASB introduce un'eccezione all'utilizzo del Conceptual Framework. Per alcune tipologie di passività, un'entità, nel momento in cui applica l'IFRS 3, deve fare riferimento allo IAS 37. Infatti, senza l'introduzione della suddetta eccezione, un'entità potrebbe riconoscere delle passività nell'ottenimento del controllo di un business che non riconoscerebbe in altre circostanze e subito dopo l'acquisizione dovrebbe effettuare la derecognitiondelle stesse realizzando un provento privo di sostanza economica.

Emendamento allo IAS 16 - Property, Plant and Equipment

Documento emesso dallo IASB in data 14 maggio 2020. Le modifiche hanno lo scopo di non consentire la deduzione dal costo delle attività materiali dell'importo ricevuto dalla vendita di beni prodotti nella fase di test dell'attività stessa. Tali ricavi di vendita e i relativi costi saranno pertanto rilevati nel conto economico.

Emendamento allo IAS 37 Provisions, Contingent Liabilities and Contingent Assets

Documento emesso dallo IASB in data 14 maggio 2020. L'emendamento chiarisce che nella stima sull'eventuale onerosità di un contratto si devono considerare tutti i costi direttamente imputabili al contratto. Di conseguenza, la valutazione sull'eventuale onerosità di un contratto include non solo i costi incrementali (come ad esempio, il costo del materiale diretto impiegato nella lavorazione), ma anche tutti i costi che l'impresa non può evitare in quanto ha stipulato il contratto (come, ad esempio, la quota dell'ammortamento dei macchinari impiegati per l'adempimento del contratto).

Miglioramenti agli International Financial Reporting Standards: 2018-2020 Cycle

Documento emesso dallo IASB in data 14 maggio 2020. I miglioramenti comprendono modifiche a principi contabili internazionali esistenti (in particolare IFRS 1 – Prima adozione degli IFRS, IFRS 9 – Strumenti finanziari, IFRS 16 – Lease). Gli emendamenti chiariscono, correggono o rimuovono diciture o formulazioni ridondanti o conflittuali nel testo dei relativi principi.

Al 31 dicembre 2021, il Gruppo non ha adottato anticipatamente nuovi principi, interpretazioni o emendamenti che sono stati emessi ma non ancora in vigore.

Alla data di riferimento del presente bilancio consolidato, gli organi competenti dell'Unione Europea non hanno ancora concluso il processo di omologazione necessario per l'adozione dei seguenti principi, interpretazioni ed emendamenti:

Modifiche allo Ias 1 – Presentazione del bilancio: classificazione delle passività come correnti o non correnti

Documento emesso dallo IASB in data 23 gennaio 2020, applicabile dal 1° gennaio 2023 con applicazione anticipata consentita. Il documento ha l'obiettivo di chiarire come classificare i debiti e le altre passività a breve o lungo termine.

Emendamento "Disclosure of Accounting Policies - Amendments to IAS 1 and IFRS Practice Statement 2"

Documento emesso dallo IASB in data 12 febbraio 2021, applicabile dal 1° gennaio 2023 con applicazione anticipata consentita. Le modifiche sono volte a migliorare l'informativa sulle policy contabili in modo da fornire informazioni più utili agli investitori e agli altri utilizzatori primari del bilancio.

Modifiche allo Ias 8 – Principi contabili, cambiamenti nelle stime contabili e errori

Documento emesso dallo IASB in data 12 febbraio 2021, applicabile dal 1° gennaio 2023 con applicazione anticipata consentita. Le modifiche sono volte ad aiutare le società a distinguere i cambiamenti nelle stime contabili dai cambiamenti di policy contabili.

Emendamento allo IAS 12 Income Taxes - Deferred Tax related to Assets and Liabilities arising from a Single Transaction

Documento emesso dallo IASB in data 17 maggio 2021, applicabile dal 1° gennaio 2023 con applicazione anticipata consentita. Il documento chiarisce come devono essere contabilizzate le imposte differite su alcune operazioni che possono generare attività e passività di pari ammontare, quali il leasing e gli obblighi di smantellamento.

Il Gruppo sta analizzando i principi e gli emendamenti indicati non ancora omologati e valutando se la loro adozione avrà un impatto significativo sul bilancio.

5. Utilizzo di stime

La redazione del bilancio e delle relative note in applicazione degli IFRS richiede da parte della direzione l'effettuazione di valutazioni discrezionali e stime contabili che hanno effetto sui valori delle attività e delle passività di bilancio e sull'informativa di bilancio. I risultati consuntivi potrebbero differire da tali stime. Le stime e le ipotesi sono riviste periodicamente e gli effetti di ogni variazione sono riflesse immediatamente a conto economico.

Qui di seguito sono presentate le ipotesi riguardanti il futuro e le stime effettuate alla data di chiusura del bilancio, che potrebbero produrre, in futuro, rettifiche significative ai valori di bilancio delle attività e passività, dei costi e dei ricavi.

Ricavi e rimanenze

La determinazione dei ricavi di competenza a fine anno si basa su stime di consumo del gas da parte degli utenti valorizzate alle tariffe unitarie vigenti alla data di redazione del bilancio. Queste stime sono influenzate dall'ultima data di lettura effettiva.

Attività mineraria

Le riserve di idrocarburi indicano i volumi stimati di greggio, gas naturale e condensati che si prevede possano essere commercialmente recuperati da giacimenti noti a partire da una certa data in avanti, nelle condizioni economiche e tecniche esistenti e con la normativa di legge vigente.

La valutazione delle riserve di idrocarburi si basa su metodi di tipo ingegneristico che hanno un margine intrinseco di aleatorietà.

Le riserve certe rappresentano le quantità stimate delle riserve di idrocarburi che sulla base dei dati geologici e di ingegneria potranno con ragionevole certezza essere estratte negli anni futuri nelle condizioni tecniche ed economiche esistenti al momento della stima. Ragionevole certezza significa che è molto più probabile che le quantità di idrocarburi siano recuperate piuttosto che non lo siano. Il relativo progetto di sviluppo deve essere iniziato oppure l'operatore deve essere ragionevolmente certo che inizierà entro un tempo ragionevole.

Le riserve probabili rappresentano le quantità stimate addizionali delle riserve di idrocarburi che hanno minore certezza di essere recuperate rispetto alle riserve certe, ma che insieme alle riserve certe hanno la stessa probabilità di essere recuperate o non esserlo.

Nonostante esistano autorevoli linee guida sui criteri ingegneristici e geologici che devono essere rispettati affinché le riserve possano essere classificate come certe o probabili, l'accuratezza delle stime delle riserve dipende dalla quantità delle informazioni disponibili e dall'interpretazione e dal giudizio che di queste dà la direzione aziendale. La produzione di idrocarburi effettivamente estratta dai pozzi e le analisi di giacimento successive possono comportare delle revisioni significative in aumento o diminuzione. Anche i cambiamenti dei prezzi degli idrocarburi possono avere un effetto sul valore delle riserve certe rispetto alla stima iniziale. Conseguentemente la stima delle riserve potrebbe differire in maniera significativa rispetto alle quantità di idrocarburi che saranno effettivamente estratte. Le stime dei volumi delle riserve sono state elaborate secondo le risultanze rinvenienti dalla perizia di un primario esperto indipendente.

Le stime delle riserve sono utilizzate nella determinazione degli ammortamenti e delle eventuali svalutazioni delle immobilizzazioni materiali e immateriali della Business Unit E&P, inclusi i costi capitalizzati di smantellamento e ripristino siti. I tassi di ammortamento delle attività di estrazione di idrocarburi in base al metodo delle unità di prodotto sono definiti rapportando la quantità estratta nel

periodo alla quantità di riserve estraibili stimata giacente all'inizio dell'esercizio. Assumendo la costanza delle altre variabili, un aumento delle riserve certe stimato per singolo giacimento riduce la quota di ammortamento a carico del periodo e viceversa. Le stime delle riserve sono utilizzate anche nel calcolo dei flussi di cassa futuri delle attività di estrazione di idrocarburi che rappresentano un elemento fondamentale per verificare, ove ne ricorrano i presupposti, il valore recuperabile delle attività minerarie e determinare l'ammontare dell'eventuale svalutazione.

Perdita di valore di attività non finanziarie

Ad integrazione del paragrafo Perdita di valore di attività non finanziarie riportato nell'ambito dei Criteri di valutazione, in specifico riferimento all'utilizzo delle stime, si precisa quanto segue.

La recuperabilità delle attività non finanziarie è verificata quando eventi o modifiche delle circostanze fanno ritenere che il valore di iscrizione in bilancio non sia recuperabile. Gli eventi che possono determinare una svalutazione di attività non finanziarie sono variazioni nei piani industriali, variazioni nei prezzi di mercato che possono determinare minori performance operative, ridotto utilizzo degli impianti e, per gli asset minerari, significative revisioni in negativo delle stime delle riserve certe e probabili o incrementi significativi delle stime dei costi di sviluppo e produzione.

La decisione se procedere a una svalutazione e la quantificazione della stessa dipendono dalle valutazioni della Direzione aziendale su fattori complessi e altamente incerti, tra i quali, l'evoluzione dei prezzi delle commodity, l'evoluzione dei tassi di attualizzazione, le previsioni in merito ai costi di sviluppo e produzione, l'impatto dell'inflazione e dell'evoluzione tecnologica, le previsioni sui profili produttivi e sulle condizioni della domanda e dell'offerta, gli impatti delle modifiche normative e regolamentari, ecc.

I flussi di cassa attesi utilizzati per la determinazione del valore recuperabile sono quantificati alla luce delle informazioni disponibili al momento della stima sulla base di giudizi soggettivi sull'andamento di variabili future – quali i prezzi, i costi, i tassi di crescita della domanda, i profili produttivi – e sono attualizzati utilizzando un tasso che tiene conto del rischio inerente all'attività interessata.

Nel caso dell'attività mineraria, inoltre, i flussi di cassa attesi sono stimati tenendo conto principalmente delle riserve certe sviluppate e non sviluppate e delle riserve probabili, nonché, tra l'altro, dei costi attesi per le riserve da sviluppare e delle imposte sulla produzione. Ove appropriato, sulla base dei fatti e circostanze, i flussi di cassa attesi sono stimati dalla Direzione aziendale tenendo anche conto delle risorse adeguatamente rischiate.

Smantellamento e ripristino di siti

Gli obblighi derivanti dallo smantellamento e ripristino delle attività materiali e di relativo ripristino ambientale comportano la rilevazione di significative passività. Tali passività riflettono la stima dei costi che il Gruppo dovrà sostenere per tali obblighi in conformità alle obbligazioni legali o implicite del settore di riferimento. La valutazione delle passività connesse ai costi futuri di smantellamento e di ripristino è un processo complesso basato su ipotesi e criteri tecnici e metodologici validati da esperti indipendenti oltre che su valutazioni finanziarie che richiedono il giudizio e l'apprezzamento della direzione aziendale nella valutazione delle passività da sostenere e della tempistica di effettuazione di tali interventi.

I costi di smantellamento e ripristino siti sono influenzati dalla complessità tecnologica e dalle specifiche tematiche ambientali del settore. Spesso tali obblighi non sono compiutamente normati da leggi, regolamenti amministrativi o clausole contrattuali e risentono del costante aggiornamento delle tecniche, e dei relativi costi, di smantellamento e ripristino, nonché dell'evoluzione della sensibilità politica e pubblica in materia di salute e tutela ambientale.

Il fondo smantellamento e ripristino siti è calcolato sulla base di stime interne, che includono assunzioni basate sull'attuale situazione economica e ritenute ragionevoli per la finalità di stimare la passività futura. Periodicamente, la stima del fondo rischi è rivista per riflettere variazioni significative nelle assunzioni, quali le tempistiche stimate delle attività da eseguire e le relative stime dei costi da sostenere nonché dei tassi di attualizzazione adottati. Tuttavia, i costi di smantellamento e ripristino siti che saranno effettivamente sostenuti dipenderanno da prezzi di mercato e condizioni di mercato futuri. Inoltre la tempistica delle attività di smantellamento e ripristino siti dipenderà dal momento in cui i campi di produzione non saranno più economicamente produttivi, condizione che a sua volta riflette l'entità delle riserve di idrocarburi economicamente estraibili e i relativi profili di produzione dei siti.

Passività ambientali

Così come le altre società operanti nel settore, il Gruppo Gas Plus è soggetto a numerose leggi e regolamenti per la tutela dell'ambiente a livello comunitario, nazionale, regionale e locale. I costi relativi alle passività ambientali sono accantonati allorché sia probabile l'esistenza di una passività onerosa ed il suo ammontare possa essere stimato attendibilmente.

Gas Plus attualmente non ritiene che vi saranno effetti negativi particolarmente significativi sul bilancio dovuti al mancato rispetto della normativa ambientale, tuttavia non può essere escluso con certezza che Gas Plus possa incorrere in ulteriori costi o passività anche di proporzioni rilevanti perché, allo stato attuale delle conoscenze, è impossibile prevedere gli effetti dei futuri sviluppi tenendo conto dei seguenti aspetti:

• la possibilità che emergano delle contaminazioni;
• gli eventuali effetti di nuove leggi e regolamenti per la tutela dell'ambiente;
• gli effetti di eventuali innovazioni tecnologiche per il risanamento ambientale;
• la possibilità di controversie e la difficoltà di determinare le eventuali conseguenze, anche in relazione alla responsabilità di altri soggetti e ai possibili indennizzi.

Fair value degli strumenti finanziari

Quando il fair value di un'attività o passività finanziaria rilevata nel prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria non può essere derivato da un mercato attivo, viene determinato utilizzando diverse tecniche di valutazione, incluso il modello dei flussi di cassa attualizzati. Gli input inseriti in questo modello sono rilevati dai mercati osservabili, ove possibile, ma qualora non sia possibile, è richiesto un certo grado di stima per definire i fair values. Le stime includono considerazioni su variabili quali il rischio di liquidità, il rischio di credito e volatilità. I cambiamenti nelle assunzioni su questi elementi potrebbero avere un impatto sul fair value dello strumento finanziario rilevato.

Durata e valore residuo degli impianti di distribuzione di gas naturale in regime di concessione

L'attività di distribuzione del gas naturale è svolta in regime di concessione, tramite affidamento del servizio da parte degli Enti pubblici locali. Relativamente alla durata delle concessioni, il D.Lgs. 164/00 ha stabilito il termine "ope legis" degli affidamenti entro il 31 dicembre 2012.

Con l'art. 46-bis del D.L. 159/07, il Legislatore ha istituito, in sostituzione delle gare d'ambito per singolo Comune, le gare per ambiti territoriali minimi (ATEM), delegando al Ministero per lo Sviluppo Economico (MISE) i decreti attuativi. In applicazione alla delega ricevuta, il MISE ha approvato nel corso del 2011 i decreti con la definizione degli ambiti di gara (n. 177) nonché la loro formulazione con l'elenco dei Comuni appartenenti a ciascun ambito. In aggiunta e in completamento del quadro normativo il MISE ha approvato il Decreto Occupazione e il Decreto Criteri contenente le regole comuni per lo svolgimento delle gare d'ambito, nonché lo scadenziario delle stesse (previsto in 42 mesi e successivamente più volte prorogato).

Con il Decreto Legislativo 93/2011, le gare per l'affidamento del servizio di distribuzione gas sono ammesse solo per Ambito Territoriale; pertanto, nelle more della definizione degli aspetti propedeutici

la gara d'ambito, i gestori continuano ad erogare il servizio, anche oltre la scadenza naturale e/o ope legis concordata.

L'anno 2013, dopo che nel 2012 sono stati approvati il Contratto di Servizio Tipo (Delibera n. 514/12) e lo schema di raccolta dei dati di consistenza (Delibera n. 532/12), ha visto l'approvazione del Decreto Legge 145/2013 (poi convertito, drasticamente modificato, in Legge n. 9 del 21.2.2014), in base al quale, in assenza di specifiche previsioni contrattuali, il valore di rimborso degli impianti viene calcolato in base alle Linee Guida del Ministero dello Sviluppo Economico con il D.M. del 22.5.2014. Nel corso del 2015, il quadro normativo ha visto l'approvazione del DM n. 106 del 20.05.2015, con il quale il Ministero ha approvato le modifiche al DM 226/11 (Decreto Criteri), recependo - in tal modo - le modifiche introdotte dalle Linee Guida approvate nel 2014 (oltre ad ulteriori modifiche che interessano la procedura delle future gara d'ATEM).

In aggiunta ai precedenti slittamenti stabiliti dal Decreto Legge n. 192/2014 (Milleproroghe 2015), sono state approvate le proroghe (12/14 mesi) con il Decreto Legge n. 210/2015 (Milleproroghe 2016, convertito in Legge n. 21/2016) dei termini di scadenza per la pubblicazione dei bandi gara che sono tutti scaduti. Con analogo provvedimento sono state eliminate le possibili sanzioni in capo agli Enti Locali nel caso di ritardo nell'iter di emanazione dei bandi di gara.

In vista delle prossime gare d'ambito al gestore uscente, a fronte della cessione delle proprie reti di distribuzione, ad esclusione dei beni di proprietà degli Enti Locali, è riconosciuto un indennizzo definito in base ai criteri della stima industriale. In relazione alle stime effettuate dagli amministratori in sede di determinazione del criterio di ammortamento, il valore netto contabile dei beni alla scadenza della concessione, non dovrebbe risultare superiore al predetto valore industriale.

6. Informativa di settore

L'informativa primaria di Gruppo è per settori di attività. L'attività della società è stata svolta nel 2021 quasi interamente sul territorio nazionale e pertanto non viene presentata l'informativa secondaria per settori geografici in quanto non applicabile al Gruppo Gas Plus.

Le attività nelle quali il Gruppo opera e che costituiscono l'informativa per il settore primario sono:

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

Ai fini della presente nota per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2021, il settore di attività "stoccaggio di idrocarburi" (per la gestione del quale nel 2006 il Gruppo ha costituito la società Gas Plus Storage S.r.l.) non è ancora ritenuto significativo in quanto in funzione della complessità tecnica e dei necessari iter autorizzativi, il settore è tuttora in fase di avviamento e non consuntiva significativi valori economici e patrimoniali. In ugual misura, non è stato ritenuto significativo il settore di attività "trasporto" in quanto l'attività, che riguarda un tratto di condotta a media pressione di 41 chilometri, non è rilevante; esso è stato accorpato con il settore di attività "distribuzione", da cui deriva. Si rinvia alla relazione sulla gestione per ulteriori approfondimenti in merito.

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

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

Le seguenti tabelle presentano l'informativa di settore primario per gli esercizi chiusi al 31 dicembre 2021 e 2020:

Informativa di settore primario, per attività (Esercizio 2021)

	Exploration & Production	Network & Transportation	Retail	Altre attività e attività non allocate	Rettifiche ed elisioni	Totale consolidato
Informazioni di natura economica Vendite a clienti	32.759	10.287	41.553	205		84.804
Vendite infrasettoriali	2.307	8.752	1.142	3.893	(16.094)	-
Totale ricavi	35.066	19.039	42.695	4.098	(16.094)	84.804
EBITDA	10.067	7.658	2.548	(2.397)	-	17.876
Ammortamenti	(12.274)	(4.075)	(51)	(354)	-	(16.754)
Rispristini di valore (svalutazioni)	13.028	-	-	-	-	13.028
EBIT	10.821	3.583	2.497	(2.751)	-	14.150
Proventi e (oneri) diversi	-	662	(4.109)	-	-	(3.447)
Risultati operativi di settore	10.821	4.245	(1.612)	(2.751)	-	10.703
Oneri finanziari netti						(7.304)
Utile prima delle imposte e degli interessi di minoranza						3.399
Imposte sul reddito						(256)
Utile netto dell'esercizio						3.143
Attività e passività
Attivo immobilizzato	298.370	81.351	(2.090)	296.572	(293.330)	380.873
Capitale circolante	(15.058)	164	(3.526)	1.123	(372)	(17.669)
Fondi netti ed altre passività	(105.150)	(3.195)	(3.738)	2.124	-	(109.959)
(Posizione) / Indebitamento finanziario netto	(29.765)	(10.520)	(11.031)	133.523	-	82.207
Altre informazioni di settore
Investimenti in immobilizzazioni materiali	15.131	80	-	15		15.226
Investimenti in immobilizzazioni immateriali (*)	23	2.517	5	76		2.621
Ammortamenti delle immobilizzazioni materiali	(4.538)	(169)	(2)	(48)		(4.757)
Ammortamenti diritto d'uso	(2.829)	(251)	(45)	(205)		(3.330)
Ammortamenti delle immobilizzazioni
immateriali (*)	(4.669)	(3.655)	(4)	(101)		(8.429)
Ripristini di valore (svalutazioni) immobilizzazion
immateriali	13.028	-	-	-		13.028
Attività di esplorazione	238	-	-	-	-	238

*Esclusa attività di esplorazione

Informativa di settore primario, per attività (Esercizio 2020)

	Exploration &	Network &		Altre attività e attività non	Rettifiche	Totale
	Production	Transportation	Retail	allocate	ed elisioni	consolidato
Informazioni di natura economica
Vendite a clienti	26.628	14.696	33.489	675		75.488
Vendite infrasettoriali	2.026	9.184	886	3.951	(16.047)	-
Totale ricavi	28.654	23.880	34.375	4.626	(16.047)	75.488
EBITDA	(606)	7.565	4.763	(1.672)	-	10.050
Ammortamenti	(13.707)	(4.035)	(138)	(335)	-	(18.215)
Svalutazioni	(99.536)	-	-	-	-	(99.536)
EBIT	(113.849)	3.530	4.625	(2.007)	-	(107.701)
Proventi diversi	-	242	-	-	-	242
Risultati operativi di settore	(113.849)	3.772	4.625	(2.007)	-	(107.459)
Oneri finanziari netti						(5.767)
Utile prima delle imposte e degli interessi di minoranza						(113.226)
Imposte sul reddito						79.004
Utile netto dell'esercizio						(34.222)
Attività e passività
Attivo immobilizzato	278.864	79.178	(3.042)	299.855	(294.174)	360.681
Capitale circolante	4.903	2.607	(1.653)	843	(217)	6.483
Fondi netti ed altre passività	(103.136)	(4.382)	(490)	3.969	-	(104.039)
(Posizione) / Indebitamento finanziario netto	(34.595)	(7.278)	(9.478)	136.543		85.192
Altre informazioni di settore
Investimenti in immobilizzazioni materiali	17.082	52	-	57	-	17.191
Investimenti in immobilizzazioni immateriali (*)	24	2.749	3	71	-	2.847
Ammortamenti delle immobilizzazioni materiali	(5.382)	(153)	(4)	(54)		(5.593)
Ammortamenti diritto d'uso	(1.045)	(250)	(45)	(212)	-	(1.552)
Ammortamenti delle immobilizzazioni
immateriali (*)	(6.933)	(3.632)	(89)	(69)	-	(10.723)
Svalutazioni immobilizzazioni materiali	(21.664)	-	-	-	-	(21.664)
Svalutazioni diritto d'uso	(5.567)	-	-	-	-	(5.567)
Svalutazione avviamento	(750)	-	-	-	-	(750)
Svalutazioni immobilizzazioni immateriali	(71.555)	-	-	-	-	(71.555)
Attività di esplorazione	347	-	-	-	-	347

*Esclusa attività di esplorazione

7. Immobili, impianti e macchinari

Gli immobili, impianti e macchinari hanno un valore netto di Euro 104.624 al 31 dicembre 2021 e sono dettagliabili come segue:

	Terreni	Fabbricati	Impianti e macchinari (trasporto)	Impianti e macchinari (E&P)	Attrezzature industriali e commerciali	Altri beni	Immobiliz zazioni in corso e acconti	Totale
31 dicembre 2020
Saldo iniziale netto	8.852	2.341	1.371	58.775	92	462	31.526	103.419
Investimenti	324	-	22	311	2	59	16.473	17.193
Ammortamenti	-	(145)	(26)	(5.237)	(19)	(166)	-	(5.593)
Svalutazioni	-	-	-	(18.998)	-	-	(2.666)	(21.664)
Alienazioni	-	-	-	-	-	-	-	-
Altre variazioni	98	-	-	-	-	-	1.000	1.098
Saldo finale netto	9.274	2.196	1.367	34.851	75	355	46.333	94.451
Saldo finale lordo	9.274	3.675	2.165	159.593	445	5.216	56.282	236.650
Fondo ammortamento e
Svalutazioni	-	(1.479)	(798)	(124.742)	(370)	(4.861)	(9.949)	(142.199)
Saldo finale netto	9.274	2.196	1.367	34.851	75	355	46.333	94.451

Saldo finale netto	9.268	2.052	1.349	30.777	65	270	60.843	104.624
Fondo ammortamento e Svalutazioni	-	(1.623)	(840)	(128.267)	(389)	(4.939)	(9.949)	(146.007)
Saldo finale lordo	9.268	3.675	2.189	159.044	454	5.209	70.792	250.631
Saldo finale netto	9.268	2.052	1.349	30.777	65	270	60.843	104.624
Altre variazioni	(6)	-	-	235	-	-	(525)	(296)
Alienazioni	-	-	-	-	-	-	-	-
Svalutazioni	-	-	-	-	-	-	-	-
Ammortamenti	-	(144)	(42)	(4.392)	(19)	(160)	-	(4.757)
Investimenti	-	-	24	83	9	75	15.035	15.226
Saldo iniziale netto	9.274	2.196	1.367	34.851	75	355	46.333	94.451
31 dicembre 2021

Gruppo Gas Plus Note esplicative al bilancio consolidato al 31 dicembre 2021

Nell'esercizio 2021, la voce si incrementa per complessivi Euro 10.173 per l'effetto congiunto principalmente:

• degli investimenti per Euro 15.226 principalmente riferiti alla prosecuzione delle attività di sviluppo del Progetto Midia in Romania (di cui per Euro 750 relativi ad oneri finanziari capitalizzati) e all'inizio della perforazione del pozzo Longanesi 2 Dir;
• degli ammortamenti per Euro 4.757 riferiti quasi esclusivamente ad attività di estrazione della Business Unit E&P Italia.

Gli investimenti relativi alle attività di estrazione (impianti e macchinari E&P) presenti nell'attivo patrimoniale sono ammortizzati con il metodo dell'unità di prodotto dal momento in cui viene iniziata la produzione di idrocarburi. Con tale metodo l'aliquota di ammortamento è individuata rapportando la quantità estratta nel corso dell'esercizio alla quantità di riserve certe estraibili stimata giacente all'inizio dell'esercizio, con riferimento all'insieme che realizza una correlazione diretta tra investimenti e riserve. I profili di produzione attesa, cosi come le stime dei volumi delle riserve certe estraibili sono state elaborate secondo le risultanze rinvenienti dalla perizia di un primario esperto indipendente.Gli immobili, impianti macchinari completamente ammortizzati sono di trascurabile entità e si riferiscono principalmente alle categorie attrezzature industriali e commerciali ed agli altri beni.

Segnaliamo, inoltre, che non esistono immobili, impianti e macchinari temporaneamente inattivi.

8. Diritto d'uso

segue: Software Terreni Fabbricati Impianti e macchinari Altri beni Totale

I diritti d'uso hanno un valore netto di Euro 11.175 al 31 dicembre 2021 e sono dettagliabili come

				(E&P)
31 dicembre 2020
Saldo iniziale netto	-	9.532	3.365	67	18	12.982
Nuovi contratti e modifiche contrattuali	74	(35)	131	35	103	308
Ammortamenti	-	(805)	(636)	(72)	(39)	(1.552)
Svalutazioni	-	(5.567)	-	-	-	(5.567)
Altre variazioni	-	4.177	-	-	-	4.177
Saldo finale netto	74	7.302	2.860	30	82	10.348
Saldo finale lordo	74	8.692	4.035	176	134	13.111
Fondo ammortamento e svalutazioni	-	(1.390)	(1.176)	(146)	(51)	(2.763)
Saldo finale netto	74	7.302	2.859	30	83	10.348

31 dicembre 2021
Saldo iniziale netto	74	7.302	2.859	30	83	10.348
Nuovi contratti e modifiche contrattuali	3	(19)	173	105	1	263
Ammortamenti	(25)	(2.594)	(600)	(71)	(40)	(3.330)
Svalutazioni	-	-	-	-	-	-
Altre variazioni	-	3.894	-	-	-	3.894
Saldo finale netto	52	8.583	2.433	64	43	11.175
Saldo finale lordo	77	12.567	4.208	281	135	17.268
Fondo ammortamento e svalutazioni	(25)	(3.984)	(1.776)	(217)	(91)	(6.093)
Saldo finale netto	52	8.583	2.432	64	44	11.175

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

Nel 2021, la voce si incrementa complessivamente per Euro 827 principalmente per l'effetto congiunto di:

• nuovi contratti di leasing sottoscritti nell'anno e per la modifica delle ipotesi circa durata e opzioni contrattuali di alcuni contratti esistenti per complessivi Euro 263;
• ammortamenti dell'anno per Euro 3.330;
• variazione netta dei costi di smantellamento e ripristino siti relativa alla voce terreni per Euro 3.894, in conseguenza dell'aggiornamento delle ipotesi finanziarie prospettiche applicate nel corso del 2021 e della variazione dei costi previsti di chiusura in una concessione operata dal Gruppo, secondo quanto previsto dall'IFRIC 1, Changes in Existing Decomissioning, Restoration and Similar Liabilities.

9. Avviamento

L'avviamento ha un valore netto di Euro 844 al 31 dicembre 2021 (senza variazioni rispetto al 31 dicembre 2020) ed è riferito all'acquisizione della società Rete Gas Fidenza S.r.l. avvenuta nel 2019. La società acquisita è attiva nel servizio di distribuzione gas nel territorio del Comune di Fidenza (PR) e gestisce circa 12.500 PdR, con oltre 200 km di condutture.

10. Concessioni e altre immobilizzazioni immateriali

Le immobilizzazioni immateriali hanno un valore netto di Euro 259.929 al 31 dicembre 2021 e sono dettagliabili come segue:

Note esplicative al bilancio consolidato al 31 dicembre 2021 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

	Concessioni di coltivazione	Costi di esplorazione	Beni in concessione (IFRIC 12)	Concessioni di distribuzione gas e altre	Totale
31 dicembre 2020
Saldo iniziale netto	259.260	-	69.279	600	329.139
Allocazione definitiva Rete Gas
Fidenza S.r.l.	-	-	3.566	-	3.566
Investimenti	-	347	2.520	327	3.194
Ammortamenti	(6.902)	(347)	(3.439)	(382)	(11.070)
Svalutazioni	(71.555)	-	-	-	(71.555)
Alienazioni	-	-	-	-	-
Altre variazioni	75	-	(38)	(35)	2
Saldo finale netto	180.878	-	71.888	510	253.276
Saldo finale lordo	385.593	347	113.554	9.533	509.027
Fondo ammortamento e
Svalutazioni	(204.715)	(347)	(41.666)	(9.023)	(255.751)
Saldo finale netto	180.878	-	71.888	510	253.276
31 dicembre 2021
Saldo iniziale netto	180.878	-	71.888	510	253.276
Investimenti	-	238	2.370	251	2.859
Ammortamenti	(4.645)	(238)	(3.478)	(306)	(8.667)
Ripristini di valore e (svalutazioni)	13.028	-	-	-	13.028
Alienazioni	-	-	(35)	-	(35)
Altre variazioni	(119)	-	(378)	(35)	(532)
Saldo finale netto	189.142	-	70.367	420	259.929
Saldo finale lordo	384.463	238	115.511	9.749	509.961
Fondo ammortamento e
Svalutazioni	(195.321)	(238)	(45.144)	(9.329)	(250.032)
Saldo finale netto	189.142	-	70.367	420	259.929

Concessioni di coltivazione

Le concessioni di coltivazione al 31 dicembre 2021 hanno un valore netto di Euro 189.142 e sono rappresentate in Italia da 43 concessioni di coltivazione, 2 istanze di concessione, 1 permesso di ricerca e 3 istanze di permesso.

Inoltre, all'estero, il Gruppo ha 1 licenza esplorativa off-shore nel Mare del Nord e detiene una partecipazione del 10% nelle due concessioni di produzione Ana e Doina nel Mar Nero in Romania.

La voce concessione di coltivazione si incrementa di Euro 8.264 per l'effetto congiunto principalmente:

• degli ammortamenti dell'esercizio di Euro 4.645 riferiti all'attività di produzione della CGU E&P Italia;
• dei ripristini di valore di Euro 17.122 di alcuni assets della stessa Business Unit E&P Italia, successivamente commentato in questa nota;
• della svalutazione del valore di Euro 4.094 di una concessione della stessa Business Unit E&P Italia, anch'esso successivamente commento in questa nota.

I titoli minerari sono ammortizzati in base al metodo dell'unità di prodotto, a partire dall'avvio della produzione delle riserve di idrocarburi rapportando la quantità estratta nel corso dell'esercizio alla quantità di riserve certe e probabili estraibili stimata giacente all'inizio dell'esercizio. Il metodo applicato realizza una correlazione diretta tra investimenti e riserve. Le stime dei volumi delle riserve certe e probabili sono state elaborate secondo le risultanze rinvenienti dalla perizia di un primario esperto indipendente.

La voce concessioni di coltivazione include il valore di riserve provate e probabili in alcuni siti non ancora produttivi. Al 31 dicembre 2021, tale valore risulta pari a Euro 102.187.

Le concessioni di coltivazione sono assoggettate a verifica della recuperabilità del relativo valore di iscrizione avendo riguardo alla conferma dell'impegno a proseguire l'attività mineraria e considerando fatti e circostanze che possano evidenziare la presenza di indicatori di perdite di valore.

Costi di esplorazione

I costi di ricerca ed esplorazione dell'anno che vengono completamente ammortizzati nell'esercizio di sostenimento sono risultati pari a Euro 238 (di cui Euro 29 relativi ad attività di ricerca condotta all'estero) rispetto ad Euro 347 (di cui Euro 79 relativi ad attività di ricerca condotta all'estero) dell'esercizio 2020.

Beni in concessione (IFRIC 12)

Come già specificato nella precedente nota n. 4, Principi contabili e criteri di valutazione, in seguito all'adozione a partire dal 1° gennaio 2010 dell'IFRIC 12, Accordi per servizi in concessione, sono stati riclassificati tra le attività immateriali i fabbricati industriali e gli impianti di distribuzione detenuti in concessione dalle società controllate GP Infrastrutture S.r.l. e Rete Gas Fidenza S.r.l. per un importo complessivo al 31 dicembre 2020 di Euro 71.888 e al 31 dicembre 2021 di Euro 70.367.

I beni in concessione hanno presentato un decremento complessivo di Euro 1.521 da attribuire principalmente a:

• gli investimenti per complessivi Euro 2.370 principalmente relativi alla posa di contatori elettronici al servizio degli impianti di distribuzione detenuti in concessione dalla società controllata GP Infrastrutture S.r.l.;
• gli ammortamenti dell'esercizio per Euro 3.478.

Concessioni di distribuzione

Alla data del 31 dicembre 2021, il Gruppo Gas Plus è titolare di 40 concessioni per la distribuzione di gas nei comuni che hanno rilasciato le concessioni stesse. Il valore netto di tali concessioni al 31 dicembre 2021 ammonta a Euro 42. In alcuni casi, a fronte delle concessioni, il Gruppo Gas Plus ha pagato ai comuni un importo "una tantum", iscritto tra le immobilizzazioni immateriali ed ammortizzato sulla base della scadenza della concessione.

In merito alla scadenza delle concessioni, è utile evidenziare che, in base alla normativa primaria (art. 24 del Decreto Legislativo n. 93/11), le scadenze "ope legis" sono state prorogate fino alla gara d'ambito. Si rimanda alla nota n. 5, Utilizzo di Stime, e alla relazione sulla gestione per maggiori dettagli.

Le concessioni di distribuzione gas e gli altri diritti si decrementano di Euro 19 rispetto al precedente esercizio per gli ammortamenti registrati nell'anno.

Altre immobilizzazioni immateriali

Le altre immobilizzazioni immateriali comprendono quasi esclusivamente costi per licenze software.

Ripristini/perdite di valore delle attività (Impairment test ai sensi dello IAS 36)

A seguito dell'eccezionale ripresa dei prezzi del gas naturale nel corso del 2021 (tendenza che prosegue ancora alla data odierna, seppur con elevata volatilità) e degli scenari dei prezzi previsti per i prossimi anni, sono emerse indicazioni del venir meno dei presupposti alla base delle svalutazioni di talune delle attività gestite dalle società italiane (Gas Plus Italiana S.r.l. e Società Padana Energia S.r.l.) del settore E&P (CGU E&P Italia) rilevate nel precedente esercizio.

A tale proposito si rammenta che, nel precedente esercizio, il management aveva valutato indicatori di impairment della CGU E&P Italia che risultavano connessi, da un lato, all'evoluzione del quadro normativo avviata con il D.L. 135 del 14/12/18, convertito con L. 12 del 11/2/19 e proseguita con la presentazione da parte del Ministero dello Sviluppo Economico, in applicazione delle citata legge nel mese di febbraio del 2021, del documento di consultazione «Piano per la Transizione Energetica Sostenibile delle Aree Idonee (PiTESAI)», dall'altro, al quadro economico generale e all'andamento degli scenari di prezzo degli idrocarburi che avevano richiesto una revisione della previsione dei prezzi di lungo termine, nonché alle revisioni negative delle previsioni di sfruttamento di determinate riserve di idrocarburi.

Le società della CGU E&P Italia avevano quindi valutato i suddetti indicatori di perdita di valore, rivedendo le modalità e la misura con cui le loro attività avrebbero potuto continuare ad essere utilizzate e/o essere sviluppate ed avevano ritenuto di effettuare test di impairmentsulle singole rispettive attività. Ciò aveva comportato l'iscrizione di svalutazioni delle attività materiali e immateriali relative a specifiche concessioni di coltivazione di idrocarburi della CGU E&P Italia per un ammontare complessivo di Euro 98.786, oltreché dell'avviamento allocato alla CGU E&P Italia per Euro 750, per complessivi Euro 99.536.

La significativa ripresa dei prezzi del gas naturale avvenuta nel corso del 2021 e l'attesa di una ripresa dei prezzi del gas prevista nel corso dei successivi anni, sostenuta dalle dinamiche correnti di mercato, hanno portato il management a riconsiderare lo scenario dei prezzi degli idrocarburi alla base del precedente test di impairment. Non sono invece emerse variazioni sostanziali degli altri indicatori di impairment considerati nell'esercizio precedente.

Pertanto, alla luce delle mutate circostanze, le società del settore E&P (CGU E&P Italia) hanno rivisto le proprie valutazioni per determinare l'eventuale misura del ripristino di valore delle attività precedentemente svalutate.

A tale scopo è stato rideterminato il valore d'uso delle attività considerando i flussi di cassa attesi delle concessioni di coltivazione sulla base delle previsioni di sfruttamento lungo la vita utile residua delle stesse concessioni.

Le principali assunzioni che hanno determinato i flussi di cassa sono state le seguenti:

• l'adozione di uno scenario energetico che riflette un incremento dei prezzi del gas nel breve e medio periodo sostenuto dall'andamento che si registra attualmente sul mercato del gas, lasciando invariati rispetto al 2020 gli scenari di prezzo di lungo periodo;
• la considerazione dei soli profili di produzione risultanti dall'ultima perizia dell'esperto indipendente in merito alle riserve già sviluppate e da sviluppare (ossia rese disponibili con i nuovi investimenti nelle concessioni) che si prevede continueranno ad essere utilizzate;
• l'adozione delle medesime valutazioni del management effettuate nel 2020 in ordine alle linee di indirizzo di transizione energetica esposte nel documento PiTESAI, ai costi operativi, agli oneri di abbandono e ripristino siti, agli investimenti, oltreché alle attese condizioni di operatività;
• la determinazione di royalties ed imposte sulla base delle normative vigenti alla data di riferimento.

I flussi, così determinati, sono stati attualizzati al costo medio ponderato del capitale investito (WACC) pre-imposte del 8,82% (equivalente ad un tasso post-imposte del 6,7%), in aumento rispetto al corrispondente tasso del precedente esercizio pari al 7,73% (equivalente ad un tasso post-imposte del 5,88%).

Le suddette valutazioni hanno comportato ripristini di valore delle attività immateriali di alcune concessioni di coltivazione di idrocarburi della CGU E&P Italia per un ammontare complessivo di Euro 17.122, al lordo della relativa fiscalità differita.

Inoltre, a partire dal mese di gennaio 2022, è ripresa la produzione di gas metano in una concessione di coltivazione operata del Gruppo, che si sta tuttavia attestando su livelli inferiori alle attese. Sono pertanto attualmente in corso valutazioni ed analisi in ordine agli eventuali interventi da pianificare per l'integrale recupero delle riserve minerarie del sito e l'entità degli stessi. Per tale motivo sulle immobilizzazioni immateriali della suddetta concessione è stata operata una svalutazione di Euro 4.094, al lordo della relativa fiscalità differita.

11. Altre attività non correnti

Le altre attività non correnti sono così dettagliate:

	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
Partecipazioni in altre società
- Serenissima Gas S.p.A.	5.961	5.961
Fair value interest rate swap	36	-
Depositi cauzionali	243	200
Anticipi per gare d'ambito	398	377
Credito d'imposta Industria 4.0	231	-
Crediti verso consorzi non correnti	1.997	1.957
Totale altre attività non correnti	8.866	8.495

Le partecipazioni in altre società si riferiscono a partecipazioni non di collegamento in società attive nel settore della distribuzione del gas ed utilities. Tali partecipazioni sono classificate come attività finanziarie al fair value con variazioni imputate al conto economico complessivo ed imputate direttamente a patrimonio netto come riportato nella nota n. 18, Patrimonio Netto, in applicazione dell'IFRS 9.

I dividendi ricevuti dalla società partecipata Serenissima Gas S.p.A. nel corso del 2021 ammontano a Euro 662 (Euro 242 nel corso del 2020), come riportato nella nota n. 28, Proventi e oneri diversi.

Le altre attività non correnti si incrementano complessivamente per Euro 371 principalmente per effetto del credito d'imposta avente per oggetto beni materiali funzionali alla trasformazione tecnologica e/o digitale in chiave Industria 4.0 maturato dalla società controllata GP Infrastrutture S.r.l. per la posa e l'interconnessione dei contatori elettronici effettuata nell'esercizio 2020. Il credito di imposta è compensabile in 5 quote costanti di pari importo, a decorrere dal periodo di imposta successivo a quello di interconnessione.

12. Imposte sul reddito

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

Migliaia di Euro	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
Imposte differite attive, relative a:
Fondo svalutazione crediti	418	447
Fondo TFR	159	154
Fondo abbandono	25.443	23.756
Ammortamenti civilistici eccedenti	4.460	4.164
Svalutazioni civilistiche eccedenti	9.280	8.138
Fair value derivati in hedge accounting	4.240	312
Altro	2.591	601
Totale imposte differite attive	46.591	37.572

Note esplicative al bilancio consolidato al 31 dicembre 2021 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

Migliaia di Euro	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
Imposte differite passive, relative a:
Plusvalore delle concessioni di coltivazione ed impianti E&P	(9.285)	(4.252)
Plusvalore delle concessioni di distribuzione	(2.824)	(2.930)
Fair value derivati in hedge accounting	(261)	(37)
Altro	(252)	(257)
Totale imposte differite passive	(12.622)	(7.476)

Le imposte differite attive si incrementano di Euro 9.019 principalmente per effetto:

• dell'accantonamento delle imposte anticipate per Euro 4.240 sul fair value negativo dei contratti swap sottoscritti nel primo semestre 2021 per la copertura del rischio di oscillazione del prezzo del gas metano che sarà prodotto e venduto nel corso dei primi nove mesi dell'esercizio 2022;
• dell'accantonamento delle imposte anticipate per Euro 1.142 sulla svalutazione di una concessione di coltivazione di idrocarburi della CGU E&P Italia;
• dell'accantonamento delle imposte anticipate per Euro 1.161 sul fondo per contratti onerosi accantonato dalla BU Retail.

Le imposte differite passive si incrementano di Euro 5.146 principalmente per effetto dell'accantonamento di imposte differite per Euro 3.634 legato al ripristino di valore di alcune concessioni di coltivazione nell'ambito della CGU E&P Italia, a seguito dell'eccezionale ripresa dei prezzi del gas naturale nel corso del 2021 e degli scenari dei prezzi previsti per i prossimi anni.

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

Migliaia di Euro	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
Crediti per imposte correnti	408	866
Debiti per imposte non correnti	(2.016)	(4.032)
Debiti per imposte correnti	(2.097)	(2.052)
Totale crediti e (debiti) per imposte	(3.705)	(5.218)

La voce crediti per imposte include principalmente per Euro 323 il credito IRES rinveniente dal calcolo delle imposte correnti per il periodo di imposta 2020 di consolidato fiscale nazionale e mondiale, che è stato integralmente utilizzato in compensazione orizzontale per il pagamento di altre imposte dirette e/o indirette nei primi mesi del 2022. Si segnala, infatti, che il Gruppo Gas Plus non ha maturato nel periodo di imposta 2021 un reddito imponibile IRES, anche grazie alla valenza fiscale assunta dai maggiori ammortamenti sui valori riallineati per Euro 4.765.

Le voci debiti per imposte non correnti e correnti includono il debito residuo per l'imposta sostitutiva del 3% dovuta da parte delle società controllate della Business Unit E&P Italia e della Business Unit Network & Transportation per il riallineamento dei valori fiscali ai maggiori valori civilistici delle immobilizzazioni immateriali e materiali, deliberato dalle stesse controllate in sede di approvazione del progetto di bilancio dell'esercizio chiuso al 31.12.2020, in applicazione dell'art. 110, comma 8 del D.L. n. 104/2020 (cd. Decreto Agosto), successivamente modificato dalla Legge di Bilancio 2021. L'imposta sostitutiva ancora dovuta è pari ad Euro 4.032 e verrà pagata in 2 rate costanti annuali, alla scadenza prevista per il versamento del saldo delle imposte sul reddito del periodo di imposta 2021 e 2022.

I dettagli delle imposte sul reddito dell'esercizio e la riconciliazione delle imposte teoriche con le imposte effettive sono indicati nel seguente prospetto:

Note esplicative al bilancio consolidato al 31 dicembre 2021 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

Imposte sul reddito dell'esercizio	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
Risultato ante imposte	3.399	(113.226)
Aliquota teorica (IRES e IRAP)	28,82%	28,82%
Imposte teoriche	(980)	32.632
Effetto fiscale sulle differenze permanenti:
Costi non deducibili	(416)	(349)
Plusvalenze ed altri proventi non imponibili	151	55
Effetto riallineamento fiscale	-	48.863
IRAP non dovuta – D.L. Rilancio n. 34/2020	-	299
Effetto consolidato fiscale mondiale	41	188
Altre variazioni in diminuzione	1.213	255
IRAP non deducibile	(266)	(2.939)
Imposte sul reddito dell'esercizio	(256)	79.004
Imposte correnti	(398)	(1.336)
Imposta sostitutiva	-	(6.049)
Imposte differite	142	86.389
Imposte sul reddito dell'esercizio	(256)	79.004
Aliquota effettiva d'imposta	7,53%	69,78%

Il minor carico fiscale dell'anno rispetto alle imposte teoriche è principalmente determinato dagli effetti dell'eccedenza ACE (Aiuto alla Crescita Economica) maturata nell'esercizio 2021 e nell'esercizio precedente e parzialmente utilizzata per l'azzeramento del reddito imponibile dell'esercizio 2021. Per l'eccedenza ACE residua sono state stanziate le relative imposte anticipate, poiché sarà utilizzata a detrazione del previsto reddito imponibile positivo dell'esercizio 2022.

La società capogruppo Gas Plus S.p.A. e le sue controllate GP Infrastrutture S.r.l., Gas Plus Italiana S.r.l., Gas Plus Vendite S.r.l., Gas Plus Storage S.r.l., Gas Plus Energia S.r.l., GP Infrastrutture Trasporto S.r.l., Società Padana Energia S.r.l., Gas Plus International Holding S.r.l. e, a partire dall'esercizio 2020, Rete Gas Fidenza S.r.l., hanno congiuntamente esercitato l'opzione per la tassazione di gruppo ai sensi degli artt. 117 e seguenti del T.U.I.R.. Gli obblighi e gli adempimenti inerenti ai versamenti dell'IRES di competenza delle suddette società sono pertanto assolti direttamente dalla capogruppo, pur rimanendo ogni società responsabile della propria dichiarazione fiscale.

Si segnala che la società capogruppo Gas Plus S.p.A., in data 31 gennaio 2022, ha presentato un'istanza di interpello, ai sensi del combinato disposto dell'art. 11 della L. 212/00, e dell'art. 132, comma 3, del D.P.R. n. 917/86 per la comunicazione di variazione dei dati per il triennio 2021-2023, a seguito del rinnovo del soggetto incaricato della revisione contabile delle società controllate estere. Il Gruppo ha, quindi, tacitamente rinnovato per il triennio 2021-2023 il regime di consolidato fiscale mondiale ed incluso nella determinazione della propria base imponibile anche i redditi conseguiti nell'esercizio 2021 dalle proprie controllate non residenti che possiedono i requisiti per la relativa inclusione nell'area di consolidamento (Gas Plus International B.V., Gas Plus Netherlands B.V. e Gas Plus Dacia S.r.l.). Si è in attesa di ricevere la risposta dalla Direzione Regionale delle Entrate per la Lombardia.

Gli effetti fiscali dell'adesione al consolidato mondiale per l'esercizio 2021 sono stati pari ad un minor carico fiscale di Euro 41 (contro un maggior carico fiscale complessivo di Euro 188 nel bilancio 2020).

13. Rimanenze

Le rimanenze, pari al 31 dicembre 2021 a Euro 3.377, si dettagliano come segue:

Note esplicative al bilancio consolidato al 31 dicembre 2021 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

Migliaia di euro	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
Materie prime, sussidiarie e di consumo	2.710	2.737
Prodotti finiti e merci	667	423
Totale	3.377	3.160

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

Al 31 dicembre 2021 e 2020, la categoria "Prodotti finiti e merci" include principalmente il petrolio in stoccaggio presso la concessione Mirandola della società controllata Società Padana Energia S.r.l..

14. Crediti commerciali

I crediti commerciali pari al 31 dicembre 2021 a Euro 37.114 sono dettagliati nella seguente tabella con il relativo confronto con l'esercizio precedente:

Crediti commerciali:	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
Utenti civili	14.021	9.128
Utenti industriali	1.128	816
Grossisti	9.177	2.136
Società di vendita gas naturale	2.758	3.586
Altri	11.953	10.531
Totale crediti	39.037	26.017
Fondo svalutazione	(1.923)	(1.955)
Crediti commerciali netti	37.114	24.062
Fondo svalutazione crediti	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
Fondo finale anno precedente	(1.955)	(2.543)
Accantonamenti	(67)	(114)
Altre variazioni	54	585
Utilizzi	45	117

Fondo al 31 dicembre (1.923) (1.955)

I crediti verso clienti riguardano prevalentemente l'attività di vendita di gas metano ad utenti finali e grossisti e di distribuzione del gas metano alle società di vendita al di fuori del Gruppo Gas Plus. La voce si incrementa di Euro 13.020 rispetto al 31 dicembre 2020 principalmente per effetto dell'eccezionale ripresa dei prezzi del gas naturale che si è registrata nel corso del 2021.

Il fondo svalutazione crediti si decrementa per complessivi Euro 32 per effetto congiunto dell'accantonamento dell'anno per Euro 67, del suo rilascio per esubero per Euro 54 e degli utilizzi dell'anno per Euro 45.

15. Altri crediti

Gli altri crediti, pari al 31 dicembre 2021 a Euro 12.794, sono dettagliati nella seguente tabella con il relativo confronto con l'esercizio precedente:

Note esplicative al bilancio consolidato al 31 dicembre 2021 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

Altri crediti	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
IVA	1.033	4.300
Imposta di consumo	-	578
Crediti verso consorzi	6.969	7.283
Crediti verso CSEA	-	403
Crediti contributi ARERA - Progetto TEE	3.582	7.505
Crediti diversi	458	269
Ratei e risconti	752	585
Totale altri crediti	12.794	20.923

Gli altri crediti sono prevalentemente costituiti da crediti per imposte indirette, crediti verso consorzi relativi alle concessioni di coltivazione in cui il Gruppo, per le attività della concessione, riveste il ruolo di operatore, e crediti per contributi da ricevere dall'Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambienti (ARERA) relativamente all'importo che sarà riconosciuto alla società controllata GP Infrastrutture S.r.l. per la consegna dei certificati di efficienza energetica (TEE), secondo gli obiettivi fissati dalla stessa Autorità.

La voce si riduce rispetto al 31 dicembre 2020 di Euro 8.129 principalmente per effetto:

• dell'incasso, avvenuto nel primo trimestre 2021, del credito IVA spettante alla società controllata rumena Gas Plus Dacia S.r.l. per gli investimenti di sviluppo effettuati nel progetto Midia Gas Development nel corso degli anni 2019 e 2020; nel corso dell'esercizio 2021, la società ha ricevuto regolarmente i rimborsi dei crediti IVA maturati nei termini stabiliti dalla legge rumena;
• del decreto del Ministero per la Transizione Ecologica, approvato in data 31 maggio 2021, che ha previsto la riduzione degli obblighi di consegna in capo ai distributori di gas ed energia elettrica per il periodo di imposta 2021-2023, oltreché la riduzione degli obblighi a suo tempo previsti per l'anno 2020, con la conseguente riduzione dei contributi correlati a tali obblighi.

16. Attività finanziarie

Le attività finanziarie al 31 dicembre 2021 ammontano ad Euro 902 (al 31 dicembre 2020 erano pari ad Euro 229) e sono costituite esclusivamente da strumenti derivati di copertura.

Gli strumenti finanziari derivati stipulati a fronte del rischio di oscillazione del prezzo delle commodities soddisfano i criteri per il trattamento in hedge accounting ai fini contabili e sono valutati al fair value con variazioni imputate al conto economico complessivo.

17. Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti sono così dettagliate:

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
Cassa	14	15
Conti correnti bancari	21.093	4.554
Totale	21.107	4.569

Per maggiori informazioni in relazione alle movimentazioni delle disponibilità liquide e dei mezzi equivalenti si rimanda al prospetto di rendiconto finanziario consolidato.

18. Patrimonio netto

Di seguito si forniscono indicazioni in merito alle singole componenti di patrimonio netto:

Capitale Sociale

Nel corso dell'esercizio 2021 e 2020 non vi sono state variazioni nella composizione e nel valore nominale delle azioni ordinarie della società capogruppo Gas Plus S.p.A..

Si segnala che, in data 20 dicembre 2010, l'Assemblea Straordinaria degli Azionisti della Società ha deliberato l'eliminazione del valore nominale delle azioni con la relativa modifica all'articolo 5 dello Statuto Sociale.

Il numero medio ponderato delle azioni ordinarie in circolazione nell'esercizio 2021 e 2020 è pari a 44.909.620.

Il numero medio ponderato delle azioni potenziali in circolazione nell'esercizio 2021 e 2020, al netto delle azioni proprie in portafoglio pari a 1.336.677 (in entrambi i periodi in esame) ed in assenza di ulteriori effetti diluitivi, è pari a 43.572.943.

Si rimanda al prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato per l'esercizio 2021 e 2020 per una descrizione quantitativa delle riserve di patrimonio netto.

Nelle seguenti note viene riportata una breve descrizione della natura e della composizione delle principali voci del patrimonio netto.

Riserve

Le riserve sono costituite da:

• La Riserva legale, la Riserva Versamenti c/capitale e la Riserva Sovrapprezzo azioni che non presentano variazioni rispetto all'importo iscritto al 31 dicembre 2021.
• Azioni proprie che non presentano variazioni rispetto al 31 dicembre 2021. Al 31 dicembre 2021, la società capogruppo Gas Plus S.p.A. detiene 1.336.677 azioni proprie (pari al 2,98% del capitale sociale) per un corrispettivo complessivo di Euro 9.600.

Le azioni proprie sono a disposizione del Consiglio di Amministrazione che ne può disporre senza limiti di tempo o alienandole o quale corrispettivo di eventuali operazioni connesse alla gestione corrente o ad investimenti strategici o ancora a fronte dell'esercizio di opzioni assegnate o da assegnare ai destinatari dei Piani di Incentivazione Azionaria.

• La riserva di cash flow hedge che accoglie le variazioni di fair value dei derivati su commodities e su tassi di interesse stipulati dal Gruppo, contabilizzati in regime di hedge accounting, al netto delle variazioni di imposte differite.
• La riserva per differenze attuariali TFR, che, come previsto dal principio IAS 19, Benefici ai dipendenti, include tutti gli utili e le perdite attuariali che emergono dal ricalcolo del valore attuale del fondo di trattamento di fine rapporto.
• La riserva di traduzione cambi, che accoglie le differenze legate al differente cambio utilizzato per la conversione delle attività e passività delle imprese controllate estere e delle loro filiali (cambio corrente alla data di fine periodo) rispetto al cambio utilizzato per la conversione dei rispettivi proventi ed oneri (cambi medi di periodo).
• Le altre riserve e gli utili indivisi che includono gli effetti della conversione agli IFRS. Si segnala che tali effetti sono principalmente riferibili alla valutazione a fair value delle immobilizzazioni materiali costituite dagli impianti di distribuzione del gas, valutazione effettuata utilizzando il fair value come sostituto del costo in sede di prima applicazione degli IFRS.

Dividendi

Nel corso dell'anno 2021, la Capogruppo Gas Plus S.p.A non ha erogato dividendi.

Altre componenti del conto economico complessivo

Nell'esercizio 2021, le altre componenti del conto economico complessivo transitate direttamente a patrimonio netto includono:

• la variazione di fair value degli swap di copertura su commodities, in regime di hedge accounting, al netto delle relative imposte anticipate, per una variazione negativa di Euro 9.663 (nell'esercizio 2020 la variazione negativa era di Euro 1.746);
• la variazione di fair value degli interest rate swap di copertura in regime di hedge accounting, al netto delle relative imposte anticipate, per una variazione positiva di Euro 114 (nell'esercizio 2020 la variazione era negativa per Euro 46);
• la riserva per differenze attuariali TFR per una variazione negativa di complessivi Euro 87, al netto delle imposte differite (nell'esercizio 2020 la variazione era positiva di Euro 24);
• la riserva di traduzione dei bilanci esteri la cui valuta funzionale è diversa dall'euro per una variazione negativa di Euro 396 (nell'esercizio 2020 la variazione negativa era di Euro 541).

Nel 2020, in questo ambito, era stata iscritta una variazione positiva di complessivi Euro 1.662 del fair value della partecipazione in Serenissima Gas S.p.A., al netto delle imposte differite.

Infine, relativamente agli strumenti derivati di copertura in regime di cash flow hedge, si segnala che la variazione di fair value degli swap di copertura su commodities dell'esercizio precedente è stata contabilizzata in riduzione dei ricavi delle vendite per Euro 971 e in riduzione dei costi per acquisto di materie prime per Euro 129, con il corrispondente complessivo impatto netto delle imposte anticipate e differite per Euro 234.

19. Debiti finanziari a breve e a medio/lungo termine

Nella seguente tabella sono riportati i debiti finanziari del Gruppo con i dettagli relativi alla loro composizione, scadenza e condizioni:

Tipologia	Tasso interesse effettivo %	Scadenza	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
A breve termine
Scoperti bancari		A richiesta	6	5
Banca ISP- incassi per crediti
cartoralizzati		Quindicinale	167	2.774
Finanziamento Revolving Banco BPM	Euribor 3m + spread		15.000	20.000
Finanziamento Term ISP-BPM	Euribor 3/6m + spread		9.861	10.783
Finanziamento D.L. Liquidità ISP-BPM	Euribor 3m + spread		3.492	-
Finanziamento RBL	Euribor 1/3/6m + spread		175	22
Fair value derivati commodities swap (*)			21.638	971
Fair value derivati interest rate swap			87	65
Totale debiti finanziari a breve termine			50.426	34.620
A medio lungo termine
Finanziamento Term ISP-BPM	Euribor 3/6m + spread	piano rimborso	21.853	31.701
Finanziamento Capex ISP-BPM	Euribor 3/6m + spread	piano rimborso	16.570	16.479
Finanziamento D.L. Liquidità ISP-BPM	Euribor 3m + spread	piano rimborso	16.473	-
Finanziamento RBL	Euribor 1/3/6m + spread	piano rimborso	15.392	2.906
Fair value derivati interest rate swap			-	107
Totale debiti finanziari a medio/lungo termine			70.288	51.193
Totale debiti finanziari			120.714	85.813

(*) = componente non inclusa nel "totale indebitamento finanziario" in quanto strumenti utilizzati con finalità di copertura e contabilizzati in hedge accounting.

Al 31 dicembre 2021, il Gruppo ha in essere debiti finanziari a breve termine per 50.426 Euro e debiti finanziari a medio lungo termine per 70.288 Euro.

Si descrivono qui di seguito le principali caratteristiche dei finanziamenti bancari del Gruppo:

Scoperti c/c bancario

Gli scoperti di c/c bancario, pari a 6 Euro, riguardano le società operative del Gruppo Gas Plus e comprendono principalmente le commissioni bancarie di tenuta conto di fine trimestre, addebitate sul conto corrente nei primi giorni del mese successivo.

Banca ISP – incassi per crediti cartolarizzati

A fine esercizio il debito per incassi di crediti cartolarizzati ammonta ad Euro 167 ed è stato regolarmente rimborsato all'istituto di credito, secondo le scadenze pattuite.

Il relativo contratto di cartolarizzazione (stipulato con Intesa Sanpaolo, e che prevede la cessione pro soluto dei crediti) ha scadenza nel mese di aprile del 2023, dopo il rinnovo avvenuto nel mese di settembre del 2018.

Al momento della cessione dei crediti sono riconosciuti a Intesa Sanpaolo:

• una commissione per anticipazione finanziaria indicizzata ad un tasso di interesse di mercato;
• una commissione per rischio di credito, che varia a seconda del segmento di clientela oggetto di cessione.

Finanziamento Revolving Banco BPM

Nel rispetto dei termini contrattuali, Gas Plus S.p.A. ha rimborsato nel corso del primo semestre 2021 l'intero importo di 20 milioni di Euro della linea Revolving.

Successivamente, in data 1° dicembre 2021, Gas Plus S.p.A. ha stipulato con Banco BPM un nuovo contratto di finanziamento di tipo revolving a medio termine per un importo complessivo di Euro 15 milioni, da utilizzarsi esclusivamente per cassa, e con scadenza il 1° dicembre 2024.

Alla data del 31 dicembre 2021, tale finanziamento risulta interamente utilizzato per Euro 15 milioni. Il contratto di finanziamento prevede un tasso di interesse nominale annuo variabile, pari alla somma tra il tasso di riferimento (EURIBOR 3m su base 360 giorni) e il margine previsto contrattualmente. Inoltre, il contratto di finanziamento prevede una commissione di mancato utilizzo. L'importo della commissione di mancato utilizzo al 31 dicembre 2021 è stato di Euro 3 (nell'esercizio precedente, l'importo era nullo, poiché la linea era stata interamente utilizzata nell'anno).

Il contratto di finanziamento prevede parametri finanziari (financial covenants) da verificarsi semestralmente, a partire dal bilancio chiuso al 30 giugno 2022, sui dati consolidati di Gruppo redatti in conformità agli IFRS. Tali parametri risultano attualmente essere:

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

Gas Plus S.p.A. deve comunicare semestralmente il rispetto di tali parametri, contestualmente alla consegna del bilancio consolidato. Al mancato rispetto di uno solo di tali parametri, sempre che tali parametri non siano nel frattempo stati ripristinati secondo i termini contrattuali, la banca finanziatrice ha la possibilità di recedere dal contratto, facendo venir meno l'obbligo della stessa banca nel rendere disponibile ogni ulteriore utilizzo a valere sul Finanziamento Revolving.

Il contratto di finanziamento prevede alcuni impegni e limitazioni per il prenditore. Al mancato rispetto di tali impegni e limitazioni, la banca finanziatrice ha la possibilità di recedere o risolvere il contratto, salvo sanatoria da parte del Gruppo Gas Plus nei casi consentiti.

Finanziamento ISP-Banco BPM

In data 6 agosto 2019, Gas Plus S.p.A. ha stipulato con Intesa Sanpaolo e Banco BPM un contratto di finanziamento a medio-lungo termine, utilizzabile per cassa, per un importo complessivo di 107 milioni di Euro, che prevede:

a) Linea a medio lungo termine dell'importo di Euro 52 milioni

In data 11 settembre 2019, tale linea è stata integralmente erogata. Nell'esercizio 2021, Gas Plus S.p.A. ha rimborsato complessivamente rate per Euro 11 milioni, rispettando le relative scadenze contrattuali. Il piano concordato residuo di ammortamento è il seguente:

Scadenza	Importo da rimborsare (in Euro)
30 giugno 2022	5.000.000
31 dicembre 2022	5.000.000
30 giugno 2023	5.500.000
31 dicembre 2023	5.500.000
30 giugno 2024	5.500.000
31 dicembre 2024	5.500.000
Totale	32.000.000

b) Linea a medio lungo termine "Capex" dell'importo di Euro 55 milioni

La linea a medio lungo termine "Capex" è utilizzabile per cassa fino al 31 dicembre 2022. Nell'anno 2021, Gas Plus S.p.A. non ha effettuato utilizzi aggiuntivi di tale linea, per cui il debito complessivo risulta di Euro 17,4 milioni, come al termine dell'esercizio precedente. Il piano concordato di ammortamento per l'importo utilizzato è il seguente:

Scadenza	Importo da rimborsare (in Euro)
30 giugno 2023	1.582.080
31 dicembre 2023	1.582.080
30 giugno 2024	2.372.725
31 dicembre 2024	11.863.115
Totale	17.400.000

Gas Plus S.p.A. ha utilizzato tale linea di credito per finanziare il Progetto "Midia" in Romania nel limite di 10 milioni di Euro.

Il contratto di finanziamento prevede una commissione di mancato utilizzo, pari allo 0,50% per il primo anno dalla data di sottoscrizione ed al 25% del margine previsto per gli anni successivi, calcolato sull'importo disponibile della linea di credito. L'importo della commissione di mancato utilizzo complessivamente addebitato nel corso del 2021 è pari a Euro 285 (Euro 274 nell'esercizio precedente) ed è incluso negli oneri finanziari.

Il contratto di finanziamento per le linee di cui sopra prevede un tasso di interesse nominale annuo variabile, pari alla somma tra il tasso di riferimento (EURIBOR 3/6m su base 360 giorni) ed un margine variabile, in funzione della variazione del parametro denominato Leverage Ratio (Indebitamento finanziario netto / EBITDA).

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

• il Leverage Ratio (Indebitamento finanziario netto/EBITDA);

• il Rapporto DSCR (Debt Service Cover Ratio – vale a dire il rapporto tra il flusso di cassa a servizio del debito ed il servizio del debito).

Al mancato rispetto di uno solo di tali parametri, le banche finanziatrici hanno la possibilità di recedere dal contratto, facendo venir meno l'obbligo delle stesse banche nel rendere disponibile, a partire dalla data del recesso, ogni ulteriore utilizzo a valere sulle linee di credito concesse.

Si segnala che al 31 dicembre 2021 tali parametri finanziari risultano rispettati.

Il contratto di finanziamento prevede alcuni impegni e limitazioni per il prenditore. Al mancato rispetto di tali impegni e limitazioni, le banche finanziatrici hanno la possibilità di recedere o risolvere il contratto, salvo sanatoria da parte del Gruppo Gas Plus nei casi consentiti.

Finanziamenti D.L. Liquidità ISP e BPM

Nel mese di gennaio 2021, alcune società controllate del Gruppo hanno stipulato dei contratti di finanziamento con Intesa Sanpaolo e Banco BPM per complessivi 20 milioni di Euro sulla base delle disposizioni del Decreto Liquidità (decreto legge n. 23 del 8 aprile 2020), convertito nella Legge n. 40 del 5 giugno 2020. In particolare:

• a) In data 22 gennaio 2021, le società controllate Gas Plus Italiana S.r.l. e GP Infrastrutture S.r.l. hanno stipulato un contratto di finanziamento di 5 milioni di Euro ciascuna con Banco BPM da rimborsare in 20 rate trimestrali posticipate di pari importo a partire dal 22 aprile 2022;
• b) In data 29 gennaio 2021, le società controllate Gas Plus Vendite S.r.l. e Società Padana Energia S.r.l. hanno stipulato un contratto di finanziamento di 5 milioni di Euro ciascuna con Intesa Sanpaolo da rimborsare in 20 rate trimestrali posticipate di pari importo a partire dal 31 marzo 2022.

I contratti di finanziamento prevedono un tasso di interesse nominale annuo variabile, pari alla somma tra il tasso di riferimento (EURIBOR 3 m su base 360 giorni) ed un margine fisso di 1,50%.

I contratti di finanziamento stipulati con Intesa Sanpaolo prevedono parametri finanziari (financial covenants) da verificare con cadenza annuale sui dati dei bilanci delle singole società controllate redatti in conformità ai principi contabili italiani, a partire dall'esercizio 2021. Tali parametri risultano essere:

• Posizione Finanziaria Netta / Patrimonio Netto;
• Posizione Finanziaria Netta / Margine Operativo Lordo.

Si segnala che al 31 dicembre 2021 tali parametri finanziari risultano rispettati.

Finanziamento RBL

In data 6 dicembre 2019, la società controllata Gas Plus Dacia S.r.l. (insieme ai partners del Progetto "Midia" in Romania, l'operatore Black Sea Oil & Gas e Petro Ventures Resources S.r.l.) ha stipulato con un pool di banche (inizialmente composto, da Crédit Agricole Corporate and Investment Bank, Societe Generale, London Branch and BRD Groupe Société Générale) un contratto di finanziamento a medio-lungo termine, utilizzabile per cassa, per un importo complessivo di Euro 20 milioni (pari al 10% del finanziamento complessivo sottoscritto dalla joint venture di Euro 200 milioni), destinato al finanziamento del Progetto "Midia" in Romania. Successivamente, a valle di un processo di rideterminazione da parte delle banche dell'importo erogabile anche a fronte di una riduzione del costo complessivo dell'investimento, in data 12 novembre 2020, la linea di finanziamento è stata ridotta ad Euro 18,5 milioni (Euro 185 milioni per l'intera joint venture). Nel mese di luglio 2021, grazie all'ingresso di una nuova banca, la linea di finanziamento si è incrementata di 0,5 milioni di euro (5 milioni di Euro per l'intera joint venture), passando da 18,5 milioni di Euro a 19 milioni di Euro (190 milioni di Euro per l'intera joint venture).

Nell'anno 2021, Gas Plus Dacia S.r.l. ha richiesto erogazioni addizionali della linea a medio lungo termine RBL per complessivi Euro 12,4 milioni, per cui al 31 dicembre 2021 la linea risulta utilizzata per Euro 16,6 milioni.

Il piano concordato di ammortamento per l'importo utilizzato è il seguente:

Scadenza	Importo da rimborsare
	(in Euro)
30 giugno 2023	2.241.000
31 dicembre 2023	2.241.000
30 giugno 2024	2.241.000
31 dicembre 2024	2.241.000
30 giugno 2025	1.909.000
31 dicembre 2025	1.909.000
30 giugno 2026	1.909.000
31 dicembre 2026	1.909.000
Totale	16.600.000

Il contratto di finanziamento prevede una commissione di mancato utilizzo, pari allo 0,20% del margine previsto fino alla prima erogazione e allo 0,40% successivamente, calcolato sull'importo disponibile della linea di credito. L'importo della commissione di mancato utilizzo complessivamente addebitato nel corso del 2021 è pari a Euro 136 (pari a Euro 191 nel 2020) ed è incluso negli oneri finanziari. Il contratto di finanziamento prevede un tasso di interesse nominale annuo variabile, pari alla somma tra il tasso di riferimento (EURIBOR 1/3/6m su base 360 giorni) ed un margine variabile, in funzione

dell'andamento del Progetto "Midia".

Il contratto di finanziamento prevede parametri finanziari (financial covenants) da verificarsi semestralmente sui dati della società controllata Gas Plus Dacia S.r.l. redatti in conformità agli IFRS, dopo un anno dall'inizio dell'estrazione di gas nei campi Ana e Doina nel Mar Nero in Romania. Tali parametri risultano essere:

• Indebitamento finanziario netto/EBITDA;
• il Rapporto DSCR (Debt Service Cover Ratio vale a dire il rapporto tra il flusso di cassa a servizio del debito ed il servizio del debito) storico e prospettico;
• il test di liquidità della joint venture.

Al mancato rispetto di uno solo di tali parametri, le banche finanziatrici hanno la possibilità di recedere dal contratto, facendo venir meno l'obbligo delle stesse banche nel rendere disponibile, a partire dalla data del recesso, ogni ulteriore utilizzo a valere sulle linee di credito concesse.

Fair value derivati su commodities swap

Nel corso dell'esercizio 2021 e 2020, la società capogruppo Gas Plus S.p.A. ha stipulato con Intesa Sanpaolo derivati (swap) per la copertura del rischio di oscillazione del prezzo di mercato del gas per i primi 9 mesi del 2022, per conto delle singole società/B.U. esposte a tale rischio.

A seguito dell'eccezionale ripresa dei prezzi del gas naturale che si è registrata nel corso dell'anno 2021, al 31 dicembre 2021 il debito per fair value dei derivati su commodities risulta pari ad Euro 21.638 (al 31 dicembre 2020 era pari ad Euro 971).

Tutti i derivati di copertura stipulati a tale scopo nel corso dell'esercizio 2021 e 2020 hanno soddisfatto i criteri per il trattamento in hedge accounting ai fini contabili.

Tali derivati sono stati stipulati, anche in ottemperanza agli obblighi previsti dal contratto di finanziamento in essere con Intesa Sanpaolo e Banco BPM, ad inizio anno e quindi prima della forte ripresa degli scenari energetici e la relativa valutazione ha pertanto risentito del differente andamento

delle curve dei prezzi all'epoca di sottoscrizione e quelle dei periodi successivi. I relativi importi saranno pertanto recepiti nel conto economico del successivo esercizio unitamente agli effetti economici positivi che saranno generati dagli elementi coperti.

Indebitamento finanziario netto

In data 4 marzo 2021, l'European Securities and Markets Authority (ESMA) ha pubblicato gli orientamenti in materia di obblighi di informativa ai sensi del Regolamento UE 2017/1129 (cd. "Regolamento sul Prospetto").

Con il "Richiamo di attenzione n.5/21" del 29 aprile 2021, la CONSOB ha dichiarato l'intenzione di conformare la propria prassi di vigilanza in materia di posizione finanziaria netta ai suddetti orientamenti ESMA. In particolare, la CONSOB ha dichiarato che i prospetti da essa approvati, a decorrere dal 5 maggio 2021, avrebbero dovuto essere conformi ai suddetti Orientamenti ESMA.

Pertanto, in base alle nuove previsioni, gli emittenti quotati hanno dovuto presentare, nelle note illustrative dei bilanci annuali e delle semestrali, pubblicate a partire dal 5 maggio 2021, un nuovo prospetto in materia di indebitamento da redigere secondo le indicazioni contenute nei paragrafi 175 e seguenti dei suddetti Orientamenti ESMA.

Al riguardo, gli Orientamenti ESMA prevedono le seguenti principali modifiche al prospetto sull'indebitamento:

• non si parla più di "Posizione finanziaria netta", ma di "Totale indebitamento finanziario";

• nell'ambito delle "Altre attività finanziarie correnti" non vanno inclusi gli strumenti derivati utilizzati con finalità di copertura;

• nell'ambito dell'indebitamento finanziario non corrente occorre includere anche i debiti commerciali e gli altri debiti non correnti, cioè i debiti non remunerati, ma che presentano una significativa componente di finanziamento implicito o esplicito;

• nell'ambito dell'indebitamento finanziario corrente, occorre indicare separatamente la parte corrente dell'indebitamento finanziario non corrente.

L'applicazione degli Orientamenti ESMA e l'adozione della nuova definizione di "Totale indebitamento finanziario" hanno determinato una riduzione dell'indebitamento finanziario del Gruppo Gas Plus al 31 dicembre 2020 di Euro 742, relativo al fair value degli strumenti derivati utilizzati con finalità di copertura.

Il totale indebitamento finanziario netto del Gruppo al 31 dicembre 2021 e 2020 è dettagliato come segue:

importi in migliaia di euro	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020 (1)
A. Disponibilità liquida	21.107	4.569
B. Mezzi equivalenti e disponibilità liquide	-	-
C. Altre attività finanziarie correnti	-	-
D. Liquidità (A + B + C)	21.107	4.569
E. Debito finanziario corrente (2)	16.149	23.686
F. Parte corrente del debito finanziario non corrente	13.528	10.805
G. Indebitamento finanziario corrente (E + F)	29.677	34.491
H. Indebitamento finanziario corrente netto (G - D)	8.570	29.922
I. Debito finanziario non corrente (3)	73.637	55.270
J. Strumenti di debito	-	-
K. Debiti commerciali e altri debiti non correnti	-	-
L. Indebitamento finanziario non corrente (I + J + K)	73.637	55.270
M. Totale indebitamento finanziario (H + L)	82.207	85.192

Note:

(1) Dati al 31 dicembre 2020 rivisti secondo i nuovi Orientamenti ESMA in tema definizione del "Totale indebitamento finanziario".

(2) Al 31 dicembre 2021 include per Euro 889 la quota a breve dei debiti per lease (Euro 842 al 31 dicembre 2020).

(3) Al 31 dicembre 2021 include per Euro 3.385 la quota a medio/lungo termine dei debiti per lease (Euro 4.077 al 31 dicembre 2020).

Ai sensi dello IAS 7 – Rendiconto finanziario si riporta nella seguente tabella la riconciliazione tra il saldo iniziale ed il saldo finale dell'indebitamento finanziario netto.

	31 dicembre	Flussi monetari	Flussi non monetari		31 dicembre
	2020		Variazione fair value	Altre variazioni	2021
Debiti finanziari correnti	34.491	(5.314)	22	478	29.677
Debiti finanziari non correnti	55.270	18.895	-	(492)	73.673
Altre attività finanziari non correnti	-	-	(36)	-	(36)
Passività nette derivanti da attività di finanziamento	89.761	13.861	(14)	(14)	103.314
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	4.569	16.538	-	-	21.107
Indebitamento finanziario netto	85.192	(2.677)	(14)	(14)	82.207

20. Debiti finanziari per lease a breve e a medio/lungo termine

Nella seguente tabella sono riportate le movimentazioni dei debiti finanziari per lease a breve e a medio/lungo termine del Gruppo:

	Totale debiti per lease	Debiti per lease correnti	Debiti per lease non correnti
Saldo finale al 1° gennaio 2020	5.490	802	4.688
Nuovi contratti e modifiche contrattuali	308
Decrementi	(797)
Oneri finanziari	(82)
Saldo finale al 31 dicembre 2020	4.919	842	4.077
Nuovi contratti e modifiche contrattuali	263
Decrementi	(824)
Oneri finanziari	(84)
Saldo finale al 31 dicembre 2021	4.274	889	3.385

In applicazione del principio IFRS 16, al 31 dicembre 2021, il Gruppo ha in essere debiti finanziari per lease a breve termine per 889 Euro (al 31 dicembre 2020 per Euro 842) e debiti finanziari per lease a medio lungo termine per 3.385 Euro (al 31 dicembre 2020 per Euro 4.077). Tali debiti si riferiscono principalmente a contratti di affitto aventi ad oggetto i complessi immobiliari destinati alle sedi operative e agli uffici del Gruppo, nonché a contratti di locazione dei terreni ove sono presenti gli impianti di sfruttamento minerario della Business Unit E&P.

Nel corso del 2021, i debiti finanziari per lease presentano un decremento complessivo di Euro 645 dovuto a:

• i nuovi contratti di lease sottoscritti nel periodo e la rimisurazione del debito di alcuni dei contratti in essere, generata da un aggiornamento della componente valutativa dei contratti stessi, relativamente all'esercizio delle opzioni di rinnovo, per una variazione positiva di Euro 263;
• il rimborso dei canoni contrattuali scaduti nell'esercizio e delle disdette dei contratti in essere per Euro 908.

21. Trattamento di fine rapporto, quiescenza e obblighi simili

I piani per benefici definiti a favore di dipendenti del Gruppo riguardano il trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato disciplinato dalla legislazione italiana all'articolo 2120 del codice civile. L'indennità, erogata sotto forma di capitale, è pari alla somma di quote di accantonamento calcolate sulle voci retributive corrisposte in dipendenza del rapporto di lavoro e rivalutate sino al momento della cessazione dello stesso.

L'indennità di fine rapporto, quiescenza e obblighi simili del Gruppo al 31 dicembre 2021 ammonta a Euro 5.255 (al 31 dicembre 2020 era pari ad Euro 5.055) e riflette la valutazione del debito verso il personale secondo criteri attuariali ai sensi dello IAS 19. In particolare, per quanto riguarda lo scenario economico-finanziario i parametri tendenziali utilizzati per la valutazione al 31 dicembre 2021 sono i seguenti:

-	Tasso di attualizzazione	0,98%
-	Tasso annuo di inflazione	1,75%
-	Tasso annuo di incremento TFR	2,813%
-	Incremento annuo retribuzioni	1,00%
-	Tasso annuo di rotazione del personale	3,00%
-	Tasso annuo di anticipazioni	2,00%

Riportiamo nella seguente tabella la movimentazione intervenuta nel fondo trattamento di fine rapporto dipendenti relativa all'esercizio 2021 e 2020:

Fondo trattamento di fine rapporto	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
Saldo iniziale	4.990	4.980
Altre variazioni	-	-
Benefici pagati	(178)	(296)
Subtotale delle variazioni di stato patrimoniale	(178)	(296)
Costo del servizio	222	263
Interessi netti	28	74
Subtotale incluso nel conto economico	250	337
Variazioni attuariali derivanti da cambiamenti nelle assunzioni finanziarie	19	57
Aggiustamenti sulla base dell'esperienza	96	(88)
Subtotale incluso nel conto economico complessivo	115	(31)
Saldo finale	5.177	4.990
Fondo per trattamento di quiescenza e obblighi simili	78	65
Fondo trattamento di fine rapporto, quiescenza e obblighi simili	5.255	5.055

Qui di seguito è riportata l'analisi di sensitività ricalcolata sull'obbligazione netta del piano a benefici definiti al 31 dicembre 2021, considerando i più significativi cambiamenti nelle assunzioni chiave.

Impatto sul P.N.			Impatto sul P.N.
Assunzione	+0,25%	(0,25%)	Assunzione	+0,25%	(0,25%)
Tasso di inflazione	(75)	75	Tasso di attualizzazione	103	(105)

Qui di seguito si riportano le contribuzioni attese da effettuare negli anni futuri a fronte dell'obbligazione del piano a benefici definiti:

Periodo	Importo
Entro i prossimi 12 mesi	968
Entro 2 anni	350
Entro 3 anni	318
Entro 4 anni	667
Entro 5 anni	286

La durata media dell'obbligazione del piano a benefici definiti alla fine dell'esercizio 2021 è di 13,01 anni.

A partire dal 1° gennaio 2007, la legge Finanziaria e i relativi decreti attuativi hanno introdotto modifiche rilevanti nella disciplina del TFR, fra cui la scelta del lavoratore in merito alla destinazione del proprio TFR maturando. In particolare, per le società con più di 50 dipendenti, i nuovi flussi di TFR possono essere indirizzati dal lavoratore a forme pensionistiche prescelte oppure mantenute in azienda (nel qual caso, quest'ultima versa i contributi TFR ad un conto di tesoreria istituito presso l'INPS). Dette modifiche rendono le future quote di TFR un piano a contributi definiti mentre l'obbligazione maturata al 31 dicembre 2006 continua a essere trattata contabilmente come un piano a benefici definiti, con la conseguente necessità di effettuare i conteggi attuariali escludendo tuttavia la componente relativa gli incrementi salariali futuri.

In tale voce, inoltre, è incluso per Euro 78 (Euro 65 al 31 dicembre 2020) l'accantonamento del contributo "ex Fondo Gas" per i dipendenti della Società capogruppo e delle società controllate aderenti al Contratto Collettivo Nazionale Gas e Acqua ancora compresi nella forza lavoro a seguito della soppressione del fondo stesso con decorrenza 1° dicembre 2015. Le società del Gruppo interessate dovranno accantonare mensilmente tale importo fino al 1° novembre 2035, salvo erogarlo per intero al dipendente (o al relativo Fondo di Categoria), al momento della cessazione del suo rapporto di lavoro (Legge 125/2015 di conversione del D.L. 78/2015).

22. Altri debiti

	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
Debiti verso CSEA	1.910	1.880
Debiti verso consorzi	3.862	2.680
Debiti verso il personale	2.186	2.147
Debiti verso istituti di previdenza	1.086	1.089
Premi comunali	309	326
Ritenute	264	290
Debiti per imposta di consumo	486	-
IVA	4	1
Debiti per royalties	2.525	2.192
Debiti per canoni di sfruttamento minerario	2.131	2.131
Amministratori e sindaci	213	239
Acconti	174	155
Ratei e risconti passivi	29	537
Debiti diversi	824	445
Totale altri debiti	16.003	14.112

La seguente tabella riporta il dettaglio degli altri debiti al 31 dicembre 2021 ed il suo confronto con l'esercizio precedente:

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

Altri debiti non correnti	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
Depositi cauzionali passivi	2.553	2.741
Totale altri debiti non correnti	2.553	2.741

Con riferimento ai depositi cauzionali versati dagli utenti, si segnala che tali debiti sono stati iscritti tra i debiti di durata residua superiore all'anno in quanto non risulta determinabile la data del relativo rimborso.

23. Fondi

Nella seguente tabella è riportata la movimentazione dei fondi intercorsa nell'esercizio 2020 e 2021:

	Fondo		Fondo
	smantellamento e	Fondo per	oneri
	ripristino siti	contenziosi	ambientali	Altri fondi	Totale
Al 31 dicembre 2019	117.908	247	4.930	20	123.105
Rilevazione iniziale e variazione di stima	4.321	-	-	-	4.321
Oneri finanziari per effetto
attualizzazione	2.750	-	-	-	2.750
Accantonamento nell'esercizio	-	600	-	-	600
Utilizzo nell'esercizio a fronte di oneri	(1.670)	-	(6)	(20)	(1.696)
Al 31 dicembre 2020	123.309	847	4.924	-	129.080
Rilevazione iniziale e variazione di stima	3.895	-	-	-	3.895
Oneri finanziari per effetto
attualizzazione	2.695	-	-	-	2.695
Accantonamento nell'esercizio	-	-	-	4.109	4.109
Utilizzo nell'esercizio a fronte di oneri	(485)	(600)	(21)	-	(1.106)
Al 31 dicembre 2021	129.414	247	4.903	4.109	138.673

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

Nell'esercizio 2021, il fondo smantellamento e ripristino siti si incrementa complessivamente di Euro 6.105 principalmente per effetto:

• dell'incremento per oneri finanziari conseguente all'attualizzazione dei costi di chiusura per Euro 2.695 (Euro 2.750 nell'esercizio 2020);
• dell'incremento per la variazione di stima dei costi di chiusura per Euro 3.895 (Euro 4.321 nell'esercizio 2020), in conseguenza dell'aggiornamento delle ipotesi finanziarie prospettiche applicate nel corso del 2021 e della variazione dei costi previsti di chiusura in una concessione operata dal Gruppo;
• della riduzione per effetto degli utilizzi dell'esercizio per Euro 485 (Euro 1.670 nell'esercizio 2020), che si riferiscono agli oneri sostenuti nell'esercizio per le chiusure minerarie.

Tale fondo è stato iscritto tra le passività non correnti in quanto il piano di utilizzo è stimato e, comunque, riferito ad epoche future.

La valutazione delle passività future connesse ai costi di smantellamento e di ripristino siti è un processo complesso basato su ipotesi e criteri tecnici e metodologici validati da un esperto indipendente oltre che su valutazioni finanziarie che richiedono il giudizio e l'apprezzamento della Direzione aziendale nella valutazione delle passività da sostenere e delle tempistiche di effettuazione di tali interventi. Periodicamente, la stima del fondo rischi è rivista per riflettere variazioni significative nelle assunzioni, quali le tempistiche stimate delle attività da eseguire e le relative stime dei costi da sostenere nonché dai tassi di attualizzazione adottati. Tuttavia, i costi di smantellamento e ripristino che saranno effettivamente sostenuti dipenderanno da prezzi di mercato e condizioni di mercato futuri. Inoltre la tempistica delle attività di smantellamento e ripristino dipenderà dal momento in cui i campi di produzione non saranno più economicamente produttivi, condizione che a sua volta sarà influenzata dalle valutazioni relative all'entità delle riserve di idrocarburi economicamente estraibili e i relativi profili di produzione dei siti. Le stime degli oneri di smantellamento e ripristino siti sono state elaborate dal Gruppo anche sulla base delle risultanze rinvenienti dalla relazione di un esperto indipendente.

Il fondo per contenziosi accoglie i costi previsti relativamente ad eventuali controversie in corso. Nel corso dell'esercizio 2021, tale fondo si decrementa di Euro 600 per la conclusione della vertenza legale relativa ad una gara di un comune, nell'ambito della BU Retail.

Inoltre, tale fondo include l'accantonamento di Euro 247, effettuato nel corso dell'esercizio 2019, a fronte della controversia, allo stato pendente dinanzi al Tribunale Civile di Parma – Sezione Lavoro, relativa al ricorso ex art. 414 c.p.c notificato alle società controllate Rete Gas Fidenza S.r.l. e GP Infrastrutture S.r.l. da parte dell'ex dirigente che ricopriva il ruolo di direttore e che, non appena le quote sociali di Rete Gas Fidenza S.r.l. sono state acquisite da GP Infrastrutture S.r.l., è stato licenziato per giusta causa.

Il fondo oneri ambientali accoglie la stima degli oneri relativi ad interventi ambientali nei siti di produzione del gas. Nel corso dell'esercizio 2021, tale fondo è stato utilizzato per Euro 21 (Euro 6 nell'esercizio 2020).

A seguito dell'imprevedibile ed elevato aumento degli scenari gas, la voce altri fondi include l'accantonamento di Euro 4.109 per contratti onerosi effettuato a fronte delle prevedibili perdite delle attività della Business Unit Retail, nel primo semestre dell'esercizio 2022, relativamente alla clientela con offerte economiche a prezzo fisso e a prezzo variabile con cap sul costo della materia prima, in scadenza nel corso del 2022.

24. Debiti commerciali

Debiti commerciali	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
Fornitori Italia	32.415	25.521
Fornitori estero	111	101
Totale debiti commerciali	32.526	25.622

Nella seguente tabella viene riportato il dettaglio dei debiti commerciali al 31 dicembre 2021 ed il loro confronto con l'esercizio precedente:

I debiti verso fornitori derivano prevalentemente dalle forniture di gas metano e di materiali per la realizzazione degli impianti gas e dai servizi di vettoriamento di gas metano. Tale voce si incrementa di Euro 6.904 rispetto all'esercizio precedente per l'eccezionale aumento del prezzo di acquisto del gas registrato nel corso del 2021 (tendenza che prosegue ancora alla data odierna con elevata volatilità). I debiti verso fornitori sono tutti esigibili entro l'esercizio successivo.

Il profilo finanziario del Gruppo permette la liquidazione dei debiti commerciali attraverso il capitale circolante netto. I debiti hanno un tempo medio di pagamento di 30 – 90 giorni.

25. Ricavi

Per una descrizione quantitativa relativa alla composizione dei ricavi per settori di attività, si faccia riferimento alla nota n. 6, Informativa di settore ed ai commenti riportati nella relazione sulla gestione. I ricavi per tipologia sono indicati nella seguente tabella:

Ricavi	2021	2020
Vendita di gas metano
utenti civili	34.618	27.744
utenti industriali	6.178	5.194
gas prodotto	17.671	13.843
Vendita greggio	9.684	5.369
Vendita condensati	314	164
Ricavi da consorzi	3.181	3.746
Ricavi per distribuzione gas terzi	11.989	11.680
Cassa perequazione	(3.874)	(2.713)
Gestione calore e altri	1.595	2.735
Totale ricavi	81.356	67.762
Altri ricavi e proventi
Contributi allacciamenti	262	251
Royalties	214	491
Rimborso canone assicurativo	163	170
Servizi per utenti gas	303	252
Contributo ARERA - Progetto TEE	503	4.146
Altri ricavi di gestione	2.003	2.416
Totale altri ricavi e proventi	3.448	7.726
Totale ricavi	84.804	75.488

I ricavi delle vendite di gas metano e di petrolio e condensati beneficiano dell'eccezionale ripresa dei prezzi di vendita degli idrocarburi (in particolar modo, del gas metano) nel corso del 2021 (tendenza che prosegue ancora alla data odierna con elevata volatilità), ma hanno scontato l'effetto negativo delle coperture sulla commodity del gas metano effettuate ad inizio anno (oneri per Euro 22.287 nel periodo in esame), prima della forte ripresa degli scenari energetici.

Gli altri ricavi e proventi hanno registrato un significativo decremento rispetto all'esercizio precedente nell'ambito dei contributi riconosciuti per l'acquisizione dei certificati di risparmio energetico (TEE). Il nuovo decreto, approvato in data 31 maggio 2021 da parte del Ministero per la Transizione Energetica (MITE), ha previsto infatti la riduzione degli obblighi in capo ai distributori di gas ed energia elettrica (tra cui la società controllata GP Infrastrutture S.r.l.) per il periodo 2021-2023.

26. Costi operativi

Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio dei costi operativi relativi all'esercizio 2021 ed il relativo confronto con l'esercizio precedente:

	2021	2020
Costi per materie prime e materiali di consumo
Materie prime e di consumo
Gas metano	(27.914)	(15.640)
Costi progetto TEE	(462)	(4.417)
Altri	(928)	(1.040)
Variazione rimanenze	113	(193)
Totale costi per materie prime	(29.191)	(21.290)

	2021	2020
Costi per servizi ed altri
Trasporto / stoccaggio gas	(1.227)	(1.750)
Misurazione / trattamento gas	(724)	(636)
Amministratori e sindaci	(657)	(602)
Spese e consulenze professionali	(3.191)	(3.292)
Assicurazioni	(598)	(590)
Manutenzioni	(3.580)	(3.997)
Trattamento reflui e rifiuti	(250)	(609)
Servizi specialisti E&P	(3.219)	(3.027)
Riaddebiti servizi da consorzi	(2.260)	(2.943)
Spese e commissioni bancarie	(211)	(230)
Altri affitti e locazioni	(418)	(1.042)
Royalties	(2.646)	(4.703)
Canoni concessioni sfruttamento minerario	(732)	(1.109)
Premi e concessioni gas	(990)	(1.159)
Cassa Conguaglio	(4.169)	(5.151)
Altri servizi	(3.864)	(3.776)
Accantonamenti al fondo per contenziosi	-	(600)
Accantonamenti e perdite su crediti	(408)	(433)
Totale costi per servizi ed altri	(29.144)	(35.649)

Nell'ambito dei costi per materie prime e materiali di consumo si è registrato un andamento in linea con i ricavi, con un consistente aumento del costo d'acquisto del gas metano ed una forte riduzione dei costi per l'acquisto dei certificati di risparmio energetico (TEE).

La voce costi per servizi ed altri ha invece registrato un significativo decremento principalmente nell'ambito delle voci "Royalties" e "Canoni di concessione di sfruttamento minerario".

Nel primo semestre 2020, le royalties includevano una componente negativa non ricorrente per un importo di Euro 2.435 per l'accantonamento, effettuato in tale periodo a causa della presenza di dubbi interpretativi sul testo dei nuovi commi 7-bis e 7-ter dell'art. 19 del D. Lgs. n. 625/96 come modificati dalla Legge di Bilancio 2020, degli oneri relativi alle maggiori royalties gravanti sulle produzioni relative all'anno 2019. Tali maggiori royalties sono state pagate nel corso del 2020.

In tema di canoni di concessioni di sfruttamento minerario, invece, nel secondo semestre 2020, nell'ambito dell'iter di conversione in legge del "Decreto Semplificazioni 2020" è stato approvato un emendamento volto a mitigare gli effetti per le piccole e medie concessioni di coltivazione di idrocarburi legato all'aumento esponenziale dei canoni di concessione introdotto dalle disposizioni del precedente Decreto Semplificazioni n. 135/2018, prevedendo un "tetto" pari al 3% del fatturato derivante dall'insieme delle concessioni di ciascuna società nell'anno precedente. Ciò ha determinato una riduzione dell'onere a carico del Gruppo rispetto a quanto previsto nell'esercizio 2020.

Inoltre, la voce costi per servizi recepiva nell'esercizio 2020 un accantonamento di Euro 600, nell'ambito della BU Retail, relativo al possibile esito negativo di una vertenza legale relativa ad una gara di un comune che si è conclusa nel 2021 e ha previsto il pagamento di tale somma nel corso del primo semestre dello stesso anno.

27. Costi per il personale

Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio dei costi per il personale relativi all'esercizio 2021 ed il relativo confronto con l'esercizio precedente:

Costo del personale	2021	2020
Costo del personale
Salari e stipendi	(6.027)	(5.889)
Oneri sociali	(2.080)	(2.090)
TFR, trattamento di quiescenza e obblighi simili	(486)	(520)
Totale costo del personale	(8.593)	(8.499)

I costi del personale sono risultati sostanzialmente in linea rispetto all'esercizio precedente. Per informazioni aggiuntive circa l'organico del Gruppo si rimanda alla Relazione sulla gestione.

28. Proventi e oneri diversi

Proventi e (oneri) diversi	2021	2020
Proventi e (oneri) diversi
Dividendi da partecipazioni iscritte nell'attivo non corrente	662	242
Accantonamento per contratti onerosi	(4.109)	-
Totale proventi e (oneri) diversi	(3.447)	242

La voce proventi ed oneri diversi ha un saldo negativo pari ad Euro 3.447 al 31 dicembre 2021 (saldo positivo di Euro 242 nel 2020) dovuto:

• ai dividendi erogati dalla società partecipata Serenissima Gas S.p.A. per Euro 662 nel corso dell'esercizio 2021 (Euro 242 nel 2020);
• all'accantonamento di Euro 4.109, effettuato a fronte delle prevedibili perdite delle attività della Business Unit Retail, nel primo semestre dell'esercizio 2022, relativamente alla clientela con offerte economiche a prezzo fisso e a prezzo variabile con cap sul costo della materia prima in scadenza nel corso del 2022, a causa dell'imprevedibile ed elevato aumento degli scenari dei prezzi del gas.

29. Proventi ed oneri finanziari

Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio degli oneri e proventi finanziari relativi all'esercizio 2021 ed il relativo confronto con l'esercizio precedente.

Proventi (Oneri) finanziari	2021	2020
Proventi finanziari
Altri proventi finanziari	144	155
Totale proventi finanziari	144	155
Oneri finanziari
Interessi passivi su finanziamenti a m/l termine	(1.976)	(1.689)
Interessi passivi su finanziamenti a breve termine	(364)	(369)
Oneri finanziari per attualizzazione fondi	(2.722)	(2.824)
Commissioni su finanziamenti	(826)	(842)
Oneri finanziari per lease	(84)	(82)
Oneri finanziari da derivati su tasso di interesse	(76)	(76)
Oneri finanziari da derivati su commodities	(982)	-
Altri oneri finanziari	(162)	(134)
Totale oneri finanziari	(7.192)	(6.016)
Utili (Perdite) su cambi	(256)	94
Proventi (Oneri) finanziari netti	(7.304)	(5.767)

Gli oneri finanziari netti hanno registrato un incremento complessivo di Euro 1.537 principalmente per effetto dell'incremento dell'indebitamento finanziario del Gruppo in relazione agli investimenti effettuati nel corso dell'esercizio e della quota di inefficacia degli strumenti derivati sulla commodity del gas metano dovuta ai minori volumi di gas metano prodotti rispetto ai volumi coperti.

30. Risultato per azione

Il risultato base per azione ordinaria è calcolato dividendo il risultato netto dell'anno attribuibile agli azionisti ordinari della Società capogruppo per il numero medio ponderato delle azioni ordinarie in circolazione durante l'anno.

Il risultato per azione diluito è calcolato dividendo l'utile netto del periodo attribuibile agli azionisti ordinari della Società capogruppo per il numero medio ponderato delle azioni ordinarie e quelle potenziali in circolazione durante il periodo.

Di seguito sono esposti il reddito e le informazioni sulle azioni utilizzate ai fini del calcolo dell'utile per azione base ordinaria e diluito. Gli importi per azione sono esposti in Euro.

	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
Perdita netta di spettanza del Gruppo attribuibile agli azionisti ordinari	3.146	(34.222)
Numero medio ponderato delle azioni in circolazione (nr./000)	43.573	43.573
Utile / (perdita) base per azione ordinaria (ammontare in Euro per	0,07	(0,79)
azione)
	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
Perdita netta di spettanza del Gruppo attribuibile agli azionisti ordinari	3.146	(34.222)
Numero medio ponderato delle azioni ordinarie e potenziali in	43.573	43.573
circolazione (nr./000) Utile (perdita) base per azione diluito (ammontare in Euro per	0,07	(0,79)

31. Impegni e rischi

Impegni e rischi derivanti dall'acquisizione di Società Padana Energia S.r.l.

Il Gruppo Gas Plus, in esecuzione del contratto quadro sottoscritto con ENI il 6 agosto 2010, ha acquisito in data 19 ottobre 2010, tramite la società controllata Idrocarburi Italiana S.r.l. (fusa per incorporazione in Società Padana Energia S.r.l. nel mese di dicembre 2020), da ENI il 100% delle azioni di Società Padana Energia S.r.l..

Ai sensi del contratto quadro, il corrispettivo dell'operazione (totalmente liquidato dal Gruppo Gas Plus) potrà subire integrazioni. Per ciascun nuovo giacimento scoperto tra i prospects facenti parte del Potenziale Esplorativo, sarà dovuto un importo pari al 6,5% annuo per dodici anni del valore della produzione calcolato secondo predeterminati criteri; allo stato attuale non si configura tale fattispecie. Il contratto di acquisizione stipulato con Eni regolamenta secondo le normali condizioni applicate a transazioni "oil & gas" gli impegni e le garanzie rilasciate dal Venditore, in particolare in materia ambientale, per la quale il Venditore ha rilasciato, a fronte di passività ambientali che si dovessero manifestare, congrua garanzia.

Impegni relativi alle concessioni di sfruttamento minerario

Al 31 dicembre 2021, il Gruppo ha impegni per canoni di superficie per le concessioni di sfruttamento minerario per complessivi Euro 8.945. Il dettaglio per scadenza di tali canoni di superficie di concessioni di sfruttamento minerario è riportato nella seguente tabella:

	<1 anno	>1<5	>5	Totale
Impegni per canoni di concessione	1.371	5.730	1.844	8.945

Si segnala che la Legge 11 febbraio 2019, n. 12, pubblicata sulla Gazzetta Ufficiale del 12 febbraio 2019 ed entrata in vigore il 13 febbraio 2019, ha introdotto, in sede di conversione del Decreto Legge n. 135/2018 (Decreto Semplificazioni) con un emendamento aggiuntivo dell'art. 11 ter, alcune nuove disposizioni normative riguardanti le attività di coltivazione degli idrocarburi. In particolare, l'art. 11 ter, punto 12, ha previsto, a decorrere dal 1° giugno 2019, l'aumento dei canoni di concessione di 25 volte.

In relazione alle disposizioni di tale legge, e in particolare dell'art. 11-ter della stessa, il Gruppo, a tutela del proprio patrimonio di titoli minerari, ha attuato sin dal 2019 alcune iniziative sui profili di più immediato impatto. In particolare, nell'esercizio 2019, si ricorda che le società della Business Unit E&P Italia, per la quasi totalità dei siti in cui riveste il ruolo di operatore e senza fare acquiescenza alle novità introdotte dal richiamato art. 11-ter, aveva cautelativamente presentato le istanze per ottenere la riduzione dell'area fisica territoriale delle concessioni, ottenendo entro la fine dello stesso anno la formale approvazione da parte degli enti preposti.

Relativamente a tale materia segnaliamo infine che è stato successivamente approvato, nell'ambito dell'iter di conversione in legge del "Decreto Semplificazioni 2020", un emendamento volto a mitigare gli effetti per le piccole e medie concessioni di coltivazione di idrocarburi dell'aumento esponenziale dei canoni di concessione introdotto dalle disposizioni della Legge 11 febbraio 2019, n. 12, prevedendo un "tetto" pari al 3% del fatturato derivante dall'insieme delle concessioni di ciascuna società nell'anno precedente.

32. Rapporti con parti correlate

	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
Crediti commerciali	57	5
Debiti commerciali	(39)	(35)
Debiti per lease correnti	(441)	(428)
Debiti per lease non correnti	(1.362)	(1.812)
Ricavi	114	5
Costi per servizi e altri	(13)	(49)
Oneri finanziari per lease	(24)	(28)

La seguente tabella mostra i valori complessivi delle transazioni intercorse nell'esercizio con la società correlata Immobiliare Forlanini S.r.l..

Compensi percepiti dai componenti degli organi di amministrazione e di controllo

Gli amministratori nel Gruppo hanno percepito nel corso del 2021 Euro 351 rispetto a Euro 261 del precedente esercizio.

Per informativa aggiuntiva relativa ai compensi percepiti e alle partecipazioni detenute dai componenti degli organi di amministrazione e di controllo, dai sindaci, dai direttori generali e dai dirigenti con responsabilità strategica si rinvia a quanto indicato nella relazione sulla remunerazione.

Termini e condizioni delle transazioni delle parti correlate

Le vendite e le altre operazioni con parti correlate sono effettuate al prezzo ed alle condizioni di mercato. I saldi in essere a fine esercizio non sono assistiti da garanzie e non generano interessi. Non vi sono garanzie, prestate o ricevute, in relazione a crediti e debiti con parti correlate.

Rapporti con la controllante US.FIN S.r.l.

Come descritto alla nota n. 19, Patrimonio Netto, nel corso dell'esercizio 2021, la Capogruppo Gas Plus S.p.A. non ha erogato dividendi alla società controllante US.FIN. S.r.l..

33. Eventi successivi alla data di bilancio

Oltre a quanto già menzionato nella presente nota integrativa e nella relazione sulla gestione, non si sono verificati fatti di rilievo dopo la chiusura dell'esercizio.

In particolare si precisa che ai fini della redazione del bilancio consolidato al 31 dicembre 2021, il conflitto russo-ucraino è stato trattato come un fatto successivo che non deve essere recepito nei valori di bilancio secondo le previsioni dello IAS 10, in quanto fatto intervenuto dopo la chiusura dell'esercizio.

34. Gestione dei rischi finanziari: obiettivi e criteri

Il Gruppo, in relazione alla sua attività ed all'utilizzo di strumenti finanziari, è esposto, oltre al rischio generale legato alla conduzione del business, ai seguenti rischi:

• rischio di credito;
• rischio di liquidità;
• rischio di mercato.

Nella presente sezione vengono fornite informazioni integrative relative all'esposizione del Gruppo a ciascuno dei rischi elencati in precedenza, agli obiettivi, alle politiche ed ai processi di gestione di tali rischi ed ai metodi utilizzati per valutarli. La presente nota contiene inoltre informazioni quantitative al fine di valutare l'entità dei rischi derivanti dagli strumenti finanziari a cui il Gruppo è esposto nel corso dell'esercizio e alla data di riferimento del bilancio. Ulteriori informazioni quantitative sono esposte nelle specifiche note al bilancio relative alle attività e passività finanziarie.

La responsabilità complessiva per la creazione e la supervisione di un sistema di gestione dei rischi del Gruppo è del Consiglio di Amministrazione. La Direzione Amministrazione e Finanza è responsabile dello sviluppo e del monitoraggio delle politiche di gestione dei rischi del Gruppo ed informa periodicamente il Consiglio di Amministrazione sulle proprie attività.

Le politiche di gestione dei rischi del Gruppo hanno lo scopo di:

• identificare ed analizzare i rischi ai quali il Gruppo è esposto;
• definire l'architettura organizzativa, con individuazione delle unità organizzative coinvolte, relative responsabilità e sistema di deleghe;
• individuare i principi di risk management su cui si fonda la gestione operativa dei rischi;
• individuare le tipologie di operazioni ammesse per la copertura dell'esposizione (es. negoziazione di derivati di copertura).

La Funzione Internal Audit controlla la corretta applicazione delle policy e delle procedure applicate per la gestione dei rischi finanziari. La Funzione Internal Audit svolge verifiche periodiche riportandone gli esiti al Consiglio di Amministrazione.

1. Rischi finanziari

Rischio di credito

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

Crediti commerciali e altri crediti

Tale rischio di credito è principalmente connesso alla possibilità che i clienti non onorino i propri debiti verso la società alle scadenze pattuite. L'esposizione del Gruppo al rischio di credito dipende sostanzialmente dalle caratteristiche specifiche di ciascun cliente e la sua entità può essere certamente maggiore per le classi dei grossisti ed utenti industriali, con un inevitabile grado di concentrazione.

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

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

Per i grandi clienti si ottengono in genere fideiussioni bancarie o assicurative a prima richiesta per importi pari alla fornitura di due/tre mesi.

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

Il Gruppo accantona un fondo svalutazione per perdite di valore che riflette la stima delle perdite previste sui crediti commerciali e sugli altri crediti, le cui componenti principali sono svalutazioni specifiche individuali di esposizioni scadute significative e svalutazioni generiche di esposizioni omogenee per scadenze e tipologia di utenza. La svalutazione generica viene determinata anche sulla base dell'esperienza storica.

Si segnala infine che nell'ottica di procedere ad un'ottimizzazione della propria struttura finanziaria e di una sempre più efficiente gestione dei rischi su crediti, il Gruppo ha rinnovato, nel mese di settembre 2018, un contratto con Intesa Sanpaolo S.p.A. per la cartolarizzazione del proprio portafoglio crediti con un plafond rotativo di 20 milioni di euro. Tale contratto, che ha scadenza nel mese di aprile 2023, prevede, nei limiti dello stesso plafond contrattualmente stabilito, la cessione periodica e pro-soluto dei crediti commerciali gas della B.U. Retail.

Nella nota n. 14, Crediti commerciali, sono fornite le informazioni quantitative sull'esposizione al rischio di credito, per quanto riguarda i crediti commerciali, richieste dall'IFRS 7.

Strumenti finanziari e depositi bancari

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

Attività finanziarie detenute per la negoziazione

In tale categoria rientrano investimenti in titoli azionari di società quotate e fondi azionari. A seguito della cessione dei titoli iscritti nell'attivo circolante nel 2017, il Gruppo non è attualmente soggetto a tali rischi.

Garanzie e fideiussioni

Al 31 dicembre 2021 il Gruppo ha in essere fideiussioni a favore di terzi per complessivi 18,7 milioni di euro, principalmente composte da:

• fideiussioni per l'acquisto della società Rete Gas Fidenza S.r.l. per 4,2 milioni di euro;
• fideiussioni a garanzia del finanziamento RBL per il progetto "Midia" in Romania per 5,7 milioni di euro;
• fideiussioni per adempimento di imposta di consumo ed addizionale regionale per 2,2 milioni di euro;
• fideiussioni per trasporto e stoccaggio strategico gas per 2,0 milioni di euro;
• fideiussioni per garanzia esecuzione lavori di sviluppo o di ripristino nelle concessioni di coltivazione per 2,8 milioni di euro;
• fideiussioni a favore di società di distribuzione gas metano a garanzia del rispetto dei propri obblighi contrattuali per 0,8 milioni di euro;
• fideiussioni a favore di alcuni enti locali per il servizio di gestione della distribuzione di gas metano per 0,8 milioni di euro;
• altre tipologie di fideiussioni per 0,2 milioni di euro.

Rischio di liquidità

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

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

Al 31 dicembre 2021, il Gruppo ha in essere le seguenti linee di credito:

• 25 milioni di Euro per crediti di firma, non assistite da garanzie;
• 6 milioni di Euro per impegni di firma di natura finanziaria;
• 20 milioni di Euro per la linea di credito rotativa a fronte di cartolarizzazione (cessione pro-soluto) dei crediti commerciali verso clienti civili e industriali della B.U. Retail;
• 20 milioni di Euro per le linee di credito sottoscritte con Intesa Sanpaolo e Banco BPM sulla base delle disposizioni del Decreto Liquidità (D.L. n. 23 del 8 aprile 2020), interamente erogate nello scorso mese di gennaio 2021;
• 1,7 milioni di Euro per linee di credito promiscue autoliquidanti per anticipo fatture e per scoperto di conto corrente, non assistite da garanzie;
• 0,3 milioni di Euro per linee di credito per scoperto di conto corrente, non assistite da garanzie;
• 5 milioni di Euro per linee di credito factor;

Note esplicative al bilancio consolidato al 31 dicembre 2021 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

• 32 milioni di Euro per la linea a medio lungo termine del Finanziamento ISP-Banco BPM, interamente erogata;
• 55 milioni di Euro per la linea Capex del Finanziamento ISP-Banco BPM (erogata al 31 dicembre 2021 per 17,4 milioni di Euro);
• 15 milioni di Euro per linea Finanziamento Revolving Banco BPM utilizzabile per cassa, interamente erogata al 31 dicembre 2021;
• 19 milioni di Euro per il Finanziamento RBL del progetto di sviluppo dei giacimenti a gas Ana e Doina ubicati nel Mar Nero rumeno (erogata al 31 dicembre 2021 per 16,6 milioni di Euro);
• 20 milioni di Euro per linea promiscua a copertura variazioni di fair value su derivati, con scadenza il 30/06/2022;
• 25 milioni di Euro per linea rischi di sostituzione derivanti da operazioni su commodity;
• 3 milioni di Euro per linea rischi di sostituzione derivanti da operazioni su tassi;
• 0,1 milioni di Euro per carte di credito aziendali e Viacard.

Tutte le linee di credito per scoperto di conto corrente o autoliquidanti sono a tasso variabile + spread fisso concordato con i relativi istituti di credito.

La gestione della liquidità del Gruppo è accentrata nella controllante, che gestisce in "cash pooling" le eccedenze o esigenze di liquidità delle singole società del gruppo.

Altre informazioni di tipo quantitativo sono fornite alla nota n. 19, Debiti finanziari a breve e medio/lungo termine.

I flussi finanziari relativi al contratto di Finanziamento ISP-Banco BPM, al contratto di Finanziamento Revolving stipulato con Banco BPM, ai contratti di Finanziamento D.L Liquidità stipulati con Intesa Sanpaolo ed al contratto di Finanziamento RBL stipulato dalla società controllata Gas Plus Dacia S.r.l. sono soggetti al rispetto di parametri finanziari (covenants) così come previsti dai relativi contratti di finanziamento. Per una descrizione ed un'analisi di tali covenants si faccia riferimento a quanto riportato nella nota n. 19, Debiti finanziari a breve e a medio/lungo termine.

Rischio di mercato

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

Rischio di cambio

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

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

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

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

Per mitigare il rischio di oscillazione del cambio del dollaro statunitense relativamente all'attività di sviluppo del Progetto Midia in Romania, il Gruppo ha stipulato nel corso del 2021 un contratto derivato di copertura del rischio di cambio, conclusosi entro la fine dell'anno. Tale contratto ha soddisfatto i criteri per il trattamento in hedge accounting ai fini contabili ed ha comportato un esborso netto di Euro 29, classificato tra le immobilizzazioni materiali in corso.

Al 31 dicembre 2021 ed al 31 dicembre 2020, il Gruppo non ha in essere nessuno specifico contratto derivato per la copertura del rischio di cambio.

Rischio tasso di interesse

Esso afferisce in particolare, per quanto riguarda le attività finanziarie detenute per la negoziazione, agli effetti che le variazioni nei tassi di interesse hanno sul prezzo delle suddette attività. Al 31 dicembre 2021 ed al 31 dicembre 2020, il Gruppo non ha in portafoglio attività finanziarie detenute per la negoziazione.

Quanto invece alle passività finanziarie, il rischio di variazioni dei tassi di interesse può avere un effetto diretto sul conto economico determinando un minor o maggior costo per oneri finanziari. Per la copertura del suddetto rischio, relativamente al contratto Finanziamento ISP-Banco BPM, la Società capogruppo ha stipulato i seguenti contratti derivati:

• in data 24 ottobre 2019, due contratti di Interest Rate Swap per l'80% della linea a medio lungo termine;
• in data 23 gennaio 2020 ed in data 12 gennaio 2021, contratti di Interest Rate Swap per il 65% delle erogazioni richieste della linea a medio lungo termine "Capex", rispettivamente nel secondo semestre 2019 e nel secondo semestre 2020.

Tutti i contratti stipulati soddisfano i criteri per il trattamento in hedge accounting ai fini contabili.

Rischio di variazione del prezzo delle commodity e dei flussi finanziari

Il Gruppo è esposto al rischio di oscillazione del prezzo di mercato del gas e del greggio poiché esso influisce sui ricavi e sui costi delle attività di produzione e compravendita, con possibili effetti negativi indotti sui flussi di cassa e sulle prospettive di reddito. Tali oscillazioni agiscono sia direttamente che indirettamente attraverso indicizzazioni presenti nelle formule di prezzo.

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

Tutti i derivati di copertura stipulati a tale scopo nel corso dell'esercizio 2021 e 2020 hanno soddisfatto i criteri per il trattamento in hedge accounting ai fini contabili.

Altri rischi di prezzo

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

Al 31 dicembre 2021, il Gruppo non è più esposto al rischio prezzo a seguito della cessione dei titoli iscritti nell'attivo circolante effettuata nel corso del 2017.

2. Esposizione al rischio

Rischio di credito

Rischio di credito delle attività finanziarie

Il valore contabile delle attività finanziarie rappresenta l'esposizione massima del Gruppo al rischio di credito. Alla data di chiusura dell'esercizio tale esposizione era la seguente:

in migliaia di Euro	2021	2020
Attività finanziarie correnti e non correnti
Altre attività non correnti, di cui:
- partecipazione in Serenissima Gas S.p.A.	5.961	5.961
- depositi cauzionali fornitori	243	200
- anticipi per gare d'ambito	398	377
- Crediti d'imposta Industria 4.0	231	-
- Crediti verso consorzi	1.997	1.957
- Fair value interest rate swap	36	-
Finanziamenti e crediti	44.083	31.345
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	21.107	4.569
Strum. Fin. a fronte del rischio di oscillazione
del prezzo delle commodities	902	229
TOTALE	74.958	44.638

La massima esposizione al rischio di credito a fine esercizio derivante da crediti commerciali, suddivisa per tipologia di clientela (canale distributivo), era la seguente:

Crediti commerciali:	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
Utenti civili	14.021	9.128
Utenti industriali	1.128	816
Grossisti	9.177	2.136
Società di vendita di gas naturale	2.758	3.586
Altri	11.953	10.351
Totale crediti	39.037	26.017

Perdite per riduzione di valore

L'anzianità dei crediti commerciali alla data di bilancio era la seguente:

Crediti commerciali:	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
Crediti commerciali totali	39.037	26.017
Fondo svalutazione crediti	(1.923)	(1.955)
Crediti commerciali netti	37.114	24.062
Crediti a scadere e scaduti da
meno di 60 gg.	35.996	22.677
Crediti scaduti da 60 a 180 gg.	230	353
Crediti scaduti da oltre 180 gg.	888	1.032
Totale crediti commerciali netti	37.114	24.062

Il rischio di credito legato all'anzianità dei crediti commerciali è mitigato dall'accordo quadro, rinnovato fino ad aprile 2023, con Intesa Sanpaolo per la cartolarizzazione (cessione pro soluto) del proprio portafoglio dei crediti commerciali verso clienti civili e industriali della B.U. Retail. Si segnala che in applicazione di tale accordo, nel corso dell'esercizio 2021 il Gruppo ha riconosciuto a Intesa Sanpaolo una commissione di sconto per i crediti ceduti per un importo pari a Euro 342 (per Euro 314 nel corso dell'esercizio 2020).

I movimenti del fondo svalutazione crediti commerciali nel corso dell'esercizio 2021 e 2020 sono stati i seguenti:

Fondo svalutazione crediti	2021	2020
Fondo finale anno precedente	(1.955)	(2.543)
Accantonamenti	(67)	(114)
Altre variazioni	54	585
Utilizzi	45	117
Fondo al 31 dicembre	(1.923)	(1.955)

La perdita di valore dell'esercizio viene determinata in modo che il saldo del fondo svalutazione crediti alla fine dell'esercizio rappresenti la ragionevole riduzione del valore delle attività finanziarie a fronte dei crediti ritenuti inesigibili. Essa è determinata sulla base di dati storici relativi alle perdite su crediti e delle ragionevoli prospettive di incasso, applicando a tutti i crediti in essere percentuali di svalutazione diverse a seconda della anzianità del credito.

Il Gruppo utilizza i fondi svalutazione per riconoscere le perdite di valore sui crediti commerciali; tuttavia, quando vi è la certezza che non sarà possibile recuperare l'importo dovuto, l'ammontare considerato irrecuperabile viene direttamente stornato dalla relativa attività finanziaria con contropartita, fino a capienza, il fondo svalutazione e, per l'eventuale eccedenza, il conto economico.

Rischio di liquidità

Le scadenze contrattuali delle passività finanziarie, compresa la stima degli interessi da versare, sono esposte nella tabella seguente:

31.12.2021

	Valore contabile	Flussi contrattuali	0-3 mesi	3-6 mesi	6-12 mesi	1-2 anni	2-5 anni	5 anni
Passività finanziarie non derivate
Finanziamento Medio Lungo Termine	31.714	33.671	240	5.243	5.393	11.556	11.239	-
Finanziamento Capex	16.570	18.821	135	136	262	3.661	14.627	-
Finanziamento RBL	15.567	18.849	187	189	381	5.109	12.983	-
Debiti per lease	4.274	4.820	222	222	445	889	2.667	375
Finanziamento Revolving	15.000	15.043	15.043	-	-	-	-	-
Finanziamenti Liquidità D.L.	19.965	20.714	562	1.058	2.114	4.174	12.806	-
Scoperti di c/c bancario	6	6	6	-	-	-	-	-
Debito incassi per crediti cartolarizzati	167	167	167	-	-	-	-	-
Debiti commerciali e altri debiti	44.469	44.469	41.916	-	-	-	-	2.553
Totale	147.732	156.560	58.478	6.848	8.595	25.389	54.322	2.928
di cui:
per capitale		149.916	57.790	6.201	7.403	23.451	52.269	2.802
per interessi		6.644	688	647	1.192	1.938	2.053	126
Contratti su commodities
Flussi in uscita		(21.638)	(12.783)	(5.021)	(3.834)	-	-	-
Flussi in entrata		902	-	-	902	-	-	-
Interest rate swap
Flussi in uscita		(87)	(43)	(17)	(27)	-	-	-
Flussi in entrata		36	-	-	-	1		- 35
31.12.2020	Valore contabile	Flussi contrattuali	0-3 mesi	3-6 mesi	6-12 mesi	1-2 anni	2-5 anni	5 anni
Passività finanziarie non derivate
Finanziamento Medio Lungo Termine	42.484	45.808	306	5.810	6.046	10.852	22.794	-
Finanziamento Capex	16.479	19.328	128	130	262	520	18.288	-
Finanziamento RBL	2.906	4.942	-	95	97	176	1.477	3.097
Debiti per lease	4.919	5.452	242	242	440	924	2.726	878
Finanziamento Revolving	20.000	20.111	2.564	17.547	-	-	-	-
Scoperti di c/c bancario	5	5	5	-	-	-	-	-
Debito incassi per crediti cartolarizzati	2.774	2.774	2.774	-	-	-	-	-
Debiti commerciali e altri debiti	36.160	36.160	33.419	-	-	-	-	2.741
Totale	125.727	134.580	39.438	23.824	6.845	12.472	45.285	6.716
di cui:
per capitale		128.458	38.919	23.221	5.900	10.842	43.014	6.562
per interessi		6.122	519	603	945	1.630	2.271	154
Contratti su commodities
Flussi in uscita		(5.289)	(692)	(2.334)	(2.263)	-	-	-
Flussi in entrata		4.447	728	1.868	1.851	-	-	-
Interest rate swap
Flussi in uscita		(172)	(17)	(17)	(31)	(51)	(56)	-
Flussi in entrata		-	-	-	-	-	-	-

I flussi futuri indicizzati all'Euribor del contratto di finanziamento sottoscritto con Intesa Sanpaolo e Banco BPM, dei contratti di finanziamento D.L. Liquidità e del contratto di finanziamento RBL sottoscritto dalla società controllata Gas Plus Dacia S.r.l. sono determinati in relazione all'ultimo fixing dell'Euribor alla data di chiusura dell'esercizio di riferimento.

Rischio di mercato

Rischio di cambio

La tabella seguente evidenzia l'esposizione del Gruppo al rischio di cambio in base al valore nozionale:

	31 dicembre 2021		31 dicembre 2020
	USD	RON	USD	RON
Crediti commerciali	18. 507	2.836	16.314	6.321
Debiti finanziari	(17.044)	(19.571)	(15.731)	(10.483)
Disponibilità liquide	2	1.100	1	890
Debiti commerciali	(5)	(54)	-	(47)
Esposizione netta nello
Stato Patrimoniale	1.460	(15.689)	584	(3.319)

I principali tassi di cambio applicati nel corso dell'esercizio in corso ed in quello precedente sono i seguenti:

	2021		2020
	Medio	31/12	Medio	31/12
Dollaro statunitense	1,1827	1,1326	1,1422	1,2271
Leu Romeno	4,9215	4,9490	4,8383	4,8683

Analisi di sensitività

Un apprezzamento dell'euro del 10% rispetto alle valute sotto riportate, avrebbe comportato al 31 dicembre un aumento (decremento) del patrimonio netto e del risultato netto per gli importi riportati nella tabella. L'analisi è stata svolta presupponendo che tutte le altre variabili siano costanti.

	Patrimonio Netto		Utile o Perdita
	2021	2020	2021	2020
USD	(133)	(53)	(189)	(14)
RON	(1.426)	(302)	(1.347)	(283)

Un deprezzamento dell'euro del 10% rispetto alle valute sopra riportate avrebbe causato gli effetti sotto riportati, presupponendo che tutte le altre variabili siano costanti.

	Patrimonio Netto		Utile o Perdita
	2021	2020	2021	2020
USD	162	65	93	113
RON	1.743	369	1.841	392

Al 31 dicembre 2021 e al 31 dicembre 2020, il Gruppo non deteneva strumenti derivati di copertura su commodities esposti al rischio di cambio.

Rischio di tasso di interesse

Il valore degli strumenti finanziari del Gruppo, distinto tra strumenti finanziari fruttiferi di interessi e strumenti infruttiferi, alla data di chiusura del bilancio era il seguente:

	Valore contabile
	2021	2020
Strumenti finanziari fruttiferi
Strumenti finanziari a tasso fisso
Attività finanziarie	-	-
Passività finanziarie	-	-
Strumenti finanziari a tasso variabile
Attività finanziarie	-	-
Passività finanziarie	(105.649)	(89.534)
Strumenti finanziari infruttiferi
Attività finanziarie	74.958	44.638
Passività finanziarie	(42.083)	(36.193)

Analisi di sensitività del fair value degli strumenti finanziari a tasso fisso

Al 31 dicembre 2021 e al 31 dicembre 2020, il Gruppo non detiene strumenti finanziari fruttiferi di interessi a tasso fisso.

Analisi di sensitività dei flussi finanziari degli strumenti finanziari a tasso variabile

L'analisi di sensitività è svolta solo con riferimento ai debiti finanziari correnti e non correnti verso banche.

Se la curva dei tassi di interesse fosse aumentata di 100 basis point alla data di chiusura del bilancio, il patrimonio netto e il risultato netto sarebbero diminuiti di Euro 241 (al 31 dicembre 2020 -145 Euro). Se la curva dei tassi interesse fosse diminuita di 100 basis point alla data di chiusura del bilancio 2020 e 2021 non avrebbe avuto nessun impatto sul patrimonio netto ed il risultato netto del Gruppo, poiché il tasso di riferimento ad entrambe le date era già negativo.

L'analisi è stata svolta presupponendo che le altre variabili siano rimaste costanti.

Rischio di variazione del prezzo delle commodity

Il Gruppo effettua operazioni di copertura tramite swap sul prezzo di vendita ed acquisto del gas metano e sul prezzo di vendita del brent, per evitare i possibili effetti negativi indotti sui flussi di cassa e sulle prospettive di reddito.

La copertura (di tipo economic hedging) permette di fissare mediante acquisto di strumenti derivati i prezzi di vendita e/o di approvvigionamento.

Al 31 dicembre 2021, tutte le coperture in essere rispettano i requisiti formali e sostanziali richiesti dal IFRS 9 per essere classificati come strumenti di copertura e trattati in hedge accounting. Al 31 dicembre 2021, quindi, risulta in essere una riserva di patrimonio di cash flow hedge negativa pari ad Euro 14.245 (al 31 dicembre 2020 riserva positiva pari a Euro 608), al lordo del relativo impatto fiscale.

Tali derivati sono stati stipulati, anche in ottemperanza agli obblighi previsti dal contratto di finanziamento in essere con Intesa Sanpaolo e Banco BPM, ad inizio anno e quindi prima della forte ripresa degli scenari energetici e la relativa valutazione ha pertanto risentito del differente andamento delle curve dei prezzi all'epoca di sottoscrizione e quelle dei periodi successivi. La riserva di patrimonio di cash flow hedge negativa sarà recepita nel conto economico del successivo esercizio unitamente agli effetti economici positivi che saranno generati dagli elementi coperti.

Analisi di sensitività derivanti dall'utilizzo di strumenti finanziari

Una variazione positiva/negativa del prezzo del gas del 10% rispetto alle quotazioni correnti a fine esercizio, avrebbe comportato un aumento (decremento) del patrimonio netto e del risultato netto in relazione agli strumenti derivati per la copertura del rischio di oscillazione del prezzo delle commodity secondo gli importi riportati nella seguente tabella.

		31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
		Effetto a P.N. Effetto a C.E.	Effetto a P.N.	Effetto a C.E.
Prezzo Gas + 10%	(2.568)	-	(458)	-
Prezzo Gas – 10%	2.568	-	458	-

Al 31 dicembre 2021 e al 31 dicembre 2020, il Gruppo non deteneva strumenti derivati di copertura sul prezzo del brent.

Con riferimento ai rischi sui margini derivanti dall'oscillazione dei prezzi delle commodity, si rimanda a quanto illustrato nella Relazione sulla Gestione.

3. Gestione del capitale

L'obiettivo primario della gestione del capitale del gruppo è garantire che sia mantenuto un adeguato rating creditizio ed adeguati livelli degli indicatori di capitale in modo da supportare l'attività, massimizzare il valore per gli azionisti e ridurre il costo del capitale.

Il Gruppo gestisce la struttura del capitale e lo modifica in funzione di variazioni nelle condizioni economiche. Per mantenere o adeguare la struttura del capitale, il Gruppo può adeguare i dividendi pagati agli azionisti, rimborsare il capitale o emettere nuove azioni.

Nessuna variazione è stata apportata agli obiettivi, alle politiche o alle procedure durante gli esercizi 2020 e 2021.

Il Gruppo verifica il proprio capitale mediante il rapporto di gearing, ovvero rapportando il debito netto al totale del patrimonio netto più il debito netto. La politica del gruppo mira a mantenere tale rapporto sotto il 50%, salvo operazioni straordinarie in presenza delle quali tale rapporto può non essere mantenuto. In tal caso, il Gruppo valuta la necessità di effettuare un aumento di capitale per ripristinare la soglia-obiettivo.

	2021	2020
Debiti finanziari	103.314	89.761
Disponibilità	(21.107)	(4.569)
Debito Netto	82.207	85.192
Patrimonio Netto	171.038	177.933
Totale Capitale	253.281	263.125
Gearing ratio	32,46%	32,38%

Il Gruppo include nel debito netto i finanziamenti onerosi al netto delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti.

4. Gerarchia del Fair Value secondo l'IFRS 9

L'IFRS 9 richiede che la classificazione degli strumenti finanziari al fair value sia determinata in base alla qualità delle fonti degli input usati nella valutazione del fair value.

Qui di seguito, si evidenzia la classificazione IFRS 9 per gli strumenti finanziari posseduti dal Gruppo:

	Totale di bilancio	Livello 1	Livello 2	Livello 3	Totale valutato a fair value	Altro
ATTIVO
Altre attività non correnti	8.866	-	36	5.961	5.997	2.869
Attività finanziarie	902	-	902	-	902	-
PASSIVO
Debiti finanziari non correnti	70.288	-	-	-	-	70.288
Debiti per lease non correnti	3.385	-	-	-	-	3.385
Debiti finanziari correnti	50.426	-	21.725	-	21.725	28.701
Debiti per lease correnti	889	-	-	-	-	889

Si precisa che la classificazione degli strumenti finanziari può comportare una significativa discrezionalità, ancorché, in accordo con gli IFRS, il Gruppo utilizza, qualora disponibili, prezzi quotati in mercati attivi come migliore stima del fair value di tutti gli strumenti derivati.

Le altre attività non correnti includono per Euro 5.961 partecipazioni non di collegamento in società attive nel settore della distribuzione del gas ed utilities, classificate come attività finanziarie al fair value con variazioni imputate al conto economico complessivo ed imputate direttamente a patrimonio netto. La valutazione al fair value di tali attività, classificate tra gli strumenti finanziari di livello 3, è stata effettuata con il metodo del patrimonio netto rettificato tenendo conto del fair value degli impianti di distribuzione della società partecipata, pari ad un valore prossimo alla stima del valore industriale dei relativi impianti di distribuzione gas posseduti.

5. Classi di strumenti finanziari

Gli strumenti finanziari iscritti nello stato patrimoniale del Gruppo sono così raggruppabili per classi (è indicato per ognuna sia il valore contabile sia il fair value):

31.12.2021

	Valore contabile	Finanziament i e crediti	Attività/ passività finanziarie al fair value a conto economico	Attività/ passività finanziarie in regime di hedge accounting	Attività disponibili per la vendita	Altre passività	Costo ammortizzato	Totale voce contabile	Fair value
ATTIVO
Altre attività non correnti	8.866	2.869	-	36	5.961	-	-	8.866	8.866
Attività finanziarie	902	-	-	902	-	-	-	902	902
Crediti commerciali	37.114	37.114	-	-	-	-	-	37.114	37.114
Crediti vs. altri	6.969	6.969	-	-	-	-	-	12.794	6.969
Disponibilità liquide	21.107	21.107	-	-	-	-	-	21.107	21.107
Totale	74.958	68.059	-	938	5.961	-	-	80.783	74.958
PASSIVO
Debiti finanziari non correnti	70.288	-	-	-	-	-	70.288	70.288	70.288
Debiti per lease non correnti	3.385						3.385	3.385	3.385
Debiti vs. altri non correnti	2.553	-	-	-	-	2.553	-	2.553	2.553
Debiti finanziari correnti	50.426	-	-	21.725	-	15.348	13.353	50.426	50.426
Debiti per lease correnti	889	-	-	-	-	-	889	889	889
Debiti commerciali	32.526	-	-	-	-	32.526	-	32.526	32.526
Debiti vs. altri correnti	9.390	-	-	-	-	9.390	-	16.003	9.390
Totale	169.457	-	-	21.725	-	59.817	87.915	176.070	169.457

31.12.2020

	Valore contabile	Finanziament i e crediti	Attività/ passività finanziarie al fair value a conto economico	Attività/ passività finanziarie in regime di hedge accounting	Attività disponibili per la vendita	Altre passività	Costo ammortizzato	Totale voce contabile	Fair value
ATTIVO
Altre attività non correnti	8.495	2.534	-	-	5.961	-	-	8.495	8.495
Attività finanziarie	229	-	-	229	-	-	-	229	229
Crediti commerciali	24.062	24.062	-	-	-	-	-	24.062	24.062
Crediti vs. altri	7.283	7.283	-	-	-	-	-	20.923	7.283
Crediti vs. controllanti	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Disponibilità liquide	4.569	4.569	-	-	-	-	-	4.569	4.569
Totale	44.638	38.448	-	229	5.961	-	-	58.278	44.638
PASSIVO
Debiti finanziari non correnti	51.192	-	-	107	-	-	51.085	51.192	51.192
Debiti per lease non correnti	4.077						4.077	4.077	4.077
Debiti vs. altri non correnti	2.741	-	-	-	-	2.741	-	2.741	2.741
Debiti finanziari correnti	34.621	-	-	1.036	-	22.802	10.783	34.621	34.621
Debiti per lease correnti	842	-	-	-	-	-	842	842	842
Debiti commerciali	25.622	-	-	-	-	25.622	-	25.622	25.622
Debiti vs. altri correnti	7.797	-	-	-	-	7.797	-	14.112	7.797
Totale	126.892	-	-	1.143	-	58.962	66.787	133.207	126.892

Criteri per la determinazione del fair value

I metodi e le principali assunzioni utilizzate per la determinazione del fair value degli strumenti finanziari sono indicati di seguito.

Strumenti finanziari derivati

Il fair value dei contratti swap sull'oscillazione del prezzo del gas metano e del brent viene determinato sulla base di una modellistica interna, alimentata dalle curve dei prezzi quotati alla data di bilancio. Poiché l'orizzonte temporale di tali contratti derivati risulta inferiore ad 1 anno, si è valutato non rilevante considerare il rischio di mancata performance del Gruppo e della controparte.

Il fair value dei contratti swap su tassi di interesse viene determinato sulla base di una modellistica predisposta da un esperto indipendente terzo, alimentata dalle curve dei tassi di mercato quotate alla data di bilancio. Tale modello, poiché il contratto derivato sui tassi di interesse ha una durata superiore ad 1 anno, tiene conto del rischio di mancata performance del Gruppo e della controparte.

Passività finanziarie

Il fair value delle passività finanziarie è calcolato come il valore attuale dei flussi finanziari futuri attualizzato al tasso di interesse di mercato rilevato alla data di chiusura del bilancio.

Crediti commerciali ed altri crediti

Il fair value dei crediti commerciali e degli altri crediti è calcolato come il valore attuale dei flussi finanziari futuri per capitale ed interessi attualizzato al tasso di interesse di mercato rilevato alla data di chiusura del bilancio.

• -
  -

-

COMPENSI DELLA SOCIETA' DI REVISIONE CONTABILE E DELLE ENTITA' APPARTENENTI ALLA SUA RETE

Ai sensi dell'art. 149-duodecies "Pubblicità dei corrispettivi" del regolamento Emittenti, introdotto da Consob con delibera n. 15915 del 3 maggio 2008, i compensi che la società di revisione e le entità alla sua rete hanno percepito, distintamente, per incarichi di revisione e per la prestazione di altri servizi, indicati per tipo e categoria, sono riepilogati nella tabella che segue:

Tipologia di servizi	Soggetto che ha erogato il servizio	Destinatario	Note	Corrispettivi 2021 (Euro migliaia)
Revisione contabile	Deloitte & Touche S.p.A.	Capogruppo Gas Plus S.p.A.		90
Revisione contabile	Deloitte & Touche S.p.A. Rete Deloitte & Touche	Società controllate Società controllate		110 17
Altri servizi	Deloitte & Touche S.p.A. Deloitte & Touche S.p.A. Deloitte & Touche S.p.A. Deloitte & Touche S.p.A.	Capogruppo Gas Plus S.p.A. Capogruppo Gas Plus S.p.A. Società controllate Società controllate	(1) (2) (2) (3)	6 4 10 10
Totale				247

(1) Attestazione conformità covenants finanziari.

(2) Revisione dei conti annuali separati relativamente alle attività del settore gas.

(3) Certificazione tariffe joint ventures.

GAS PLUS S.p.A.

Bilancio d'esercizio al 31 dicembre 2021

Prospetti Contabili e Note Esplicative

	SITUAZIONE PATRIMONIALE FINANZIARIA 156
	CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO 158
	PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO 159
	RENDICONTO FINANZIARIO 160
	NOTE ESPLICATIVE 161
1.	Informazioni societarie 161
2.	Forma e contenuto del bilancio 161
3.	Principi contabili e criteri di valutazione 162
4.	Immobilizzazioni immateriali 176
5.	Diritto d'uso 176
6.	Immobili, impianti e macchinari 177
7.	Partecipazioni in società controllate 178
8.	Altre attività finanziarie non correnti 182
9.	Imposte sul reddito 182
10.	Crediti commerciali 183
11.	Crediti verso controllante 184
12.	Crediti verso controllate 184
13.	Altri crediti 185
14.	Attività finanziarie 185
15.	Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 185
16.	Patrimonio netto 186
17.	Finanziamenti a medio/lungo e a breve termine 187
18.	Debiti finanziari per lease a breve e a medio/lungo termine 191
19.	Trattamento di fine rapporto, quiescenza e obblighi simili 192
20.	Debiti commerciali 193
21.	Debiti verso controllate 193
22.	Altri debiti 194
23.	Ricavi 194
24.	Costi per materie prime, materiali di consumo e servizi 195
25.	Costi per il personale 195
26.	Proventi ed oneri diversi 196
27.	Proventi ed oneri finanziari 196
28.	Impegni e rischi 197
29.	Rapporti con parti correlate 197
30.	Eventi successivi alla data di bilancio 200
31.	Gestione dei rischi finanziari: obiettivi e criteri 200
32.	Altre informazioni 206

SITUAZIONE PATRIMONIALE FINANZIARIA

Al 31 dicembre 2021 e al 31 dicembre 2020

Importi in Euro	Note	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
ATTIVITA'
Attività non corrente
Immobilizzazioni immateriali	4	99.352	137.973
Diritto d'uso	5	980.480	1.201.813
Immobili, impianti e macchinari	6	72.688	107.946
Partecipazioni in società controllate	7	298.495.192	298.632.488
Altre attività finanziarie non correnti	8	36.270	-
Imposte differite attive	9	564.298	295.992
Totale attività non corrente		300.248.280	300.376.212
Attività corrente
Crediti commerciali	10	5.185	2.605
Crediti verso controllate	12	25.473.740	6.177.943
Crediti verso controllante	11	381	381
Crediti per imposte sul reddito	9	322.876	808.954
Altri crediti	13	918.186	528.793
Attività finanziarie	14	902.238	228.544
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	15	12.803.255	904.611
Totale attività corrente		40.425.861	8.651.831
TOTALE ATTIVITA'		340.674.141	309.028.043
PATRIMONIO NETTO
Capitale sociale	16	23.353.002	23.353.002
Riserve	16	140.856.129	188.445.460
Altre componenti di patrimonio netto	16	102.349	(44.654)
Risultato del periodo	16	206.398	(47.544.677)
TOTALE PATRIMONIO NETTO		164.517.878	164.209.131
PASSIVITA'
Passività non correnti
Debiti finanziari	17	38.423.170	48.286.323
Debiti finanziari per lease	18	784.227	1.014.341
TFR, quiescenza ed obblighi simili	19	1.247.203	1.175.699
Fondo imposte differite	9	140.372	197.501
Totale passività non correnti		40.594.972	50.673.863
Passività correnti
Debiti commerciali	20	678.767	677.878
Debiti verso controllate	21	86.821.703	60.209.921
Debiti finanziari correnti	17	46.585.957	31.818.632
Debiti finanziari per lease	18	218.330	213.064
Altri debiti	21	1.256.534	1.225.554
Totale passività correnti		135.561.291	94.145.049
TOTALE PASSIVITA'		176.156.263	144.818.912
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA'		340.674.141	309.028.043

Per un dettaglio delle transazioni con parti correlate si rinvia alla nota n. 29, Rapporti con parti correlate.

CONTO ECONOMICO

Per gli esercizi chiusi al 31 dicembre 2021 e al 31 dicembre 2020

Importi in Euro	Note	2021	2020
Ricavi	21	3.775.865	3.843.766
Di cui con controllante, controllate e parti correlate:		3.775.197	3.843.766
Altri ricavi e proventi	21	34.840	17.908
Totale Ricavi		3.810.705	3.861.674
Costi per materie prime e materiali di consumo	22	(23.164)	(24.361)
Costi per servizi e altri	22	(2.828.161)	(2.827.948)
Di cui con controllate e parti correlate:		(82.262)	(104.539)
Costo del personale	23	(3.197.004)	(3.056.839)
Proventi ed (oneri) diversi	24	3.799.997	(44.293.729)
Di cui con controllate e parti correlate:		3.799.997	(44.293.729)
Ammortamenti	4-5	(348.142)	(329.405)
RISULTATO OPERATIVO		1.214.231	(46.670.608)
Proventi finanziari	25	38.778.195	2.637.743
Di cui con controllate e parti correlate:		37.498.134	1.018.276
Oneri finanziari	25	(41.204.592)	(4.843.293)
Di cui con controllate e parti correlate:		(1.458.420)	(1.603.365)
RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE		(1.212.166)	(48.876.158)
Imposte sul reddito	9	1.418.564	1.331.481
RISULTATO DELL'ESERCIZIO		206.398	(47.544.677)

Per un dettaglio dei costi e ricavi verso parti correlate si veda la nota n. 29, Rapporti con parti correlate.

CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO

Per gli esercizi chiusi al 31 dicembre 2021 e al 31 dicembre 2020

Importi in Euro	2021	2020
Risultato del periodo	206.398	(47.544.677)
Altre componenti di conto economico complessivo che saranno riclassificate nel risultato di esercizio:
Delta attuariali Fondo TFR	(14.965)	1.730
Imposte	3.592	(415)
Fair value interest rate swap Imposte anticipate	149.634 (35.912)	(60.486) 14.517
Totale utile (perdita) di Conto economico complessivo al netto delle imposte	102.349	(44.654)
Risultato del periodo complessivo al netto delle imposte	308.747	(47.589.331)

Per maggiori informazioni si rinvia alla nota n. 16, Patrimonio Netto.

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO

Per gli esercizi chiusi al 31 dicembre 2021 e al 31 dicembre 2020

Importi in Euro	Capitale	Riserva sovrap. azioni	Riserva legale	Versamenti C/ capitale	Riserva per azioni proprie (1)	Riserva cash flow hedge	Riserva differenze attuariali TFR	Utili indivisi	Risultato d'esercizio	Totale patrimonio
Saldo al 31 dicembre 2019	23.353.002	85.605.531	4.670.600	7.041.890	(9.599.592)	(84.808)	(183.402)	102.397.051	(1.401.811)	211.798.462
Destinazione utile e dividendi	-	-	-	-	-	-	-	(1.401.811)	1.401.811	-
Risultato del periodo complessivo
al netto delle imposte	-	-	-	-	-	(45.969)	1.315	-	(47.544.677)	(47.589.331)
Saldo al 31 dicembre 2020	23.353.002	85.605.531	4.670.600	7.041.890	(9.599.592)	(130.777)	(182.087)	100.995.240	(47.544.677)	164.209.131
Destinazione utile e dividendi	-	-	-	-	-	-	-	(47.544.677)	47.544.677	-
Risultato del periodo complessivo
al netto delle imposte	-	-	-	-	-	113.722	(11.373)	-	206.398	308.747
Saldo al 31 dicembre 2021	23.353.002	85.605.531	4.670.600	7.041.890	(9.599.592)	(17.055)	(193.460)	53.450.563	206.398	164.517.878

(1) = al 31 dicembre 2021, Gas Plus S.p.A. detiene 1.336.677 azioni proprie (pari al 2,98% del capitale sociale) per un corrispettivo complessivo di 9.599.592 Euro.

Bilancio dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2021 (Importi in Euro se non diversamente indicato)

RENDICONTO FINANZIARIO

Per gli esercizi chiusi al 31 dicembre 2021 e 31 dicembre 2020

Flussi finanziari dell'attività operativa Utile netto 206.398 (47.544.677) Ammortamenti 348.142 329.405 (Plusvalenze) minusvalenze patrimoniali (150) - Svalutazioni partecipazioni in imprese controllate 227.297 52.321.399 Variazione imposte differite (325.435) (19.841) Variazione crediti commerciali verso società correlate (329.332) 703.665 Variazione debiti commerciali 232.798 89.913 Variazione netta crediti/debiti da consolidato fiscale verso società controllate (545.882) 1.362.882 Variazione crediti per regime IVA di gruppo verso società controllate 145.422 (130.127)	2021	2020
Variazione netta crediti/debiti imposte sul reddito da consolidato fiscale (10) (1.441.836)
Variazione netta altre attività e passività correnti 127.674 98.803
Variazione TFR, quiescenza ed obblighi simili 71.505 22.694
Flussi finanziari netti dell'attività operativa 158.427 5.792.280
Acquisto di beni materiali (7.952) (17.555)
Acquisto di beni immateriali (57.170) (86.750)
Investimenti in partecipazioni (90.000) (7.218.000)
Ricavi per cessione di beni materiali 206		-
Flussi finanziari netti utilizzati nell'attività di investimento (154.916) (7.322.305)
Variazione netta delle passività finanziarie a breve termine 200.468 324.697
Variazione netta per attività di cash pooling 27.805.028 (9.162.116)
Finanziamenti ricevuti 15.000.000 16.400.000
Finanziamenti rimborsati (31.000.000) (8.000.000)
Rimborso per debiti per lease (212.712) (188.721)
Altre variazioni di patrimonio netto 102.349 (44.654)
Flussi finanziari netti generati (utilizzati) nell'attività di
finanziamento 11.895.133 (670.794)
Incremento (decremento) delle disponibilità liquide 11.898.644 (2.200.819)
Disponibilità liquide all'inizio del periodo 904.611 3.105.430
Disponibilità liquide alla fine del periodo 12.803.255 904.611
Dividendi incassati da società controllate 4.027.294 8.027.670
Imposte nette pagate nell'esercizio 486.078 (579.935)

Oneri finanziari netti pagati nell'esercizio 2.255.210 1.936.449

NOTE ESPLICATIVE

1. Informazioni societarie

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

Gas Plus S.p.A., ha sede a Milano, in Viale Enrico Forlanini n. 17.

Gas Plus S.p.A. è controllata al 73,94% da US.FIN. S.r.l., che non esercita attività di direzione e coordinamento.

Gas Plus S.p.A. ha provveduto a redigere il bilancio consolidato che viene presentato unitamente al bilancio d'esercizio. La pubblicazione del bilancio d'esercizio chiuso al 31 dicembre 2021 è stata autorizzata con delibera del Consiglio di Amministrazione del 13 aprile 2022.

2. Forma e contenuto del bilancio

A seguito dell'entrata in vigore del Regolamento Europeo n. 1606/2002 emanato dal Parlamento Europeo e dal Consiglio Europeo nel mese di luglio 2002, le società con titoli ammessi alle negoziazioni in un mercato regolamentato degli Stati membri dell'Unione Europea devono redigere dal 2005 i loro bilanci conformemente agli IFRS.

In virtù delle opzioni offerte dal D. Lgs. 38/2005, Gas Plus S.p.A. ha optato di utilizzare i principi contabili internazionali per la redazione del bilancio individuale, separato rispetto al consolidato, dall'esercizio chiuso al 31 dicembre 2006.

Il bilancio è presentato in Euro e gli importi sono esposti in Euro, salvo quando diversamente indicato. Per quanto riguarda la presentazione del bilancio la Società ha effettuato le seguenti scelte:

• nello stato patrimoniale sono esposte separatamente le attività correnti e non correnti e le passività correnti e non correnti. Le attività correnti che includono liquidità e mezzi equivalenti sono quelle destinate ad essere realizzate, cedute o consumate nel normale ciclo operativo della Società. Le attività non correnti comprendono i saldi attivi con ciclo di realizzo oltre i dodici mesi, comprese le immobilizzazioni materiali, immateriali e finanziarie e le imposte anticipate. Le passività correnti comprendono i debiti esigibili entro i dodici mesi, compresa la quota corrente dei finanziamenti non correnti. Le passività non correnti comprendono i debiti esigibili oltre i dodici mesi, compresi i debiti finanziari, i fondi relativi al personale e le imposte differite;
• il conto economico presenta una classificazione dei costi per natura ed evidenzia il risultato prima degli oneri finanziari e delle imposte;
• il conto economico complessivo consolidato, presentato separatamente dal conto economico, raccoglie le variazioni non transitate a Conto Economico, ma imputate direttamente a Patrimonio Netto sulla base di specifici principi contabili IAS/IFRS;

• il prospetto delle Variazioni del Patrimonio Netto riporta le informazioni con evidenza separata del risultato di esercizio complessivo e di ogni altra variazione non transitata a Conto Economico, ma imputata direttamente a Patrimonio Netto sulla base di specifici principi contabili IAS/IFRS;

• il rendiconto finanziario evidenzia separatamente i flussi finanziari derivanti dall'attività operativa, di investimento e di finanziamento. Per la sua redazione è stato utilizzato il metodo indiretto.

3. Principi contabili e criteri di valutazione

Criteri di valutazione

Immobili, impianti e macchinari

Gli immobili, impianti e macchinari acquisiti separatamente sono iscritti al costo, mentre quelli acquisiti attraverso operazioni di aggregazione di imprese sono contabilizzati in base al fair value determinato alla data di acquisizione.

Gli immobili, gli impianti e i macchinari sono rilevati al costo, comprensivo dei costi accessori direttamente imputabili e necessari alla messa in funzione del bene per l'uso per cui è stato acquistato, incrementato, quando rilevante ed in presenza di obbligazioni attuali, del valore attuale del costo stimato per lo smantellamento e la rimozione dell'attività. Qualora parti significative di tali attività materiali abbiano differenti vite utili, tali componenti sono contabilizzate separatamente. I terreni, sia liberi da costruzione sia pertinenziali a fabbricati, non sono ammortizzati in quanto elementi a vita utile illimitata.

Le vite economico-tecniche utilizzate sono le seguenti:

	Aliquota
Categoria:	d'ammortamento
Mobili/arredi/macchine d'ufficio	12,0%
Impianti telefonici	20,0%
Macchine elettroniche	20,0%
Automezzi	20,0-25,0%

Al momento della vendita o quando non sussistono benefici economici futuri attesi dall'uso di un bene, esso viene eliminato dal bilancio e l'eventuale perdita o utile (calcolata come differenza tra il valore di cessione e il valore di carico) viene rilevata a conto economico al momento della suddetta eliminazione. Il valore residuo del bene, la vita utile e i metodi di ammortamento applicati sono rivisti con frequenza annuale e adeguati, se necessario, alla fine di ciascun esercizio.

Attività immateriali

Un'attività immateriale viene rilevata contabilmente solo se è identificabile, controllabile, ed è prevedibile che generi benefici economici futuri e il suo costo può essere determinato in modo attendibile.

Le attività immateriali acquisite separatamente sono iscritte inizialmente al costo, mentre quelle acquisite attraverso operazioni di aggregazione di imprese sono contabilizzate al fair value alla data di acquisizione. Dopo la rilevazione iniziale, le attività immateriali sono iscritte al costo al netto dei fondi di ammortamento e di eventuali perdite di valore accumulate. Le attività immateriali prodotte internamente non sono capitalizzate e si rilevano nel conto economico dell'esercizio in cui sono state sostenute.

La vita utile delle attività immateriali è valutata come definita o indefinita.

Le attività immateriali con vita definita sono ammortizzate lungo la loro vita utile e sottoposte a test di recuperabilità (impairment) ogni volta che vi siano indicazioni di una possibile perdita di valore. Il periodo e il metodo di ammortamento ad esse applicato vengono riesaminati alla fine di ciascun esercizio o più frequentemente se necessario. Variazioni della vita utile attesa o delle modalità con cui i futuri benefici economici legati all'attività immateriale sono conseguiti dalla Società sono rilevate modificando il periodo o il metodo di ammortamento e trattate come modifiche delle stime contabili. Le quote di ammortamento delle attività immateriali con vita definita sono rilevate a conto economico nella categoria di costo coerente con la funzione dell'attività immateriale.

I tassi annui di ammortamento utilizzati sono correlati al periodo di prevista utilità.

Le attività immateriali con vita utile indefinita non sono ammortizzate, ma sono sottoposte annualmente alla verifica di perdita di valore, sia a livello individuale sia a livello di unità generatrice di cassa. La valutazione della vita utile indefinita è rivista annualmente per determinare se tale attribuzione continua ad essere sostenibile; altrimenti, il cambiamento da vita utile indefinita a vita utile definita si applica su base prospettica.

Gli utili o le perdite derivanti dall'eliminazione di un bene immateriale sono misurati come la differenza fra il ricavo netto della dismissione e il valore contabile dell'attività immateriale e sono rilevati a conto economico nell'esercizio in cui avviene l'eliminazione.

Partecipazioni in società controllate

Le partecipazioni in società controllate sono rilevate con il criterio del costo. I dividendi da società controllate sono rilevati come proventi diversi nel conto economico solo nella misura in cui si riferiscono agli utili portati a nuovo dalla controllata e generati successivamente alla data di acquisizione.

Ad ogni data di bilancio, la Società, in presenza di obiettive evidenze di perdite di valore, valuta, tramite test di impairment, il valore recuperabile delle partecipazioni confrontando il valore di iscrizione della partecipazione con il relativo valore recuperabile, rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto dei costi di dismissione, e il valore d'uso e, qualora risulti inferiore al valore iscritto in bilancio, svaluta tali partecipazioni al loro valore recuperabile. Quest'ultimo è determinato attualizzando i flussi di cassa attesi dalla partecipazione e, se significativi e ragionevolmente determinabili, dalla sua cessione, al netto dei costi di dismissione ovvero considerando il complesso degli esiti degli impairment test condotti dalle partecipate; in assenza di evidenze differenti, il valore d'uso è fatto pari almeno al patrimonio netto a uso consolidato. La quota di pertinenza della partecipante di eventuali perdite della partecipata, eccedente il valore di iscrizione della partecipazione, è rilevata in un apposito fondo nella misura in cui la partecipante sia impegnata ad adempiere a obbligazioni legali o implicite della partecipata, o comunque, a coprirne le perdite. Le eventuali svalutazioni sono rilevate come oneri diversi nel conto economico.

Perdita di valore di attività non finanziarie

Ad ogni chiusura di bilancio, la Società valuta l'eventuale esistenza di indicatori di perdita di valore delle attività. In tal caso, o nei casi in cui è richiesta una verifica annuale sulla perdita di valore, la Società effettua una stima del valore recuperabile. Il valore recuperabile è il maggiore fra il fair value di un'attività o unità generatrice di flussi finanziari al netto dei costi di vendita e il suo valore d'uso. Il valore recuperabile viene determinato per singola attività, tranne quando tale attività non generi flussi finanziari che siano ampiamente indipendenti da quelli generati da altre attività o gruppi di attività. Se il valore contabile di un'attività è superiore al suo valore recuperabile, tale attività ha subito una perdita di valore ed è conseguentemente svalutata fino a riportarla al valore recuperabile. Nel determinare il

valore d'uso, la Società sconta al valore attuale i flussi finanziari stimati futuri usando un tasso di attualizzazione post-imposte che riflette le valutazioni di mercato sul valore attuale del denaro e i rischi specifici dell'attività. Le perdite di valore subite da attività in funzionamento sono rilevate a conto economico nelle categorie di costo coerenti con la funzione dell'attività che ha evidenziato la perdita di valore.

Ad ogni chiusura di bilancio, la Società valuta inoltre l'eventuale esistenza di indicazioni del venir meno (o della riduzione) di perdite di valore precedentemente rilevate e qualora tali indicazioni esistano, stima il nuovo valore recuperabile dell'attività. Il valore di un'attività precedentemente svalutata può essere ripristinato, ad eccezione delle svalutazioni dell'avviamento, solo se vi sono stati cambiamenti nelle stime utilizzate per determinare il valore recuperabile dell'attività successivi alla rilevazione dell'ultima perdita di valore. La ripresa di valore non può eccedere il valore di carico che sarebbe stato determinato, al netto degli ammortamenti, nell'ipotesi in cui nessuna perdita di valore fosse stata registrata negli esercizi precedenti. Tale ripristino viene rilevato quale provento a conto economico, tranne quando l'attività è iscritta a un importo rivalutato, caso in cui il ripristino è trattato come una rivalutazione. Dopo che è stato rilevato un ripristino di valore, la quota di ammortamento dell'attività è rettificata nei periodi futuri, al fine di ripartire il valore contabile modificato, al netto di eventuali valori residui, lungo la restante vita utile.

Attività finanziarie

Il principio IFRS 9, Strumenti finanziari, prevede un modello di classificazione e valutazione delle attività finanziarie basato sulle modalità di gestione degli strumenti finanziari e sulle caratteristiche dei flussi contrattuali delle attività finanziarie stesse, al fine di determinarne il corretto criterio di valutazione.

I criteri di valutazione che possono essere adottati per le diverse tipologie di strumenti finanziari sono: 1) attività finanziarie al costo ammortizzato; 2) attività finanziarie al fair value con variazioni imputate a conto economico; 3) attività finanziarie al fair value con variazioni imputate al conto economico complessivo.

La Società determina la classificazione delle proprie attività finanziarie nel momento della rilevazione iniziale e, ove adeguato e consentito, rivede tale classificazione alla chiusura di ciascun esercizio.

Tutti gli acquisti e vendite di attività finanziarie sono rilevati alla data di negoziazione, ovvero alla data in cui la Società assume l'impegno di acquistare o vendere l'attività.

Attività finanziarie al costo ammortizzato

Le attività finanziarie al costo ammortizzato includono i finanziamenti ed i crediti con pagamenti fissi o determinabili che non sono quotati su un mercato attivo. Dopo la rilevazione iniziale, tali attività sono rilevate secondo il criterio del costo ammortizzato usando il metodo del tasso di interesse effettivo, dedotte le perdite di valore. Il costo ammortizzato è calcolato rilevando eventuali sconti, premi sull'acquisto, onorari o costi che sono parte integrante del tasso di interesse effettivo. Il tasso di interesse effettivo è rilevato come provento finanziario nel conto economico. Le svalutazioni derivanti da perdite di valore sono rilevate nel conto economico come oneri finanziari. Gli utili e le perdite sono iscritti a conto economico quando i finanziamenti e crediti sono contabilmente eliminati o al manifestarsi di perdite di valore, oltre che attraverso il processo di ammortamento. Questa categoria include, normalmente, i crediti commerciali e gli altri crediti.

I crediti commerciali sono iscritti al loro fair value identificato dal valore nominale e successivamente ridotto per le eventuali perdite di valore. I crediti commerciali la cui scadenza non rientra nei normali termini commerciali e che non sono produttivi di interessi, vengono attualizzati.

Attività finanziarie al fair value con variazioni imputate a conto economico

Questa categoria comprende le attività detenute per la negoziazione e le attività designate al momento della prima rilevazione come attività finanziarie al fair value con variazioni rilevate nel conto economico. Le attività detenute per la negoziazione sono tutte quelle attività acquisite per la loro vendita o il loro riacquisto nel breve termine. I derivati, inclusi quelli scorporati, sono classificati come strumenti finanziari detenuti per la negoziazione, salvo che non siano designati come strumenti di copertura efficace (hedge instruments), come definito nello IFRS 9.

Gli strumenti finanziari al fair value con variazioni rilevate nel conto economico sono iscritti nel prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria al fair value, mentre le variazioni del fair value sono rilevate tra i proventi o tra gli oneri finanziari nel conto economico.

Tutte le attività di tale categoria sono classificate come correnti se sono detenute per trading o se il loro realizzo è previsto essere effettuato entro 12 mesi dalla data di chiusura del bilancio.

Attività finanziarie al fair value con variazioni imputate al conto economico complessivo

Le attività finanziarie al fair value con variazione imputate al conto economico complessivo comprendono azioni e titoli di debito. Le azioni classificate in tale categoria sono quelle che non sono state classificate al fair value con variazioni imputate al conto economico. I titoli di debito rientranti in questa categoria sono quelli detenuti per un periodo di tempo indefinito e quelli che potrebbero essere venduti in risposta alle necessità di liquidità o al cambiamento delle condizioni di mercato.

Dopo la rilevazione iniziale al costo, tali attività finanziarie sono valutate al fair value e i loro utili e perdite non realizzati sono riconosciuti tra le altre componenti di conto economico complessivo, fino all'eliminazione dell'investimento – momento in cui l'utile o la perdita cumulati sono rilevati tra i proventi ed oneri diversi – ovvero fino a quando non si accerti che hanno subito una perdita di valore – nel qual caso, la perdita cumulata è stornata dalla riserva e riclassificata a conto economico tra gli oneri finanziari. I dividendi percepiti nel periodo in cui sono detenute le attività finanziarie disponibili per la vendita sono rilevati tra i proventi diversi.

Almeno ad ogni chiusura di bilancio, la Società valuta se la capacità e l'intento di vendere a breve termine le proprie attività finanziarie disponibili per la vendita sia ancora appropriato.

Valutazione del fair value degli strumenti finanziari

La Società valuta gli strumenti finanziari al fair value ad ogni chiusura di bilancio.

Il fair value è il prezzo che si percepirebbe per la vendita di un'attività, o che si pagherebbe per il trasferimento di una passività, in una regolare operazione tra operatori di mercato alla data di valutazione.

Tutte le attività e passività per le quali il fair value viene valutato o esposto in bilancio sono categorizzate in base alla gerarchia del fair value, come di seguito descritta:

• Livello 1 i prezzi quotati (non rettificati) in mercati attivi per attività o passività identiche a cui l'entità può accedere alla data di valutazione;
• Livello 2 Input diversi dai prezzi quotati inclusi nel Livello 1, osservabili direttamente o indirettamente per l'attività o per la passività;
• Livello 3 tecniche di valutazione per le quali i dati di input non sono osservabili per l'attività o per la passività.

La valutazione del fair value è classificata interamente nello stesso livello della gerarchia del fair value in cui è classificato l'input di più basso livello di gerarchia utilizzato per la valutazione

Per le attività e passività rilevate nel bilancio su base ricorrente, la Società determina se siano intervenuti dei trasferimenti tra i livelli della gerarchia rivedendo la categorizzazione (basata sull'input

di livello più basso, che è significativo ai fini della valutazione del fair value nella sua interezza) ad ogni chiusura di bilancio.

Cancellazione di attività finanziarie

Un'attività finanziaria (o ove applicabile, parte di un'attività finanziaria o parti di un gruppo di attività finanziarie simili) è cancellata quando:

• i diritti a ricevere i flussi finanziari dell'attività sono estinti;
• la Società ha trasferito ad una terza parte il diritto a ricevere flussi finanziari dall'attività o ha assunto l'obbligo contrattuale di corrisponderli interamente e senza ritardi e (i) ha trasferito sostanzialmente tutti i rischi e benefici della proprietà dell'attività finanziaria, oppure (ii) non ha trasferito né trattenuto sostanzialmente tutti i rischi e benefici dell'attività, ma ha trasferito il controllo della stessa.

Nei casi in cui la Società abbia trasferito i diritti a ricevere flussi finanziari da un'attività e non abbia né trasferito, né trattenuto sostanzialmente tutti i rischi e benefici o non abbia perso il controllo sulla stessa, l'attività viene rilevata nel bilancio della Società nella misura del suo coinvolgimento residuo nell'attività stessa. In questo caso, la Società riconosce inoltre una passività associata. L'attività trasferita e la passività associata sono valutate in modo da riflettere i diritti e le obbligazioni che rimangono di pertinenza della Società.

Perdita di valore di attività finanziarie

La Società verifica ad ogni data di bilancio se un'attività finanziaria, o gruppo di attività finanziarie, ha subito una perdita di valore. Esiste una perdita di valore quando dopo la rilevazione iniziale sono intervenuti uno o più eventi (quando interviene "un evento di perdita") che hanno un impatto sui flussi di cassa futuri stimati dell'attività finanziaria o del gruppo di attività finanziarie, impatto che può essere attendibilmente stimato. Le evidenze di perdita di valore possono derivare da indicazioni che i debitori evidenzino difficoltà finanziarie, incapacità di far fronte alle obbligazioni, incapacità o ritardi nella corresponsione di interessi o di importanti pagamenti, probabilità di essere sottoposti a procedure concorsuali o altre forme di ristrutturazione finanziaria, e da dati osservabili che indichino un decremento misurabile nei flussi di cassa futuri stimati, quali cambiamenti in contesti o nella condizioni economiche che si correlano a crisi finanziaria.

La stima delle perdite di valore delle attività finanziarie deve essere effettuata sulla base del modello delle perdite attese (expected credit loss model), secondo un approccio predittivo, utilizzando informazioni supportabili, disponibili senza oneri o sforzi irragionevoli che includano dati storici, attuali e prospettici. Tale modello deve essere applicato a tutte le categorie di attività finanziarie.

Attività finanziarie iscritte al costo ammortizzato

Per le attività finanziarie contabilizzate al costo ammortizzato, la Società ha anzitutto valutato individualmente se sussistessero obiettive evidenze di perdita di valore per ogni attività finanziaria che sia individualmente significativa, o collettivamente per le attività finanziarie che non siano significative individualmente. Se la Società determina che non sussistono evidenze di perdita di valore per un'attività finanziaria valutata singolarmente, significativa o meno, include l'attività in un gruppo di attività finanziarie con caratteristiche di rischio di credito simili e le valuta collettivamente ai fini della verifica della svalutazione. Le attività che sono valutate individualmente per la svalutazione e per i quali è rilevata, o continua ad essere rilevata, una perdita di valore non sono incluse in una valutazione collettiva per la perdita di valore.

L'ammontare di qualunque perdita di valore identificata è misurato dalla differenza tra il valore contabile dell'attività e il valore attuale dei flussi di cassa futuri stimati (escluse le perdite di credito

Note esplicative al bilancio dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2021 (Importi in Euro se non diversamente indicato)

attese in futuro che non sono ancora avvenute). Il valore attuale dei flussi di cassa è scontato al tasso di interesse effettivo originario dell'attività finanziaria.

Il valore contabile dell'attività viene ridotto mediante l'utilizzo di un fondo svalutazione e l'importo della perdita verrà rilevato a conto economico. Gli interessi attivi continuano ad essere stimati sul valore contabile ridotto e sono accantonati applicando il tasso d'interesse utilizzato per scontare i flussi di cassa futuri ai fini della valutazione della perdita di valore. I finanziamenti e i relativi fondi sono stornati quando non vi è una realistica prospettiva di un futuro recupero e tutte le garanzie sono state realizzate o sono state trasferite alla Società. Se, in un esercizio successivo, l'ammontare della svalutazione stimata aumenta o diminuisce in conseguenza di un evento intervenuto dopo che la svalutazione è stata rilevata, la svalutazione precedentemente rilevata è aumentata o diminuita rettificando il fondo. Se un'attività stornata è successivamente recuperata, il valore recuperato è accreditato a conto economico a riduzione degli oneri finanziari.

Attività finanziarie al fair value con variazioni imputate al conto economico complessivo

La Società valuta ad ogni data di riferimento del bilancio se vi è obiettiva evidenza che una attività o un gruppo di attività abbia subito una riduzione di valore.

Nel caso di strumenti rappresentativi di capitale classificati al fair value con variazioni imputate al conto economico complessivo, l'obiettiva evidenza includerebbe una significativa o prolungata riduzione nel fair value dello strumento al di sotto del suo costo. 'Significativo' è valutato rispetto al costo originario dello strumento e 'prolungato' rispetto alla durata del periodo nel quale il fair value è stato al di sotto del costo originario. Il Gruppo considera significativa una riduzione del valore del 30% al di sotto del costo e prolungata una riduzione di valore che permane per un periodo di 24 mesi. Laddove si abbia evidenza della riduzione di valore, la perdita cumulativa – misurata come differenza tra il costo d'acquisto e il fair value attuale, dedotte le perdite per riduzione di valore su quella attività finanziaria rilevate precedentemente nel conto economico – è stornata dalle altre componenti del conto economico complessivo e rilevata a conto economico. Le perdite per riduzione di valore su strumenti rappresentativi di capitale non possono essere ripristinate con effetto rilevato nel conto economico; gli incrementi nel loro fair value successivi alla riduzione di valore sono rilevati direttamente nelle altre componenti del conto economico complessivo.

Nel caso di strumenti di debito classificati come attività finanziarie al fair value con variazioni imputate al conto economico complessivo, la svalutazione è valutata basandosi sui medesimi criteri utilizzati per le attività finanziarie contabilizzate al costo ammortizzato. Tuttavia, l'ammontare della svalutazione è dato dalla perdita cumulata, vale a dire la differenza tra il costo ammortizzato e il fair value attuale, meno eventuali perdite di valore sull'investimento precedentemente rilevate nel conto economico.

Gli interessi attivi futuri continueranno ad essere stimati sulla base del ridotto valore contabile dell'attività e sono stimati utilizzando il tasso d'interesse utilizzato per scontare i flussi di cassa futuri ai fini della determinazione della svalutazione. Gli interessi attivi sono rilevati tra i proventi finanziari. Se, in un esercizio successivo, il fair value dello strumento di debito aumenta e l'incremento può essere obiettivamente correlato ad un evento intervenuto dopo la svalutazione che era stata rilevata nel conto economico, tale svalutazione è rettificata sempre attraverso il conto economico.

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti comprendono il denaro in cassa e i depositi a vista e correnti, in quest'ultimo caso con scadenza originaria prevista non oltre i tre mesi o inferiore, e sono iscritte al valore nominale.

Gli scoperti di conto corrente sono classificati tra le passività correnti.

Patrimonio netto

Capitale sociale

Le azioni ordinarie sono iscritte come capitale sociale e il loro valore corrisponde al valore nominale.

Distribuzione di dividendi

La Società rileva una passività a fronte della distribuzione ai suoi azionisti di disponibilità liquide quando la distribuzione è adeguatamente autorizzata e non è più a discrezione della Società. In base al diritto societario vigente in Europa, una distribuzione è autorizzata quando è approvata dagli azionisti. L'ammontare corrispondente è rilevato direttamente a riduzione del patrimonio netto.

Utili (Perdite) a nuovo

Accoglie tutti i risultati cumulati al netto dei dividendi pagati agli azionisti. La riserva accoglie anche i trasferimenti derivanti da altre riserve di patrimonio nel momento in cui queste si liberano da eventuali vincoli a cui sono sottoposti.

La riserva accoglie anche l'effetto cumulativo dei cambiamenti nei principi contabili o di eventuali correzioni di errori che vengano contabilizzati secondo quanto previsto nello IAS 8.

Azioni proprie

Le azioni proprie sono classificate a diretta diminuzione del patrimonio netto. Il costo originario delle azioni proprie ed i proventi derivanti dalle eventuali vendite successive sono rilevati come movimenti di patrimonio netto, senza dare origine a nessun profitto o perdita nel conto economico.

Benefici per i dipendenti

Recependo quanto previsto dallo IAS 19, i benefici a dipendenti da erogare successivamente alla cessazione del rapporto di lavoro e gli altri benefici a lungo termine (ivi compreso il trattamento fine rapporto vigente in Italia) vengono sottoposti a valutazione di natura attuariale che devono considerare una serie di variabili (quali la mortalità, la previsione di future variazioni retributive, il tasso di inflazione previsto, ecc.).

Seguendo tale metodologia la passività iscritta in bilancio risulta essere rappresentativa del valore attuale dell'obbligazione, al netto di ogni eventuale attività a servizio dei piani.

Per i piani a benefici definiti (quali il TFR), la passività viene calcolata annualmente da attuari indipendenti utilizzando il metodo della proiezione dell'unità di credito (Projected Unit Credit Method), effettuando le valutazioni attuariali alla fine di ogni esercizio.

I risultati di tali valutazioni sono così classificati dalla Società:

• il costo del servizio è iscritto a conto economico quale costo per prestazione di lavoro corrente o passato;
• gli interessi sono iscritti a conto economico tra gli oneri finanziari;
• le variazioni attuariali derivanti da cambiamenti nelle assunzioni finanziarie, demografiche o da aggiustamenti correlati all'esperienza sono iscritte come altre componenti nel conto economico complessivo.

A seguito della riforma previdenziale introdotta dalla legge finanziaria 2008, per le società con un numero di dipendenti superiore alle 50 unità, le quote maturande di TFR costituiscono un piano a contributi definiti e solo l'obbligazione maturata al 31 dicembre 2006 continua ad essere trattata contabilmente come un piano a benefici definiti, con la conseguente necessità di effettuare i conteggi attuariali escludendo tuttavia la componente relativa agli incrementi salariali futuri.

Allo stesso modo, i contributi consistenti nelle quote di TFR pagate ai fondi previdenziali integrativi sono esclusi dai conteggi attuariali e contabilizzati tra i costi del personale per competenza nel conto economico.

Passività finanziarie

Le passività finanziarie che ricadono nel campo di applicazione dello IFRS 9 sono classificate come: 1) passività finanziarie al fair value rilevato a conto economico; 2) mutui e finanziamenti. La Società determina la classificazione delle proprie passività finanziarie al momento della rilevazione iniziale.

Tutte le passività finanziarie sono rilevate inizialmente al fair value a cui si aggiungono, nel caso di mutui e finanziamenti, i costi di transazione che sono direttamente attribuibili.

Le passività finanziarie della Società comprendono debiti commerciali e altri debiti, scoperti di conto corrente, mutui e finanziamenti, garanzie concesse e strumenti finanziari derivati.

Passività finanziarie al fair value con variazioni imputate a conto economico

Le passività finanziarie al fair value con variazioni imputate a conto economico comprendono passività detenute per la negoziazione e passività finanziarie rilevate inizialmente al fair value con variazioni imputate a conto economico.

Le passività detenute per la negoziazione sono tutte quelle acquisite ai fini di vendita nel breve termine. Questa categoria include gli strumenti finanziari derivati sottoscritti dalla Società che non sono designati come strumenti di copertura in una relazione di copertura come definita dallo IFRS 9. I derivati impliciti scorporati sono classificati come strumenti finanziari detenuti per la negoziazione a meno che non siano designati come strumenti di copertura efficaci.

Gli utili o le perdite sulle passività detenute per la negoziazione sono rilevati a conto economico.

Le passività finanziarie sono designate al fair value nel conto economico dalla data di prima iscrizione, solo se i criteri dell'IFRS 9 sono soddisfatti. Al momento della rilevazione iniziale, la Società non ha designato passività finanziarie al fair value con variazioni imputate nel conto economico.

Mutui e finanziamenti

Dopo la rilevazione iniziale, i finanziamenti sono valutati con il criterio del costo ammortizzato usando il metodo del tasso di interesse effettivo. Gli utili e le perdite sono contabilizzati nel conto economico quando la passività è estinta, oltre che attraverso il processo di ammortamento.

Il costo ammortizzato è calcolato rilevando lo sconto o il premio sull'acquisizione e gli onorari o costi che fanno parte integrante del tasso d'interesse effettivo. L'ammortamento al tasso d'interesse effettivo è compreso tra gli oneri finanziari nel conto economico.

Nel caso di rinegoziazione di un contratto di finanziamento, le modalità di imputazione a conto economico degli oneri correlati alle relative passività finanziarie devono essere rivedute.

Garanzie finanziarie passive

Le garanzie finanziarie passive emesse dalla Società sono quei contratti che richiedono un pagamento per rimborsare il possessore di un titolo di debito a fronte di una perdita da esso subita a seguito dell'inadempienza del debitore nel pagamento alla scadenza prevista contrattualmente. I contratti di garanzia finanziaria sono inizialmente rilevati come passività al fair value, incrementati dei costi di transazione direttamente attribuibili all'emissione della garanzia. Successivamente, la passività è misurata al maggiore tra la migliore stima dell'esborso richiesto per far fronte all'obbligazione garantita alla data di bilancio e l'ammontare inizialmente rilevato, dedotti gli ammortamenti cumulati.

Debiti commerciali

I debiti commerciali, la cui scadenza rientra nei normali termini commerciali e contrattuali, non sono attualizzati e sono iscritti al valore nominale.

Cancellazione di passività finanziarie

Una passività finanziaria è cancellata dal bilancio quando l'obbligo sottostante la passività è estinto, o annullato o adempiuto. Nei casi in cui una passività finanziaria esistente è sostituita da un'altra dello stesso prestatore, a condizioni sostanzialmente diverse, oppure le condizioni di una passività finanziaria esistente vengono sostanzialmente modificate, tale scambio o modifica viene trattata come una cancellazione contabile della passività originale e la rilevazione di una nuova passività, con iscrizione a conto economico di eventuali differenze tra valori contabili.

Compensazione di strumenti finanziari

Un'attività ed una passività finanziaria possono essere compensate ed il saldo netto esposto nel prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria se esiste un diritto legale a compensare gli importi rilevati contabilmente e vi sia l'intenzione di estinguere il residuo netto, o realizzare l'attività e contemporaneamente estinguere la passività.

Strumenti finanziari derivati e hedge accounting

Rilevazione iniziale e valutazione successiva

La Società utilizza strumenti finanziari derivati quali swap su tassi di interesse e sui prezzi di vendita delle commodity per coprire rispettivamente i rischi di tasso di interesse e i rischi di prezzo delle commodity. Tali strumenti finanziari derivati sono inizialmente rilevati al fair value alla data in cui il contratto derivato è sottoscritto e, successivamente, sono valutati nuovamente al fair value. I derivati sono contabilizzati come attività finanziarie quando il fair value è positivo e come passività finanziarie quando il fair value è negativo.

Il fair value degli strumenti derivati è classificato tra le attività/passività non correnti quando la scadenza della posta oggetto di copertura è superiore a 12 mesi e tra le attività/passività correnti quando la scadenza della posta oggetto di copertura è compresa nei 12 mesi.

Eventuali utili o perdite derivanti dalle variazioni di fair value dei derivati sono rilevate direttamente nel conto economico, fatta eccezione per la parte efficace delle coperture dei flussi di cassa, che è rilevata nel conto economico complessivo e successivamente riclassificata nel conto economico, quando lo strumento di copertura influenza il risultato d'esercizio.

Ai fini dell'hedge accounting, le coperture sono classificate come:

• coperture del fair value, se sono a fronte del rischio di variazione del fair value dell'attività o passività sottostante o a fronte di un impegno irrevocabile non rilevato;
• coperture di flussi di cassa, se sono a fronte dell'esposizione alla variabilità dei flussi di cassa attribuibile a un particolare rischio associato a un'attività o passività rilevata o a un'operazione programmata altamente probabile o a un rischio di valuta legato a un impegno irrevocabile non rilevato;
• coperture di un investimento netto in una gestione estera.

All'avvio di un'operazione di copertura, la Società designa e documenta formalmente il rapporto di copertura, cui intende applicare l'hedge accounting, i propri obiettivi nella gestione del rischio e la strategia perseguita. La documentazione include l'identificazione dello strumento di copertura, dell'elemento o operazione oggetto di copertura, della natura del rischio e delle modalità con cui l'impresa intende valutare l'efficacia della copertura nel compensare l'esposizione alle variazioni del fair value dell'elemento coperto o dei flussi di cassa riconducibili al rischio coperto. Ci si attende che queste coperture siano altamente efficaci nel compensare l'esposizione dell'elemento coperto rispetto a variazioni del fair value o dei flussi finanziari attribuibili al rischio coperto e vengono valutate su

Note esplicative al bilancio dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2021 (Importi in Euro se non diversamente indicato)

base continuativa, per determinare se tali coperture si siano effettivamente dimostrate altamente efficaci negli esercizi per i quali sono state designate come operazioni di copertura.

Ad oggi, la Società utilizza solo strumenti derivati di copertura classificabili nella categoria delle coperture di flussi di cassa.

Coperture dei flussi di cassa

La porzione di utile o perdita sullo strumento coperto, relativa alla parte di copertura efficace, è rilevata nel conto economico complessivo e nel patrimonio netto nella riserva di cash flow hedge, mentre la parte non efficace è rilevata direttamente nel conto economico.

Per i contratti derivati su tassi di interesse e su commodity, la parte non efficace dei contratti è rilevata tra gli oneri finanziari.

Gli importi riconosciuti nel conto economico complessivo sono trasferiti nel conto economico nel periodo in cui l'operazione oggetto di copertura influenza il conto economico, per esempio quando viene rilevato l'onere o provento sullo strumento coperto o quando si verifica una vendita prevista. Quando l'elemento oggetto di copertura è il costo di un'attività o passività non finanziaria, gli importi riconosciuti nel conto economico complessivo sono trasferiti al valore contabile iniziale dell'attività o passività non finanziaria.

Se si ritiene che l'operazione prevista o l'impegno stabilito non si verifichi più, gli utili o le perdite accumulati, già rilevati nella riserva di cash flow hedge, sono trasferiti nel conto economico. Se lo strumento di copertura raggiunge la scadenza o è venduto, annullato o esercitato senza sostituzione, o se viene revocata la sua designazione di strumento di copertura, gli importi precedentemente rilevati nella riserva di cash flow hedge restano lì iscritti fino a quando l'operazione prevista o l'impegno stabilito impattano il conto economico.

Le variazioni nel fair value degli strumenti derivati che non sono qualificati di copertura sono rilevate nel conto economico del periodo in cui si verificano.

Ricavi e costi

I ricavi sono rilevati nella misura in cui è probabile che i benefici economici siano conseguiti dalla Società e il relativo importo possa essere determinato in modo attendibile.

Il principio IFRS 15 stabilisce un modello di riconoscimento dei ricavi, che si applica a tutti i contratti stipulati con i clienti ad eccezione di quelli che rientrano nell'ambito di applicazione di altri principi IAS/IFRS.

I passaggi fondamentali per la rilevazione dei ricavi secondo questo modello sono:

• identificazione del contratto con il cliente;
• identificazione delle performance obligations del contratto;
• determinazione del prezzo della transazione;
• allocazione del prezzo della transazione alle performance obligations contenute nel contratto;
• rilevazione del ricavo quando ciascuna performance obligation risulta realizzata.

I costi sono relativi a beni o servizi venduti o consumati nell'esercizio o per ripartizione sistematica. Quando non si possa identificare l'utilità futura degli stessi sono riconosciuti ed imputati a conto economico.

I canoni relativi a leasing operativi sono imputati a conto economico lungo la durata del contratto.

Dividendi

I dividendi sono rilevati quando sorge il diritto degli azionisti a ricevere il pagamento, che in genere corrisponde al momento in cui l'assemblea degli azionisti ne approva la distribuzione. I dividendi da partecipazioni dell'attivo non corrente sono iscritti nell'ambito della voce "oneri e proventi diversi", in quanto le partecipazioni detenute sono rappresentate da società controllate operanti nel settore della distribuzione e vendita del gas. I dividendi da altre società sono classificati nel conto economico tra i proventi finanziari.

I dividendi deliberati sono riconosciuti come debito verso i soci al momento della delibera di distribuzione.

Proventi ed oneri finanziari

Su tutti gli strumenti finanziari valutati al costo ammortizzato e le attività finanziarie fruttifere classificate come disponibili per la vendita, sono rilevati come proventi finanziari gli interessi attivi rilevati utilizzando il tasso d'interesse effettivo, che è il tasso che precisamente attualizza i flussi finanziari futuri stimati in base alla vita attesa dello strumento finanziario, rispetto al valore netto contabile dell'attività o passività finanziaria.

Gli oneri finanziari si rilevano a conto economico secondo il criterio della competenza temporale e sono iscritti per l'importo dell'interesse effettivo.

Gli oneri finanziari, qualora siano direttamente imputabili all'acquisizione, alla costruzione o alla produzione di un bene che richiede un periodo di tempo abbastanza lungo prima di essere disponibile all'uso, sono capitalizzati in quanto parte del costo del bene stesso. Tutti gli altri oneri finanziari sono rilevati come costo di competenza dell'esercizio in cui sono sostenuti. Gli oneri finanziari sono gli interessi e gli altri costi che un'entità sostiene in relazione all'ottenimento di finanziamenti.

Imposte correnti e differite sul reddito

Imposte correnti

La società capogruppo Gas Plus S.p.A. ha aderito al consolidato fiscale mondiale. Con tale sistema di tassazione, gli imponibili fiscali di tutte le controllate residenti ed estere sono inclusi integralmente nella base imponibile della capogruppo, venendosi così a determinare un unico reddito (perdita) imponibile. Gli effetti derivanti dal recepimento del reddito (perdita) fiscale delle società non residenti in Italia restano di competenza della società capogruppo, senza essere riconosciuti alle stesse società estere.

Le imposte correnti sono basate sul risultato imponibile dell'esercizio. Il reddito imponibile differisce dal risultato riportato nel conto economico poiché esclude componenti positivi e negativi che saranno tassabili o deducibili in altri esercizi e esclude inoltre voci che non saranno mai tassabili o deducibili. La passività per imposte correnti è calcolata utilizzando le aliquote vigenti o di fatto vigenti alla data del bilancio. Il Management periodicamente valuta la posizione assunta nella dichiarazione dei redditi rispetto alle situazioni in cui le norme fiscali sono soggette a interpretazioni e provvede a stanziare degli accantonamenti dove appropriato.

Imposte differite

Le imposte differite sono calcolate usando il cosiddetto liability method sulle differenze temporanee risultanti alla data di bilancio fra i valori fiscali presi a riferimento per le attività e passività ed i corrispondenti valori di bilancio. Le imposte differite passive sono rilevate a fronte di tutte le differenze temporanee tassabili, ad eccezione dei casi in cui:

Note esplicative al bilancio dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2021 (Importi in Euro se non diversamente indicato)

• le differenze temporanee derivino dalla rilevazione iniziale dell'avviamento o di un'attività o passività in una transazione che non è una aggregazione aziendale e che, al tempo della transazione stessa, non comporti effetti né sul risultato di bilancio né sul risultato fiscale;
• con riferimento a differenze temporanee tassabili associate a partecipazioni in controllate, collegate e joint venture, il rigiro delle differenze temporanee può essere controllato ed è probabile che esso non si verifichi nel prevedibile futuro.

Le imposte differite attive sono rilevate a fronte di tutte le differenze temporanee deducibili, dei crediti e delle perdite fiscali non utilizzate e riportabili a nuovo, nella misura in cui sia probabile che saranno disponibili sufficienti imponibili fiscali futuri, che possano consentire l'utilizzo delle differenze temporanee deducibili e dei crediti e delle perdite fiscali portate a nuovo, eccetto il caso in cui:

• le differenze temporanee deducibili derivino dalla rilevazione iniziale di un'attività o passività in una transazione che non è un'aggregazione aziendale e che, al tempo della transazione stessa, non influisce né sul risultato di bilancio né sul risultato fiscale;
• con riferimento a differenze temporanee tassabili associate a partecipazioni in controllate, collegate e joint venture, le imposte differite attive sono rilevate solo nella misura in cui sia probabile che le differenze temporanee deducibili si riverseranno nell'immediato futuro e che vi siano sufficienti imponibili fiscali a fronte dei quali le differenze temporanee possano essere recuperate.

Il valore di carico delle imposte differite attive viene riesaminato a ciascuna data di chiusura del bilancio e ridotto nella misura in cui non sia più probabile che saranno disponibili in futuro sufficienti imponibili fiscali da permettere in tutto o in parte l'utilizzo di tale credito. Le imposte differite attive non rilevate sono riesaminate ad ogni data di bilancio e sono rilevate nella misura in cui è diventato probabile che i redditi fiscali saranno sufficienti a consentire il recupero di tali imposte differite attive. Le imposte differite attive e passive sono misurate in base alle aliquote fiscali che ci si attende saranno applicate all'esercizio in cui tali attività si realizzeranno o tali passività si estingueranno, considerando le aliquote in vigore e quelle già emanate, o sostanzialmente in vigore, alla data di bilancio.

Le imposte differite relative a elementi non rilevati direttamente a conto economico sono anch'esse rilevate nel patrimonio netto e nel conto economico complessivo, coerentemente con l'elemento cui si riferiscono.

Le imposte differite attive e passive vengono compensate, qualora esista un diritto legale a compensare le attività per imposte correnti con le passività per imposte correnti e le imposte differite facciano riferimento allo stesso soggetto contribuente ed alla stessa autorità fiscale.

Imposte indirette

I costi, i ricavi, le attività e le passività sono rilevati al netto delle imposte indirette, quali l'imposta sul valore aggiunto, con le seguenti eccezioni:

• l'imposta applicata all'acquisto di beni o servizi è indetraibile; in tal caso essa è rilevata come parte del costo di acquisto dell'attività o parte del costo rilevato nel conto economico;
• i crediti e i debiti commerciali includono l'imposta indiretta applicabile.

L'ammontare netto delle imposte indirette sulle vendite che possono essere recuperate da o pagate all'Erario è incluso a bilancio nella voce altri crediti o altri debiti a seconda del segno del saldo.

Conversione delle poste in valuta

La valuta di presentazione e funzionale della Società è l'Euro.

Le transazioni in valuta diversa dall'Euro sono rilevate inizialmente al tasso di cambio (riferito alla valuta funzionale) in essere alla data della transazione. Le attività e passività monetarie, denominate in valuta diversa dall'Euro, sono riconvertite nella valuta funzionale al tasso di cambio in essere alla data di chiusura del bilancio. Tutte le differenze di cambio sono rilevate nel conto economico. Le poste non monetarie valutate al costo storico in valuta diversa dall'Euro sono convertite usando i tassi di cambio in vigore alla data di iniziale rilevazione della transazione. Le poste non monetarie iscritte al fair value in valuta diversa dall'Euro sono convertite usando il tasso di cambio alla data di determinazione di tale valore.

Utilizzo di stime contabili

Come illustrato nei paragrafi della presente Nota, la redazione del bilancio e delle relative note in applicazione degli IFRS richiede da parte della direzione l'effettuazione di valutazioni discrezionali e stime contabili che hanno effetto sui valori delle attività e delle passività di bilancio e sull'informativa di bilancio. I risultati consuntivi potrebbero differire da tali stime. Le stime sono utilizzate per rilevare gli accantonamenti per rischi su crediti, ammortamenti, svalutazioni di attivo, benefici ai dipendenti, imposte ed accantonamenti per rischi ed oneri. Le stime e le ipotesi sono riviste periodicamente e gli effetti di ogni variazione sono riflessi immediatamente a conto economico.

Impairment test delle partecipazioni in società controllate

Ad ogni data di bilancio, la Società, in presenza di obiettive evidenze di perdita di valore, valuta, tramite test di impairment, il valore recuperabile delle partecipazioni confrontando il valore di iscrizione della partecipazione con il relativo valore recuperabile, rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto dei costi di dismissione, e il valore d'uso e, qualora risulti inferiore al valore iscritto in bilancio, svaluta tali partecipazioni al loro valore recuperabile.

Sono, inoltre, effettuate analisi di sensitività dei valori risultanti dall'impairment test, rispetto a possibili variazioni degli assunti di base.

Il valore recuperabile delle partecipazioni più rilevanti è esposto al rischio di oscillazione del prezzo di mercato degli idrocarburi poiché esso influisce sui ricavi e sui costi delle loro attività di produzione e compravendita, con possibili effetti negativi indotti sui flussi di cassa e sulle prospettive di reddito di tali società. Tali effetti vengono parzialmente mitigati nelle società controllate attraverso l'utilizzo di strumenti finanziari derivati di copertura.

Valutazioni discrezionali

Gli amministratori, nell'applicare i principi contabili non hanno applicato alcuna valutazione discrezionale.

Principi contabili ed interpretazioni adottati nell'esercizio e di efficacia successiva al 31 dicembre 2021

I principi contabili adottati per la redazione del presente bilancio sono conformi a quelli utilizzati per la redazione del bilancio dell'esercizio precedente, fatta eccezione per l'adozione dei nuovi principi, modifiche ed interpretazioni in vigore dal 1° gennaio 2021.

I seguenti principi contabili, emendamenti e interpretazioni IFRS sono stati applicati per la prima volta dalla Società a partire dal 1° gennaio 2021, senza peraltro avere effetti sul bilancio d'esercizio:

Emendamento all'IFRS 16 – Covid-19-Related Rent Concessions beyond 30 June 2021

Il documento, pubblicato dallo IASB in data 31 marzo 2021, estende di un anno il periodo di applicazione dell'emendamento all'IFRS 16, emesso nel 2020, relativo alla contabilizzazione delle agevolazioni concesse, a causa del Covid-19, ai locatari. L'emendamento del 2021, disponibile soltanto per le entità che abbiano già adottato l'emendamento del 2020, si applica a partire dal 1° aprile 2021.

Emendamenti ai seguenti standard: IFRS 9 Financial Instruments, IAS 39 Financial Instruments: Recognition and Measurement, IFRS 7 Financial Instruments: Disclosures e IFRS 16 Leases

Alla luce della riforma sui tassi di interesse interbancari quale l'IBOR, in data 27 agosto 2020 lo IASB ha pubblicato il documento "Interest Rate Benchmark Reform—Phase 2" che contiene emendamenti ai principi contabili internazionali sopra indicati. Tutte le modifiche sono entrate in vigore il 1° gennaio 2021.

Nel corso dell'esercizio 2021 sono stati omologati dall'Unione Europea i seguenti emendamenti IFRS che entreranno in vigore il 1° gennaio 2022:

Emendamento all'IFRS 3 - Business Combinations

Documento emesso dallo IASB in data 14 maggio 2020. Le modifiche impongono alle entità di riferirsi al Conceptual Framework pubblicato in marzo 2018 e non a quello in vigore al momento dell'introduzione dell'IFRS 3. Inoltre, lo IASB introduce un'eccezione all'utilizzo del Conceptual Framework. Per alcune tipologie di passività, un'entità, nel momento in cui applica l'IFRS 3, deve fare riferimento allo IAS 37. Infatti, senza l'introduzione della suddetta eccezione, un'entità potrebbe riconoscere delle passività nell'ottenimento del controllo di un business che non riconoscerebbe in altre circostanze e subito dopo l'acquisizione dovrebbe effettuare la derecognitiondelle stesse realizzando un provento privo di sostanza economica.

Emendamento allo IAS 16 - Property, Plant and Equipment

Documento emesso dallo IASB in data 14 maggio 2020. Le modifiche hanno lo scopo di non consentire la deduzione dal costo delle attività materiali dell'importo ricevuto dalla vendita di beni prodotti nella fase di test dell'attività stessa. Tali ricavi di vendita e i relativi costi saranno pertanto rilevati nel conto economico.

Emendamento allo IAS 37 Provisions, Contingent Liabilities and Contingent Assets

Documento emesso dallo IASB in data 14 maggio 2020. L'emendamento chiarisce che nella stima sull'eventuale onerosità di un contratto si devono considerare tutti i costi direttamente imputabili al contratto. Di conseguenza, la valutazione sull'eventuale onerosità di un contratto include non solo i costi incrementali (come ad esempio, il costo del materiale diretto impiegato nella lavorazione), ma anche tutti i costi che l'impresa non può evitare in quanto ha stipulato il contratto (come, ad esempio, la quota dell'ammortamento dei macchinari impiegati per l'adempimento del contratto).

Miglioramenti agli International Financial Reporting Standards: 2018-2020 Cycle

Documento emesso dallo IASB in data 14 maggio 2020. I miglioramenti comprendono modifiche a principi contabili internazionali esistenti (in particolare IFRS 1 – Prima adozione degli IFRS, IFRS 9 – Strumenti finanziari, IFRS 16 – Lease). Gli emendamenti chiariscono, correggono o rimuovono diciture o formulazioni ridondanti o conflittuali nel testo dei relativi principi.

Al 31 dicembre 2021, la Società non ha adottato anticipatamente nuovi principi, interpretazioni o modifiche che sono stati emessi ma non ancora in vigore.

Alla data di riferimento del presente bilancio, gli organi competenti dell'Unione Europea non hanno ancora concluso il processo di omologazione necessario per l'adozione dei seguenti principi ed emendamenti:

Modifiche allo Ias 1 – Presentazione del bilancio: classificazione delle passività come correnti o non correnti

Documento emesso dallo IASB in data 23 gennaio 2020, applicabile dal 1° gennaio 2023 con applicazione anticipata consentita. Il documento ha l'obiettivo di chiarire come classificare i debiti e le altre passività a breve o lungo termine.

Emendamento "Disclosure of Accounting Policies - Amendments to IAS 1 and IFRS Practice Statement 2"

Documento emesso dallo IASB in data 12 febbraio 2021, applicabile dal 1° gennaio 2023 con applicazione anticipata consentita. Le modifiche sono volte a migliorare l'informativa sulle policy contabiliin modo da fornire informazioni più utili agli investitori e agli altri utilizzatori primari del bilancio.

Modifiche allo Ias 8 – Principi contabili, cambiamenti nelle stime contabili e errori

Documento emesso dallo IASB in data 12 febbraio 2021, applicabile dal 1° gennaio 2023 con applicazione anticipata consentita. Le modifiche sono volte ad aiutare le società a distinguere i cambiamenti nelle stime contabili dai cambiamenti di policy contabili.

Emendamento allo IAS 12 Income Taxes - Deferred Tax related to Assets and Liabilities arising from a Single Transaction

Documento emesso dallo IASB in data 17 maggio 2021, applicabile dal 1° gennaio 2023 con applicazione anticipata consentita. Il documento chiarisce come devono essere contabilizzate le imposte differite su alcune operazioni che possono generare attività e passività di pari ammontare, quali il leasing egli obblighi di smantellamento.

La Società sta analizzando i principi indicati non ancora omologati e valutando se la loro adozione avrà un impatto significativo sul bilancio.

4. Immobilizzazioni immateriali

Le immobilizzazioni immateriali hanno un valore netto di Euro 99.352 al 31 dicembre 2021 e sono dettagliabili come segue:

	Licenze d'uso	Marchi e	Migliorie su	Acconti su immobilizzazioni
	software	Licenze	beni di terzi	immateriali	Totale
31 dicembre 2020
Saldo iniziale netto	116.497	-	-	3.385	119.882
Investimenti	71.435	-	-	18.700	90.135
Ammortamenti	(68.659)	-	-	-	(68.659)
Altre variazioni	-	-	-	(3.385)	(3.385)
Saldo finale netto	119.273	-	-	18.700	137.973
Saldo finale lordo	2.070.138	8.000	14.431	18.700	2.111.269
Fondo ammortamento	(1.950.865)	(8.000)	(14.431)	-	(1.973.296)
Saldo finale netto	119.273	-	-	18.700	137.973
31 dicembre 2021
Saldo iniziale netto	119.273	-	-	18.700	137.973
Investimenti	75.870	-	-	-	75.870
Ammortamenti	(95.791)	-	-	-	(95.791)
Altre variazioni	-	-	-	(18.700)	(18.700)
Saldo finale netto	99.352	-	-	-	99.352
Saldo finale lordo	2.146.008	8.000	14.431	-	2.168.439
Fondo ammortamento	(2.046.656)	(8.000)	(14.431)	-	(2.069.087)
Saldo finale netto	99.352	-	-	-	99.352

Le immobilizzazioni immateriali si decrementano complessivamente per Euro 38.621 per l'effetto combinato di:

• un incremento di Euro 75.870 per costi capitalizzati nel corso dell'esercizio per l'implementazione di un software per la gestione della tesoreria ed alcuni aggiornamenti del software utilizzato per la contabilità;
• un decremento di Euro 95.791 per effetto degli ammortamenti effettuati nell'esercizio;
• un decremento di Euro 18.700 per la capitalizzazione degli acconti pagati nell'esercizio precedente.

5. Diritto d'uso

Il diritto d'uso ha un valore netto di Euro 980.480 al 31 dicembre 2021 ed è dettagliabile come segue:

	Software	Fabbricati	Altri beni	Totale
31 dicembre 2020
Saldo iniziale netto	-	1.306.329	9.749	1.316.078
Nuovi contratti e modifiche contrattuali	74.281	-	23.453	97.734
Ammortamenti e svalutazioni	-	(200.974)	(11.025)	(211.999)
Saldo finale netto	74.281	1.105.355	22.177	1.201.813
Saldo finale lordo	74.281	1.425.662	39.963	1.539.906
Fondo ammortamento	-	(320.307)	(17.786)	(338.093)
Saldo finale netto	74.281	1.105.355	22.177	1.201.813
31 dicembre 2021
Saldo iniziale netto	74.281	1.105.355	22.177	1.201.813
Nuovi contratti e modifiche contrattuali	3.355	(15.491)	-	(12.136)
Ammortamenti e svalutazioni	(25.133)	(172.425)	(11.639)	(209.197)
Saldo finale netto	52.503	917.439	10.538	980.480
Saldo finale lordo	77.636	1.410.171	39.963	1.527.770
Fondo ammortamento	(25.133)	(492.732)	(29.425)	(547.290)
Saldo finale netto	52.503	917.439	10.538	980.480

La voce diritto d'uso si riferisce principalmente al contratto di affitto dell'immobile presso cui ha la sede legale la Società. La voce si decrementa complessivamente per Euro 221.333 per l'effetto combinato di:

• un incremento di Euro 3.355 dovuto alla stipula di un addendum al contratto stipulato nell'esercizio 2020 relativo alla licenza del software utilizzato in cloud per la redazione del bilancio consolidato e per la gestione dei contratti di noleggio ai sensi del principio contabile internazionale IFRS 16 Lease;
• un decremento di Euro 15.491 per la modifica delle ipotesi circa durata e opzioni contrattuali di alcuni contratti esistenti;
• un decremento di Euro 209.197 per effetto degli ammortamenti effettuati nell'esercizio.

6. Immobili, impianti e macchinari

Gli immobili, impianti e macchinari hanno un valore netto di Euro 72.688 al 31 dicembre 2021 e sono dettagliabili come segue:

	Impianti e macchinari	Altri beni	Totale
31 dicembre 2020
Saldo iniziale netto	7.232	131.906	139.138
Investimenti	-	17.555	17.555
Ammortamenti	(1.043)	(47.704)	(48.747)
Alienazioni	-	-	-
Saldo finale netto	6.189	101.757	107.946
Saldo finale lordo	23.045	1.565.851	1.588.896
Fondo ammortamento	(16.856)	(1.464.094)	(1.480.950)
Saldo finale netto	6.189	101.757	107.946
31 dicembre 2021
Saldo iniziale netto	6.189	101.757	107.946
Investimenti	900	7.052	7.952
Ammortamenti	(1.080)	(42.074)	(43.154)
Alienazioni	-	(56)	(56)
Saldo finale netto	6.009	66.679	72.688
Saldo finale lordo	23.945	1.572.769	1.596.714
Fondo ammortamento	(17.936)	(1.506.090)	(1.524.026)
Saldo finale netto	6.009	66.679	72.688

Le immobilizzazioni si incrementano a seguito dell'acquisto di apparecchiature informatiche per complessivi Euro 7.052 e di impianti elettrici per Euro 900 e si decrementano a seguito delle alienazioni per Euro 56 e degli ammortamenti dell'esercizio per Euro 43.154.

7. Partecipazioni in società controllate

Le partecipazioni in società controllate al 31 dicembre 2021 hanno un valore di Euro 298.495.192, come viene evidenziato nella seguente tabella:

	Saldo iniziale	Versamenti soci	Svalutazioni	Altre variazioni	Saldo Finale
31 dicembre 2020
Gas Plus Energia S.r.l.	251.643	-	.-	-	251.643
Gas Plus Italiana S.r.l.	35.000.016	-	-	-	35.000.016
GP Infrastrutture S.r.l.	65.714.019	-	-	-	65.714.019
Gas Plus Vendite S.r.l.	2.500.000	-	-	-	2.500.000
Gas Plus Storage S.r.l.	2.680.137	-	(148.700)	-	2.531.437
Società Padana Energia S.r.l.	162.938.512	-	-	-	162.938.512
Gas Plus International Holding S.r.l.	29.510.000	-	-	-	29.510.000
Gas Plus Netherlands B.V.	38.161	90.000	(78.597)	(1)	49.565
Totale	298.632.488	90.000	(227.297)	(1)	298.495.192

				Si riportano nella seguente tabella le informazioni integrative sulle Partecipazioni in società
controllate:

Dati al 31 dicembre 2021 (importi in migliaia di euro)	Gas Plus Italiana S.r.l.	GP Infrastrutture S.r.l.	Gas Plus Energia S.r.l.	Gas Plus Vendite S.r.l.
Percentuale diretta di partecipazione	100,00%	100,00%	85,29%	100,00 %
Data di chiusura del bilancio	31.12.2021	31.12.2021	31.12.2021	31.12.2021
Attività	107.049	101.845	780	32.683
Passività	79.916	17.005	108	30.905
Ricavi	33.934	19.245	307	42.651
Utile/(perdita)	(1.968)	4.672	(25)	(2.467)
Patrimonio Netto	27.133	84.840	672	1.778
Patrimonio Netto di Competenza	27.133	84.840	573	1.778
Valore di iscrizione al 31 dicembre 2021	35.000	65.714	252	2.500

Dati al 31 dicembre 2021 (importi in migliaia di euro)	Gas Plus Storage S.r.l.	Società Padana Energia S.r.l.	Gas Plus International Holding S.r.l.	Gas Plus Netherlands B.V.
Percentuale diretta di partecipazione	100,00 %	100,00 %	100,00 %	100,00 %
Data di chiusura del bilancio	31.12.2021	31.12.2021	31.12.2021	31.12.2021
Attività	3.345	268.475	29.378	74
Passività	813	103.175	47	24
Ricavi	1	38.160	-	-
Utile/(perdita)	(149)	9.616	(86)	(79)
Patrimonio Netto	2.531	165.300	29.331	50
Patrimonio Netto di Competenza	2.531	165.300	29.331	50
Valore di iscrizione al 31 dicembre 2021	2.531	162.939	29.510	50

I bilanci delle società controllate sono redatti in conformità ai relativi principi contabili nazionali. I rapporti creditori e debitori, i costi e i ricavi con società controllate sono riportati alla Nota n. 29, Rapporti con parti correlate.

Gas Plus S.p.A. ha effettuato nel corso dell'anno 2021 versamenti soci in conto capitale a Gas Plus Netherlands B.V. per complessivi Euro 90.000 finalizzati a sostenere gli investimenti esplorativi nella concessione E15C in Olanda.

Informazioni in merito alla verifica delle riduzioni per perdite di valore

Gas Plus Storage S.r.l.

A fine esercizio ha realizzato una perdita pari ad Euro 148.700 ed il relativo patrimonio netto ha raggiunto l'importo di Euro 2.531.437. Gas Plus S.p.A. ha svalutato la partecipazione per la perdita dell'esercizio allineandola alla quota del patrimonio netto della controllata.

Gas Plus Netherlands B.V.

A fine esercizio ha realizzato una perdita pari ad Euro 78.596 ed il relativo patrimonio netto ha raggiunto l'importo di Euro 49.565. Gas Plus S.p.A. ha svalutato la partecipazione per la perdita dell'esercizio allineandola alla quota del patrimonio netto della controllata.

Gas Plus Italiana S.r.l.

Gas Plus Italiana S.r.l. ha conseguito nel corso dell'esercizio 2021 una perdita pari a Euro 1.967.731 ed il relativo patrimonio contabile ha raggiunto l'importo di Euro 27.132.900 che sconta tuttavia una riserva di segno negativo a fronte dei derivati di copertura in essere a fine esercizio (pari a Euro 5.380.703).

L'entità delle riserve di idrocarburi provate e probabili al 31 dicembre 2021 relative ai titoli minerari è stata di recente attestata dall'esperto indipendente SIM in 1.139,7 milioni di Smc, in leggera riduzione rispetto al precedente esercizio.

Il risultato dell'esercizio della partecipata ha beneficiato solo parzialmente dell'eccezionale ripresa dei prezzi di vendita del gas metano nel corso del 2021 (tendenza che prosegue ancora alla data odierna con elevata volatilità), avendo scontato l'effetto negativo delle coperture sulla commodity stipulate ad inizio anno, prima della forte ripresa degli scenari energetici.

Il differenziale negativo tra il valore di carico della partecipazione dopo la svalutazione dell'anno 2020 di Euro 52.000.000, pari a Euro 35.000.016, e il relativo patrimonio netto, risulta pari a Euro 7.867.100, al lordo della riserva di cui sopra.

In particolare, a tale proposito si rammenta che, nel precedente esercizio, il management della società aveva valutato indicatori di impairment delle attività immateriali e materiali iscritte in bilancio che risultavano connessi, da un lato, all'evoluzione del quadro normativo avviata con il D.L. 135 del 14/12/18, convertito con L. 12 del 11/2/19 e proseguita con la presentazione da parte del Ministero dello Sviluppo Economico, in applicazione delle citata legge nel mese di febbraio del 2021, del documento di consultazione «Piano per la Transizione Energetica Sostenibile delle Aree Idonee (PiTESAI)», dall'altro, al quadro economico generale e all'andamento degli scenari di prezzo degli idrocarburi che avevano richiesto una revisione della previsione dei prezzi di lungo termine, nonché alle revisioni negative delle previsioni di sfruttamento di determinate riserve di idrocarburi.

Note esplicative al bilancio dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2021 (Importi in Euro se non diversamente indicato)

La società aveva quindi valutato i suddetti indicatori di perdita di valore, rivedendo le modalità e la misura con cui le loro attività avrebbero potuto continuare ad essere utilizzate e/o essere sviluppate ed aveva ritenuto di effettuare test di impairment sulle singole rispettive attività.

Ciò aveva comportato l'iscrizione di svalutazioni delle attività materiali e immateriali relative a specifiche concessioni di coltivazione di idrocarburi per un ammontare complessivo di Euro 34.112.264, al lordo del relativo effetto fiscale.

Gas Plus S.p.A. aveva quindi sottoposto a test di impairment la partecipazione in Gas Plus Italiana S.r.l. determinandone il valore d'uso sulla base dei flussi di cassa attesi desunti dai piani previsionali approvati dagli amministratori della società e rilevando la già richiamata svalutazione della partecipazione per allineare il valore di iscrizione al valore d'uso così risultante.

La significativa ripresa dei prezzi del gas naturale avvenuta nel corso del 2021 e l'attesa di una ripresa dei prezzi del gas prevista nel corso dei successivi anni, sostenuta dalle dinamiche correnti di mercato, hanno portato gli amministratori della società a riconsiderare lo scenario dei prezzi degli idrocarburi alla base dei precedenti test di impairment. Non sono invece emerse variazioni sostanziali degli altri indicatori di impairment considerati nell'esercizio precedente e nello specifico le considerazioni relative a siti minerari che la società non riteneva di rimettere in produzione e che sono stati interamente svalutati nel 2020, pur non rinunciando alla titolarità delle relative riserve.

Pertanto, alla luce delle mutate circostanze, ancorché limitate allo scenario dei prezzi del gas, la società ha rivisto le proprie valutazioni per determinare l'eventuale misura del ripristino di valore delle attività precedentemente svalutate. In particolare, gli amministratori hanno previsto l'adozione di uno scenario energetico che riflette un incremento dei prezzi del gas nel breve e medio periodo, lasciando invariati rispetto al 2020 gli scenari di prezzo di lungo periodo. La verifica condotta non ha fatto emergere ripristini dei valori delle immobilizzazioni materiali e immateriali.

Alla luce delle delineate circostanze Gas Plus S.p.A., non ha identificato indicatori di impairment della partecipazione, né - stanti le caratteristiche dei giacimenti della società e del quadro normativo afferente il loro sfruttamento - ha valutato che vi fossero elementi per ritenere che siano venuti meno i presupposti delle svalutazioni effettuate.

Società Padana Energia S.r.l.

Società Padana Energia S.r.l. ha conseguito nel corso dell'esercizio 2021 un utile pari a Euro 9.615.725 ed il relativo patrimonio contabile ha raggiunto l'importo di Euro 165.299.769 che sconta tuttavia una riserva di segno negativo a fronte dei derivati di copertura in essere a fine esercizio (pari a Euro 4.889.914).

Il risultato dell'esercizio della partecipata riflette i ripristini e le perdite di valore di alcune attività immateriali relative alle concessioni di coltivazione di idrocarburi, per un valore positivo netto pari ad Euro 13.028.470 (con il conseguente accantonamento della fiscalità differita per Euro 3.634.932), iscritte nel bilancio della partecipata a seguito della valutazione delle concessioni di coltivazione effettuata sulla base di uno scenario energetico che riflette un incremento dei prezzi degli idrocarburi nel breve e medio periodo sostenuto dall'andamento che si registra attualmente sul mercato del gas, lasciando invariati rispetto al 2020 gli scenari di prezzo di lungo periodo, solo in parte compensata dalla svalutazione del valore di iscrizione di una concessione che ha presentato profili produttivi inferiori alle attese.

Il differenziale tra il valore di carico della partecipazione, pari a Euro 162.938.511, e il relativo maggior patrimonio netto, risulta pari a Euro 2.361.257, al lordo della riserva di cui sopra.

L'entità delle riserve di idrocarburi provate e probabili al 31 dicembre 2021 relative ai titoli minerari è stata di recente attestata dall'esperto indipendente SIM in 2.403,4 milioni di Smc e si mantiene in linea con il dato del precedente esercizio.

Non sono emersi pertanto nell'esercizio indicatori di perdite di valore che abbiano richiesto di effettuare il test di impairment sulla partecipazione in Società Padana Energia S.r.l..

Gas Plus Vendite S.r.l.

Gas Plus Vendite S.r.l. ha conseguito nel corso dell'esercizio 2021 una perdita pari a Euro 2.466.564 ed il relativo patrimonio contabile ha raggiunto l'importo di Euro 1.778.186.

Il risultato dell'esercizio della partecipata è stato innanzitutto influenzato dall'imprevedibile ed elevato aumento degli scenari dei prezzi del gas che ha penalizzato i contratti con offerte economiche a prezzo fisso e quelle a prezzo variabile con un cap al costo della materia prima, riducendone la marginalità. Ha risentito inoltre dell'accantonamento di Euro 4.109.000 (al lordo delle relative imposte anticipate di Euro 1.160.784) a fronte delle prevedibili perdite relativamente alla clientela con tali offerte economiche, la cui scadenza avverrà nel corso del 2022.

Il differenziale negativo tra il valore di carico della partecipazione pari a Euro 2.500.000, e il relativo patrimonio netto, risulta pari a Euro 721.814.

Tali fattori sono stati ritenuti indicatori di possibili perdite di valore della società controllata ed è stato pertanto effettuato il test di impairment volto a verificare il relativo valore recuperabile.

Il test i cui esiti sono descritti nel successivo paragrafo ha confermato la tenuta del valore di iscrizione della partecipazione.

La società partecipata esercita l'attività di vendita di gas naturale nei confronti di circa 60 mila clienti finali, sia civili che industriali.

Esiti del test di impairment per la verifica del valore recuperabile della partecipazione in Gas Plus Vendite S.r.l.

Nel corso dell'esercizio 2021 si sono evidenziate criticità dovute all'imprevisto ed eccezionale aumento degli scenari dei prezzi energetici che sta penalizzando i contratti con offerte economiche a prezzo fisso ed a prezzo variabile con un CAP rispetto al costo della materia prima, i cui effetti saranno prevalentemente concentrati nel corso del 1° semestre dell'esercizio 2022. Tali criticità sono state ritenute indicatori di perdite di valore della partecipazione in Gas Plus Vendite ed è stato pertanto effettuato il test di impairment per la verifica del valore recuperabile della suddetta partecipazione.

Alla luce di quanto sopra riportato la Società ha provveduto pertanto a sottoporre a test di impairment il valore di iscrizione della partecipazione in Gas Plus Vendite S.r.l., pari ad Euro 2.500.000.

Al fine di verificare la tenuta del valore di iscrizione della partecipazione è stato determinato il valore d'uso considerando i flussi di cassa attesi di Gas Plus Vendite S.r.l., desunti dal piano previsionale quinquennale approvato dal relativo Amministratori Unico e incorporando la perpetuity dell'ultimo anno del piano per la determinazione del valore terminale assumendo un tasso di crescita nominale di lungo periodo pari a zero.

Le principali assunzioni che hanno determinato i flussi di cassa della società sono i seguenti:

• lo scenario dei prezzi recepisce l'attuale andamento dei prezzi delle commodity energetiche (prezzi del gas in Italia e in Europa), tuttora in crescita e su livelli superiori a quelli dei precedenti esercizi;
• il parco clienti viene ipotizzato stabile per tutto l'arco temporale del piano. Non sono quindi prudenzialmente previste ipotesi di crescita nel breve e nel lungo periodo (g pari a zero);
• vengono ipotizzate nuove offerte economiche all'attuale parco clienti con offerte a prezzo fisso ed a prezzo variabile con un cap sul costo della materia prima, in scadenza nel 2022;
• viene ipotizzato di mantenere in essere il contratto di affitto ramo d'azienda con GP Infrastrutture nel periodo di piano e negli anni successivi;
• non sono previsti investimenti rilevanti nel periodo di piano.

Note esplicative al bilancio dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2021 (Importi in Euro se non diversamente indicato)

Infine, i flussi, così determinati, sono stati attualizzati al costo medio ponderato del capitale investito (WACC) post-imposte del 5,66%.

Ai fini della determinazione del valore d'uso della partecipazione il valore attuale dei flussi di cassa, determinato come sopra, è stato rettificato:

• della posizione finanziaria netta calcolata come totale dei debiti finanziari, sia a breve sia a lungo termine, al netto della cassa;
• del valore complessivo delle attività e passività (quali il TFR) della società che non concorrono alla determinazione dei flussi di cassa operativi nel periodo esplicito del piano previsionale e che pertanto occorre considerare separatamente.

Dai risultati del test di impairment è emerso un valore recuperabile della partecipazione ampiamente superiore rispetto all'attuale valore di iscrizione a bilancio.

Altre partecipazioni in società controllate

In considerazione dei positivi risultati conseguiti nell'esercizio e del valore del patrimonio netto delle altre società controllate, Gas Plus S.p.A. non ha individuato potenziali indicatori di perdite di valore del relativo valore di iscrizione a bilancio.

8. Altre attività finanziarie non correnti

Le altre attività finanziarie non correnti al 31 dicembre 2021 sono pari ad Euro 36.270 (Euro 0 al 31 dicembre 2020) ed includono solo il fair value dei contratti derivati su tasso di interesse, contabilizzati in regime di hedge accounting.

9. Imposte sul reddito

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

	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
Imposte differite attive, relative a:
Perdita fiscale di consolidato	158.104	111.371
Eccedenza ACE società controllate	190.851	91.440
Fondo TFR	53.754	50.162
Fair value derivato di copertura Interest Rate Swap	14.091	41.298
Eccedenza interessi passivi società controllate estere	145.703	-
Altro	1.795	1.721
Totale imposte differite attive	564.298	295.992
Imposte differite passive, relative a:
Plusvalenze	131.667	197.501
Fair value derivato di copertura Interest Rate Swap	8.705	-
Totale fondo imposte differite	140.372	197.501

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

Debiti e crediti per imposte	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
Crediti per imposte	322.876	808.954
Debiti per imposte	-	-
Totale (debiti) e crediti per imposte	322.876	808.954

Note esplicative al bilancio dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2021 (Importi in Euro se non diversamente indicato)

Il saldo della voce crediti per imposte pari ad Euro 322.876 (Euro 808.954 al 31 dicembre 2020) include solo il residuo credito IRES rinveniente dal calcolo delle imposte correnti per il periodo di imposta 2020 di consolidato fiscale nazionale e mondiale, che è stato integralmente utilizzato in compensazione orizzontale per il pagamento di altre imposte dirette e/o indirette nei primi mesi del 2022.

I dettagli delle imposte sul reddito dell'esercizio e la riconciliazione delle imposte teoriche con le imposte effettive sono dettagliati nel seguente prospetto:

Imposte sul reddito dell'esercizio	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
Risultato ante imposte	(1.212.166)	(48.876.158)
Aliquota teorica (IRES e IRAP)	29,57%	29,57%
Imposte teoriche	358.437	14.452.680
Costi non deducibili	(10.602)	(12.341)
Plusvalenze e dividendi non imponibili	918.223	1.830.309
IRAP non deducibile	(54.857)	191.900
Svalutazioni partecipazioni non deducibili	(67.212)	(15.471.438)
Effetto consolidato fiscale mondiale	41.019	188.363
Altre variazioni	233.556	152.008
Imposte sul reddito dell'esercizio	1.418.564	1.331.481
Imposte correnti	569.883	710.982
Imposte anticipate	848.681	620.499
Imposte sul reddito dell'esercizio	1.418.564	1.331.481
Aliquota effettiva d'imposta	117,03%	2,72%

La società capogruppo Gas Plus S.p.A. e le sue controllate GP Infrastrutture S.r.l., Gas Plus Italiana S.r.l., Gas Plus Vendite S.r.l., Gas Plus Storage S.r.l., Gas Plus Energia S.r.l., GP Infrastrutture Trasporto S.r.l, Società Padana Energia S.r.l., Gas Plus International Holding S.r.l. e Rete Gas Fidenza S.r.l. hanno congiuntamente esercitato l'opzione per la tassazione di gruppo ai sensi degli artt. 117 e seguenti del T.U.I.R.. Gli obblighi e gli adempimenti inerenti ai versamenti dell'Ires di competenza delle suddette società sono pertanto assolti direttamente dalla capogruppo, pur rimanendo ogni società responsabile della propria dichiarazione fiscale.

Si segnala che la società capogruppo Gas Plus S.p.A., in data 31 gennaio 2022, ha presentato un'istanza di interpello, ai sensi del combinato disposto dell'art. 11 della L. 212/00, e dell'art. 132, comma 3, del D.P.R. n. 917/86 per la comunicazione di variazione dei dati per il triennio 2021-2023, a seguito del rinnovo del soggetto incaricato della revisione contabile delle società controllate estere. Il Gruppo ha, quindi, tacitamente rinnovato per il triennio 2021-2023 il regime di consolidato fiscale mondiale ed incluso nella determinazione della propria base imponibile anche i redditi conseguiti nell'esercizio 2021 dalle proprie controllate non residenti che possiedono i requisiti per la relativa inclusione nell'area di consolidamento (Gas Plus International B.V., Gas Plus Netherlands B.V. e Gas Plus Dacia S.r.l.). Si è in attesa di ricevere la risposta dalla Direzione Regionale delle Entrate per la Lombardia.

Gli effetti fiscali dell'adesione al consolidato mondiale sono stati riflessi nel bilancio 2021 per un minor carico fiscale di Euro 41.019 (contro un minor carico fiscale complessivo di Euro 188.363 nel bilancio 2020).

10. Crediti commerciali

I crediti commerciali, pari al 31 dicembre 2021 ad Euro 5.185, sono dettagliati nella seguente tabella con il relativo confronto con l'esercizio precedente:

Note esplicative al bilancio dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2021 (Importi in Euro se non diversamente indicato)

Crediti commerciali:	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
Crediti per servizi	5.185	2.605
Totale crediti	5.185	2.605
Fondo svalutazione	-	-
Crediti commerciali netti	5.185	2.605

I crediti per servizi derivano da prestazioni svolte nelle aree amministrazione, sistemi informativi, acquisti e risorse umane.

Al 31 dicembre 2021 i crediti commerciali scaduti da più di 60 giorni ammontano ad Euro 2.593 (al 31 dicembre 2020 ammontavano ad Euro 0) e sono stati interamente incassati nel mese di marzo 2022.

11. Crediti verso controllante

I crediti verso controllante, pari ad Euro 381 al 31 dicembre 2021 ed al 31 dicembre 2020, sono dovuti esclusivamente ai crediti commerciali per servizi che derivano da prestazioni svolte nelle aree tesoreria e segreteria di direzione.

12. Crediti verso controllate

I crediti verso controllate al 31 dicembre 2021 sono pari ad Euro 25.473.740 e sono interamente classificati tra le attività correnti. I crediti verso controllate sono dettagliati nella seguente tabella con il relativo confronto con l'esercizio precedente:

Crediti verso controllate	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
Crediti finanziari	1.152.895	1.493.221
Crediti per consolidato fiscale	1.496.323	2.505.833
Crediti per regime IVA di Gruppo	319.186	667.739
Crediti per fair value su derivati	21.638.247	970.813
Crediti commerciali	867.089	540.337
Totale crediti verso controllate	25.473.740	6.177.943

I crediti finanziari derivano dal saldo al 31 dicembre 2021 delle operazioni di cash pooling tra Gas Plus S.p.A. e le proprie controllate. Tali operazioni che consentono una gestione centralizzata della tesoreria a livello di gruppo, sono regolate sulla base di tassi in linea con le normali condizioni di mercato.

I crediti per consolidato fiscale derivano dal trasferimento alla Società del debito IRES risultante dai bilanci al 31 dicembre 2021 delle società controllate che aderiscono all'opzione per la tassazione di gruppo ai sensi degli artt. 117 e seguenti del T.U.I.R.. Per maggiori informazioni, si rimanda alla Nota n. 9, Imposte sul reddito.

Nel corso del mese di febbraio 2017, la Società ha presentato il Modello IVA 2018, mediante il quale ha esercitato l'opzione per l'adesione al regime IVA di Gruppo, insieme alle società controllate Gas Plus Italiana S.r.l., Gas Plus Vendite S.r.l., GP Infrastrutture S.r.l. e Società Padana Energia S.r.l.. Nel mese di giugno 2020, Gas Plus S.p.A., tramite la presentazione del Modello IVA 2020, ha esteso, a partire dal 1° gennaio 2020, l'adesione al regime IVA di Gruppo alla società controllata Rete Gas Fidenza S.r.l. (Rete Gas Fidenza S.r.l. è controllata al 100% da GP Infrastrutture S.r.l.). I crediti per regime IVA di Gruppo includono, quindi, il debito IVA trasferito dalle società controllate nell'ultimo trimestre dell'esercizio 2021.

I crediti per fair value su derivati includono il fair value al 31 dicembre 2021 dei contratti per derivati infragruppo. In relazione alla strategia di copertura dell'esposizione ai rischi di fluttuazione dei prezzi di vendita/acquisto delle commodity delle società controllate (Gas Plus Italiana S.r.l., Società Padana Energia S.r.l. e Gas Plus Vendite S.r.l.) la Società ha infatti stipulato direttamente, nel corso dell'anno 2021, contratti derivati di copertura con i propri istituti di credito. I contratti per derivati infragruppo

hanno l'obiettivo di trasferire gli effetti economici dei derivati stipulati con gli istituti di credito alle società controllate. Tale trasferimento è stato effettuato sulla base dei contratti sottoscritti con le società controllate a condizioni di mercato.

I crediti commerciali verso controllate derivano da prestazioni di servizi nelle aree amministrazione e tesoreria, societario e legale, sistemi informativi, acquisti e risorse umane.

13. Altri crediti

Gli altri crediti, pari ad Euro 918.186 al 31 dicembre 2021, sono dettagliati nella seguente tabella con il relativo confronto con l'esercizio precedente:

Altri crediti	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
IVA	517.150	362.856
Acconti a fornitori	124.737	6.252
Anticipi a dipendenti	-	1.314
Credito d'imposta per sanificazione ed acquisto DPI	-	5.770
Imposta sostitutiva TFR	-	134
Credito Inail	-	80
Ratei e risconti	273.299	152.387
Altri crediti	3.000	-
Totale altri crediti	918.186	528.793

Come già segnalato nella precedente nota n. 12, Crediti verso controllate, a partire dall'esercizio 2015, nella posizione IVA della Società confluiscono i crediti/debiti IVA anche delle società controllate che hanno aderito al regime IVA di Gruppo.

14. Attività finanziarie

Le attività finanziarie, pari a Euro 902.238 al 31 dicembre 2021 (Euro 228.544 al 31 dicembre 2020) includono solo il fair value di contratti derivati su commodity.

Gli effetti economici di copertura dei derivati sottoscritti con l'istituto bancario sono stati trasferiti interamente alle società controllate Gas Plus Italiana S.r.l., Società Padana Energia S.r.l. e Gas Plus Vendite S.r.l., a condizioni di mercato, tramite la stipula di derivati infragruppo.

Negli esercizi 2021 e 2020, non sono stati effettuati acquisti e cessioni di partecipazioni in società quotate.

15. Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti, pari a Euro 12.803.255 al 31 dicembre 2021, sono dettagliate nella tabella seguente:

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
Cassa	2.409	2.702
Conti correnti bancari	12.800.846	901.909
Totale	12.803.255	904.611

Si segnala che non esistono vincoli sulle disponibilità liquide.

Per un'analisi delle movimentazioni delle disponibilità liquide e dei mezzi equivalenti si rimanda al prospetto di rendiconto finanziario.

16. Patrimonio netto

Nelle seguenti note viene riportata una breve descrizione della natura e della composizione delle principali voci del patrimonio netto. Si rimanda al prospetto delle variazioni del patrimonio netto per gli esercizi chiusi al 31 dicembre 2021 e al 31 dicembre 2020 per una descrizione puntuale della movimentazione delle singole riserve del patrimonio netto.

Capitale Sociale

Nel corso degli esercizi 2021 e 2020, il numero di azioni ed il valore del capitale sociale non hanno subito variazioni rispetto all'esercizio precedente.

Si segnala che, in data 20 dicembre 2010, l'Assemblea Straordinaria degli Azionisti della Società ha deliberato l'eliminazione del valore nominale delle azioni con la relativa modifica all'art. 5 dello Statuto Sociale.

Il numero medio ponderato delle azioni ordinarie in circolazione nell'esercizio 2021 e 2020 è pari a 44.909.620.

Il numero medio ponderato delle azioni potenziali in circolazione nell'esercizio 2021 e 2020, al netto delle azioni proprie in portafoglio pari a 1.336.677 (in entrambi i periodi in esame) ed in assenza di ulteriori effetti diluitivi, è pari a 43.572.943.

Riserve

Le riserve sono costituite dalle seguenti componenti:

• La Riserva legale, la Riserva sovraprezzo azioni e la Riserva Versamenti c/capitale che non presentano variazioni rispetto all'importo iscritto al 31 dicembre 2020.
• Azioni proprie, che non presentano variazioni rispetto al 31 dicembre 2020. Al 31 dicembre 2021, la società detiene 1.336.677 azioni proprie (pari al 2,98% del capitale sociale) per un corrispettivo complessivo di Euro 9.599.592.

Le azioni proprie sono a disposizione del Consiglio di Amministrazione che ne può disporre senza limiti di tempo o alienandole o quale corrispettivo di eventuali operazioni connesse alla gestione corrente o ad investimenti strategici o ancora a fronte dell'esercizio di opzioni assegnate o da assegnare ai destinatari dei Piani di Incentivazione Azionaria.

• La riserva di cash flow hedge che accoglie le variazioni di fair value degli interest rate swap stipulati dalla società, contabilizzati in regime di hedge accounting, al netto delle variazioni di imposte differite.
• La riserva per differenze attuariali TFR, che, come previsto dal principio IAS 19, Benefici ai dipendenti, include tutti gli utili e le perdite attuariali che emergono dal ricalcolo attuariale del valore attuale del fondo di trattamento di fine rapporto.
• Le altre riserve e gli utili indivisi che includono gli effetti della conversione agli IFRS.

Dividendi

Nel corso dell'anno 2021 la Società non ha erogato nessun dividendo.

Altre componenti del conto economico complessivo

Nell'esercizio 2021, le altre componenti del conto economico complessivo transitate direttamente a patrimonio netto includono:

• la variazione di fair value degli interest rate swap di copertura in regime di hedge accounting, al

Note esplicative al bilancio dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2021 (Importi in Euro se non diversamente indicato)

netto delle relative imposte anticipate, per una variazione positiva di Euro 113.722 (nell'esercizio 2020 la variazione negativa era di Euro 45.969);

• la riserva per differenze attuariali TFR per una variazione negativa di complessivi Euro 11.373, al netto delle imposte anticipate (nell'esercizio 2020 la variazione era positiva di Euro 1.315).

Possibilità di utilizzazione e di distribuibilità delle riserve

Si forniscono infine le informazioni richieste dall'art. 2427, n. 7-bis, del Codice Civile relativamente all'origine e alla possibilità di utilizzazione e di distribuibilità delle riserve:

Natura/descrizione	Importo	Possibilità di utilizzazione	Quota disponibile	Utilizzazioni effettuate nei tre esercizi precedenti
				Per copertura	Per altre
				perdite	ragioni
Capitale	23.353.002
Riserve di capitale:
- Riserva da sovraprezzo azioni	85.605.531	A-B-C	85.605.531
- Versamenti in conto capitale	7.041.890	A-B-C	7.041.890
Riserve di utili:
- Riserva legale	4.670.600	A-B	4.670.600
Utili portati a nuovo	42.615.508	A-B-C	42.615.508	47.544.677	-
Utili portati a nuovo (riserva per avanzo di scissione)	1.024.949	A-B-C	1.024.949
Totale	164.311.480		140.958.478
Quota non distribuibile			4.670.600
Residua quota distribuibile			136.287.878

Legenda:

A disponibile per aumento di capitale

B disponibile per copertura perdite

C distribuibile ai soci

17. Finanziamenti a medio/lungo e a breve termine

Nella seguente tabella sono riportati i debiti finanziari della Società, con i dettagli relativi alla loro composizione, scadenza e condizioni:

Tipologia	Tasso interesse effettivo %	Scadenza	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
A breve
Scoperti bancari		a richiesta	56	98
Finanziamento Revolving Banco BPM	Euribor 1/3 m + spread		15.000.000	20.000.000
Finanziamento Term ISP-BPM	Euribor 3/6 m + spread		9.860.907	10.782.541
Fair value derivati commodities swap			21.638.247	970.813
Fair value derivato interest rate swap			86.747	65.180
Totale a breve termine			46.585.957	31.818.632
A medio/lungo
Finanziamento Term ISP-BPM	Euribor 3/6 m + spread	come da piano di rimborso come da piano	21.852.614	31.700.687
Finanziamento Capex ISP-BPM	Euribor 3/6 m + spread	di rimborso	16.570.556	16.478.740
Fair value derivato interest rate swap			-	106.896
Totale a medio/lungo termine			38.423.170	48.286.323
Totale debiti finanziari			85.009.127	80.104.955

Note esplicative al bilancio dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2021 (Importi in Euro se non diversamente indicato)

Al 31 dicembre 2021 Gas Plus S.p.A. ha in essere debiti finanziari a breve termine per Euro 46.585.957 e debiti finanziari a medio lungo termine per Euro 38.423.170.

Si descrivono qui di seguito le principali caratteristiche dei finanziamenti bancari della Società:

Scoperti c/c bancario

Gli scoperti di c/c bancario, pari a Euro 56, comprendono le commissioni bancarie di tenuta conto di fine trimestre, addebitate sul conto corrente nei primi giorni del mese successivo.

Finanziamento Revolving Banco BPM

Nel rispetto dei termini contrattuali, Gas Plus S.p.A. ha rimborsato nel corso del primo semestre 2021 l'intero importo di Euro 20 milioni della linea Revolving.

Successivamente, in data 1° dicembre 2021, Gas Plus S.p.A. ha stipulato con Banco BPM un nuovo contratto di finanziamento di tipo revolving a medio-lungo termine per un importo complessivo di Euro 15 milioni, da utilizzarsi esclusivamente per cassa, e con scadenza il 1° dicembre 2024.

Alla data del 31 dicembre 2021, tale finanziamento risulta interamente utilizzato per Euro 15 milioni. Il contratto di finanziamento prevede un tasso di interesse nominale annuo variabile, pari alla somma tra il tasso di riferimento (EURIBOR 3m su base 360 giorni) e il margine previsto contrattualmente. Inoltre, il contratto di finanziamento prevede una commissione di mancato utilizzo. L'importo della commissione di mancato utilizzo al 31 dicembre 2021 è stato di Euro 2.750 (nell'esercizio precedente, l'importo era nullo, poiché la linea era stata interamente utilizzata nell'anno).

Il contratto di finanziamento prevede parametri finanziari (financial covenants) da verificarsi semestralmente, a partire dal bilancio chiuso al 30 giugno 2022, sui dati consolidati di Gruppo redatti in conformità agli IFRS. Tali parametri risultano attualmente essere:

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

Gas Plus S.p.A. deve comunicare semestralmente il rispetto di tali parametri, contestualmente alla consegna del bilancio consolidato. Al mancato rispetto di uno solo di tali parametri, sempre che tali parametri non siano nel frattempo stati ripristinati secondo i termini contrattuali, la banca finanziatrice ha la possibilità di recedere dal contratto, facendo venir meno l'obbligo della stessa banca nel rendere disponibile ogni ulteriore utilizzo a valere sul Finanziamento Revolving.

Il contratto di finanziamento prevede alcuni impegni e limitazioni per il prenditore. Al mancato rispetto di tali impegni e limitazioni, la banca finanziatrice ha la possibilità di recedere o risolvere il contratto, salvo sanatoria da parte del Gruppo Gas Plus nei casi consentiti.

Finanziamento ISP-Banco BPM

In data 6 agosto 2019, Gas Plus S.p.A. ha stipulato con Intesa Sanpaolo e Banco BPM un contratto di finanziamento a medio-lungo termine, utilizzabile per cassa, per un importo complessivo di 107 milioni di Euro, che prevede:

• c) Linea a medio lungo termine dell'importo di Euro 52 milioni
  • In data 11 settembre 2019, tale linea è stata integralmente erogata. Nell'esercizio 2021, Gas Plus S.p.A. ha rimborsato le rate per 11 milioni di Euro, rispettando le relative scadenze contrattuali. Il piano concordato residuo di ammortamento è il seguente:

Scadenza	Importo da rimborsare (in Euro)
30 giugno 2022	5.000.000
31 dicembre 2022	5.000.000
30 giugno 2023	5.500.000
31 dicembre 2023	5.500.000
30 giugno 2024	5.500.000
31 dicembre 2024	5.500.000
Totale	32.000.000

d) Linea a medio lungo termine "Capex" dell'importo di Euro 55 milioni

La linea a medio lungo termine "Capex" è utilizzabile per cassa fino al 31 dicembre 2022. Nell'anno 2021, Gas Plus S.p.A. non ha effettuato utilizzi aggiuntivi di tale linea, per cui il debito complessivo risulta di Euro 17,4 milioni, come al termine dell'esercizio precedente. Il piano concordato di ammortamento per l'importo utilizzato è il seguente:

Scadenza	Importo da rimborsare (in Euro)
30 giugno 2023	1.582.080
31 dicembre 2023	1.582.080
30 giugno 2024	2.372.725
31 dicembre 2024	11.863.115
Totale	17.400.000

Gas Plus S.p.A. ha utilizzato tale linea di credito per finanziare il Progetto "Midia" in Romania nel limite di 10 milioni di Euro.

Il contratto di finanziamento prevede una commissione di mancato utilizzo, pari allo 0,50% per il primo anno dalla data di sottoscrizione ed al 25% del margine previsto per gli anni successivi, calcolato sull'importo disponibile della linea di credito. L'importo della commissione di mancato utilizzo complessivamente addebitato nel corso del 2021 è pari a Euro 284.755 (Euro 274.045 nell'esercizio precedente) ed è incluso negli oneri finanziari.

Il contratto di finanziamento per le linee di cui sopra prevede un tasso di interesse nominale annuo variabile, pari alla somma tra il tasso di riferimento (EURIBOR 3/6m su base 360 giorni) ed un margine variabile, in funzione della variazione del parametro denominato Leverage Ratio (Indebitamento finanziario netto / EBITDA).

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

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

Al mancato rispetto di uno solo di tali parametri, le banche finanziatrici hanno la possibilità di recedere dal contratto, facendo venir meno l'obbligo delle stesse banche nel rendere disponibile, a partire dalla data del recesso, ogni ulteriore utilizzo a valere sulle linee di credito concesse.

Si segnala che al 31 dicembre 2021 tali parametri finanziari risultano rispettati.

Il contratto di finanziamento prevede alcuni impegni e limitazioni per il prenditore. Al mancato rispetto di tali impegni e limitazioni, le banche finanziatrici hanno la possibilità di recedere o risolvere il contratto, salvo sanatoria da parte del Gruppo Gas Plus nei casi consentiti.

Fair value derivati su commodities swap

Nel corso dell'esercizio 2021 e 2020, Gas Plus S.p.A. ha stipulato con Intesa Sanpaolo contratti derivati su commodity.

Gli effetti economici di copertura dei derivati sottoscritti con l'istituto bancario sono stati trasferiti interamente alle società controllate Gas Plus Italiana S.r.l., Società Padana Energia S.r.l. e Gas Plus Vendite S.r.l., a condizioni di mercato, tramite la stipula di derivati infragruppo.

Indebitamento finanziario netto

In data 4 marzo 2021, l'European Securities and Markets Authority (ESMA) ha pubblicato gli orientamenti in materia di obblighi di informativa ai sensi del Regolamento UE 2017/1129 (cd. "Regolamento sul Prospetto").

Con il "Richiamo di attenzione n.5/21" del 29 aprile 2021, la CONSOB ha dichiarato l'intenzione di conformare la propria prassi di vigilanza in materia di posizione finanziaria netta ai suddetti orientamenti ESMA. In particolare, la CONSOB ha dichiarato che i prospetti da essa approvati, a decorrere dal 5 maggio 2021, avrebbero dovuto risultare conformi ai suddetti Orientamenti ESMA.

Pertanto, in base alle nuove previsioni, gli emittenti quotati hanno dovuto presentare, nelle note illustrative dei bilanci annuali e delle semestrali, pubblicate a partire dal 5 maggio 2021, un nuovo prospetto in materia di indebitamento da redigere secondo le indicazioni contenute nei paragrafi 175 e seguenti dei suddetti Orientamenti ESMA.

Al riguardo, gli Orientamenti ESMA prevedono le seguenti principali modifiche al prospetto sull'indebitamento:

• non si parla più di "Posizione finanziaria netta", ma di "Totale indebitamento finanziario";

• nell'ambito delle "Altre attività finanziarie correnti" non vanno inclusi gli strumenti derivati utilizzati con finalità di copertura;

• nell'ambito dell'indebitamento finanziario non corrente occorre includere anche i debiti commerciali e gli altri debiti non correnti, cioè i debiti non remunerati, ma che presentano una significativa componente di finanziamento implicito o esplicito;

• nell'ambito dell'indebitamento finanziario corrente, occorre indicare separatamente la parte corrente dell'indebitamento finanziario non corrente.

L'applicazione degli Orientamenti ESMA e l'adozione della nuova definizione di "Totale indebitamento finanziario" non hanno comportato una variazione dell'ammontare complessivo dell'indebitamento finanziario della Società.

	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
A. Disponibilità liquide	12.803.255	904.611
B. Mezzi equivalenti a disponibilità liquide C. Altre attività finanziarie correnti	- -	- -
D. Liquidità (A + B + C)	12.803.255	904.611
E. Debito finanziario corrente (1)	98.525.350	75.693.531
F. Parte corrente del debito finanziario non corrente	9.860.907	10.782.541
G. Indebitamento finanziario corrente (E + F)	108.386.257	86.476.072
H. Indebitamento finanziario corrente netto (G -D)	95.583.002	85.571.461
I. Debito finanziario non corrente (2) J. Strumenti di debito	39.171.127 -	49.300.664 -
K. Debiti commerciali e altri debiti non correnti	-	-
L. Indebitamento finanziario non corrente (I + J+ K)	39.171.127	49.300.664
M. Totale indebitamento finanziario (H + L)	134.754.129	134.872.125

(1) Al 31 dicembre 2021 include per Euro 218.330 la quota a breve dei debiti per lease (Euro 213.064 al 31 dicembre 2020). (2) Al 31 dicembre 2021 include per Euro 784.227 la quota a medio/lungo termine dei debiti per lease (Euro 1.014.341 al 31 dicembre 2020).

Ai sensi dello IAS 7 – Rendiconto finanziario si riporta nella seguente tabella la riconciliazione tra il saldo iniziale ed il saldo finale dell'indebitamento finanziario netto.

			Flussi non monetari
	31 dicembre 2020	Flussi monetari	Variazione fair value	Altre variazioni	31 dicembre 2021
Debiti finanziari correnti	31.818.632	(6.000.042)	20.689.001	78.366	46.585.957
Debiti finanziari per lease correnti	35.875	-	-	(1.404)	34.471
Debiti finanziari per lease correnti verso parti correlate Debiti finanziari correnti verso parti	177.189	-	-	6.670	183.859
correlate	57.136.954	27.464.702	673.694	-	85.275.350
Crediti finanziari correnti verso parti correlate	(2.464.034)	340.326	(20.667.434)	-	(22.791.142)
Debiti finanziari non correnti	48.286.323	(10.000.000)	(106.896)	243.743	38.423.170
Debiti finanziari per lease non correnti	61.287	-	-	(31.485)	29.803
Debiti finanziari per lease non correnti verso parti correlate	953.054	-	-	(198.630)	754.424
Attività finanziarie non correnti	-	-	(36.270)	-	(36.270)
Attività finanziarie correnti	(228.544)	-	(673.694)		(902.238)
Passività nette derivanti da attività di finanziamento	135.776.736	11.804.986	(121.599)	97.261	147.557.384
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	(904.611)	(11.898.644)	-	-	(12.803.255)
Indebitamento finanziario netto	134.872.125	(93.658)	(121.599)	97.261	134.754.129

18. Debiti finanziari per lease a breve e a medio/lungo termine

Nella seguente tabella sono riportate le movimentazioni dei debiti finanziari per lease a breve e a medio/lungo termine:

	Totale debiti per lease	Debiti per lease correnti	Debiti per lease non correnti
Saldo iniziale al 1° gennaio 2020	1.318.392	153.341	1.165.051
Nuovi contratti e modifiche contrattuali	97.734
Decrementi	(178.332)
Oneri finanziari	(10.389)
Saldo finale al 31 dicembre 2020	1.227.405	213.064	1.014.341
Nuovi contratti e modifiche contrattuali	(12.136)
Decrementi	(203.467)
Oneri finanziari	(9.245)
Saldo finale al 31 dicembre 2021	1.002.557	218.830	784.227

In applicazione del principio IFRS 16 Lease, al 31 dicembre 2021, Gas Plus S.p.A. ha in essere debiti finanziari per lease a breve termine per 218.830 Euro (per 213.064 Euro al 31 dicembre 2020), di cui per 183.859 Euro verso parti correlate (per 177.189 Euro al 31 dicembre 2020) e debiti finanziari per lease a medio lungo termine per 784.227 Euro (per 1.014.341 Euro al 31 dicembre 2020), di cui per 754.425 Euro verso parti correlate (per 953.055 Euro al 31 dicembre 2020). Tali debiti si riferiscono:

• al contratto di affitto avente ad oggetto il complesso immobiliare destinato alla sede legale della Società;
• al contratto triennale per l'utilizzo in cloud della licenza del software utilizzato per la redazione del bilancio consolidato e per la gestione dei contratti di noleggio ai sensi del principio contabile internazionale IFRS 16 Lease;

• al contratto di noleggio di alcune stampanti multifunzione e di un'autovettura aziendale.

19. Trattamento di fine rapporto, quiescenza e obblighi simili

I piani per benefici definiti a favore di dipendenti di Gas Plus S.p.A. riguardano il trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato disciplinato dalla legislazione italiana all'articolo 2120 del codice civile. L'indennità, erogata sotto forma di capitale, è pari alla somma di quote di accantonamento calcolate sulle voci retributive corrisposte in dipendenza del rapporto di lavoro e rivalutate sino al momento della cessazione dello stesso.

L'indennità di fine rapporto della Società al 31 dicembre 2021 ammonta a Euro 1.228.082 (al 31 dicembre 2020 Euro 1.160.261) e riflette la valutazione del debito verso il personale secondo criteri attuariali ai sensi dello IAS 19. In particolare, per quanto riguarda lo scenario economico-finanziario i parametri tendenziali utilizzati per la valutazione al 31 dicembre 2021 sono i seguenti:

-	Tasso di attualizzazione	0,98%
-	Tasso annuo di inflazione	1,75%
-	Tasso annuo di incremento TFR	2,813%
-	Incremento annuo retribuzioni	1,00%
-	Tasso annuo di rotazione del personale	3,00%
-	Tasso annuo di anticipazioni	2,00%

Riportiamo nella seguente tabella la movimentazione intervenuta nel fondo trattamento di fine rapporto dipendenti relativa all'esercizio 2021 e 2020:

Fondo trattamento di fine rapporto	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
Saldo iniziale	1.160.261	1.139.154
Benefici pagati	(17.723)	(66.623)
Trasferimenti	-	-
Subtotale delle variazioni di stato patrimoniale	(17.723)	(66.623)
Costo del servizio	64.094	72.455
Interessi netti	6.485	17.005
Subtotale incluso nel conto economico	70.579	89.460
Variazioni attuariali derivanti da cambiamenti nelle assunzioni finanziare	2.344	15.508
Variazioni attuariali derivanti da cambiamenti nelle assunzioni demografiche	-	-
Aggiustamenti sulla base dell'esperienza	12.621	(17.238)
Subtotale incluso nel conto economico complessivo	14.965	(1.730)
Saldo finale	1.228.082	1.160.261

Qui di seguito è riportata l'analisi di sensitività ricalcolata sull'obbligazione netta del piano a benefici definiti al 31 dicembre 2021, considerando i più significativi cambiamenti nelle assunzioni chiave.

Impatto sul P.N.			Impatto sul P.N.
Assunzione	+0,25%	(0,25%)	Assunzione	+0,25%	(0,25%)
Tasso di inflazione	19.049	(18.552)	Tasso di attualizzazione	(25.986)	27.039

Qui di seguito si riportano le contribuzioni attese da effettuare negli anni futuri a fronte dell'obbligazione del piano a benefici definiti:

Periodo	Importo
Entro i prossimi 12 mesi	94.913
Entro 2 anni	59.489
Entro 3 anni	65.140
Entro 4 anni	387.684
Entro 5 anni	41.620

La durata media dell'obbligazione del piano a benefici definiti alla fine dell'esercizio 2021 è di 13 anni.

In tale voce, inoltre, è incluso per Euro 19.121 (per Euro 15.437 al 31 dicembre 2020) l'accantonamento del contributo "ex Fondo Gas" per i dipendenti ancora compresi nella forza lavoro a seguito della soppressione del fondo stesso con decorrenza 1° dicembre 2015. La Società dovrà accantonare mensilmente tale importo fino al 1° novembre 2035, salvo erogarlo per intero al dipendente (o al relativo Fondo di Categoria), al momento della cessazione del suo rapporto di lavoro (Legge 125/2015 di conversione del D.L. 78/2015).

20. Debiti commerciali

Nella seguente tabella viene riportato il dettaglio dei debiti commerciali al 31 dicembre 2021 ed il loro confronto con l'esercizio precedente:

Debiti commerciali	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
Fornitori Italia	669.778	673.598
Fornitori estero	8.989	4.280
Totale debiti commerciali	678.767	677.878

Il profilo finanziario della società permette la liquidazione dei debiti commerciali attraverso il capitale circolante netto. I debiti hanno un tempo medio di pagamento di 60 – 90 giorni.

21. Debiti verso controllate

La seguente tabella riporta il dettaglio dei debiti verso controllate al 31 dicembre 2021 ed il suo confronto con l'esercizio precedente.

Debiti verso controllate	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
Debiti finanziari	84.373.112	56.908.410
Debiti per consolidato fiscale	423.144	1.978.536
Debiti per regime IVA di Gruppo	833.823	1.036.954
Debiti per fair value su derivati	902.238	228.544
Debiti commerciali	289.386	57.477
Totale debiti verso controllate	86.821.703	60.209.921

I debiti finanziari derivano dal saldo al 31 dicembre 2021 delle operazioni di cash pooling tra Gas Plus S.p.A. e le altre società del gruppo. Tali operazioni che consentono una gestione centralizzata ed una

Note esplicative al bilancio dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2021 (Importi in Euro se non diversamente indicato)

ottimizzazione della tesoreria a livello di gruppo sono regolate sulla base di tassi in linea con le normali condizioni di mercato.

I debiti per consolidato fiscale si riferiscono al trasferimento alla società del debito IRES risultante dai bilanci al 31 dicembre 2021 delle società controllate che aderiscono all'opzione per la tassazione di gruppo ai sensi degli artt. 117 e seguenti del T.U.I.R.. Per maggiori informazioni, si rimanda alla nota n. 9, Imposte sul reddito.

Nel corso del mese di febbraio 2017, la Società ha presentato il Modello IVA 2018, mediante il quale ha esercitato l'opzione per l'adesione al regime IVA di Gruppo, insieme alle società controllate Gas Plus Italiana S.r.l., Gas Plus Vendite S.r.l., GP Infrastrutture S.r.l. e Società Padana Energia S.r.l.. Nel mese di giugno 2020, Gas Plus S.p.A., tramite la presentazione del Modello IVA 2020, ha esteso, a partire dal 1° gennaio 2020, l'adesione al regime IVA di Gruppo alla società controllata Rete Gas Fidenza S.r.l. (Rete Gas Fidenza S.r.l. è controllata al 100% da GP Infrastrutture S.r.l.). I debiti per regime IVA di Gruppo includono, quindi, il credito IVA trasferito dalle società controllate nell'ultimo trimestre dell'esercizio 2021.

I debiti per fair value su derivati includono il fair value al 31 dicembre 2021 dei contratti per derivati infragruppo. In relazione alla strategia di copertura dell'esposizione al rischio di fluttuazione dei prezzi di vendita/acquisto delle commodity delle società controllate (Gas Plus Italiana S.r.l., Società Padana Energia S.r.l. e Gas Plus Vendite S.r.l.) la Società ha infatti stipulato, nel corso dell'anno 2021, contratti derivati di copertura con i propri istituti di credito. I contratti per derivati infragruppo hanno l'obiettivo di trasferire gli effetti economici dei derivati stipulati con gli istituti di credito alle società controllate. Tale trasferimento è stato effettuato sulla base dei contratti sottoscritti con le società controllate a condizioni di mercato.

I debiti commerciali derivano da prestazioni di servizi che sono fornite per consentire a sua volta alla società Capogruppo l'erogazione dei servizi centrali.

Per il dettaglio della voce si rimanda alla nota n. 29, Rapporti con parti correlate.

22. Altri debiti

La seguente tabella riporta il dettaglio degli altri debiti al 31 dicembre 2021 ed il suo confronto con l'esercizio precedente:

Altri debiti	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
Debiti verso il personale	611.339	607.661
Debiti verso istituti di previdenza	355.453	342.013
Ritenute	139.680	146.160
Amministratori e sindaci	131.663	120.050
Altri	18.399	9.670
Totale altri debiti	1.256.534	1.225.554

23. Ricavi

I ricavi per tipologia sono indicati nella seguente tabella:
Ricavi	2021	2020
Prestazioni di servizi a:
- società controllante	1.250	1.250
- società controllate	3.769.697	3.838.266
- società correlate	4.250	4.250
- terzi	668	-
Totale ricavi	3.775.865	3.843.766
Plusvalenza su alienazioni di imm. materiali	150	-
Sopravvenienze attive	32.988	10.893
Contributo per sanificazione ed acquisto DPI	1.702	7.015
Totale altri ricavi e proventi	34.840	17.908
Totale ricavi	3.810.705	3.861.674

I ricavi per tipologia sono indicati nella seguente tabella:

I ricavi derivano da prestazioni di servizi erogati nei confronti di società controllate e correlate nelle aree amministrazione e tesoreria, societario e legale, sistemi informativi, acquisti e risorse umane.

24. Costi per materie prime, materiali di consumo e servizi

Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio dei costi operativi relativi all'esercizio al 31 dicembre 2021 ed il relativo confronto con l'esercizio precedente:

Costi per materie prime e materiali di consumo	2021	2020
Costi per materie prime e materiali di consumo
Materie prime e di consumo
Cancelleria	(3.642)	(5.393)
Carburanti	(9.726)	(7.483)
Materiale informatico	(3.757)	(2.769)
Dispositivi e materiali per protezione individuale	(611)	(3.986)
Altri acquisti	(5.428)	(4.730)
Totale costi per materie prime e materiali di consumo	(23.164)	(24.361)
Costi per servizi ed altri
Servizi e altri
Amministratori, sindaci e altri organi societari	(394.415)	(308.068)
Spese e consulenze professionali	(1.446.494)	(1.442.127)
Assicurazioni	(42.235)	(42.203)
Manutenzioni	(205.955)	(274.070)
Utenze passive	(150.123)	(153.756)
Spese e commissioni bancarie	(7.078)	(6.608)
Altri affitti e locazioni	(42.484)	(39.010)
Servizi di sanificazione ambientale	(24.472)	(20.808)
Altri servizi	(217.490)	(234.247)
Oneri diversi di gestione	(297.415)	(307.051)
Totale costi per servizi ed altri	(2.828.161)	(2.827.948)
Totale costi operativi	(2.851.325)	(2.852.309)

25. Costi per il personale

Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio dei costi per il personale relativi all'esercizio al 31 dicembre 2021 ed il relativo confronto con l'esercizio precedente:

Costo del personale	2021	2020
Personale
Salari e stipendi	(2.362.287)	(2.263.870)
Oneri sociali	(664.753)	(623.785)
TFR, trattamento di quiescenza ed obblighi simili	(169.964)	(169.184)
Totale costo del personale	(3.197.004)	(3.056.839)

Nel corso dell'esercizio 2021, si è registrato un lieve aumento dei costi del personale per complessivi Euro 140.165, a fronte di un incremento nell'organico.

Il numero medio dei dipendenti dell'esercizio 2021 e 2020 della Società è dettagliato nella tabella che segue:

Note esplicative al bilancio dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2021 (Importi in Euro se non diversamente indicato)

Numero medio dipendenti	2021	2020
dirigenti quadri / impiegati	3 34	3 33
Totale	37	36

26. Proventi ed oneri diversi

I proventi ed oneri diversi, al 31 dicembre 2021, risultano avere un saldo negativo pari a Euro 3.799.997 (nel 2020 saldo negativo per Euro 44.293.279), come dettagliato nella seguente tabella:

Proventi ed (oneri) diversi	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
Dividendi da partecipazioni iscritte nell'attivo non corrente:
GP Infrastrutture S.r.l.	4.000.000	5.000.000
Gas Plus Vendite S.r.l.	-	3.000.000
Gas Plus Energia S.r.l.	27.294	27.670
Totale proventi diversi	4.027.294	8.027.670
Svalutazione di partecipazioni iscritte nell'attivo non corrente:
Gas Plus Italiana S.r.l.	-	(52.000.000)
Gas Plus Storage S.r.l.	(148.700)	(141.560)
Gas Plus Netherlands B.V.	(78.597)	(179.839)
Totale oneri diversi	(227.297)	(52.321.399)
Totale proventi ed (oneri) diversi	(3.799.997)	(44.293.729)

I proventi diversi includono i dividendi ricevuti da partecipazioni iscritte nell'attivo non corrente per complessivi Euro 4.027.294 (Euro 8.027.670 nel 2020).

Gli oneri diversi pari a Euro 227.297 al 31 dicembre 2021 (Euro 52.321.399 nel 2020) sono dovuti alla svalutazione delle partecipazioni nella controllata Gas Plus Storage S.r.l. per Euro 148.700 (Euro 141.560 nel 2020) e nella controllata Gas Plus Netherlands B.V. per Euro 78.597 (Euro 179.839 nel 2020) a seguito delle perdite conseguite nell'esercizio dalle due società. Nel 2020 era presente anche una svalutazione nella controllata Gas Plus Italiana S.r.l. per Euro 52.000.000 per riflettere la perdita emersa dalla verifica del valore recuperabile della partecipazione (test di impairment).

27. Proventi ed oneri finanziari

Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio degli oneri e proventi finanziari relativi all'esercizio chiuso al 31 dicembre 2021 ed il relativo confronto con l'esercizio precedente.

Proventi (Oneri) finanziari	2021	2020
Proventi finanziari
Interessi attivi verso imprese controllate per cash pooling	27.966	14.228
Interessi attivi su conti correnti bancari	-	8
Interessi attivi altri crediti d'imposta	-	15.789
Proventi finanziari su derivati su commodity verso imprese
controllate e verso terzi	38.692.338	2.607.413
Proventi finanziari su derivati su cambi	57.892	-
Totale proventi finanziari	38.778.196	2.637.438

Note esplicative al bilancio dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2021 (Importi in Euro se non diversamente indicato)

Proventi (Oneri) finanziari	2021	2020
Oneri finanziari
Interessi passivi su finanziamenti a medio/lungo termine	(1.703.878)	(1.688.548)
Interessi passivi su finanziamenti a breve termine	(114.193)	(139.435)
Interessi passivi verso imprese controllate per cash pooling	(236.250)	-
Oneri finanziari per attualizzazione fondi	(6.485)	(17.005)
Commissioni su finanziamenti	(274.627)	(296.707)
Oneri finanziari per lease	(9.245)	(10.389)
Oneri finanziari liquidati su interest rate swap	(75.603)	(76.006)
Oneri finanziari su derivati su commodity verso controllate e verso terzi	(38.692.338)	(2.607.413)
Oneri finanziari su derivati su cambi	(87.135)	-
Interessi passivi su debiti tributari	(1)	(4.390)
Altri oneri finanziari	(3.400)	(3.400)
Totale oneri finanziari	(41.203.155)	(4.843.293)
Utili (perdite) su cambi	(1.438)	305
Proventi (Oneri) finanziari netti	(2.426.397)	(2.205.550)

I proventi ed oneri finanziari includono le variazioni di fair value e i relativi importi liquidati nel periodo relativamente ai derivati stipulati dalla Società a copertura del rischio di oscillazione del prezzo delle commodity delle società controllate Gas Plus Italiana S.r.l., Società Padana Energia S.r.l. e Gas Plus Vendite S.r.l.. L'effetto netto di tali strumenti, considerati speculativi ai fini IFRS per la Società capogruppo Gas Plus S.p.A., è nullo nel 2021 e nel 2020, grazie alla stipula di derivati infragruppo, come già segnalato nelle note n. 12, Crediti verso controllate e n. 21, Debiti verso controllate.

28. Impegni e rischi

Impegni per investimenti

Per un maggior dettaglio degli impegni rivenienti dal contratto di Finanziamento stipulato con Intesa Sanpaolo e Banco BPM e dal contratto di Finanziamento Revolving stipulato con il Banco BPM, si rimanda a quanto già specificato nella nota n. 17, Finanziamenti a medio/lungo e a breve termine.

Al 31 dicembre 2021, la Società non ha sottoscritto ulteriori impegni per investimenti.

Garanzie e fideiussioni

Al 31 dicembre 2021, Gas Plus S.p.A. ha in essere una fideiussione, per conto della società controllata Gas Plus International Holding S.r.l., a garanzia degli impegni assunti nell'ambito del finanziamento RBL, erogato per il progetto "Midia" in Romania, per Euro 5.670.000.

29. Rapporti con parti correlate

La seguente tabella mostra i valori complessivi delle transazioni intercorse nell'esercizio con parti correlate. Si riportano le tabelle di sintesi dei rapporti con le società controllate e correlate:

	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020
Crediti verso società correlate
Immobiliare Forlanini S.r.l.	5.185	2.593
Totale crediti verso società correlate	5.185	2.593

Crediti verso società controllate GP Infrastrutture S.r.l. 1.751.297 2.416.524 Gas Plus Italiana S.r.l. 11.127.618 634.932 Gas Plus Vendite S.r.l. 238.206 813.273 Gas Plus Energia S.r.l. 6.337 8.817 Gas Plus International B.V. 3.095 (22.991) Gas Plus Netherlands B.V. 2.215 9.424 Gas Plus Dacia S.r.l. 11.294 25.311 Gas Plus Storage S.r.l. 734.203 562.908 GP Infrastrutture Trasporto S.r.l. 6.079 24.999 Reggente S.p.A. 16.114 - Società Padana Energia S.r.l. 11.304.546 576.287 Gas Plus International Holding S.r.l. 31.011 846.651 Rete Gas Fidenza S.r.l. 241.725 281.808 Totale crediti verso società controllate 25.473.740 6.177.943 Crediti verso società controllante Us.Fin. S.r.l. 381 381 Totale crediti verso società controllante 381 381 Debiti verso società correlate Immobiliare Forlanini S.r.l. (12.026) (26.535) Totale debiti verso società correlate (12.026) (26.535) Debiti finanziari per lease verso società correlate Immobiliare Forlanini (938.284) (1.130.244) Totale debiti finanziari verso società correlate (938.284) (1.130.244) 31 dicembre 2021 31 dicembre 2020 Debiti verso società controllate Gas Plus Energia S.r.l. (633.964) (712.673) Gas Plus Italiana S.r.l. (30.775.788) (27.047.050) GP Infrastrutture S.r.l. (13.849.366) (6.582.598) Gas Plus Storage S.r.l. (46.958) (44.639) Gas Plus Vendite S.r.l. (11.413.896) (10.913.492) GP Infrastrutture Trasporto S.r.l. (181.659) (465.475) Società Padana Energia S.r.l. (26.766.420) (13.860.849) Gas Plus International Holding S.r.l. (2.108.663) (12.557) Rete Gas Fidenza S.r.l. (1.044.989) (570.589) Totale debiti verso società controllate (86.821.703) (60.209.922) Ricavi 2021 2020 Ricavi con società correlate: Immobiliare Forlanini S.r.l. 4.250 4.250 Totale ricavi con società correlate 4.250 4.250 Ricavi con società controllate: GP Infrastrutture S.r.l. 800.782 766.447 Gas Plus Italiana S.r.l. 775.228 908.211 Gas Plus Vendite S.r.l. 920.804 945.160 Gas Plus Energia S.r.l. 28.539 28.118 Gas Plus Storage S.r.l. 77.054 83.279 Società Padana Energia S.r.l. 917.643 858.902 GP Infrastrutture Trasporto S.r.l. 25.312 24.489 Gas Plus International B.V. 26.210 57.740 Gas Plus Netherlands B.V. 12.759 7.889 Gas Plus Dacia S.r.l. 53.560 74.686 Reggente S.p.A. 7.000 7.000 Gas Plus International Holding S.r.l. 43.733 8.421 Rete Gas Fidenza S.r.l. 81.073 67.924 Totale ricavi con società controllate 3.769.697 3.838.266	31 dicembre 2021	31 dicembre 2020

Note esplicative al bilancio dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2021 (Importi in Euro se non diversamente indicato)

Ricavi	2021	2020
Ricavi con società controllate:
Us.Fin S.r.l.	1.250	1.250
Totale ricavi con società controllante	1.250	1.250
Totale ricavi	3.775.197	3.843.766
Proventi diversi con società controllate:
GP Infrastrutture S.r.l.	4.000.000	5.000.000
Gas Plus Vendite S.r.l.	-	3.000.000
Gas Plus Energia S.r.l.	27.294	27.670
Totale proventi diversi con società controllate	4.027.294	8.027.670
Oneri diversi con società controllate:
Gas Plus Italiana S.r.l.	-	(52.000.000)
Gas Plus Storage S.r.l.	(148.700)	(141.560)
Gas Plus Netherlands B.V.	(78.597)	(179.839)
Totale oneri diversi con società controllate	(227.297)	(52.321.399)
Totale proventi e (oneri) diversi con società controllate	3.799.997	(44.293.729)
Costi	2021	2020
Costi con società correlate:
Immobiliare Forlanini S.r.l.	(1.333)	(4.997)
Totale costi con società correlate	(1.333)	(4.997)
Costi con società controllate:
Gas Plus Vendite S.r.l.	-	(16.067)
GP Infrastrutture S.r.l.	(19.389)	(20.180)
Gas Plus Italiana S.r.l.	(60.990)	(63.295)
Gas Plus International B.V.	(550)	-
Totale costi con società controllate	(80.929)	(99.542)
Totale costi	(82.262)	(104.539)
Proventi finanziari	2021	2020
Proventi finanziari:
Gas Plus Italiana S.r.l.	19.453.221	594.649
Gas Plus Vendite S.r.l.	-	28.938
Gas Plus Storage S.r.l.	15.880	10.648
Società Padana Energia S.r.l.	18.016.948	380.461
Gas Plus International Holding S.r.l.	12.085	3.580
Totale proventi finanziari con imprese controllate	37.498.134	1.018.276
Oneri finanziari	2021	2020
Oneri finanziari:
GP Infrastrutture S.r.l.	(71.458)	-
Gas Plus Vendite S.r.l.	(340.457)	(159.720)
Gas Plus Italiana S.r.l.	(525.242)	(813.648)
Società Padana Energia S.r.l.	(521.263)	(629.997)
Totale oneri finanziari con imprese controllate	(1.458.420)	(1.603.365)
Oneri finanziari con società correlate:
Immobiliare Forlanini S.r.l.	(8.690)	(10.129)
Totale oneri finanziari con società correlate	(8.690)	(10.129)

I proventi e gli oneri finanziari verso imprese controllate includono:

• i proventi ed oneri finanziari derivanti dalla gestione centralizzata della tesoreria a livello di gruppo (cash pooling), regolata sulla base di tassi in linea con le normali condizioni di mercato;
• le variazioni positive e negative di fair value, nonché i proventi ed oneri finanziari liquidati sui derivati su commodity infragruppo stipulati nel corso dell'esercizio 2021 e 2020.

Compensi percepiti dai componenti degli organi di amministrazione e di controllo

Gli amministratori della Società hanno percepito nell'esercizio 2021 compensi per 178 migliaia di euro (contro 91 migliaia di euro nel 2020).

Per informativa aggiuntiva relativa ai compensi percepiti e alle partecipazioni detenute dai componenti degli organi di amministrazione e di controllo, dai sindaci, dai direttori generali e dai dirigenti con responsabilità strategica si rinvia a quanto indicato nella relazione sulla remunerazione.

Termini e condizioni delle transazioni delle parti correlate

Le vendite e le altre operazioni con parti correlate sono effettuate al prezzo ed alle condizioni di mercato. I saldi in essere a fine esercizio non sono assistiti da garanzie e non generano interessi, salvo quanto inerente alla gestione in cash pooling. Non vi sono garanzie, prestate o ricevute, in relazione a crediti e debiti con parti correlate.

Rapporti con la controllante Us.Fin. S.r.l.

Come descritto alla nota 16, Patrimonio Netto, nel corso dell'esercizio 2021, Gas Plus S.p.A. non ha erogato nessun dividendo.

30. Eventi successivi alla data di bilancio

Oltre a quanto già menzionato nella presente nota integrativa e nella relazione sulla gestione, non si sono verificati fatti di rilievo dopo la chiusura dell'esercizio.

In particolare, si precisa che ai fini della redazione del bilancio d'esercizio al 31 dicembre 2021, il conflitto russo-ucraino è stato trattato come un fatto successivo che non deve essere recepito nei valori di bilancio secondo le previsioni dello IAS 10, in quanto fatto intervenuto dopo la chiusura dell'esercizio.

31. Gestione dei rischi finanziari: obiettivi e criteri

La Società, in relazione alla sua attività ed all'utilizzo di strumenti finanziari, è esposta, oltre al rischio generale legato alla conduzione del business, ai seguenti rischi:

• rischio di credito;
• rischio di liquidità;
• rischio di mercato.

Nella presente sezione vengono fornite informazioni integrative relative all'esposizione della Società a ciascuno dei rischi elencati in precedenza, agli obiettivi, alle politiche ed ai processi di gestione di tali rischi ed ai metodi utilizzati per valutarli. La presente nota contiene inoltre informazioni quantitative al fine di valutare l'entità dei rischi derivanti dagli strumenti finanziari a cui la Società è esposta nel corso dell'esercizio e alla data di riferimento del bilancio. Ulteriori informazioni quantitative sono esposte nelle specifiche note al bilancio relative alle attività e passività finanziarie.

La responsabilità complessiva per la creazione e la supervisione di un sistema di gestione dei rischi della Società è del Consiglio di Amministrazione. La Direzione Amministrazione e Finanza è responsabile dello sviluppo e del monitoraggio delle politiche di gestione dei rischi della Società ed informa periodicamente il Consiglio di Amministrazione sulle proprie attività.

Le politiche di gestione dei rischi della Società hanno lo scopo di:

• identificare ed analizzare i rischi ai quali la Società è esposta;

Note esplicative al bilancio dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2021 (Importi in Euro se non diversamente indicato)

• definire l'architettura organizzativa, con individuazione delle unità organizzative coinvolte, relative responsabilità e sistema di deleghe;
• individuare i principi di risk management su cui si fonda la gestione operativa dei rischi;
• individuare le tipologie di operazioni ammesse per la copertura dell'esposizione (es. negoziazione di derivati di copertura).

La Funzione Internal Audit controlla la corretta applicazione delle policy e delle procedure applicate per la gestione dei rischi finanziari. La funzione Internal Auditsvolge verifiche periodiche riportandone gli esiti al Consiglio di Amministrazione.

1. Rischi finanziari

Rischio di credito

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

Crediti commerciali e altri crediti

Tale rischio di credito è principalmente connesso alla possibilità che i clienti non onorino i propri debiti verso la società alle scadenze pattuite. Per la Società, questa tipologia di rischio di credito non è significativa in quanto la quasi totalità dell'esposizione creditoria è nei confronti di società controllate e correlate che hanno conseguito negli ultimi esercizi risultati economici tali da non compromettere in nessun modo la loro capacità di assolvimento delle obbligazioni assunte (si veda per un maggior dettaglio la nota n. 7, Partecipazioni in società controllate).

Strumenti finanziari e depositi bancari

Il rischio di credito relativo a saldi con banche e istituzioni finanziarie è gestito dalla tesoreria della Società in conformità alla politica della Società stessa. Al fine di contenere tale rischio, l'investimento dei fondi disponibili e l'apertura dei depositi bancari vengono fatti solo con istituzioni finanziarie primarie.

Garanzie e fideiussioni

Al 31 dicembre 2021, Gas Plus S.p.A. ha in essere una fideiussione, per conto della società controllata Gas Plus International Holding S.r.l., a garanzia degli impegni assunti nell'ambito del finanziamento RBL, erogato per il progetto "Midia" in Romania, per Euro 5.670.000.

Rischio di liquidità

Il rischio di liquidità è il rischio che la Società abbia difficoltà ad adempiere alle obbligazioni derivanti da passività finanziarie. Per quanto possibile, la Società si assicura che vi siano disponibilità liquide e/o linee di credito sufficienti per coprire le necessità generate dal ciclo operativo e dagli investimenti, nonché quelle relative alle passività finanziarie. L'approccio della Società prevede pertanto di garantire che vi siano sempre fondi sufficienti per adempiere alle proprie obbligazioni alla scadenza, sia in condizioni normali che di tensione finanziaria. A tale scopo, i servizi di tesoreria della Società effettuano, in sede di predisposizione del budget annuale e nel corso di ogni esercizio, previsioni finanziarie basate sulle entrate ed uscite attese nei successivi periodi e, se necessario, adottano le

conseguenti azioni correttive. Tuttavia, resta escluso l'effetto potenziale di circostanze estreme che non possono esser ragionevolmente previste, quali le calamità naturali.

Al 31 dicembre 2021, la Società ha in essere le seguenti linee di credito:

• 25 milioni di Euro per crediti di firma, non assistite da garanzie;
• 1,7 milioni di Euro per linee di credito promiscue autoliquidanti per anticipo fatture e per scoperto di conto corrente, non assistite da garanzie;
• 32 milioni di Euro per la linea a medio lungo termine del Finanziamento ISP-Banco BPM, interamente erogata;
• 55 milioni di Euro per la linea Capex del Finanziamento ISP-Banco BPM (erogata al 31 dicembre 2021 per 17,4 milioni di Euro);
• 15 milioni di Euro per linea di Finanziamento Revolving Banco BPM utilizzabile per cassa, interamente erogata al 31 dicembre 2021;
• 6 milioni di Euro per crediti di firma, non assistite da garanzie;
• 20 milioni di Euro per linea promiscua a copertura variazioni di fair value su derivati, con scadenza il 30/06/2022;
• 25 milioni di Euro per linea rischi di sostituzione derivanti da operazioni su commodites;
• 3 milioni di Euro per linea rischi di sostituzione derivanti da operazioni su tassi;
• 0,1 milioni di Euro per carte di credito aziendali e Viacard.

La Società opera in cash pooling con le sue società controllate, al fine di ottimizzare i costi correlati all'utilizzo delle linee di credito disponibili.

Altre informazioni di tipo quantitativo sono fornite alla nota n. 17, Finanziamenti a medio/lungo e a breve termine.

Rischio di mercato

Il rischio di mercato è il rischio che i flussi finanziari futuri di uno strumento finanziario fluttuino in seguito a variazioni dei prezzi di mercato, dovuti a variazioni dei tassi di cambio, di interesse e ad altri rischi di prezzo. L'obiettivo della gestione del rischio di mercato è la gestione e il controllo dell'esposizione della Società a tale rischio entro livelli accettabili ottimizzando, allo stesso tempo, il rendimento degli investimenti.

Rischio di cambio

Non esistono significative problematiche relative alla gestione del rischio di cambio.

Per mitigare il rischio di oscillazione del cambio del dollaro statunitense relativamente all'attività di sviluppo del Progetto Midia in Romania della società controllata Gas Plus Dacia S.r.l., Gas Plus S.p.A. ha stipulato nel corso del 2021 un contratto derivato di copertura del rischio di cambio, conclusosi entro la fine dell'anno.

I risultati economici di tale derivato sono stati registrati tra gli oneri e proventi finanziari in quanto esso non risulta di copertura ai fini contabili per la Società, con un effetto netto di oneri pari ad Euro 29.243.

La quasi totalità delle altre operazioni di acquisto e di vendita sono effettuate in Euro, valuta funzionale e di presentazione di Gas Plus S.p.A..

Rischio tasso di interesse

Esso afferisce in particolare, per quanto riguarda le attività finanziarie detenute per la negoziazione, agli effetti che le variazioni nei tassi di interesse hanno sul prezzo delle suddette attività. Al 31 dicembre 2021 ed al 31 dicembre 2020, la Società non ha in portafoglio attività finanziarie detenute per la negoziazione.

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

Per la copertura del suddetto rischio, relativamente al contratto Finanziamento ISP-Banco BPM, la Società ha stipulato i seguenti contratti derivati:

• in data 24 ottobre 2019, due contratti di Interest Rate Swap per l'80% della linea a medio lungo termine;
• in data 23 gennaio 2020 ed in data 12 gennaio 2021, contratti di Interest Rate Swap per il 65% delle erogazioni richieste della linea a medio lungo termine "Capex" rispettivamente nel secondo semestre 2019 e nel secondo semestre 2020.

I flussi finanziari relativi al contratto di Finanziamento stipulato con Intesa Sanpaolo e con Banco BPM e al contratto di Finanziamento Revolving stipulato con Banco BPM, sono soggetti al rispetto di parametri finanziari (covenants) così come previsti dai relativi contratti di finanziamento Per una descrizione ed un'analisi di tali covenants si faccia riferimento a quanto riportato nella nota n. 17, Finanziamenti a medio/lungo e a breve termine.

Il valore degli strumenti finanziari di Gas Plus S.p.A., distinto tra strumenti finanziari fruttiferi di interessi e strumenti infruttiferi, alla data di chiusura del bilancio era il seguente:

	Valore contabile
	2021	2020
Strumenti finanziari fruttiferi
Strumenti finanziari a tasso fisso
Attività finanziarie	-	-
Passività finanziarie	-	-
Strumenti finanziari a tasso variabile
Attività finanziarie	1.152.895	1.493.221
Passività finanziarie	(148.659.747)	(137.097.783)
Strumenti finanziari infruttiferi
Attività finanziarie	-	-
Passività finanziarie	-	-

Analisi di sensitività del fair value degli strumenti finanziari a tasso fisso

Al 31 dicembre 2021 e 2020, Gas Plus S.p.A. non detiene passività finanziarie fruttifere di interessi a tasso fisso.

Analisi di sensitività dei flussi finanziari degli strumenti finanziari a tasso variabile

L'analisi di sensitività è svolta solo con riferimento ai debiti correnti e non correnti verso banche. Se la curva dei tassi di interesse fosse aumentata dell'1% alla data di chiusura del bilancio, il patrimonio netto e il risultato netto sarebbero diminuiti di 60.500 Euro (al 31 dicembre 2020 pari a Euro 58.864). La riduzione della curva dei tassi interesse dell'1% alla data di chiusura del bilancio 2020 e 2021 non avrebbe avuto nessun impatto sul patrimonio netto ed il risultato netto della Società, poiché il tasso di riferimento ad entrambe le date era negativo.

Rischio di variazione del prezzo delle commodities e dei flussi finanziari

La Società non è esposta al rischio di oscillazione del prezzo di mercato del gas e del brent poiché, nel corso del 2021 e 2020, gli effetti economici di copertura dei derivati sottoscritti con gli istituti bancari sono stati trasferiti interamente alle società controllate Gas Plus Italiana S.r.l., Società Padana Energia S.r.l. e Gas Plus Vendite S.r.l., a condizioni di mercato, tramite la stipula di derivati infragruppo. I risultati economici di tali derivati (sia stipulati con gli istituti bancari che infragruppo) sono registrati tra gli oneri e proventi finanziari in quanto essi non risultano di copertura ai fini contabili per la Società.

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

La Società non è esposta al rischio prezzo dei titoli detenuti per la negoziazione in quanto non detiene tali strumenti finanziari.

2. Gestione del capitale

L'obiettivo primario della gestione del capitale della Società è garantire che sia mantenuto un adeguato rating creditizio ed adeguati livelli degli indicatori di capitale in modo da supportare l'attività, massimizzare il valore per gli azionisti e ridurre il costo del capitale.

La Società gestisce la struttura del capitale e lo modifica in funzione di variazioni nelle condizioni economiche. Per mantenere o adeguare la struttura del capitale, la società può adeguare i dividendi pagati agli azionisti, rimborsare il capitale o emettere nuove azioni.

Nessuna variazione è stata apportata agli obiettivi, alle politiche o alle procedure durante gli esercizi 2021 e 2020.

3. Gerarchia del Fair Value secondo l'IFRS 7

L'IFRS 7 richiede che la classificazione degli strumenti finanziari al fair value sia determinata in base alla qualità delle fonti degli input usati nella valutazione del fair value.

Qui di seguito, si evidenzia la classificazione IFRS 7 per gli strumenti finanziari posseduti dalla Società (importi in migliaia di Euro):

	Totale di				Totale valutato
	bilancio	Livello 1	Livello 2	Livello 3	a fair value	Altro
ATTIVO
Crediti finanziari verso
controllate	22.791.142	-	21.638.247	-	21.638.247	1.152.895
Altre attività finanziarie
non correnti	36.270	-	36.270	-	36.270	-
Attività finanziarie	902.238	-	902.238	-	902.238	-
PASSIVO
Debiti finanziari non
correnti	38.423.170	-	-	-	-	38.423.170
Debiti finanziari per lease
non correnti	784.227	-	-	-	-	784.227
Debiti finanziari verso
controllate	85.275.350	-	902.238	-	902.238	84.373.112
Debiti finanziari correnti	46.585.957		- 21.724.994	-	21.724.994	24.860.963
Debiti finanziari per lease
correnti	218.330	-	-	-	-	218.330

Si precisa che la classificazione degli strumenti finanziari può comportare una significativa discrezionalità, ancorché, in accordo con gli IFRS, la Società utilizza, qualora disponibili, prezzi quotati in mercati attivi come migliore stima del fair value di tutti gli strumenti derivati.

4. Classi di strumenti finanziari

Gli strumenti finanziari iscritti nello stato patrimoniale della società sono così raggruppabili per classi (è indicato per ognuna sia il valore contabile sia il fair value in migliaia di Euro):

31.12.2021

			Attività/ passività finanziarie al fair	Attività/ passività finanziarie in	Attività/ passività finanziarie al fair value a conto	Altre
	Valore contabile	Finanziamenti e crediti	value a conto economico	regime di hedge accounting	economico complessivo	attività/ passività	Costo ammortizzato	Totale voce contabile	Fair value
ATTIVO
Crediti commerciali	5	5	-	-	-	-	-	5	5
Crediti verso controllate correnti	25.474	3.836	21.638	-	-	-	-	25.474	25.474
Crediti vs. altri	3	3	-	-	-	-	-	918	3
Altre attività finanziarie non correnti
	36	-	36	-	-	-	-	36	36
Attività finanziarie correnti	902	-	902	-	-	-	-	902	902
Disponibilità liquide	12.803	12.803	-	-	-	-	-	12.803	12.803
Totale	39.223	16.647	22.576	-	-	-	-	40.138	39.223
PASSIVO
Debiti finanziari non correnti	38.423	-	-	-	-	-	38.423	38.423	38.423
Debiti per lease non correnti	784	-	-	-	-	-	784	784	784
Debito finanziari correnti	46.586	-	21.725	-	-	15.000	9.861	46.586	46.586
Debiti per lease correnti	218	-	-	-	-	-	218	218	218
Debiti commerciali	679	-	-	-	-	679	-	679	679
Debiti vs. imprese controllate	86.822	-	902	-	-	85.920	-	86.822	86.822
Debiti vs. altri correnti	761	-	-	-	-	761	-	1.257	761
Totale	174.273	-	22.627	-	-	102.360	49.286	174.769	174.273
31.12.2020
			Attività/ passività finanziarie al fair	Attività/ passività finanziarie in	Attività/ passività finanziarie al fair value a conto	Altre
	Valore contabile	Finanziamenti e crediti	value a conto economico	regime di hedge accounting	economico complessivo	attività/ passività	Costo ammortizzato	Totale voce contabile	Fair value
ATTIVO
Crediti commerciali	3	3	-	-	-	-	-	3	3
Crediti verso controllate correnti	6.178	5.207	971	-	-	-	-	6.178	6.178
Crediti vs. altri	1	1	-	-	-	-	-	529	1
Attività finanziarie	229	-	229	-	-	-	-	229	229
Disponibilità liquide	905	905	-	-	-	-	-	905	905
Totale	7.316	6.116	1.200	-	-	-	-	7.844	7.316
PASSIVO
Debiti finanziari non correnti	48.286	-	107	-	-	-	48.179	48.286	48.286
Debiti per lease non correnti	1.014	-	-	-	-	-	1.014	1.014	1.014
Debito finanziari correnti	31.819	-	1.036	-	-	20.000	10.783	31.819	31.819
Debiti per lease correnti	213	-	-	-	-	-	213	213	213
Debiti commerciali	678	-	-	-	-	678	-	678	678
Debiti vs. imprese controllate	60.210	-	228	-	-	59.982	-	60.210	60.210
Debiti vs. altri correnti	737	-	-	-	-	737	-	1.225	737

Totale 142.957 - 1.371 - - 81.397 60.189 143.445 142.957

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COMPENSI DELLA SOCIETA' DI REVISIONE CONTABILE E DELLE ENTITA' APPARTENENTI ALLA SUA RETE

Ai sensi dell'art. 149-duodecies "Pubblicità dei corrispettivi" del regolamento Emittenti, introdotto da Consob con delibera n. 15915 del 3 maggio 2008, i compensi che la società di revisione e le entità alla sua rete hanno percepito, distintamente, per incarichi di revisione e per la prestazione di altri servizi, indicati per tipo e categoria, sono riepilogati nella tabella che segue:

Tipologia di servizi	Soggetto che ha erogato il servizio	Destinatario	Note	Corrispettivi 2021 (Euro migliaia)
Revisione contabile	Deloitte & Touche S.p.A.	Gas Plus S.p.A.		90
Altri servizi	Deloitte & Touche S.p.A. Deloitte & Touche S.p.A.	Gas Plus S.p.A. Gas Plus S.p.A.	(1) (2)	6 4
Totale				100

(1) Attestazione conformità covenants finanziari.

(2) Revisione dei conti annuali separati relativamente alle attività del settore gas.

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- Attestazione conformità covenants finanziari	ਵ	6.000
- Certificazione tariffe joint ventures	ਵ	10.000
- Revisione conti annuali separati relativamente alle attività
settore gas (Gas Plus)	ਵ	4.000
- Revisione conti annuali separati relativamente alle attività
settore gas (società controllate)	ਵ	10.000

Tipologia di servizi	Soggetto che ha erogato il servizio	Destinatario	Compensi (Euro)
Revisione contabile società controllate estere	Rete Deloitte	Società controllate	17.000
Totale			17.000

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I SINDACI
Laura Guazzoni
Claudio Raimondi
al Any i Manuel Menis 121, 5

	Per l'effettuazione dell'impairment test il valore recuperabile delle attività è stato stimato con la metodologia del valore d'uso, basandosi sulla stima dei flussi di cassa che le attività sono in grado di generare.
	Il processo di valutazione della Direzione è complesso e si basa su assunzioni riguardanti, tra l'altro, la previsione dei flussi di cassa attesi delle concessioni di idrocarburi e la determinazione di un appropriato tasso di attualizzazione (WACC). Data la particolare tipologia di attività assumono rilevanza le assunzioni relative al quadro normativo di riferimento, alla stima dei volumi e dei periodi di estrazione delle riserve di idrocarburi, formulate dalla Direzione sulla base della stima delle riserve del Gruppo effettuata dall'esperto indipendente (oggetto del successivo aspetto chiave della revisione), nonché le assunzioni relative all'evoluzione dei prezzi degli idrocarburi, dei costi di smantellamento e rispristino siti e del costo degli investimenti per la messa in produzione delle riserve non ancora in produzione.
	In considerazione della rilevanza dell'ammontare delle attività immateriali e materiali riferite alla CGU E&P Italia iscritte nel bilancio consolidato e della soggettività delle stime attinenti la determinazione dei relativi flussi di cassa e delle variabili chiave del modello di impairment, abbiamo considerato la verifica dei ripristini/perdite di valore (impairment test) in oggetto un aspetto chiave della revisione del bilancio consolidato del gruppo Gas Plus.
	I paragrafi "Principi contabili e criteri di valutazione", "Utilizzo di stime" e "Concessioni e altre immobilizzazioni immateriali - Ripristini/perdite di valore delle attività (Impoirment test ai sensi dello IAS 36)" del bilancio consolidato riportano l'informativa relativa all'impoirment test delle attività della CGU E&P Italia.
e	edure di revisione Le nostre procedure di revisione hanno incluso, tra le altre, le seguenti, anche avvalendoci del supporto di esperti del network Deloitte:
	· comprensione delle procedure e dei controlli rilevanti posti in essere dal gruppo Gas Plus ai fini dell'impairment test;
	· esame della metodologia adottata dalla Direzione per identificare possibili indicatori di ripristino/perdita di valore delle immobilizzazioni e per svolgere l'impairment test;
	· analisi di ragionevolezza delle principali assunzioni adottate per la

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	I paragrafi "Principi contabili e criteri di valutazione", "Utilizzo di stime", "Immobili, impianti e macchinari" e "Concessioni e altre immobilizzazioni immateriali" del bilancio consolidato riportano l'informativa sull'uso di stime contabili relative alle riserve di idrocarburi, ai ripristini di valore, alle svalutazioni e al calcolo degli ammortamenti delle attività del settore E&P.
svolte	Procedure di revisione Le nostre procedure di revisione hanno incluso, tra le altre, le seguenti:
	· comprensione delle procedure adottate dal Gruppo ai fini della determinazione e aggiornamento periodico delle stime relative alle riserve di idrocarburi;
	· esame del metodo adottato per la selezione e l'utilizzo del lavoro dell'esperto indipendente incaricato dalla Direzione del Gruppo di esprimersi in merito alla quantificazione delle riserve di idrocarburi e valutazione dell'appropriatezza del lavoro svolto da quest'ultimo, mediante verifica della pertinenza e ragionevolezza delle assunzioni e dei metodi dallo stesso utilizzati, anche rispetto alle prassi di settore;
	· valutazione della competenza, capacità e obiettività dell'esperto indipendente incaricato dalla Direzione del Gruppo;
	· lettura critica della relazione predisposta dall'esperto indipendente sulla base della conoscenza e della comprensione del Gruppo acquisite nel corso della revisione;
	· verifica che le risultanze del lavoro dell'esperto indipendente in merito alla quantificazione delle riserve di idrocarburi siano state appropriatamente utilizzate ai fini della determinazione dei relativi effetti contabili, ivi inclusa l'identificazione di eventuali indicatori di perdita di valore e la determinazione delle aliquote di ammortamento e dei fondi smantellamento e rispristino siti.
	Abbiamo infine esaminato l'adeguatezza dell'informativa resa nelle note al bilancio consolidato e la sua conformità ai principi contabili di riferimento.
	Responsabilità degli Amministratori e del Collegio Sindacale per il bilancio consolidato

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