Interim / Quarterly Report • Sep 10, 2021
Interim / Quarterly Report
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9 settembre 2021
| Struttura del Gruppo | 3 |
|---|---|
| Organi sociali | 4 |
| Dati di sintesi | 5 |
| Relazione intermedia sulla gestione consolidata al 30 giugno 2021 | 7 |
| Bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2021 | 36 |
| Prospetti contabili | 38 |
| Note esplicative | 43 |
| Attestazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato | 65 |
3
Sig. Davide Usberti Presidente e 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
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 Vice Presidente e Lead Indipendent Director 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.
| Principali indicatori di mercato | 30 giugno 2021 | 30 giugno 2020 | var.% |
|---|---|---|---|
| Prezzo medio Brent spot (\$/bbl) (1) Prezzo medio gas - TTF "Day Ahead+Week End" (c€/Smc) (2) Cambio medio EUR/USD (3) |
65,07 22,90 1,205 |
42,29 7,98 1,102 |
53,9% 187,0% 9,4% |
| Euribor - a tre mesi (%), media del periodo (4) | (0,541) | (0,353) | (53,3%) |
| Principali dati operativi del Gruppo | 30 giugno 2021 | 30 giugno 2020 | var.% |
| Produzione di idrocarburi (Msmce) | 67,2 | 70,2 | (4,3%) |
| Vendite di idrocarburi (MSmce) | 108,2 | 110,8 | (2,4%) |
| Volumi di gas distribuito (MSmc) | 123,3 | 112,8 | 9,3% |
| Numero dipendenti a fine periodo | 158 | 156 | 1,3% |
| Dati di Conto Economico (IAS / IFRS) | 30 giugno 2021 | 30 giugno 2020 | var.% |
| Ricavi da vendite Costi Operativi |
40.980 30.879 |
41.276 36.557 |
(0,7%) (15,5%) |
| EBITDA | 10.101 | 4.719 | 114,0% |
| % sui ricavi di vendita | 24,65% | 11,43% | |
| EBIT | 1.947 | (4.241) | 145,9% |
| Risultato operativo | 2.609 | (3.999) | 165,2% |
| % sui ricavi di vendita | 6,37% | (9,69%) | |
| Risultato prima delle imposte | (648) | (6.833) | 90,5% |
| Risultato del periodo | (305) | (4.536) | 93,3% |
| Dati di Stato Patrimoniale (IAS / IFRS) | 30 giugno 2021 | 30 giugno 2020 (8) | |
| Investimenti in immobilizzazioni | 7.370 | 7.827 | |
| di cui investimenti in esplorazione | 144 | 225 | |
| Capitale circolante netto | (13.685) | (4.650) | |
| Capitale investito netto (A) + (B) | 246.555 | 269.801 | |
| Totale indebitamento finanziario (A) | 75.643 | 60.412 | |
| Patrimonio netto (compresa quota terzi) (B) | 170.912 | 209.389 | |
| Indici patrimoniali ed economici | 30 giugno 2021 | 30 giugno 2020 (8) | |
| ROI (5) | (39,06%) | (2,44%) | |
| ROE (6) | (15,77%) | (3,89%) | |
| Utile (perdita) per azione | (0,01) | (0,10) | |
| PFN / EBITDA (7) | 4,90 | 5,13 | |
| Totale indebitamento finanziario (A) / Patrimonio netto (B) | 0,44 | 0,29 | |
| Gearing (A/A+B) | 31% | 22% |
(1) fonte: Reuters.
(2) fonte: ICIS.
(3) fonte: BCE.
(4) fonte: European Money Markets Institute.
(5) = Risultato operativo annualizzato / capitale investito netto medio.
(6) = Risultato annualizzato / patrimonio netto medio.
(7) = Posizione finanziaria netta /EBITDA annualizzato.
(8) = Dati rivisti al 30 giugno 2020 secondo i nuovi orientamenti ESMA in tema di definizione del "Totale indebitamento finanziario".
I costi operativi sono stati determinati come somma dei costi per materie prime e materiali di consumo, costi per servizi e costo del personale.
EBITDA è stato determinato come somma del risultato operativo, ammortamenti e oneri/proventi diversi.
EBIT è stato determinato come somma del risultato operativo e oneri/proventi diversi.
L'utile per azione è stato determinato in conformità alla previsione del principio contabile IAS 33.
Il "Totale indebitamento finanziario" recepisce il nuovo orientamento ESMA, pubblicato il 4 marzo 2021, che la Consob ha chiesto di adottare a partire dal 5 maggio 2021 con il "Richiamo di attenzione n. 5/21 del 29 aprile 2021.
L'EBITDA, l'EBIT e l'indebitamento finanziario netto, come sopra definiti, sono misure utilizzate dalla Direzione del Gruppo per monitorare e valutare l'andamento operativo dello stesso e non sono identificate come misura contabile nell'ambito degli IFRS; pertanto, non devono essere considerate una misura alternativa per la valutazione dell'andamento del risultato, della situazione patrimoniale e finanziaria e dei flussi di cassa del Gruppo. Poiché la composizione di tali misure non è regolamentata dai principi contabili di riferimento, il criterio di determinazione applicato dal Gruppo potrebbe non essere omogeneo con quello adottato da altri e pertanto potrebbe non essere comparabile.
Signori azionisti,
sono in sensibile ripresa gli indicatori economici e finanziari del Gruppo dopo il ritorno ad una marginalità di segno positivo delle attività E&P, penalizzate nell'ultimo anno dall'eccezionale peggioramento degli scenari energetici dovuto anche alla diffusione del COVID-19.
Le attività E&P hanno beneficiato della ripresa degli scenari macroeconomici sia a livello di domanda sia di prezzi degli idrocarburi, mentre le attività downstream hanno sostanzialmente confermato il positivo andamento dei precedenti esercizi.
Ciò ha consentito di registrare una consistente crescita dell'Ebitda che è passato nel semestre dai 4,7 milioni di euro del 2020 ai 10,1 milioni di euro del 2021 e del Risultato Operativo, che da un valore negativo di 4,0 milioni di euro del 2020 ha registrato nel semestre di quest'anno un valore positivo di 2,6 milioni di euro del 2021.
Il semestre si è chiuso in sostanziale pareggio economico (perdita di 0,3 milioni di euro rispetto ad una perdita di 4,5 milioni di euro del 2020), dopo ammortamenti per 8,2 milioni di euro (9,0 milioni di euro nel 2020) ed oneri finanziari netti per 3,3 milioni di euro (2,8 milioni di euro nel 2020).
Tale andamento è senza dubbio da attribuire alla significativa ripresa degli scenari energetici che ha visto, nel corso del primo semestre dell'anno, più che raddoppiare il prezzo del gas in Italia (indice PSV) rispetto allo stesso periodo del 2020 ed attestarsi ad un valore medio di circa 23 c€/smc.
Anche il prezzo al TTF, il principale riferimento per il gas in Europa, ha registrato nel semestre un simile valore medio con un forte aumento rispetto al 2020 (+187,0%). Lo spread tra prezzo al PSV-TTF ha invece registrato una importante riduzione, attestandosi ad un valore medio di circa 0,2 c€/smc, a seguito dell'entrata in funzione del nuovo gasdotto TAP che sta rendendo l'Italia meno dipendente dalle forniture di gas di provenienza dal nord Europa e dalla Russia.
È stato forte anche il rialzo del prezzo del Brent che nel semestre si è attestato ad un valore medio di circa 65 dollari al barile.
Lo scenario dei prezzi degli idrocarburi è tuttora in forte ripresa anche se permangono incertezze sul futuro.
In questo contesto le attività E&P, pur mantenendo sostanzialmente costanti i propri volumi produttivi (circa –4% rispetto al 2020), hanno registrato un significativo aumento dei ricavi (circa 2,5
milioni di euro in più rispetto allo stesso periodo del 2020) con una crescita di circa il 20%. Per converso hanno negativamente inciso (per 1,4 milioni di euro) gli effetti delle coperture effettuate ad inizio anno, prima della forte ripresa degli scenari 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 ha assunto nel semestre un valore positivo di 5,1 milioni di euro contro un valore negativo di 1,7 milioni di euro del corrispondente periodo del 2020. Va peraltro rilevato che il dato del primo semestre 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).
A tale proposito si ricorda che il Gruppo, pur ritenendo quest'ultime disposizioni applicabili alle produzioni di idrocarburi realizzate a decorrere dall'anno 2020, in 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 stessa Legge di Bilancio 2020 e in assenza di specifici chiarimenti in merito, aveva ritenuto di stanziare nel 2020 anche l'importo delle maggiori royalties eventualmente gravanti sulle produzioni relative all'anno 2019 (pari a 2,4 milioni di euro) e di procedere al relativo pagamento.
Nonostante il perdurare della pandemia e un contesto normativo nazionale estremamente penalizzante nei confronti delle società titolari di concessioni di piccola e media dimensione, le attività di estrazione e produzione sono comunque proseguite secondo le previsioni, così come le attività di investimento nei principali progetti.
Con riferimento a quest'ultime si segnala infatti che dopo la comunicazione, nel mese di giugno del 2019, agli enti competenti dell'avvio delle attività di sviluppo del progetto Longanesi, in ottemperanza alla prescrizione n. 12 della Delibera di Giunta Regionale dell'Emilia Romagna n. 2266 del 31.12.2016, sono iniziate le attività preliminari relative ai lavori civili delle postazioni delle aree pozzo propedeutiche alle successive attività di perforazione. Successivamente alla chiusura del primo semestre, nel mese di agosto, sono state ottenute dall'Ente competente le autorizzazioni necessarie all'esecuzione delle attività di perforazione e work-over previste allo stato nello sviluppo del giacimento.
Parallelamente sono in fase di finalizzazione le attività prodromiche alle successive attività di adeguamento della centrale di trattamento S. Potito e di installazione impiantistica di superficie nelle aree pozzo e rete di raccolta.
In Romania il progetto di sviluppo dei due giacimenti a gas ha raggiunto circa i due terzi del suo programma ed il relativo gas-in è previsto entro la fine del primo semestre del 2022.
Nel corso del semestre è proseguita la costruzione della piattaforma di produzione e della centrale di trattamento. Per quanto concerne la costruzione della piattaforma, i lavori procedono presso la base del contrattista (GSP) a Costanza. Sono in corso di assemblaggio i tralicci di supporto e i ponti che ospiteranno le apparecchiature di produzione. Presso il sito a terra, dove sarà realizzata la centrale di trattamento gas, è stata ultimata la strada di accesso e sono in corso i lavori per la realizzazione delle fondamenta e platee di sostegno delle apparecchiature di superficie.
Si sono invece 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 della lunghezza di 128 km che collega la costa dalla piattaforma Ana che verrà in seguito installata.
Gli investimenti sostenuti complessivamente nel periodo per le attività di sviluppo E&P sono stati, per la nostra quota, pari a 5,7 milioni di euro.
Le attività downstream (Network e Retail) hanno sostanzialmente confermato il positivo andamento dei precedenti periodi.
La Business Unit Network ha infatti conseguito un Ebitda in linea con il 2020 (4,1 milioni di euro) pur in presenza di un'ulteriore riduzione del vincolo ricavi. Nonostante il protrarsi della pandemia, la Business Unit non ha registrato effetti negativi a livello di solvibilità dei propri clienti.
La Business Unit Retail ha invece conseguito un Ebitda di 2,1 milioni di euro, al netto di componenti non ricorrenti per circa 0,5 milioni di euro, sostanzialmente in linea rispetto a 2,7 milioni di euro del 2020. In termini di solvibilità dei clienti, grazie alla composizione del proprio portafoglio clienti che è costituito per oltre l'80% da clienti domestici e pertanto meno influenzato dalla temporanea chiusura di alcune attività economiche per effetto della pandemia, i risultati sono stati positivi ed in linea con l'andamento dei precedenti periodi.
Sotto il profilo finanziario, il Gruppo evidenzia una struttura solida ed equilibrata. Al termine del semestre il totale indebitamento finanziario è stato in sensibile riduzione e pari a 75,6 milioni di euro contro i 85,2 milioni di euro di fine 2020: detto importo include circa 4,6 milioni di euro degli effetti contabili dell'applicazione del principio contabile IFRS 16.
A conferma della forte patrimonializzazione del Gruppo, il rapporto tra indebitamento finanziario e patrimonio netto si mantiene inoltre su livelli contenuti (0,44) e in riduzione rispetto al dato di fine 2020.
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 già a disposizione risorse
sufficienti ai previsti investimenti, che saranno concentrati nel secondo semestre dell'anno e nel successivo.
A tale proposito si segnala infine che, nel mese di gennaio, varie 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.
Si riporta qui di seguito il trend delle quotazioni del Brent, espresse in dollari ed euro al barile, e del gas naturale (TTF, espresso in €/MWh):
Grafico 1 – Trend Prezzo del Brent (USD)
Grafico 2 – Trend Prezzo del Brent (EUR)
Grafico 3 – Trend Prezzo del gas naturale Spot TTF (Borsa del Gas Olandese)
Il titolo Gas Plus ha chiuso il primo semestre dell'anno 2021 con una quotazione in lieve ripresa rispetto al dato di inizio esercizio, mostrando un trend crescente sino alla fine del primo semestre e sostanzialmente stabile nel periodo successivo.
La capitalizzazione di borsa, così come indicato nel bilancio del precedente esercizio, permane significativamente inferiore al patrimonio netto del Gruppo (meno del 50%).
La sottocapitalizzazione di mercato rispetto al valore del patrimonio netto del Gruppo non è stata ritenuta un indicatore di perdita di valore delle attività immobilizzate in considerazione del ridotto flottante e dei volumi di scambio. Per tale motivo segnaliamo che il consistente patrimonio di riserve di idrocarburi in Italia e all'estero, nonché di asset downstream in portafoglio non trovano riscontro nelle valutazioni di borsa.
Di seguito si riporta l'andamento del titolo Gas Plus nel periodo in esame comparato con l'indice FTSE Mib.
Grafico 4 – Trend Borsistico (01 Gennaio 2021 ad oggi)
Di seguito viene commentato l'andamento delle singole business unit nel corso del primo semestre dell'anno.
Nella seguente tabella, al fine di consentire una corretta comparazione dei dati, sono evidenziati i risultati delle singole società facenti parte della Business Unit E&P ed operanti in Italia, ossia Gas Plus Italiana S.r.l. (di seguito branch GPI) e Società Padana Energia S.r.l. (di seguito branch SPE), e in aggregato quelli delle società attive all'estero.
Per quanto riguarda quest'ultime, anche nell'ottica di avere strutture separate per le attività E&P svolte in Italia e all'estero, si segnala che, all'inizio dell'esercizio 2019, Gas Plus Italiana S.r.l. ha trasferito l'intera partecipazione detenuta in Gas Plus International B.V. ad una società di nuova costituzione nell'ambito del Gruppo Gas Plus (Gas Plus International Holding S.r.l.), società di diritto italiano direttamente controllata da Gas Plus S.p.A.. Inoltre Gas Plus International B.V., una volta avviata la fase di sviluppo del progetto "Midia" in Romania ed ottenute le necessarie autorizzazioni delle autorità competenti, ha trasferito nel 2019 i relativi asset, sino a quel momento iscritti nel proprio bilancio, alla società di diritto rumeno del Gruppo denominata Gas Plus Dacia S.r.l. che è attualmente partner della Joint venture e destinataria dell'apposito finanziamento del progetto.
| 30/06/2021 | ||||
|---|---|---|---|---|
| GPI | SPE | ESTERO | TOTALE | |
| Produzione netta (MSmce) | 23,4 | 41,3 | - | 64,7 |
| Ricavi (mln €) |
6,7 | 9,6 | - | 16,3 |
| EBITDA (mln €) | 1,0 | 4,3 | (0,2) | 5,1 |
| Investimenti esplorativi (mln €) | 0,1 | - | - | 0,1 |
| Investimenti di sviluppo (mln €) | 0,1 | 0,7 | 4,9 | 5,7 |
| 30/06/2020 | ||||
|---|---|---|---|---|
| GPI | SPE | ESTERO | TOTALE | |
| Produzione netta (MSmce) | 26,0 | 41,8 | - | 67,8 |
| Ricavi (mln €) |
6,2 | 7,6 | - | 13,8 |
| EBITDA (mln €) | (0,8) | (0,6) | (0,3) | (1,7) |
| Investimenti esplorativi (mln €) | 0,1 | - | 0,1 | 0,2 |
| Investimenti di sviluppo (mln €) | 0,2 | 2,1 | 3,9 | 6,2 |
Sotto il profilo dell'andamento economico il semestre è stato caratterizzato da un significativo aumento dei ricavi (16,3 milioni di euro contro 13,8 milioni di euro del 2020) e della marginalità complessiva, nonostante il lieve calo della produzione netta di idrocarburi (circa il 4%)
L'Ebitda ha assunto infatti un valore positivo di 5,3 milioni euro contro un valore negativo di 1,4 milioni di euro del 2020 che aveva però scontato componenti negative non ricorrenti per circa 2,4 milioni di euro.
Su tale andamento ha senza dubbio inciso la ripresa degli scenari energetici, anche se permane una sensibile incidenza delle corresponsioni allo Stato in termini di royalty.
Nel primo semestre del 2021 la produzione lorda di gas, condensati e petrolio è stata pari a 67,2 MSmce, di cui 25,2 MSmce relativi alla branch GPI e 42,0 MSmce relativi alla branch SPE.
In termini di tipologia di prodotto la produzione lorda di gas del periodo di riferimento è stata di 49,5 MSmc contro 51,1 MSmc del primo semestre 2020, mentre la produzione di petrolio e condensati è stata invece pari a 17,7 MSmce contro 19,1 MSmce del primo semestre 2020.
| 1° semestre 2021 |
1° semestre 2020 |
Differenza 2021-2020 |
1° semestre 2021 |
1° semestre 2020 |
Differenza 2021-2020 |
||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| GPI | 24,9 | 27,5 | (2,4) | GPI (*) |
0,3 | 0,3 | 0,0 |
| SPE | 24,6 | 23,6 | 1,0 | SPE | 17,4 | 18,8 | (1,4) |
| Totale | 49,5 | 51,1 | (1,4) | Totale | 17,7 | 19,1 | (1,4) |
* 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.
Nel primo semestre 2021 sono state completate le attività preliminari relative ai lavori civili delle postazioni delle aree pozzo che ospiteranno gli impianti di perforazione per il progetto Longanesi.
Nel mese di agosto, successivamente alla chiusura del semestre sono state ottenute dall'ente competente le autorizzazioni per l'esecuzione delle attività di perforazione e work-over dei pozzi previsti nel programma di sviluppo. Entro la fine dell'anno è allo stato previsto l'avvio delle relative attività.
Parallelamente sono in fase di finalizzazione le attività previste per lo sviluppo dell'ingegneria di dettaglio 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.
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.
Si deve tuttavia evidenziare che il partner del progetto tuttora non ha adempiuto ad una serie di impegni, anche di natura finanziaria, assunti nei confronti sia degli Enti Pubblici interessati e di conseguenza il Gruppo ha proseguito con le iniziative già assunte.
Sono proseguite le attività per il ripristino dell'area pozzo Cavone 15 nella concessione Mirandola. Sono state svolte le attività preliminari necessarie ad ottenere l'autorizzazione al decommissioning e al ripristino della centrale Cotignola nella concessione San Potito. Sono state svolte le attività preliminari alla chiusura mineraria dei pozzi Palmori 1 e Palmori 4 della concessione Masseria Acquasalsa.
Sono proseguite le revisioni sismiche e gli studi geologici e geofisici sui principali siti, necessari per programmare interventi di miglioramento della produzione.
Nel primo semestre 2021 non ci sono stati cambiamenti nel patrimonio titoli. Pertanto lo stesso è rimasto invariato rispetto alla fine del 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
Le riserve 2P rischiate complessive di idrocarburi al termine del primo semestre 2021 sono stimate nelle seguenti quantità:
| 31/12/2020 | 30/06/2021 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| GPI | SPE | Totale | GPI | SPE | Totale | |
| Gas naturale (milioni di metri cubi) |
1.236,6 | 2.236,7 | 3.473,3 | 1.211,7 | 2.212,1 | 3.423,8 |
| Petrolio e condensati (milioni metri cubi equivalenti) |
6,4 | 286,1 | 292,5 | 6,2 | 268,7 | 274,9 |
| Totale idrocarburi (milioni metri cubi equivalenti)* |
1.243,0 | 2.522,8 | 3.765,8 | 1.217,9 | 2.480,8 | 3.698,7 |
* 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 2020 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 2020 in 3.765,8 milioni di metri cubi equivalenti. Tale certificazione è stata svolta in linea con gli aggiornamenti degli standard di valutazione già seguiti per la precedente certificazione.
Le riserve al termine del primo semestre del 2021, non avendo subito variazioni, risultano pari a quelle certificate, a fine 2020, dall'esperto indipendente meno la produzione del periodo di riferimento.
In ordine a tali riserve si evidenzia infine che le stesse sono relative per circa 400 milioni di metri cubi a concessioni di coltivazione gas per le quali non si ipotizza al momento la rimessa in produzione.
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., con prima udienza fissata per il 14 settembre 2021.
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…".
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 e, eventualmente, la natura delle attività di messa in sicurezza e/o bonifica sono ancora in corso.
Nel corso del primo semestre del 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. Per completezza d'informazione si precisa sin da ora che in tale data l'udienza si è regolarmente tenuta e che non vi è stata costituzione di parte civile da parte di soggetti privati, Enti Pubblici o Associazioni. Nel corso della prossima udienza, che si celebrerà il 20 dicembre 2021, avrà inizio l'istruttoria dibattimentale nell'ambito della quale verranno svolte le attività probatorie promosse dall'Accusa Pubblica e quelle promosse dalla difesa; queste ultime, anche con l'intervento di un consulente tecnico di parte, esperto in materia chimico-ambientale.
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 - tutt'ora in corso - avanti i tribunali amministrativi, sollevando anche alcuni profili di illegittimità costituzionale delle disposizioni di legge in questione. 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. L'approvazione del PiTESAI ("Piano") era prevista entro 24 mesi dalla data di entrata in vigore della legge di conversione (ossia dal 13 febbraio 2019), ma detto termine è poi stato prorogato al 30 settembre 2021 dall'art 12-ter del Decreto legge 31 dicembre 2020, n. 183, convertito con la Legge 26 febbraio 2021, n. 21.
Si tratta di uno strumento di pianificazione generale teso a definire un quadro di riferimento, condiviso con le Regioni, le Province e gli Enti locali, per la programmazione delle attività di prospezione, ricerca e coltivazione di idrocarburi sul territorio nazionale. Limitatamente alle aree su terraferma, il Piano sarà valutato d'intesa con la Conferenza Unificata e nel caso di mancato raggiungimento di un'intesa o di un espresso diniego da parte della stessa Conferenza Unificata, il Piano sarà adottato limitatamente alle aree marine.
Sempre in applicazione dell'art. 11-ter in questione è stato presentato da parte del Ministero dello Sviluppo Economico, in data 11 febbraio 2021, il documento in consultazione «Piano per la Transizione Energetica Sostenibile delle Aree Idonee (PiTESAI)», poi pubblicato sul sito del Ministero dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare (oggi Ministero della Transizione Ecologica), che dà avvio alla procedura di "Valutazione Ambientale Strategica" del Piano, quale passaggio preliminare dell'iter di approvazione dello stesso.
Anche in ragione 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.
Al di là di profili di legittimità della normativa prima ricordata, particolarmente complesse da valutare risultano le disposizioni in ordine alla non prorogabilità delle concessioni vigenti ove risultino incompatibili con il Piano (sempre che, per le aree sulla terraferma, il PiTESAI sia adottato).
Ad aggiornamento di quanto già esposto in sede di redazione del bilancio al 2020, si può qui ricordare, in riferimento allo stato del procedimento, che la documentazione relativa al PiTESAI è stata messa a disposizione del pubblico con possibilità sino al 14 settembre 2021 di presentare osservazioni anche fornendo nuovi o ulteriori elementi conoscitivi e valutativi.
Entro i successivi 90 giorni, le competenti Direzioni generali del Ministero della Transizione Ecologica (MITE) dovranno svolgere le attività tecnico-istruttorie ed esprimere il parere motivato, che costituisce presupposto per la prosecuzione del procedimento di approvazione. Il parere motivato può prevedere l'adozione di specifiche modifiche ed integrazioni della proposta di PiTESAI.
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.
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, le attività attualmente in corso sono la costruzione della piattaforma di produzione e i lavori di approntamento della centrale di trattamento gas a terra.
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 che verrà in seguito installata.
Il progetto ha raggiunto circa i due terzi del programma di sviluppo e si prevede il gas-in entro il primo 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 (pari a circa il 1,5% dell'importo complessivo) che sono attualmente in corso di negoziazione tra le parti.
Tale incremento risulterebbe 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 30 giugno 2021 la linea è stata utilizzata per complessivi 11,6 milioni di euro e pertanto Gas Plus potrà ancora utilizzare l'importo residuo di tale linea nel limite di 7,4 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 ammontano a 725 milioni di standard metri cubi per la quota del 10% d'interesse di Gas Plus.
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 il 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 del semestre chiuso al 30 giugno 2021 n. 7, 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.
I principali dati economici della Business Unit Retail per il primo semestre del 2021 sono i seguenti:
| 30/06/21 | 30/06/20 | |
|---|---|---|
| Volumi venduti (MSmc) | 43,6 | 43,2 |
| Ricavi (mln €) | 19,7 | 20,1 |
| EBITDA (mln €) | 2,1 | 2,7 |
Il primo semestre dell'esercizio è stato caratterizzato da una ripresa degli scenari energetici e da un andamento termico con temperature più fredde rispetto al precedente anno che si sono protratte nei mesi di aprile e maggio.
Lato consumi, il portafoglio clienti della Business Unit Retail essendo prevalentemente domestico (oltre 80%) nel primo semestre del 2020 non ha risentito di una contrazione legata agli effetti del Covid-19 e pertanto non si sono registrate forti oscillazioni nel primo semestre 2021.
In termini di marginalità, al netto di una componente non ricorrente (pari a 0,5 milioni di euro), i risultati sono in linea con quelli del primo semestre 2020.
Si confermano il focus sul contenimento del calo di numerosità dei Clienti serviti mediante azioni commerciali mirate, sulla spinta nei confronti della clientela attualmente servita sul Mercato di Tutela verso il Mercato Libero (a tal proposito, si ricorda che il Mercato Tutelato dovrebbe cessare dal 1° gennaio 2023, termine che oramai non sembra più ulteriormente procrastinabile) e sull'oramai consolidata attenzione riguardo ai criteri di selezione dei prospect ai quali proporre la contrattualizzazione, basato sull'attenta valutazione della loro affidabilità creditizia.
I principali dati economici della Business Unit Network & Transportation relativi al primo semestre 2021 sono i seguenti:
| 30/06/21 | 30/06/20 |
|---|---|
| 112,8 | |
| 13,3 | |
| 4,1 | 4,1 |
| 1,4 | 1,0 |
| 123,3 11,6 |
Nel corso del primo semestre del 2021 la Business Unit Network e Transportation ha distribuito circa 123,3 MSmc di gas. I dati risultano in incremento (+9%) rispetto all'analogo periodo del 2020 a seguito delle più rigide temperature registrate nei primi mesi dell'anno, in particolare nel mese di aprile che ha visto un incremento dei volumi distribuiti del 35% rispetto al 2020.
Network: la Business Unit Network opera, al 30 giugno 2021, direttamente nell'attività di distribuzione gas in 40 Comuni.
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 del 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 sul recupero della produttività imposto.
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 30 giugno 2021 sono stati pubblicati 34 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 l'aggiudicazione provvisoria ad Unareti S.p.A. (gruppo A2A). A valle di ampio contenzioso (con ricorsi presentati da entrambi i partecipanti) il Consiglio di Stato ha definitivamente confermato l'aggiudicazione della procedura di gara a favore del gestore uscente Unareti S.p.A..
Negli ATEM di "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 (l'anno 2011).
Nell'ATEM di "Napoli 1" è stata assegnata l'aggiudicazione a favore della Società 2i Rete Gas S.p.A.; il gestore uscente Italgas Reti S.p.A. ha presentato ricorso.
I termini di scadenza per la pubblicazione dei bandi di gara sono stati approvati con il Decreto Legge n. 210/2015 (Milleproroghe 2016, convertito in 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 Network 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.
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 all'85% dei misuratori tradizionali con smart meters (classe G4 e G6).
Al 30 giugno 2021 risultano posati circa 40.356 G4-G6 elettronici, pari a circa il 42% del totale.
La Business Unit, al termine del primo semestre del 2021, ha effettuato investimenti sugli impianti per 1,4 milioni di euro.
In data 31 maggio 2021 è stato approvato da parte del Ministero per la Transizione Energetica, il decreto ministeriale contenente l'indicazione dei nuovi obblighi previsti per gli anni 2021-2024, oltre la 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) con un positivo impatto di natura finanziaria ed ha considerevolmente ridimensionato gli obblighi 2021-2024: la stima per l'obbligo 2021 si attesta, infatti, a circa 4.000 TEE.
Transportation: la Business Unit, che fa parte del Settore Operativo Network & Transportation, è operativa dal 1° ottobre 2009, 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 Business Unit E&P del Gruppo.
Al 30 giugno 2021 sono stati trasportati 5,95 MSmc, in aumento rispetto all'analogo periodo dell'anno 2020 (5,0 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.
Importi in migliaia di euro
| 30/06/2021 | 30/06/2020 | |
|---|---|---|
| Ricavi | 39.161 | 37.508 |
| Altri ricavi e proventi | 1.819 | 3.768 |
| TOTALE RICAVI | 40.980 | 41.276 |
| Costi per materie prime e materiali di consumo | (10.736) | (13.404) |
| Costi per servizi e altri | (15.635) | (18.710) |
| Costo del personale | (4.508) | (4.443) |
| MARGINE OPERATIVO LORDO (EBITDA) | 10.101 | 4.719 |
| Ammortamenti e svalutazioni | (8.154) | (8.960) |
| EBIT | 1.947 | (4.241) |
| Proventi diversi | 662 | 242 |
| RISULTATO OPERATIVO | 2.609 | (3.999) |
| Proventi finanziari | 134 | 72 |
| Oneri finanziari | (3.391) | (2.906) |
| RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE | (648) | (6.833) |
| Imposte sul reddito | 343 | 2.297 |
| RISULTATO DEL PERIODO | (305) | (4.536) |
La progressiva ripresa degli scenari macroeconomici, sia a livello di domanda sia di prezzi degli idrocarburi, ha fatto registrare risultati economici in sensibile miglioramento rispetto al 2020, fortemente penalizzato dalla pandemia dovuta alla diffusione del Covid-19.
I ricavi sono stati infatti in crescita rispetto al corrispondente periodo del 2020 (39.161 migliaia di euro contro 37.508 migliaia di euro del 2020) ed hanno riguardato prevalentemente l'attività di vendita di gas metano, petrolio e condensati provenienti dai giacimenti del Gruppo e la vendita di gas metano al dettaglio. Le restanti attività continuano infatti a fornire un contributo limitato al valore complessivo di tale componente, essendo l'attività di distribuzione e trasporto gas tuttora svolta per lo più a favore di società del Gruppo, con la conseguente elisione delle relative componenti economiche a livello di bilancio consolidato, e l'attività di stoccaggio ancora in una fase di start-up.
In particolare, l'attività di vendita del gas metano proveniente dai giacimenti del Gruppo ha determinato ricavi per 8.822 migliaia di euro (7.089 migliaia di euro nel 2020), mentre quella a clienti finali ricavi per 18.941 migliaia di euro (19.354 migliaia di euro nel 2020). La prima componente ha beneficiato del sensibile aumento dei prezzi di vendita degli idrocarburi ma ha scontato l'effetto negativo (1.436 migliaia di euro) delle coperture su tali commodity effettuate ad inizio anno e quindi prima della forte ripresa degli scenari energetici, peraltro ancora in corso.
Grazie alla suddetta ripresa anche i ricavi per la vendita di petrolio e condensati sono stati in significativa crescita (da 3.186 migliaia di euro del 2020 a 4.449 migliaia di euro del 2021) nonostante il lieve calo delle quantità prodotte.
Per effetto dell'ulteriore riduzione del vincolo ricavi sono stati invece in lieve calo i ricavi dell'attività di distribuzione e trasporto gas metano che hanno raggiunto l'importo di 5.471 migliaia di euro contro 5.569 migliaia di euro del 2020.
La voce altri ricavi e proventi è stata al contrario in forte riduzione ed ha raggiunto l'importo di 1.819 migliaia di euro contro 3.768 migliaia di euro del 2020. In tale anno la stessa aveva tuttavia recepito componenti positive non ricorrenti per 584 migliaia di euro.
Le principali componenti della voce in esame sono costituite dalle royalties sull'attività di estrazione gas, 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 (-1.995 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 capo ai distributori di gas ed energia elettrica per il periodo 2021-2024, oltreché una riduzione degli obblighi a suo tempo previsti per l'anno 2020, con la conseguente riduzione dei contributi correlati a tali obblighi.
Dal lato dei costi, sono stati in diminuzione i costi per materie prime e materiali di consumo, passati da 13.404 migliaia di euro del 2020 a 10.736 migliaia di euro del 2021. In questo ambito si è registrato un lieve aumento dei costi d'acquisto della principale materia prima, il gas metano (+135 migliaia di euro) per l'andamento degli scenari energetici e, in linea con l'andamento dei connessi ricavi, la forte riduzione dei costi per l'acquisto dei certificati di risparmio energetico (TEE) (-2.150 migliaia di euro).
Un andamento analogo ha registrato la voce costi per servizi ed altri, che ha raggiunto l'importo di 15.635 migliaia di euro contro 18.710 migliaia di euro del corrispondente periodo dell'esercizio precedente con una riduzione percentuale di circa il 16%.
In questo ambito si segnala infatti la significativa riduzione delle royalties (-2.312 migliaia di euro rispetto al 2020) il cui importo, nel 2020, risentiva 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, pur restando su livelli estremamente contenuti, sono risultati poi in lieve crescita rispetto all'analogo periodo del 2020 gli oneri, comprensivi delle componenti non finanziarie delle cessioni periodiche della cartolarizzazione, per perdite su crediti (da 235 migliaia di euro del 2020 a 269 migliaia di euro del 2021).
I costi del personale sono stati in lieve crescita rispetto al dato del corrispondente periodo del 2020, passando da 4.443 migliaia di euro a 4.508 migliaia di euro del 2021 a fronte delle variazioni dell'organico.
Come già anticipato, l'andamento delle componenti economiche sopra descritte ha determinato un forte aumento dell'EBITDA che è più che raddoppiato rispetto al dato del 2020, passando da 4.719 migliaia di euro a 10.101 migliaia di euro.
Per il calo complessivo degli ammortamenti e delle svalutazioni (-806 migliaia di euro) ha registrato un aumento maggiore l'EBIT che è tornato di segno positivo e pari a 1.947 migliaia di euro rispetto ad un valore negativo di 4.241 migliaia di euro dell'analogo periodo del 2020.
Il risultato operativo ha evidenziato un simile andamento (+2.609 migliaia di euro contro - 3.999 migliaia di euro del 2020) ma ha registrato una crescita superiore in valore assoluto (+6.608 migliaia di euro), avendo recepito maggiori dividendi dalla partecipata Serenissima Gas S.p.A. (662 migliaia di euro del 2021 contro 242 migliaia di euro del 2020).
E' stato in crescita il saldo negativo della gestione finanziaria che ha raggiunto l'importo di 3.257 migliaia di euro contro 2.834 migliaia di euro del 2020, registrando in particolare l'aumento degli oneri finanziari (da 2.906 migliaia di euro a 3.391 migliaia di euro), in prevalenza a seguito del maggior utilizzo delle linee di credito disponibili.
Nell'ambito di tale componente sono aumentati gli interessi passivi sulle linee a medio lungo termine (996 migliaia di euro contro 824 migliaia di euro del 2020) e quelli sulle linee a breve termine (278 migliaia di euro contro 220 migliaia di euro del 2020). Sono stati inoltre in aumento le perdite su cambi (148 migliaia di euro contro 18 migliaia di euro del 2020) e gli oneri su prodotti derivati (53 migliaia di euro contro 37 migliaia di euro del 2020).
Sono risultati invece in calo rispetto all'analogo semestre del 2020 gli oneri per attualizzazione fondi (1.366 migliaia di euro contro 1.433 migliaia di euro del 2020) per effetto dell'andamento dei parametri di riferimento utilizzati.
I proventi finanziari, rimasti di ridotta entità, sono aumentati rispetto al dato del 2020 (134 migliaia di euro contro 72 migliaia di euro del 2020).
Le imposte sul reddito, correnti, differite e anticipate hanno presentato un saldo positivo complessivamente di 343 migliaia di euro contro il saldo positivo di 2.297 migliaia di euro del 2020. Si segnala che le imposte sul reddito relative al primo semestre 2020 includevano un beneficio pari a 368 migliaia di euro in relazione alla soppressione del saldo 2019 e del primo acconto 2020 dell'Imposta Regionale sulle Attività Produttive (IRAP) stabilita dal Decreto Rilancio.
Il primo semestre dell'esercizio 2021 si è chiuso in sostanziale pareggio economico con una perdita estremamente contenuta (305 migliaia di euro) ed in forte riduzione rispetto al dato del corrispondente periodo del 2020 (perdita di 4.536 migliaia di euro) che era stato penalizzato dagli effetti della diffusione della pandemia Covid-19.
| 30 giugno 2021 |
31 dicembre 2020 (*) |
|
|---|---|---|
| Capitale immobilizzato | ||
| Immobilizzazioni immateriali | 251.141 | 254.160 |
| Immobilizzazioni materiali | 108.274 | 104.799 |
| Altre attività e passività non correnti | 3.725 | 1.722 |
| Totale | 363.140 | 360.681 |
| Capitale circolante netto | ||
| Rimanenze | 3.706 | 3.160 |
| Crediti commerciali | 17.187 | 24.062 |
| Debiti commerciali | (17.704) | (25.622) |
| Altri debiti e crediti di circolante | (16.874) | 4.883 |
| Totale | (13.685) | 6.483 |
| Fondi rischi per oneri e imposte differite nette |
(97.945) | (98.984) |
| Trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato | (4.955) | (5.055) |
| Capitale investito netto | 246.555 | 263.125 |
| Patrimonio netto | 170.912 | 177.933 |
| Totale indebitamento finanziario | 75.643 | 85.192 |
| Coperture | 246.555 | 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 (246.555 migliaia di euro contro 263.125 migliaia di euro del 31 dicembre 2020).
Il capitale immobilizzato risulta pari a 363.140 migliaia di euro contro 360.681 migliaia di euro del 2020 e registra un aumento complessivo di 2.459 migliaia di euro.
Nell'ambito di questa voce le immobilizzazioni immateriali sono pari a 251.141 migliaia di euro e si riducono complessivamente di 3.019 migliaia di euro rispetto al dato di fine 2020, mentre le immobilizzazioni materiali sono pari a 108.274 migliaia di euro ed aumentano di 3.475 migliaia di euro. L'aumento complessivo delle immobilizzazioni materiali ed immateriali (456 migliaia di euro) è determinato dal saldo tra gli incrementi netti (8.610 migliaia di euro) e gli ammortamenti e le svalutazioni del periodo (8.154 migliaia di euro).
Il saldo tra le altre attività e passività non correnti è risultato in crescita e pari a 3.725 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), il debito non corrente per l'imposta sostitutiva sul riallineamento fiscale (2.016 migliaia di euro), il fair value negativo dei derivati sulle commodity (276 migliaia di euro) e depositi cauzionali attivi (254 migliaia di euro) e passivi (2.593 migliaia di euro).
Il capitale circolante netto presenta invece un saldo significativamente negativo e pari a 13.685 migliaia di euro rispetto ad un saldo positivo di 6.483 migliaia di euro di fine 2020.
Al suo interno sono in aumento rispetto al dato di fine 2020 le rimanenze (3.706 migliaia di euro contro 3.160 migliaia di euro del 2020) per il maggior valore delle giacenze di petrolio al termine del semestre mentre in riduzione, per i consueti effetti di stagionalità e, quindi, per i minori consumi a conclusione del periodo invernale, i crediti commerciali (17.187 migliaia di euro contro 24.062 migliaia di euro) e i debiti commerciali (17.704 migliaia di euro contro 25.622 migliaia di euro).
Il valore assunto dal 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 (-16.874 migliaia di euro contro +4.883 migliaia di euro) e comprende per 10.390 migliaia di euro il fair value negativo dei derivati di copertura sulle commodity. 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 nei conti economici dei successivi periodi unitamente agli effetti economici positivi che saranno generati dagli elementi coperti.
Gli altri debiti e crediti del circolante comprendono infine crediti e debiti di natura tributaria (imposte dirette e indirette, royalties) e nei confronti di enti pubblici, quali la CSEA, che risentono del differente periodo di liquidazione degli stessi nel corso dell'anno. In particolare, hanno assunto un segno opposto rispetto a quello di fine 2020 la posizione netta dell'Iva che passa da un credito netto di 4.299 migliaia di euro ad un debito netto di 347 migliaia di euro e quella dell'imposta di consumo ed addizionale regionale che passano da un credito netto di 578 migliaia di euro ad un debito netto di 4.022 migliaia di euro. Inoltre, tra queste voci, si registra una sensibile riduzione dei crediti per contributi sui titoli di efficienza energetica - TEE - (-3.065 migliaia di euro) e dei debiti per royalties (-947 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 una riduzione di 1.039 migliaia di euro rispetto all'importo del precedente esercizio (97.945 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 -33.203 migliaia di euro contro -30.096 migliaia di euro alla fine del precedente esercizio. Il fondo smantellamento e ripristino siti risulta invece pari a 125.977 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 del semestre i cui importi sono stati superiori agli utilizzi effettuati nello stesso periodo.
Il trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato ammonta a 4.955 migliaia di euro (5.055 migliaia di euro nel 2020) e si riduce di 100 migliaia di euro rispetto al dato del 2020.
Il totale 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 75.643 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 4.622 migliaia di euro, in riduzione di 297 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 19.404 migliaia di euro del 2021, nonostante il rimborso della linea di credito revolving, e dell'indebitamento finanziario non corrente che passa da 55.270 migliaia di euro a 75.948 migliaia di euro a seguito dei nuovi finanziamenti assunti e delle nuove erogazioni sulle linee a medio lungo termine già disponibili.
In merito a quest'ultimi si segnala che, nel corso del semestre, alcune società del Gruppo hanno potuto accedere a finanziamenti 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 nel semestre nuove erogazioni per 7,4 milioni di euro in quota Gas Plus. A fine semestre tale finanziamento è stato complessivamente utilizzato per 11,6 milioni di euro e l'importo residuo della linea utilizzabile da parte della controllata Gas Plus Dacia S.r.l. ammonta pertanto a 7,4 milioni di euro.
Nel corso del semestre la quota dei finanziamenti a medio lungo termine rimborsata sulla base del piano di rimborso previsto contrattualmente è stata pari a 5,5 milioni di euro.
A seguito del rimborso della linea Revolving (20 milioni di euro), attualmente in fase di rinnovo, si riduce invece l'indebitamento finanziario corrente che passa da 34.491 migliaia di euro a 19.099 migliaia di euro. L'indebitamento corrente comprende per 11.888 migliaia di euro la quota con scadenza entro 12 mesi dei finanziamenti a medio lungo termine in essere.
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 170.912 migliaia di euro contro 177.933 migliaia di euro al 31 dicembre 2020 e presenta un decremento di 7.021 migliaia di euro rispetto al dato di fine esercizio scorso. La riduzione è dovuta prevalentemente agli effetti negativi delle variazioni di fair value dei derivati di copertura contabilizzate in hedge accounting.
Il Gruppo conserva una consistente patrimonializzazione con un rapporto tra indebitamento finanziario e patrimonio netto che si mantiene su livelli ancora contenuti (0,44) e in lieve diminuzione rispetto al dato di fine 2020 nonostante il significativo impatto sul patrimonio netto
del fair value negativo dei derivati di copertura.
Per quanto concerne i rapporti con parti correlate, di natura commerciale o finanziaria, effettuati a valori di mercato e attentamente monitorati dagli organi preposti (Comitato Controllo e Rischi e Collegio Sindacale), si rimanda alle Note esplicative.
Il bilancio consolidato abbreviato al 30 giugno 2021 non riflette componenti di reddito e poste patrimoniali e finanziarie derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali.
E' proseguita anche nel corso dei primi sei mesi dell'anno la situazione di emergenza sanitaria dovuta alla diffusione del COVID-19.
In generale, il Gruppo ha gestito tale situazione in continuità con il 2020, adottando tutte le misure atte a garantire la tutela dei propri dipendenti, dei propri clienti e fornitori e di chiunque dovesse avere contatti con le proprie strutture e, anche in misura più estesa di quanto previsto dai vari DPCM, le modalità di lavoro agile ed assumendo tutte le iniziative volte a limitare la mobilità dei propri dipendenti e dei consulenti nell'ambito delle proprie sedi.
Il Gruppo ha inoltre elaborato un protocollo di regolamentazione delle misure per il contrasto e il contenimento della diffusione del Covid-19 negli ambienti di lavoro, costituendo un apposito comitato per la gestione dell'emergenza.
Si ricorda che le attività del Gruppo, che opera prevalentemente nel settore del gas naturale (la fonte energetica prioritaria nell'attuale fase di riduzione dell'uso di combustibili fossili) ed è presente in diverse fasi di tale filiera (estrazione e produzione, distribuzione e trasporto e vendita), sono state classificate tra quelle di pubblica utilità o essenziali e non sono state soggette a interruzione dell'operatività.
Durante la fase di emergenza sanitaria il Gruppo ha pertanto continuato ad operare con impatti dovuti alla diffusione della pandemia differenti nell'ambito delle sue diverse attività.
Nelle attività downstream (Retail e Network) gli effetti sono stati infatti sostanzialmente contenuti. In ambito Retail, in particolare, data la composizione del portafoglio clienti che è costituito per oltre l'80% da clienti domestici, i volumi venduti sono stati in misura limitata influenzati dalla temporanea chiusura di alcune attività economiche. Anche in termini di solvibilità dei clienti, grazie alla composizione del proprio portafoglio clienti, gli effetti sono stati sino ad ora contenuti. Sotto tale profilo si ricorda, in ogni caso, che è tuttora in essere il contratto di cartolarizzazione che prevede, a fronte di una linea di credito rotativa di 20 milioni di euro, la cessione pro-soluto della quasi totalità di tale portafoglio, garantendo un flusso periodico e certo di liquidità.
In ambito Network, le modalità di determinazione dell'ammontare dei ricavi annui spettante a ciascun distributore (Vincolo dei Ricavi Totali - VRT) non dipendono dai volumi distribuiti nell'anno. La riduzione del VRT dell'anno non è quindi correlata agli effetti della pandemia ma alle consuete dinamiche di determinazione di tale componente.
Gli impatti della pandemia sono stati invece maggiormente significativi, in particolare in termini di riduzione dei ricavi, nell'ambito delle attività E&P durante la fase di eccezionale debolezza degli scenari energetici che sembra tuttavia al momento conclusa.
Allo stato attuale, il Gruppo non rileva elementi tali da evidenziare significativi effetti negativi, in termini di ricavi, costi, investimenti e flussi finanziari, dell'eventuale perdurare della situazione di emergenza sanitaria nella restante parte dell'anno.
Permangono tuttavia incertezze in merito alle ripercussioni economico-sociali legate a tale eventuale situazione, anche se la progressiva diffusione dei vaccini ha fatto già registrare nel secondo trimestre dell'anno una progressiva ripresa economica a livello globale di cui è comunque difficile stimare l'entità e gli effetti che dipenderanno anche dalle ulteriori misure che saranno adottate dalle Autorità di Governo a sostegno dei differenti settori economici.
Il Gruppo terrà comunque costantemente monitorato l'andamento delle attività operative e dello scenario in modo da valutarne gli impatti economici e finanziari e contenerne gli effetti.
Oltre a quanto già commentato nei paragrafi precedenti non si segnalano altri eventi significativi nel primo semestre dell'esercizio 2021.
Oltre a quanto già segnalato nel corso della presente relazione non si segnalano altri eventi o fatti di rilievo dopo la chiusura del primo semestre dell'esercizio 2021.
Stante l'attuale fase di ripresa degli scenari energetici per la restante parte del 2021, si conferma la previsione di un Ebitda consolidato, su base annua, in sensibile crescita rispetto al 2020.
Permarrà anche nel secondo semestre la ripresa della marginalità delle attività E&P, scontando tuttavia gli effetti delle coperture sulle produzioni effettuate progressivamente che, pur
Prospetti contabili e note esplicative
| SITUAZIONE PATRIMONIALE FINANZIARIA CONSOLIDATA SEMESTRALE 38 | ||
|---|---|---|
| CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO SEMESTRALE 39 | ||
| CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO CONSOLIDATO SEMESTRALE 40 | ||
| PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO CONSOLIDATO SEMESTRALE 41 | ||
| RENDICONTO FINANZIARIO CONSOLIDATO SEMESTRALE 42 | ||
| NOTE ESPLICATIVE 43 | ||
| 1. | Informazioni societarie 43 | |
| 2. | Criteri di redazione e principi contabili adottati 43 | |
| 3. | Stagionalità dell'attività 45 | |
| 4. | Totale indebitamento finanziario 45 | |
| 5. | Utilizzo di stime 46 | |
| 6. | Dividendi 47 | |
| 7. | Informativa di settore 47 | |
| 8. | Immobili, impianti e macchinari 49 | |
| 9. | Diritti d'uso 49 | |
| 10. | Concessioni e altre immobilizzazioni immateriali 50 | |
| 11. | Crediti commerciali 50 | |
| 12. | Altri crediti 51 | |
| 13. | Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 51 | |
| 14. | Patrimonio netto 52 | |
| 15. | Debiti finanziari a breve e a medio/lungo termine 52 | |
| 16. | Debiti finanziari per lease a breve e a medio/lungo termine 54 | |
| 17. | Fondi 55 | |
| 18. | Debiti commerciali 55 | |
| 19. | Altri debiti correnti 55 | |
| 20. | Ricavi 56 | |
| 21. | Costi operativi 57 | |
| 22. | Costi per il personale 58 | |
| 23. | Proventi diversi 58 | |
| 24. | Proventi ed oneri finanziari 58 | |
| 25. | Imposte 59 | |
| 26. | Rapporti con parti correlate 60 | |
| 27. | Strumenti e rischi finanziari 61 | |
| 28. | Eventi successivi alla data del bilancio intermedio 64 |
| Importi in migliaia di Euro | Note | 30/06/2021 | 31/12/2020 |
|---|---|---|---|
| ATTIVITÀ | |||
| Attività non correnti | |||
| Immobili, impianti e macchinari | 8 | 97.472 | 94.451 |
| Diritti d'uso | 9 | 10.802 | 10.348 |
| Avviamento | 884 | 884 | |
| Concessioni e altre immobilizzazioni immateriali | 10 | 250.257 | 253.276 |
| Altre attività finanziarie non correnti | 8.610 | 8.495 | |
| Imposte differite attive | 25 | 40.758 | 37.572 |
| Totale attività non correnti | 408.783 | 405.026 | |
| Attività correnti | |||
| Rimanenze | 3.706 | 3.160 | |
| Crediti commerciali | 11 | 17.187 | 24.062 |
| Crediti per imposte sul reddito | 834 | 866 | |
| Altri crediti | 12 | 15.638 | 20.923 |
| Crediti verso controllante | 1 | - | |
| Attività finanziarie | 212 | 229 | |
| Disponibilità liquide e mezzi equivalenti | 13 | 19.404 | 4.569 |
| Totale attività correnti | 56.982 | 53.809 | |
| TOTALE ATTIVITÀ | 465.765 | 458.835 | |
| PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO | |||
| Capitale sociale | 14 | 23.353 | 23.353 |
| Riserve | 14 | 154.411 | 189.280 |
| Altre componenti di patrimonio netto | 14 | (6.712) | (647) |
| Risultato del periodo | 14 | (306) | (34.222) |
| TOTALE PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO | 170.746 | 177.764 | |
| Patrimonio netto di terzi | 166 | 169 | |
| TOTALE PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO E DI TERZI | 170.912 | 177.933 | |
| PASSIVITÀ | |||
| Passività non correnti | |||
| Debiti finanziari a lungo termine | 15 | 72.489 | 51.193 |
| Debiti finanziari per lease a lungo termine | 16 | 3.735 | 4.077 |
| TFR, quiescenza ed obblighi simili | 4.955 | 5.055 | |
| Fondo imposte differite | 25 | 7.555 | 7.476 |
| Altri debiti | 2.593 | 2.741 | |
| Fondi | 17 | 131.148 | 129.080 |
| Debiti per imposte sul reddito | 2.016 | 4.032 | |
| Totale passività non correnti | 224.491 | 203.654 | |
| Passività correnti | |||
| Debiti commerciali | 18 | 17.704 | 25.622 |
| Debiti finanziari a breve termine | 15 | 28.666 | 34.620 |
| Debiti finanziari per lease a breve termine | 16 | 887 | 842 |
| Altri debiti | 19 | 18.820 | 14.112 |
| Debiti per imposte sul reddito | 4.285 | 2.052 | |
| Totale passività correnti | 70.362 | 77.248 | |
| TOTALE PASSIVITÀ | 294.853 | 280.902 | |
| TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ | 465.765 | 458.835 |
| Importi in migliaia di Euro | Note | 1° Semestre 2021 | 1° Semestre 2020 |
|---|---|---|---|
| Ricavi | 20 | 39.161 | 37.508 |
| Altri ricavi e proventi | 20 | 1.819 | 3.768 |
| Totale Ricavi | 40.980 | 41.276 | |
| Costi per materie prime e materiali di consumo | 21 | (10.736) | (13.404) |
| Costi per servizi e altri | 21 | (15.635) | (18.710) |
| Costo del personale | 22 | (4.508) | (4.443) |
| Proventi diversi | 23 | 662 | 242 |
| Ammortamenti e svalutazioni | 8-9-10 | (8.154) | (8.960) |
| RISULTATO OPERATIVO | 2.609 | (3.999) | |
| Proventi finanziari | 24 | 134 | 72 |
| Oneri finanziari | 24 | (3.391) | (2.906) |
| RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE | (648) | (6.833) | |
| Imposte sul reddito | 25 | 343 | 2.297 |
| RISULTATO DEL PERIODO | (305) | (4.536) | |
| Attribuibile a: | |||
| Gruppo | (306) | (4.535) | |
| Terzi | 1 | (1) | |
| Risultato per azione base (importi in Euro) | (0,01) | (0,10) | |
| Risultato per azione diluito (importi in Euro) | (0,01) | (0,10) |
| Importi in migliaia di Euro | 1° semestre 2021 | 1° semestre 2020 |
|---|---|---|
| Risultato del periodo | (305) | (4.536) |
| Altre componenti di conto economico complessivo | ||
| che saranno riclassificate nel risultato di esercizio: | ||
| Rivalutazione a Patrimonio Netto delle attività disponibili per la | ||
| vendita | - | 1.682 |
| Imposte | - | (20) |
| Variazioni di fair value dei derivati in regime di hedge accounting | (9.055) | (271) |
| Imposte | 2.545 | 80 |
| Differenze di conversione di bilanci esteri | (299) | (377) |
| Altre componenti di conto economico complessivo | ||
| che non saranno riclassificate nel risultato di esercizio: | ||
| Delta attuariali fondo TFR | 128 | 3 |
| Imposte | (31) | (1) |
| Risultato di conto economico complessivo al netto delle imposte | (6.712) | 1.096 |
| Totale risultato complessivo al netto delle imposte | (7.017) | (3.440) |
| Attribuibile a: | ||
| Gruppo | (7.018) | (3.439) |
| Terzi | 1 | (1) |
Gruppo GAS PLUS Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato al 30 giugno 2021
| Riserva | Riserva | Versamenti | Acquisto | Riserva | Riserva | Riserva | Utili | Risultato | Totale | Totale | Totale | ||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Importi in migliaia di Euro | Capitale | sovrap. | legale | c/ capitale | azioni | cash flow | differenze traduzione | indivisi | esercizio | patrimonio | patrimonio | patrimonio | |
| azioni | proprie | hedge | attuariali | cambio | netto | di terzi | netto | ||||||
| (1) | TFR | di gruppo | |||||||||||
| Saldo al 1° gennaio 2020 | 23.353 | 85.605 | 4.671 | 7.042 | (9.600) | 1.099 | (841) | (468) | 102.360 | (623) | 212.598 | 174 | 212.772 |
| Destinazione risultato di esercizio | - | - | - | - | - | - | - | - | (623) | 623 | - | - | - |
| Variazione altre riserve | - | - | - | - | - | (45) | - | - | 102 | - | 57 | - | 57 |
| Risultato del periodo complessivo | - | - | - | - | - | (191) | 2 | (377) | 1.662 | (4.535) | (3.439) | (1) | (3.440) |
| Saldo al 30 giugno 2020 | 23.353 | 85.605 | 4.671 | 7.042 | (9.600) | 863 | (839) | (845) | 103.501 | (4.535) | 209.216 | 173 | 209.389 |
| Saldo al 1° gennaio 2021 | 23.353 | 85.605 | 4.671 | 7.042 | (9.600) | (738) | (817) | (1.009) | 103.479 | (34.222) | 177.764 | 169 | 177.933 |
| Destinazione risultato di esercizio | - | - | - | - | - | - | - | - | (34.222) | 34.222 | - | - | - |
| Distribuzione dividendi | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | (4) | (4) |
| Variazione altre riserve | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Risultato del periodo complessivo | - | - | - | - | - | (6.510) | 97 | (299) | - | (306) | (7.018) | 1 | (7,017) |
| Saldo al 30 giugno 2021 | 23.353 | 85.605 | 4.671 | 7.042 | (9.600) | (7.248) | (720) | (1.308) | 69.257 | (306) | 170.746 | 166 | 170.912 |
(1) = al 30 giugno 2021, Gas Plus S.p.A. detiene 1.336.677 azioni proprie (pari al 2,98% del capitale sociale) per un costo complessivo di 9.600 Euro.
| Importi in migliaia di Euro | 1° semestre 2021 | 1° semestre 2020 |
|---|---|---|
| Flussi finanziari dell'attività operativa | ||
| Risultato netto | (305) | (4.536) |
| Ammortamenti e svalutazioni delle immobilizzazioni materiali e immateriali (1) | 8.154 | 8.960 |
| Utilizzo altri fondi non monetari | (652) | (547) |
| Attualizzazione fondo abbandono | 1.358 | 1.394 |
| Interessi attivi su crediti vs consorzi non correnti | (40) | (35) |
| (Plusvalenze) Minusvalenze patrimoniali | (1) | - |
| Variazione imposte differite | (593) | (2.201) |
| Variazione delle attività e passività operative | ||
| Variazione rimanenze | (546) | (361) |
| Variazione crediti commerciali verso terzi e collegate | 6.906 | 12.055 |
| Variazione debiti commerciali verso terzi e collegate | (7.918) | (2.878) |
| Oneri d'abbandono sostenuti | (12) | (1.046) |
| Variazione TFR | 28 | 49 |
| Variazione delle altre passività e attività operative | 10.045 | 4.713 |
| Flussi finanziari netti dell'attività operativa | 16.424 | 15.567 |
| Flussi finanziari dell'attività di investimento | ||
| Acquisto beni materiali e immateriali (1) | (7.370) | (7.827) |
| Flussi finanziari netti utilizzati nell'attività di investimento | (7.370) | (7.827) |
| Flussi finanziari dell'attività finanziamento | ||
| Variazione netta delle passività finanziarie | 4.407 | 2.422 |
| Nuovi finanziamenti bancari | 27.400 | - |
| Finanziamenti rimborsati | (25.500) | (4.000) |
| Rimborso di debiti per lease | (479) | (421) |
| Dividendi pagati | (4) | - |
| Flussi finanziari netti utilizzati nell' attività di finanziamento | 5.824 | (1.999) |
| Effetto cambi traduzione bilanci di società estere | (43) | (98) |
| Incremento (decremento) delle disponibilità liquide | 14.835 | 5.643 |
| Disponibilità liquide all'inizio del periodo | 4.569 | 11.916 |
| Disponibilità liquide alla fine del periodo | 19.404 | 17.559 |
| Dividendi incassati | 662 | 242 |
| Imposte pagate nel periodo | - | - |
| Oneri finanziari netti pagati nel periodo | (1.507) | (1.209) |
(1) di cui investimenti ed ammortamenti dei costi di esplorazione di riserve di idrocarburi sostenuti nell'esercizio (rispettivamente Euro 144 nel primo semestre 2021 e Euro 225 nel primo semestre 2020).
Gas Plus S.p.A. è una società per azioni quotata sul mercato telematico azionario gestito e organizzato da Borsa Italiana S.p.A.. La società è costituita in Italia, iscritta al registro delle Imprese di Milano.
Le principali attività del Gruppo Gas Plus sono:
La società capogruppo Gas Plus S.p.A. è controllata da Us. Fin S.r.l., che non esercita attività di direzione e coordinamento.
La pubblicazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato del Gruppo per il periodo di sei mesi al 30 giugno 2021 è stata autorizzata con delibera degli amministratori del 9 settembre 2021.
Ai sensi della Comunicazione Consob N. DEM/6064296 del 28 luglio 2006, si precisa il bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2021 include componenti negative non ricorrenti per la B.U. Retail per Euro 491.
Il bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2021 non riflette componenti di reddito e poste patrimoniali e finanziarie derivanti da posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali
In relazione all'area di consolidamento, non sono intervenute variazioni nel corso del primo semestre 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.
Il bilancio consolidato annuale del Gruppo viene preparato in conformità con i principi contabili internazionali IFRS emessi dall'International Accounting Standards Board (IASB) e omologati dalla Comunità Europea ai sensi del regolamento n. 1606/2002. Il presente bilancio consolidato semestrale abbreviato è stato redatto, in forma sintetica, in conformità allo IAS 34 "Bilanci intermedi". Tale bilancio semestrale abbreviato non comprende pertanto tutte le informazioni richieste dal bilancio annuale e deve essere letto unitamente al bilancio annuale predisposto per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2020.
In considerazione delle caratteristiche proprie dei business in cui opera il Gruppo, dell'ininterrotta prosecuzione delle attività operative, nonché dei risultati delle analisi condotte circa gli impatti relativi all'epidemia di Covid-19, non sono stati ravvisati elementi che richiedessero un approfondimento riguardo la validità del presupposto della continuità aziendale.
La Società continuerà comunque a monitorare l'evoluzione della situazione: grazie al contenuto livello di indebitamento, il Gruppo mantiene una struttura finanziaria solida e può attingere a risorse adeguate a supportare sia le necessità operative, sia i piani di sviluppo del business.
I principi contabili adottati per la redazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato sono conformi a quelli utilizzati per la redazione del bilancio consolidato al 31 dicembre 2020, 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:
Nel primo semestre 2021 sono stati omologati dall'Unione Europea i seguenti emendamenti IFRS:
Queste modifiche entreranno in vigore il 1° gennaio 2022. Allo stato, il Gruppo non ha adottato in via anticipata tali emendamenti e sta valutando se la loro adozione avrà un impatto significativo sul bilancio.
Nel primo semestre 2021 sono stati emanati i seguenti emendamenti che non hanno ancora concluso il processo di omologazione da parte degli organi competenti dell'Unione Europea:
Il documento ha l'obiettivo di chiarire come classificare i debiti e le altre passività a breve o lungo termine. Le modifiche entreranno in vigore dal 1° gennaio 2023; è comunque consentita un'applicazione anticipata.
Le modifiche sono volte a migliorare la disclosure sulle accounting policy in modo da fornire informazioni più utili agli investitori e agli altri utilizzatori primari del bilancio nonché ad aiutare le società a distinguere i cambiamenti nelle stime contabili dai cambiamenti di accounting policy. Le modifiche si applicheranno dal 1° gennaio 2023, ma è consentita un'applicazione anticipata.
Il documento 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. Le modifiche si applicheranno a partire dal 1° aprile 2021, è consentita un'adozione anticipata.
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. Le modifiche si applicheranno dal 1° gennaio 2023, ma è consentita un'applicazione anticipata.
Allo stato il Gruppo sta analizzando gli emendamenti di recente emanazione e valutando se la loro adozione avrà un impatto significativo sul bilancio.
La maggioranza dei ricavi (circa il 70%) è rappresentata dalla vendita del gas naturale a clienti grossisti, industriali e civili.
La vendita di gas per i clienti civili è soggetta a variazioni stagionali influenzate dalle condizioni climatiche. Sulla base dei dati storici, i ricavi e i profitti derivanti dalla vendita del gas ai clienti civili per i primi sei mesi sono pari a circa il 60% dei ricavi e profitti realizzati nell'intero anno.
Le voci patrimoniali che accolgono i crediti ed i debiti derivanti dalla vendita e dall'approvvigionamento del gas sono, rispettivamente, Crediti commerciali e Debiti commerciali.
Si segnala peraltro che il saldo al 30 giugno 2021 dei Crediti commerciali e Debiti Commerciali è inferiore rispetto a quello del 31 dicembre 2020, anche grazie ai maggiori flussi di cassa realizzati nel secondo trimestre 2021 rispetto al quarto trimestre 2020, legati alla stagionalità sopra evidenziata.
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, dovranno risultare conformi ai suddetti Orientamenti ESMA.
Pertanto, in base alle nuove previsioni, gli emittenti quotati dovranno 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:
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.
Il totale indebitamento finanziario al 30 giugno 2021 è dettagliato come segue:
| 30 giugno 2021 | 31 dicembre 2020 (1) | |
|---|---|---|
| A. Disponibilità liquida | 19.404 | 4.569 |
| B. Mezzi equivalenti e disponibilità liquide | - | - |
| C. Altre attività finanziarie correnti | - | - |
| D. Liquidità (A +B + C) | 19.404 | 4.569 |
| E. Debito finanziario corrente (2) | 7.211 | 23.686 |
| F. Parte corrente del debito finanziario non corrente | 11.888 | 10.805 |
| G. Indebitamento finanziario corrente (E + F) | 19.099 | 34.491 |
| H. Indebitamento finanziario corrente netto (G -D) | (305) | 29.922 |
| I. Debito finanziario non corrente (3) | 75.948 | 55.270 |
| J. Strumenti di debito | - | - |
| K. Debiti commerciali e altri debiti non correnti | - | - |
| L. Indebitamento finanziario non corrente (I + J + K) | 75.948 | 55.270 |
| M. Totale indebitamento finanziario (H + L) | 75.643 | 85.192 |
Note:
(1) Dati al 31 dicembre 2020 rivisti secondo i nuovi Orientamenti ESMA in tema definizione del "Totale indebitamento finanziario".
(2) Al 30 giugno 2021 include per Euro 887 la quota a breve dei debiti per lease (Euro 842 al 31 dicembre 2020).
(3) Al 30 giugno 2021 include per Euro 3.735 la quota a medio/lungo termine dei debiti per lease (Euro 4.077 al 31 dicembre 2020).
L'indebitamento finanziario netto si è attestato a 75,6 milioni di euro e risulta in diminuzione rispetto al valore del 31 dicembre 2020 (85,2 milioni di euro).
Nonostante il rimborso della linea revolving Banco BPM, nel primo semestre 2021 si registra un forte aumento della liquidità, che passa da 4,6 milioni di Euro a 19,4 milioni di Euro, a seguito dei nuovi finanziamenti assunti e delle nuove erogazioni sulle linee a medio/lungo termine già disponibili.
L'indebitamento finanziario corrente si riduce invece da 34,5 milioni di Euro a 19,1 milioni di Euro, a seguito del già menzionato rimborso della linea revolving Banco BPM per complessivi 20 milioni di Euro, attualmente in fase di rinnovo.
Infine, l'indebitamento finanziario non corrente si incrementa da 55,3 milioni di Euro a 75,6 milioni di Euro poiché, nel primo trimestre 2021, alcune società del Gruppo hanno potuto accedere a finanziamenti per complessivi 20 milioni di Euro, sulla base delle disposizioni del Decreto Liquidità (d.l. n. 23/2020). Inoltre, nel primo semestre 2021, nell'ambito del Finanziamento RBL assunto per lo sviluppo delle attività in Romania, la società controllata Gas Plus Dacia S.r.l. ha ricevuto nuove erogazioni per 7,4 milioni di Euro mentre la società capogruppo Gas Plus S.p.A. ha rimborsato secondo il piano di rimborso 5,5 milioni di Euro relativi al Finanziamento Long Term ISP-BPM.
La redazione del bilancio consolidato intermedio abbreviato richiede da parte della direzione l'effettuazione di stime e di assunzioni che hanno effetto sui valori dei ricavi, dei costi, delle attività e delle passività nonché sull'informativa relativa ad attività e passività potenziali alla data del bilancio intermedio.
Se nel futuro tali stime e assunzioni, basate sulla miglior valutazione attualmente disponibile, dovessero differire dalle circostanze effettive, saranno modificate in modo conseguente nel periodo di variazione delle circostanze stesse.
In particolare, le stime sono utilizzate per rilevare quote di ricavi e rimanenze di competenza, ammortamenti, benefici ai dipendenti, imposte, accantonamenti a fondi e per valutare la recuperabilità degli investimenti relativi all'attività E&P.
Ai fini della valutazione della recuperabilità delle immobilizzazioni materiali e immateriali della B.U. Exploration & Production e della determinazione dei relativi ammortamenti ed eventuali svalutazioni, oltre che della tempistica di sostenimento dei costi di smantellamento e ripristino dei siti minerari, rileva la valutazione delle riserve di idrocarburi che si basa su metodi di tipo ingegneristico che hanno un margine intrinseco di aleatorietà. Le riserve certe rappresentano le quantità stimate delle riserve di idrocarburi che sulla base dei dati geologici e di ingegneria potranno con ragionevole certezza essere estratte negli anni futuri nelle condizioni tecniche ed economiche esistenti al momento della stima. Le riserve probabili rappresentano le quantità stimate addizionali delle riserve di idrocarburi che hanno minore certezza di essere recuperate rispetto alle riserve certe, ma che insieme alle riserve certe hanno la stessa probabilità di essere recuperate o non esserlo. Nonostante esistano autorevoli linee guida sui criteri ingegneristici e geologici che devono essere rispettati affinché le riserve possano essere classificate come certe o probabili, l'accuratezza delle stime delle riserve dipende dalla quantità delle informazioni disponibili e dall'interpretazione e dal giudizio che di queste dà la direzione aziendale.
Altre significative stime sono quelle relative agli obblighi derivanti dallo smantellamento e ripristino delle attività materiali e di relativo ripristino ambientale la cui valutazione delle passività connesse ai costi futuri di smantellamento e di ripristino è un processo complesso basato su ipotesi e criteri tecnici e metodologici validati da esperti indipendenti oltre che su valutazioni finanziarie che richiedono il giudizio e l'apprezzamento della direzione aziendale nella valutazione delle passività da sostenere e della tempistica di effettuazione di tali interventi. I costi di smantellamento e ripristino siti sono influenzati dalla complessità tecnologica e dalle specifiche tematiche ambientali del settore.
Le stime e le assunzioni sono riviste periodicamente e gli effetti di ogni variazione sono riflessi a conto economico.
Nel primo semestre 2021, la Capogruppo Gas Plus S.p.A., non ha erogato dividendi.
L'informativa di settore del Gruppo è fornita per settori di attività.
L'attività del Gruppo è stata svolta nel primo semestre del 2021 quasi interamente sul territorio nazionale. Il Gruppo opera nei seguenti segmenti di business:
Ai fini della presente nota, per il periodo chiuso al 30 giugno 2021, il settore di attività "stoccaggio di idrocarburi" è tuttora in fase di avviamento e non consuntiva significativi valori economici e patrimoniali, in funzione della complessità tecnica del settore e dei necessari iter autorizzativi. 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.
La struttura direzionale ed organizzativa del gruppo riflette essenzialmente il settore primario per attività di business.
I prezzi di trasferimento applicati alle transazioni tra settori relativi allo scambio di beni, prestazioni e servizi, sono regolati secondo le usuali condizioni praticate dal mercato.
Le tabelle seguenti presentano le informazioni sui ricavi e risultati economici riguardanti i segmenti di business del Gruppo per i periodi di sei mesi chiusi rispettivamente al 30 giugno 2021 e 2020.
| Informativa di settore (1° semestre 2021) | |
|---|---|
| ------------------------------------------- | -- |
| Exploration | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| & | Network & | Altre attività e | Rettifiche ed | Totale | ||
| Production | Transportation | Retail | attività non allocate | elisioni | consolidato | |
| Informazioni di natura economica | ||||||
| Vendite a clienti | 15.187 | 6.389 | 19.260 | 144 | 40.980 | |
| Vendite infrasettoriali | 1.071 | 5.234 | 469 | 2.083 | (8.857) | - |
| Totale ricavi | 16.258 | 11.623 | 19.729 | 2.227 | (8.857) | 40.980 |
| EBITDA | 5.055 | 4.116 | 2.094 | (1.164) | - | 10.101 |
| Ammortamenti | (5.889) | (2.049) | (26) | (190) | - | (8.154) |
| EBIT | (834) | 2.067 | 2.068 | (1.354) | - | 1.947 |
| (Oneri) e proventi diversi | 662 | - | 662 | |||
| Risultati operativi di settore | (834) | 2.729 | 2.068 | (1.354) | - | 2.609 |
| Oneri finanziari netti | (3.257) | |||||
| Utile prima delle imposte e degli | ||||||
| interessi di minoranza | (648) | |||||
| Imposte sul reddito | 343 | |||||
| Utile netto dell'esercizio | (305) | |||||
| Altre informazioni di settore | ||||||
| Investimenti in immobilizzazioni | ||||||
| materiali | 5.698 | 50 | - | 11 | 5.759 | |
| Investimenti in immobilizzazioni | ||||||
| immateriali | 21 | 1.385 | - | 61 | 1.467 | |
| Ammortamenti e svalutazioni delle | ||||||
| immobilizzazioni materiali | (2.452) | (84) | (2) | (25) | (2.563) | |
| Ammortamenti dei diritti d'uso | (805) | (124) | (22) | (119) | (1.070) | |
| Ammortamenti e svalutazioni delle | ||||||
| immobilizzazioni immateriali (*) | (2.488) | (1.841) | (2) | (46) | (4.377) | |
| Attività di esplorazione | 144 | 144 |
(*) Esclusa attività di ricerca e di esplorazione
| Altre attività e | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Exploration & Production |
Network & Transportation |
Retail | attività non allocate |
Rettifiche ed elisioni |
Totale consolidato |
|
| Informazioni di natura | ||||||
| economica | ||||||
| Vendite a clienti | 12.735 | 8.283 | 19.570 | 688 | - | 41.276 |
| Vendite infrasettoriali | 1.048 | 5.028 | 515 | 2.278 | (8.869) | - |
| Totale ricavi | 13.783 | 13.311 | 20.085 | 2.966 | (8.869) | 41.276 |
| EBITDA | (1.702) | 4.083 | 2.677 | (339) | - | 4.719 |
| Ammortamenti e svalutazioni | (6.725) | (1.997) | (75) | (163) | - | (8.960) |
| EBIT | (8.427) | 2.086 | 2.602 | (502) | - | (4.241) |
| Proventi diversi | - | 242 | - | - | - | 242 |
| Risultati operativi di settore | (8.427) | 2.328 | 2.602 | (502) | - | (3.999) |
| Oneri finanziari netti | (2.834) | |||||
| Risultato prima delle imposte | (6.833) | |||||
| Imposte sul reddito | 2.297 | |||||
| Risultato netto dell'esercizio | (4.536) | |||||
| Altre informazioni di settore | ||||||
| Investimenti in immobilizzazioni | ||||||
| materiali | 6.533 | 27 | - | 28 | 6.588 | |
| Investimenti in immobilizzazioni | ||||||
| immateriali | 11 | 976 | 2 | 25 | 1.014 | |
| Ammortamenti e svalutazioni delle | ||||||
| immobilizzazioni materiali | (2.747) | (84) | (2) | (28) | (2.861) | |
| Ammortamenti e svalutazione dei | ||||||
| diritti d'uso | (336) | (125) | (22) | (105) | (588) | |
| Ammortamenti e svalutazioni delle immobilizzazioni immateriali (*) |
(3.417) | (1.788) | (51) | (30) | (5.286) | |
| Attività di esplorazione | 225 | - | - | - | 225 |
(*) Esclusa attività di ricerca e di esplorazione
Gli immobili, impianti e macchinari hanno un valore netto di Euro 97.472 al 30 giugno 2021 e sono dettagliabili come segue:
| Terreni | Fabbricati | Impianti e macchinari (rete di trasporto) |
Impianti e macchinari (E&P) |
Attr. ind. e comm. |
Altri beni |
Immobil. in corso e acconti |
Totale | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 30 giugno 2021 | ||||||||
| Saldo iniziale netto | 9.274 | 2.196 | 1.367 | 34.851 | 75 | 355 | 46.333 | 94.451 |
| Investimenti Ammortamenti e |
- | - | 20 | 40 | 3 | 52 | 5.644 | 5.759 |
| Svalutazioni | - | (71) | (21) | (2.355) | (10) | (81) | (25) | (2.563) |
| Altre variazioni | (4) | - | - | - | - | - | (171) | (175) |
| Saldo finale netto | 9.270 | 2.125 | 1.366 | 32.536 | 68 | 326 | 51.781 | 97.472 |
| Saldo finale lordo Fondo ammortamento |
9.270 | 3.675 | 2.185 | 158.766 | 448 | 5.205 | 61.755 | 241.304 |
| e svalutazione | - | (1.550) | (819) | (126.230) | (380) | (4.879) | (9.974) | (143.832) |
| Saldo finale netto | 9.270 | 2.125 | 1.366 | 32.536 | 68 | 326 | 51.781 | 97.472 |
Le immobilizzazioni materiali presentano un incremento complessivo pari ad Euro 3.021, dovuto principalmente a:
Per quanto riguarda le aliquote di ammortamento utilizzate si fa riferimento a quanto riportato nei principi adottati per la redazione del bilancio annuale del Gruppo per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2020.
I diritti d'uso hanno un valore netto di Euro 10.802 al 30 giugno 2021 e sono dettagliabili come segue:
| Software | Terreni | Fabbricati | Impianti e macchinari (E&P) |
Altri beni | Totale | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 30 giugno 2021 | ||||||
| Saldo iniziale netto | 74 | 7.302 | 2.860 | 30 | 82 | 10.348 |
| Nuovi contratti e modifiche contrattuali | 58 | 18 | 105 | - | 181 | |
| Ammortamenti e svalutazioni | (12) | (688) | (314) | (36) | (20) | (1.070) |
| Altre variazioni | 1.343 | - | - | - | 1.343 | |
| Saldo finale netto | 62 | 8.015 | 2.564 | 99 | 62 | 10.802 |
| Saldo finale lordo | 74 | 10.093 | 4.053 | 281 | 133 | 14.635 |
| Fondo ammortamento | (12) | (2.078) | (1.490) | (182) | (71) | (3.833) |
| Saldo finale netto | 62 | 8.015 | 2.564 | 99 | 62 | 10.802 |
La voce diritti d'uso si riferisce principalmente a contratti di leasing aventi per oggetto la locazione di terreni ove sono presenti gli impianti di sfruttamento minerario delle società italiane della B.U. E&P e l'affitto di fabbricati destinati alle sedi operative e agli uffici del Gruppo.
Nel primo semestre 2021, la voce presenta un incremento complessivo pari ad Euro 454, dovuto a:
Le immobilizzazioni immateriali hanno un valore netto di Euro 250.257 al 30 giugno 2021 e sono dettagliabili come segue:
| Concessioni di coltivazione |
Costi di esplorazione |
Beni in concessione (IFRIC 12) |
Concessioni di distribuzione gas e altre |
Totale | |
|---|---|---|---|---|---|
| 30 giugno 2021 | |||||
| Saldo iniziale netto | 180.878 | - | 71.888 | 510 | 253.276 |
| Investimenti | - | 144 | 1.372 | 95 | 1.611 |
| Ammortamenti e svalutazioni | (2.469) | (144) | (1.742) | (166) | (4.521) |
| Altre variazioni | (88) | - | - | (21) | (109) |
| Saldo finale netto | 178.321 | - | 71.518 | 418 | 250.257 |
| Saldo finale lordo Fondo ammortamento e |
384.494 | 144 | 114.926 | 9.607 | 509.171 |
| svalutazione | (206.173) | (144) | (43.408) | (9.189) | (258.914) |
| Saldo finale netto | 178.321 | - | 71.518 | 418 | 250.257 |
Le immobilizzazioni immateriali presentano un decremento complessivo pari ad Euro 3.019 da attribuire principalmente a:
Nel primo semestre del 2021 sono stati sostenuti costi di ricerca ed esplorazione che sono stati completamente ammortizzati nell'esercizio per Euro 144 (di cui Euro 20 relativi ad attività di ricerca condotta all'estero).
I crediti commerciali pari al 30 giugno 2021 ad Euro 17.187 sono dettagliati nella seguente tabella con il relativo confronto con il saldo al 31 dicembre 2020:
| Crediti commerciali: | 30 giugno 2021 | 31 dicembre 2020 |
|---|---|---|
| Utenti civili | 2.284 | 9.128 |
| Utenti industriali | 716 | 816 |
| Grossisti | 3.271 | 2.136 |
| Altri | 12.839 | 10.531 |
| Totale crediti | 19.110 | 26.017 |
| Fondo svalutazione | (1.923) | (1.955) |
| Crediti commerciali netti | 17.187 | 24.062 |
| Fondo svalutazione crediti | 30 giugno 2021 |
|---|---|
| Fondo al 1° gennaio 2021 | (1.955) |
| Utilizzi e rilasci per esubero | 32 |
| Fondo al 30 giugno 2021 | (1.923) |
I crediti verso clienti riguardano prevalentemente l'attività di vendita di gas metano ad utenti finali e grossisti.
Il decremento nel corso del semestre dei crediti commerciali è legato ai maggiori flussi di cassa realizzati nel secondo trimestre 2021 rispetto al quarto trimestre 2020 in relazione alla stagionalità del business.
Gli altri crediti correnti, pari al 30 giugno 2021 ad Euro 15.638, sono dettagliati nella seguente tabella con il relativo confronto con l'esercizio precedente:
| Altri crediti | 30 giugno 2021 | 31 dicembre 2020 |
|---|---|---|
| IVA | 578 | 4.300 |
| Imposta di consumo ed add. regionale | - | 578 |
| Crediti verso consorzi | 9.142 | 7.283 |
| Crediti verso CSEA | 403 | 403 |
| Crediti contributi ARERA - Progetto TEE | 4.440 | 7.505 |
| Crediti diversi | 362 | 269 |
| Ratei e risconti | 713 | 585 |
| Totale altri crediti | 15.638 | 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 Ambiente (ARERA); quest'ultima voce risulta in significativa riduzione rispetto al 31 dicembre 2020 poiché il nuovo decreto del Ministero per la Transizione Ecologica, approvato in data 31 maggio 2021, ha previsto la riduzione degli obblighi di consegna in capo ai distributori di gas ed energia elettrica (tra cui la società controllata GP Infrastrutture S.r.l.) per il periodo 2021-2024, oltreché la riduzione degli obblighi a suo tempo previsti per l'anno 2020, con la conseguente riduzione dei contributi correlati a tali obblighi.
Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti sono così dettagliati:
| Disponibilità liquide e mezzi equivalenti | 30 giugno 2021 | 31 dicembre 2020 |
|---|---|---|
| Cassa | 16 | 15 |
| Conti correnti bancari | 19.388 | 4.554 |
| Totale | 19.404 | 4.569 |
Per una migliore comprensione delle variazioni dei flussi di cassa intercorsi nel periodo si rimanda al rendiconto finanziario.
Di seguito si forniscono indicazioni in merito alla natura e alla composizione delle principali componenti di patrimonio netto:
Non ha subito variazioni rispetto al 31 dicembre 2020.
Le altre riserve sono costituite da:
Si rimanda al prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato per i semestri chiusi al 30 giugno 2021 e al 30 giugno 2020 per una descrizione quantitativa delle riserve di patrimonio netto.
Nel primo semestre 2021, le altre componenti del conto economico complessivo includono:
Nel 2020 il conto economico complessivo comprendeva la variazione positiva del fair value della partecipazione in Serenissima Gas S.p.A. al netto delle imposte differite per complessivi Euro 1.662.
Nella seguente tabella sono riportati i debiti finanziari del Gruppo al 30 giugno 2021 e al 31 dicembre 2020 con i dettagli relativi alla loro composizione, scadenza e condizioni:
| Tipologia | Tasso interesse eff. % | Scadenza | 30 giugno 2021 | 31 dicembre 2020 |
|---|---|---|---|---|
| A breve termine | ||||
| Scoperti bancari | A richiesta | 6 | 5 | |
| Banca IMI – incassi per crediti | ||||
| cartolarizzati | Quindicinale | 6.276 | 2.774 | |
| Finanziamento Revolving Banco BPM | Euribor 1/3m + spread | - | 20.000 | |
| Finanziamento Long Term ISP-BPM | Euribor 3/6m + spread | 10.295 | 10.783 | |
| Finanziamento RBL | Euribor 3/6m + spread | 96 | 22 | |
| Finanziamenti D.L. Liquidità ISP-BPM | Euribor 3m + spread | 1.497 | - | |
| Fair value derivati commodities swap (*) | 10.390 | 971 | ||
| Fair value derivati interest rate swap | 42 | 65 | ||
| Fair value derivati su cambio | 64 | - | ||
| Totale a breve termine | 28.666 | 34.620 | ||
| A lungo termine | ||||
| Finanziamento Long Term ISP-BPM | Euribor 3/6m + spread | 26.813 | 31.701 | |
| Finanziamento Capex Banca IMI-BPM | Euribor 3/6m + spread | 16.527 | 16.479 | |
| Finanziamento RBL | Euribor 3/6m + spread | 10.336 | 2.906 | |
| Finanziamenti D.L. Liquidità ISP-BPM | Euribor 3m + spread | 18.446 | - | |
| Fair value derivati commodities swap (*) | 276 | - | ||
| Fair value derivati interest rate swap | 91 | 107 | ||
| Totale debiti finanziari a medio/lungo termine | 72.489 | 51.193 | ||
| Totale debiti finanziari | 101.155 | 85.813 |
(*) = componente non inclusa nel "totale indebitamento finanziario" in quanto strumenti utilizzati con finalità di copertura e contabilizzati in hedge accounting.
Gli scoperti di c/c bancario 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.
Il debito per incassi di crediti cartolarizzati per Euro 6.276 è stato regolarmente rimborsato all'istituto di credito, secondo le scadenze pattuite.
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, attualmente in fase di rinnovo.
Il Gruppo ha regolarmente rimborsato la rata del finanziamento a medio lungo termine prevista nel primo semestre 2021 per 5,5 milioni di Euro, secondo la scadenza contrattuale.
Nel primo semestre 2021, Gas Plus S.p.A. non ha richiesto erogazioni addizionali della linea a medio lungo termine "Capex", rispetto all'importo complessivo di 17,4 milioni di Euro utilizzato nell'anno 2020.
Il contratto di finanziamento ISP-Banco BPM prevede parametri finanziari (financial covenants) da verificarsi semestralmente, sui dati consolidati di Gruppo redatti in conformità agli IFRS.
Si segnala che al 30 giugno 2021 tali parametri finanziari risultano rispettati.
Nel primo semestre 2021, la società controllata Gas Plus Dacia S.r.l. ha richiesto erogazioni addizionali della linea a medio lungo termine RBL per complessivi 7,4 milioni di Euro, per cui al 30 giugno 2021 la linea risulta utilizzata per 11,6 milioni di Euro. Al 30 giugno 2021, l'importo residuo della linea utilizzabile ammonta pertanto a 6,9 milioni di Euro.
Grazie all'ingresso di una nuova banca, nel mese di luglio, 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).
Nel mese di gennaio 2021, alcune società operative 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:
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:
Totale debiti per lease Debiti per lease correnti Debiti per lease non correnti Saldo iniziale al 1° gennaio 2021 4.919 842 4.077 Nuovi contratti e modifiche contrattuali 181 Decrementi (435) Oneri finanziari (43) Saldo finale al 30 giugno 2021 4.622 887 3.735
Nella seguente tabella sono riportate le movimentazioni dei debiti finanziari per lease a breve e a medio/lungo termine del Gruppo:
In applicazione del principio IFRS 16, al 30 giugno 2021, il Gruppo ha in essere debiti finanziari per lease a breve termine per 887 Euro e debiti finanziari per lease a medio lungo termine per 3.735 Euro. 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 primo semestre 2021, la voce presenta un decremento complessivo di Euro 297 dovuto a:
I fondi hanno un valore netto di Euro 131.148 al 30 giugno 2021 e sono dettagliabili come segue:
| Fondo smantellamento e |
Fondo per | Fondo oneri | ||
|---|---|---|---|---|
| ripristino siti | contenziosi | ambientali | Totale | |
| Saldo al 1° gennaio 2021 | 123.309 | 847 | 4.924 | 129.080 |
| Rilevazione iniziale e variazione di stima | 1.342 | - | - | 1.342 |
| Oneri finanziari per effetto attualizzazione | 1.358 | - | - | 1.358 |
| Utilizzo nell'esercizio | (12) | (600) | (20) | (632) |
| Saldo al 30 giugno 2021 | 125.997 | 247 | 4.904 | 131.148 |
Il fondo smantellamento e ripristino siti accoglie la stima dei costi che presumibilmente saranno sostenuti al termine dell'attività di produzione del gas o della durata della concessione per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti.
Nel primo semestre 2021, i fondi si incrementano complessivamente di Euro 2.068 principalmente per effetto:
Nella seguente tabella viene riportato il dettaglio dei debiti commerciali al 30 giugno 2021 e al 31 dicembre 2020:
| Debiti commerciali | 30 giugno 2021 | 31 dicembre 2020 |
|---|---|---|
| Fornitori Italia | 17.647 | 25.521 |
| Fornitori estero | 57 | 101 |
| Totale debiti commerciali | 17.704 | 25.622 |
I debiti verso fornitori derivano prevalentemente dalle forniture di gas metano e di materiali per la realizzazione degli impianti gas.
Il decremento nel corso del semestre dei debiti commerciali è legato ai minori acquisti di materie prime effettuati nel secondo trimestre 2021 rispetto al quarto trimestre 2020 in relazione alla stagionalità del business ed alla riduzione degli obblighi di acquisizione dei certificati di risparmio energetico (TEE) in capo ai distributori di gas ed energia elettrica (tra cui la società controllata GP Infrastrutture S.r.l.), come già menzionato nella precedente nota n. 12, Altri crediti.
Gli altri debiti correnti, pari al 30 giugno 2021 ad Euro 18.820, sono dettagliati nella seguente tabella con il relativo confronto con l'esercizio precedente:
| Altri debiti correnti | 30 giugno 2021 | 31 dicembre 2020 |
|---|---|---|
| Debti verso CSEA | 1.581 | 1.880 |
| Debiti verso consorzi | 2.877 | 2.680 |
| Debiti verso il personale | 2.390 | 2.147 |
| Debiti verso istituti di previdenza | 1.137 | 1.089 |
| Premi comunali | 347 | 326 |
| Ritenute | 328 | 290 |
| Imposta di consumo ed addizionale regionale | 4.022 | - |
| IVA | 925 | 1 |
| Debiti per royalties | 1.245 | 2.192 |
| Debiti per canoni di sfruttamento minerario | 2.457 | 2.131 |
| Amministratori e sindaci | 368 | 239 |
| Acconti | 166 | 155 |
| Ratei e risconti passivi | 51 | 537 |
| Debiti diversi | 926 | 445 |
| Totale altri debiti correnti | 18.820 | 14.112 |
Gli altri debiti sono prevalentemente costituiti da debiti per imposte indirette, debiti verso il personale ed i relativi istituti di previdenza e debiti verso consorzi relativi alle concessioni di coltivazione per le quali il Gruppo riceve i riaddebiti dai partners operatori.
La voce si incrementa complessivamente di Euro 4.708 rispetto al 31 dicembre 2020 principalmente in relazione ai debiti di natura tributaria, quali imposta di consumo ed addizionale regionale e debiti per imposte indirette. Tali debiti, infatti, vengono iscritti in base ai consumi fatturati nel periodo (per i clienti civili usualmente maggiori nel primo semestre rispetto al secondo), ma i relativi acconti, basati sul fatturato dell'esercizio precedente, sono versati mensilmente in misura fissa e soggetti a conguaglio soltanto dopo la chiusura di ogni esercizio.
Per una descrizione quantitativa relativa alla composizione dei ricavi per settori di attività, si faccia riferimento anche alla Nota n. 7, Informativa di settore. Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio dei ricavi relativi al primo semestre 2021 ed il relativo confronto con il corrispondente periodo dell'esercizio precedente:
| Ricavi | 1° semestre 2021 | 1° semestre 2020 |
|---|---|---|
| Vendita di gas metano | ||
| utenti civili | 16.098 | 16.417 |
| utenti industriali | 2.843 | 2.937 |
| gas prodotto | 8.822 | 7.089 |
| Vendita greggio | 4.282 | 3.118 |
| Vendita condensati | 167 | 68 |
| Ricavi da consorzi | 617 | 1.379 |
| Ricavi per distribuzione gas terzi | 7.471 | 6.549 |
| Cassa perequazione | (2.000) | (980) |
| Gestione calore e altri | 861 | 931 |
| Totale ricavi | 39.161 | 37.508 |
Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2021 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione
| Altri ricavi e proventi | 1° semestre 2021 | 1° semestre 2020 |
|---|---|---|
| Contributi allacciamenti | 124 | 97 |
| Royalties | 214 | 198 |
| Rimborso canone assicurativo | 82 | 85 |
| Servizi per utenti gas | 139 | 88 |
| Contributo ARERA - Progetto TEE | 254 | 2.249 |
| Altri ricavi di gestione | 1.006 | 1.051 |
| Totale altri ricavi e proventi | 1.819 | 3.768 |
| Totale ricavi | 40.980 | 41.276 |
I ricavi delle vendite di gas metano e di petrolio e condensati beneficiano del sensibile aumento dei prezzi di vendita degli idrocarburi registrato nel primo semestre 2021, ma hanno scontato l'effetto negativo delle coperture sulla commodity del gas metano effettuate ad inizio anno (oneri per Euro 1.436 nel periodo in esame), prima della forte ripresa degli scenari energetici.
Gli altri ricavi e proventi hanno registrato un significativo decremento rispetto al primo semestre 2020 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, 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.
Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio dei costi operativi relativi al primo semestre 2021 ed il relativo confronto con il corrispondente periodo dell'esercizio precedente:
| 1° semestre 2021 | 1° semestre 2020 | |
|---|---|---|
| Costi per materie prime e materiali di consumo | ||
| Materie prime e di consumo | ||
| Gas metano | (10.270) | (10.135) |
| Costi progetto TEE | (248) | (2.398) |
| Altri | (426) | (734) |
| Variazione rimanenze | 208 | (137) |
| Totale costi per materie prime | (10.736) | (13.404) |
| Servizi e altri | ||
| Trasporto / stoccaggio gas | (662) | (895) |
| Misurazione / trattamento gas | (345) | (183) |
| Amministratori e sindaci | (295) | (302) |
| Spese e consulenze professionali | (1.809) | (1.570) |
| Assicurazioni | (287) | (286) |
| Manutenzioni | (1.777) | (1.620) |
| Trattamento reflui e rifiuti | (105) | (453) |
| Servizi specialistici E&P | (1.081) | (1.133) |
| Riaddebito servizi da consorzi | (1.038) | (1.169) |
| Spese e commissioni bancarie | (120) | (120) |
| Altri affitti e locazioni | (541) | (209) |
| Royalties | (1.366) | (3.678) |
| Canoni concessioni sfruttamento minerario | (362) | (1.213) |
| Premi e concessioni gas | (500) | (605) |
| Contributi Cassa per i Servizi Ambientali | (3.810) | (3.295) |
| Accantonamenti e perdite su crediti | (269) | (235) |
| Altri servizi | (1.268) | (1.744) |
| Totale costi per servizi ed altri | (15.635) | (18.710) |
Nell'ambito dei costi per materie prime e materiali di consumo si è registrato un andamento in linea con i ricavi, con un lieve 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 positiva non ricorrente per un importo di Euro 2.435 per l'accantonamento, in 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 eventualmente gravanti sulle produzioni relative all'anno 2019. Tali maggiori royalties erano state pagate dopo la chiusura del primo semestre 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 nel primo semestre 2020.
Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio dei costi per il personale relativi al primo semestre 2021 ed il relativo confronto con il corrispondente periodo dell'esercizio precedente:
| Costo del personale | 1° semestre 2021 | 1° semestre 2020 |
|---|---|---|
| Costo del personale | ||
| Salari e stipendi | (3.162) | (3.070) |
| Oneri sociali | (1.114) | (1.115) |
| TFR, trattamento di quiescenza e obblighi simili | (232) | (258) |
| Totale costo del personale | (4.508) | (4.443) |
I costi del personale sono risultati sostanzialmente in linea con il dato del 2020.
La voce proventi diversi al 30 giugno 2021 include esclusivamente i dividendi erogati dalla società partecipata Serenissima Gas S.p.A. per Euro 662 (Euro 242 nel primo semestre 2020).
Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio degli oneri e proventi finanziari relativi al primo semestre 2021 ed il relativo confronto con l'analogo periodo dell'esercizio precedente.
| Proventi (Oneri) finanziari | 1° semestre 2021 | 1° semestre 2020 |
|---|---|---|
| Proventi finanziari | ||
| Altri proventi finanziari | 134 | 72 |
| Totale proventi finanziari | 134 | 72 |
| 1° semestre 2021 | 1° semestre 2020 | |
| Oneri finanziari | ||
| Interessi passivi su finanziamenti a m/l termine | (996) | (824) |
| Interessi passivi su finanziamenti a breve termine | (278) | (220) |
| Oneri finanziari per attualizzazione fondi | (1.366) | (1.433) |
| Commissioni su finanziamenti | (425) | (279) |
| Oneri finanziari da derivati su tasso di interesse | (36) | (37) |
| Oneri finanziari da derivati su commodities | (17) | - |
| Oneri finanziari per lease | (43) | (39) |
| Altri oneri finanziari | (82) | (56) |
| Totale oneri finanziari | (3.243) | (2.888) |
| Utili (perdite) su cambi | (148) | (18) |
| Proventi (Oneri) finanziari netti | (3.257) | (2.834) |
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.
| Imposte differite attive | 30 giugno 2021 | 31 dicembre 2020 |
|---|---|---|
| Imposte differite attive, relative a: | ||
| Fondo svalutazione crediti | 439 | 447 |
| Fondo TFR | 113 | 154 |
| Fondo abbandono | 24.449 | 23.756 |
| Ammortamenti e svalutazioni civilistiche eccedenti | 3.714 | 3.549 |
| Svalutazioni civilistiche eccedenti | 8.760 | 8.753 |
| Fair value derivati in hedge accounting | 2.868 | 312 |
| Altro | 415 | 601 |
| Totale imposte differite attive | 40.758 | 37.572 |
| Imposte differite passive | ||
| Imposte differite passive, relative a: | ||
| Plusvalore delle concessioni di coltivazione e degli impianti E&P | (4.386) | (4.252) |
| Plusvalore delle concessioni di distribuzione | (2.853) | (2.930) |
| Fair value derivati in hedge accounting | (47) | (37) |
| Altro | (269) | (257) |
| Totale imposte differite passive | (7.555) | (7.476) |
I movimenti delle voci crediti per imposte anticipate e fondo imposte differite sono dettagliati nel seguente prospetto:
| Credito per imposte anticipate |
Fondo imposte differite |
|
|---|---|---|
| Saldo al 1° gennaio 2021 | 37.572 | (7.476) |
| Accantonamenti | 963 | (244) |
| Utilizzi | (302) | 176 |
| Altre variazioni incluse nel conto economico complessivo | 2.525 | (11) |
| Saldo al 30 giugno 2021 | 40.758 | (7.555) |
L'incremento dei crediti per imposte anticipate è principalmente legato alla variazione negativa di fair value dei derivati su commodities contabilizzati in regime di hedge accounting registrata nel corso del primo semestre 2021. Tali coperture sono state effettuate all'inizio dell'anno, prima della forte ripresa degli scenari energetici tutt'ora in corso.
Di seguito, è riportato il dettaglio delle imposte sul reddito relativo al primo semestre 2021 ed il relativo confronto con il corrispondente periodo dell'esercizio precedente:
| Imposte sul reddito dell'esercizio | 1° semestre 2021 | 1° semestre 2020 | |
|---|---|---|---|
| Risultato ante imposte | (648) | (6.833) | |
| Imposte correnti | (249) | 96 | |
| Imposte differite | 592 | 2.201 | |
| Totale imposte sul reddito dell'esercizio | 343 | 2.297 | |
| Aliquota effettiva d'imposta (tax rate) | 52,93% | 23,62% |
Le operazioni tra la Società capogruppo Gas Plus S.p.A. e le sue controllate consolidate, che sono entità correlate della società stessa, sono state eliminate nel bilancio consolidato intermedio e non sono pertanto evidenziate in questa nota.
Le operazioni con parti correlate sono state effettuate nel rispetto delle disposizioni di legge vigenti, sulla base di reciproca convenienza economica. Di seguito sono riepilogati i saldi patrimoniali al 30 giugno 2021 ed al 31 dicembre 2020 ed i saldi economici derivanti dalle operazioni effettuate nel corso del primo semestre 2021 e 2020 con parti correlate, individuate secondo quanto previsto dal principio contabile internazionale IAS 24.
| Ricavi / | Costi / Oneri | Proventi/oneri | Crediti nei | Debiti commerciali |
Debiti finanziari | ||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Vendite alle | Acquisti da | finanziari di | confronti di | verso | verso | ||
| Parti correlate | parti correlate | parti correlate | parti correlate | parti correlate | parti correlate | parti correlate | |
| Controllante: | 2021 | 1 | - | - | 1 | - | - |
| 2020 | 1 | - | - | - | - | - | |
| Altre parti correlate: | 2021 | 112 | (13) | (13) | 116 | (70) | (2.022) |
| 2020 | 2 | (28) | (14) | 5 | (35) | (2.240) |
La voce debiti finanziari verso parti correlate include esclusivamente debiti per lease verso la società correlata Immobiliare Forlanini S.r.l., contabilizzati in applicazione del principio contabile IFRS 16 – Lease. Tale voce include debiti finanziari a breve termine per 440 Euro e debiti finanziari a medio lungo termine per 1.582 Euro, riferiti a contratti di affitto aventi ad oggetto i complessi immobiliari destinati alle sedi operative e agli uffici del Gruppo. Nel primo semestre 2021, il Gruppo ha versato canoni contrattuali per complessivi 230 Euro.
Gli Amministratori del Gruppo hanno maturato nel primo semestre del 2021 compensi per Euro 136, come nel primo semestre 2020.
Di seguito si riporta un riepilogo degli strumenti finanziari posseduti dal Gruppo al 30 giugno 2021 con il relativo raffronto tra valore contabile ed il fair value:
| Valore contabile |
Finanziamenti e crediti |
Attività finanziarie al fair value a conto economico |
Attività finanziarie in regime di hedge accounting |
Attività disponibili per la vendita |
Totale voce contabile |
Fair value |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| ATTIVO | |||||||
| Altre attività non correnti | 8.610 | 2.649 | - | - | 5.961 | 8.610 | 8.610 |
| Totale Attivo non corrente |
8.610 | 2.649 | - | - | 5.961 | 8.610 | 8.610 |
| Attività finanziarie | 212 | - | - | 212 | - | 212 | 212 |
| Crediti commerciali | 17.187 | 17.187 | - | - | - | 17.187 | 17.187 |
| Crediti vs. altri | 9.504 | 9.504 | - | - | - | 15.638 | 9.504 |
| Crediti vs. controllante | 1 | 1 | - | - | - | 1 | 1 |
| Disponibilità liquide | 19.404 | 19.404 | - | - | - | 19.404 | 19.404 |
| Totale Attivo corrente | 46.308 | 46.096 | - | 212 | - | 52.442 | 46.308 |
| Totale Attivo | 54.918 | 48.745 | - | 212 | 5.961 | 61.052 | 54.918 |
| Passività finanziarie al |
Passività | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Valore contabile |
fair value a conto economico |
finanziarie in regime di hedge accounting |
Altre passività |
Costo ammortizzato |
Totale voce contabile |
Fair value |
|
| PASSIVO | |||||||
| Debiti finanziari | 72.489 | - | 367 | - | 72.122 | 72.489 | 72.489 |
| Debiti finanziari per lease | 3.735 | 3.735 | 3.735 | 3.735 | |||
| Debiti vs. altri | 2.593 | - | - | 2.593 | - | 2.593 | 2.593 |
| Totale Passivo non corrente | 78.817 | - | 367 | 2.593 | 75.857 | 78.817 | 78.817 |
| Debiti finanziari | 28.666 | - | 10.496 | 6.282 | 11.888 | 28.666 | 28.666 |
| Debiti finanziari per lease | 887 | - | - | - | 887 | 887 | 887 |
| Debiti commerciali | 17.704 | - | - | 17.704 | - | 17.704 | 17.704 |
| Debiti vs. altri correnti | 9.184 | - | - | 9.184 | - | 18.820 | 9.184 |
| Totale Passivo corrente | 56.441 | - | 10.496 | 33.170 | 12.775 | 66.077 | 56.441 |
| Totale Passivo | 135.258 | - | 10.863 | 35.763 | 88.632 | 144.894 | 135.258 |
Le variazioni di fair value degli strumenti finanziari elencati nella colonna "attività/passività finanziarie in regime di hedge accounting" sono rilevate nel conto economico complessivo e riguardano strumenti finanziari derivati designati come coperture dei flussi di cassa.
Al 30 giugno 2021 il Gruppo ha in essere fideiussioni a favore di terzi per complessivi 15,7 milioni di euro, in linea con la situazione al 31 dicembre 2020. Per la relativa composizione, si rimanda alla Nota Integrativa del Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2020.
Qui di seguito si segnalano le principali operazioni avvenute nel primo semestre 2021 con un significativo impatto sulla gestione del rischio del Gruppo. Per maggiori dettagli sulle politiche di gestione dei rischi finanziari si rimanda alla Nota Integrativa del Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2020.
Come già segnalato nella Nota Integrativa del Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2020, il Gruppo ha in essere con Intesa Sanpaolo un'operazione di cartolarizzazione del proprio portafoglio crediti della Business Unit Retail, per un ammontare massimo di 20 milioni di Euro, con plafond rotativo, prorogata fino ad aprile 2023.
Tale operazione ha permesso al Gruppo di razionalizzare il rischio di credito dei segmenti di clientela civile ed industriale di tale Business Unit.
Con riferimento al rischio di liquidità si segnala che il Gruppo continua a mantenere adeguate liquidità e linee di credito rispetto ai previsti fabbisogni, legati alle dinamiche del capitale circolante ed ai previsti investimenti nell'attività esplorativa e di sviluppo della Business Unit E&P. Come già segnalato nella precedente nota n. 16, Debiti finanziari a breve e a medio/lungo termine, il Gruppo ha regolarmente rimborsato la rata di 5,5 milioni di Euro della linea di finanziamento a medio lungo termine in scadenza a fine giugno.
I flussi finanziari relativi al contratto di Finanziamento ISP-Banco BPM, ai contratti di finanziamento D.L. Liquidità ISP stipulati dalle società controllate Gas Plus Vendite S.r.l. e Società Padana Energia S.r.l. ed al contratto di Finanziamento RBL stipulato dalla società controllata Gas Plus Dacia S.r.l. sono soggetti al rispetto di parametri finanziari (covenants) così come previsti dai relativi contratti di finanziamento. Per una descrizione ed un'analisi di tali covenants si faccia riferimento a quanto riportato nella nota n. 16, Debiti finanziari a breve e a medio/lungo termine.
Al 30 giugno 2021, il Gruppo ha in essere le seguenti linee di credito:
Si segnala che, grazie all'ingresso di una nuova banca, nel mese di luglio, la linea di Finanziamento RBL del progetto di sviluppo dei giacimenti a gas Ana e Doina 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).
Per la copertura del suddetto rischio, relativamente al contratto di finanziamento ISP-Banco BPM, la Società ha stipulato i contratti di Interest Rate Swap per l'80% della linea a medio e lungo termine e per il 65% dell'utilizzo della linea "Capex". Tali contratti soddisfano i criteri per il trattamento in hedge accounting ai fini contabili.
Per mitigare il rischio di oscillazione del prezzo di mercato del gas e del greggio, il Gruppo ha in essere ed ha stipulato nel corso del primo semestre 2021 una serie di contratti derivati di copertura su commodities. Tutti i contratti ancora in essere al 30 giugno 2021 rispettano i criteri per il trattamento in hedge accounting, con l'imputazione delle variazioni di fair value nel conto economico complessivo.
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 primo semestre 2021 un contratto derivato di copertura del rischio di cambio. Tali contratti soddisfano i criteri per il trattamento in hedge accounting ai fini contabili.
L'IFRS 7 richiede che la classificazione degli strumenti finanziari al fair value sia determinata in base alla qualità delle fonti degli input usati nella valutazione del fair value. Per una descrizione del significato dei 3 diversi livelli si rimanda a quanto già commentato in Nota Integrativa del Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2020.
Qui di seguito, si evidenzia la classificazione IFRS 7 per gli strumenti finanziari posseduti dal Gruppo al 30 giugno 2021:
| Totale di | ||||
|---|---|---|---|---|
| bilancio | Livello 1 | Livello 2 | Livello 3 | |
| ATTIVO | ||||
| Attività finanziarie disponibili per la vendita |
||||
| Azioni | 5.961 | - | - | 5.961 |
| Attività finanziarie al fair value rilevato | ||||
| nel conto economico complessivo | ||||
| Contratti derivati su commodities | 212 | - | 212 | - |
| PASSIVO | ||||
| Passività finanziarie al fair value | ||||
| rilevato a conto economico complessivo | ||||
| Contratti derivati su commodities | 10.666 | - | 10.666 | - |
| Contratti derivati su cambio | 64 | - | 64 | - |
| Contratti derivati su tasso di interesse | 133 | - | 133 | - |
Nel semestre chiuso al 30 giugno 2021, non vi sono stati trasferimenti tra il Livello 1 ed il Livello 2 di valutazione del fair value, e neppure con il Livello 3. Non ci sono stati nemmeno cambiamenti nella destinazione delle attività finanziarie che abbiano comportato una differente classificazione delle attività stesse.
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Abbiamo svolto la revisione contabile limitata del bilancio consolidato semestrale abbreviato, costituito dalla situazione patrimoniale finanziaria consolidata semestrale, dal conto economico consolidato semestrale, dal conto economico complessivo consolidato semestrale, dal prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato semestrale, dal rendiconto finanziario consolidato semestrale e dalle relative note esplicative di Gas Plus S.p.A. e controllate (Gruppo Gas Plus) al 30 giugno 2021. Gli Amministratori sono responsabili per la redazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato in conformità al principio contabile internazionale applicabile per l'informativa finanziaria infrannuale (IAS 34) adottato dall'Unione Europea. E' nostra la responsabilità di esprimere una conclusione sul bilancio consolidato semestrale abbreviato sulla base della revisione contabile limitata svolta.
Il nostro lavoro è stato svolto secondo i criteri per la revisione contabile limitata raccomandati dalla Consob con Delibera n. 10867 del 31 luglio 1997. La revisione contabile limitata del bilancio consolidato semestrale abbreviato consiste nell'effettuare colloqui, prevalentemente con il personale della società responsabile degli aspetti finanziari e contabili, analisi di bilancio ed altre procedure di revisione contabile limitata. La portata di una revisione contabile limitata è sostanzialmente inferiore rispetto a quella di una revisione contabile completa svolta in conformità ai principi di revisione internazionali (ISA Italia) e, conseguentemente, non ci consente di avere la sicurezza di essere venuti a conoscenza di tutti i fatti significativi che potrebbero essere identificati con lo svolgimento di una revisione contabile completa. Pertanto, non esprimiamo un giudizio sul bilancio consolidato semestrale abbreviato.
Sulla base della revisione contabile limitata svolta, non sono pervenuti alla nostra attenzione elementi che ci facciano ritenere che il bilancio consolidato semestrale abbreviato del Gruppo Gas Plus al 30 giugno 2021 non sia stato redatto, in tutti gli aspetti significativi, in conformità al principio contabile internazionale applicabile per l'informativa finanziaria infrannuale (IAS 34) adottato dall'Unione Europea.
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