Interim / Quarterly Report • Jul 31, 2021
Interim / Quarterly Report
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| Presidente e Amministratore Delegato 1 |
|---|
| Vicepresidente e Amministratore Delegato 1 |
| Consigliere e Amministratore Delegato 1 |
| Consigliere 2 4 |
| Consigliere 2 3 |
| Consigliere 3 4 |
| Consigliere 2 4 |
| Consigliere |
| Consigliere 3 |
| Consigliere |
| Francesco Schiavone Panni | Presidente |
|---|---|
| Loredana Conidi | Sindaco effettivo |
| Alessandro Cafarelli | Sindaco effettivo |
| Alice Lubrano | Sindaco supplente |
| Roger Demoro | Sindaco supplente |
Stefano Francavilla
KPMG S.p.A. Via Vittor Pisani 25 20124 Milano
* in carica dal 07 maggio 2021
La capogruppo Alerion Clean Power S.p.A. (di seguito "Capogruppo" o "Alerion") è una società di capitali organizzata secondo l'ordinamento della Repubblica Italiana. Le azioni ordinarie di Alerion sono quotate sul circuito telematico della Borsa di Milano - MTA. La sede del Gruppo Alerion (di seguito "Gruppo" o "Gruppo Alerion") è a Milano in viale Majno 17.
La presente relazione finanziaria semestrale consolidata è stata redatta ai sensi dell'art. 154 ter del D.Lgs. 24/02/98 n° 58 ed in osservanza al regolamento CONSOB n. 11971 del 14 maggio 1999 e successive modificazioni.
La presente relazione finanziaria semestrale consolidata include il bilancio consolidato semestrale abbreviato, redatto secondo lo IAS 34 con le integrazioni di informativa ritenute utili per una più chiara comprensione della situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo per il periodo di sei mesi chiuso al 30 giugno 2021. Per tale motivo il menzionato bilancio non comprende tutte le informazioni integrative richieste nel bilancio annuale e deve essere letta congiuntamente con il bilancio consolidato del Gruppo al 31 dicembre 2020.
La pubblicazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2021 è stata autorizzata con delibera degli amministratori del 30 luglio 2021.
Si segnalano di seguito i principali eventi di rilievo che hanno caratterizzato il primo semestre 2021:
In data 10 febbraio 2021, il Gruppo Alerion, attraverso la propria controllata Naonis Wind S.r.l., si è aggiudicata nell'asta FER indetta dal GSE (Gestore Servizi Energetici) 12,6 MW di nuova capacità rinnovabile per un progetto eolico sito nel Comune di Cerignola (FG). In particolare, la società beneficerà di una tariffa incentivante pari a 68,5 €/MWh per un periodo di 20 anni.
In data 10 febbraio 2021 Alerion ha sottoscritto un accordo di collaborazione per lo sviluppo di impianti fotovoltaici in Romania con la società PV Project RO S.r.l.. L'accordo prevede lo sviluppo di impianti fotovoltaici con una potenza installata complessiva di circa 200 MW. In data 8 giugno 2021 il Gruppo ha acquisito il 100% delle quote di tre società fotovoltaiche, Green Fotovoltaic Parc S.r.l., Tremalzo S.r.l. e Fravort S.r.l. i cui impianti sono attualmente in costruzione per una potenza di picco installata pari a circa 14,3 MW.
In data 3 marzo 2021 il Gruppo Alerion, attraverso la propria controllata Enermac S.r.l., ha sottoscritto con Siemens Gamesa Renewable Energy S.A. un contratto di fornitura per l'acquisto di 15 turbine eoliche SG 3.4 – 132, da 3,4MW, per il suo parco di Orta Nova in Puglia. L'impianto avrà una potenza complessiva di 51 MW, con una produzione stimata media annua pari a circa 130 GWh/anno. La messa in esercizio dell'impianto, in linea con quanto previsto dal Piano Strategico 2021-2023, è attesa entro il primo semestre 2022.
In data 5 maggio 2021 il Gruppo Alerion ha firmato con Monsson Alma S.r.l., società leader nello sviluppo di progetti eolici in Romania, e con gli azionisti delle singole società progetto, un accordo per lo sviluppo di tre impianti eolici in Romania con una potenza massima di circa 350 MW. Il contratto prevede l'acquisizione incrementale delle quote delle società progetto in funzione dell'avanzamento delle autorizzazioni.
In data 10 maggio 2021 - Il Consiglio di Amministrazione di Alerion Clean Power S.p.A., riunitosi in data 7 maggio 2021, ha deliberato di avviare le attività funzionali e propedeutiche al collocamento delle azioni che – subordinatamente al verificarsi di condizioni di mercato favorevoli ed all'ottenimento delle approvazioni richieste da parte di Borsa Italiana e CONSOB – saranno emesse nell'ambito della possibile esecuzione della delega ad aumento di capitale sociale a pagamento e con esclusione del diritto di opzione ai sensi dell'art. 2441, comma 5, del codice civile conferita dall'assemblea degli azionisti in data 26 marzo 2021 per un controvalore complessivo massimo fino ad Euro 300 milioni (l'"Aumento di Capitale").
In data 9 luglio 2021, inoltre il Consiglio di Amministrazione di Alerion Clean Power S.p.A. ha deliberato di aggiornare la capital structure del Piano Industriale al fine di modificare il rapporto tra mezzi propri e mezzi di terzi, riducendo il fabbisogno di equity dai massimi 300 milioni di euro inizialmente previsti a 200 milioni di euro. Il Consiglio di Amministrazione della Società ha conseguentemente deliberato di determinare in 200 milioni di euro l'importo dell'aumento di capitale sociale riveniente dall'esecuzione della delega.
In data 14 maggio 2021, Alerion ha costituito la società di diritto rumeno Alerion Clean Power RO S.r.l. (in seguito "Alerion RO") con un capitale sociale di 10.000 RON, interamente versati. La società sarà la holding pura di partecipazioni per le società progetto necessarie allo sviluppo del business in Romania.
In data 14 maggio 2021, il Gruppo Alerion ha acquistato il 50% delle quote nella società progetto Generai S.r.l., attiva nello sviluppo e nelle attività propedeutiche alla progettazione di un parco eolico di 7 turbine per una potenza di 29,4 MW, che andrà realizzato nel Comune di Cerignola (FG).
Il Gruppo utilizza alcuni Indicatori Alternativi di Performance, per (i) monitorare l'andamento economico e finanziario del Gruppo, (ii) anticipare eventuali tendenze del business per poter intraprendere tempestivamente le eventuali azioni correttive e (iii) definire le strategie di investimento e gestionali e la più efficace allocazione delle risorse. Si ritiene che gli Indicatori Alternativi di Performance siano un ulteriore importante parametro per la valutazione della performance del Gruppo, in quanto permettono di monitorare più analiticamente l'andamento economico e finanziario dello stesso. Ai fini di una corretta lettura degli Indicatori Alternativi di Performance presentati nella presente Relazione Finanziaria Annuale, si segnala che:
• la determinazione degli Indicatori Alternativi di Performance utilizzati dall'Emittente non è disciplinata dagli IFRS e tali indicatori non devono essere considerati come misure alternative a quelle fornite dai prospetti di bilancio del Gruppo per la valutazione dell'andamento economico del Gruppo e della relativa posizione finanziaria;
• gli Indicatori Alternativi di Performance devono essere letti congiuntamente ai prospetti di bilancio del Gruppo;
• gli Indicatori Alternativi di Performance sono determinati (o ricavati) sulla base dei dati storici del Gruppo, risultanti dai Bilanci, dalla contabilità generale e gestionale, e di elaborazioni effettuale dal management, in accordo con quanto previsto dalle raccomandazioni contenute nel documento predisposto dall'ESMA, n. 1415 del 2015, così come recepite dalla Comunicazione CONSOB n. 0092543 del 3 dicembre 2015.
• gli Indicatori Alternativi di Performance non sono stati assoggettati ad alcuna attività di revisione e non devono essere interpretati come indicatori dell'andamento futuro del Gruppo;
• la modalità di determinazione degli Indicatori Alternativi di Performance, come precedentemente indicato, non è disciplinata dai principi contabili di riferimento per la predisposizione dei bilanci e quindi il criterio applicato dal Gruppo per la relativa determinazione potrebbe non essere omogeneo con quello adottato da altri gruppi; pertanto gli Indicatori Alternativi di Performance rappresentati dall'Emittente potrebbero non essere comparabili con quelli eventualmente presentati da altri gruppi.
Di seguito sono riportati gli indicatori alternativi di performance contenuti nella presente relazione finanziaria semestrale
Il Margine Operativo Lordo (EBITDA) è rappresentato dal risultato operativo al lordo degli ammortamenti e svalutazioni. L'EBITDA così definito rappresenta una misura
utilizzata dal management per monitorare e valutare l'andamento operativo della stessa.
L'indebitamento finanziario è determinato in base alle indicazioni dell'ESMA contenute nel paragrafo 175 degli "Orientamenti in materia di obblighi di informativa ai sensi del regolamento sul prospetto" (04/03/2021 | ESMA32-382-1138). L'indebitamento finanziario non è identificato come misura contabile nell'ambito degli IFRS. Il criterio di determinazione applicato da Alerion potrebbe non essere omogeneo con quello adottato da altri gruppi e, pertanto, il saldo ottenuto da Alerion potrebbe non essere comparabile con quello determinato da questi ultimi.
L'indebitamento finanziario (al netto dei derivati) è calcolato come indebitamento finanziario, escluso il valore equo degli strumenti finanziari di copertura correnti e non correnti.
L'indebitamento finanziario contabile è calcolato come somma delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti, delle attività finanziarie correnti e non correnti, dei crediti finanziari e delle altre attività finanziarie non correnti, delle passività finanziarie correnti e non correnti, del valore equo degli strumenti finanziari di copertura e delle altre attività finanziarie non correnti, al netto dell'indebitamento finanziario risultante dalle attività destinate ad essere cedute. L'indebitamento finanziario contabile non è identificato come misura contabile nell'ambito degli IFRS. Il criterio di determinazione applicato da Alerion potrebbe non essere omogeneo con quello adottato da altri gruppi e, pertanto, il saldo ottenuto da Alerion potrebbe non essere comparabile con quello determinato da questi ultimi.
L'indebitamento finanziario contabile (al netto dei derivati) è calcolato come indebitamento finanziario contabile escluso il valore equo degli strumenti finanziari di copertura correnti e non correnti. Peraltro, si osserva che l'indebitamento finanziario (esclusi derivati e i debiti per lease) è riportato anche in quanto rilevante ai fini della determinazione dei parametri finanziari previsti dal Prestito Obbligazionario 2019-2025 "Green Bond".
L'indebitamento finanziario contabile (al netto dei derivati e dei debiti per lease) è calcolato come indebitamento finanziario contabile escluso il valore equo degli strumenti finanziari di copertura correnti e non correnti e dei debiti per lease iscritti a seguito dell'adozione dell'IFRS 16. Peraltro, si osserva che l'indebitamento finanziario contabile (esclusi derivati e i debiti per lease) è riportato anche in quanto rilevante ai fini della determinazione dei parametri finanziari previsti dal Prestito Obbligazionario 2018-2024.
L'indebitamento finanziario Lordo è calcolato come somma delle passività finanziarie correnti e non correnti, del valore equo degli strumenti finanziari. L'indebitamento finanziario contabile non è identificato come misura contabile nell'ambito degli IFRS. Il criterio di determinazione applicato da Alerion potrebbe non essere omogeneo con quello adottato da altri gruppi e, pertanto, il saldo ottenuto da Alerion potrebbe non essere comparabile con quello determinato da questi ultimi.
Il Capitale Investito Netto è calcolato come somma algebrica delle Immobilizzazioni e delle Attività e Passività non finanziarie.
Al 30 giugno 2021 il prezzo di riferimento del titolo Alerion presenta una quotazione di 13,50 euro, in aumento del 27,4% rispetto a quella di dicembre 2020 pari a 10,60 euro, dopo aver distribuito un dividendo pari a 0,28 euro per azione in data 3 maggio 2021.
Nel periodo in esame, il primo semestre 2021, la quotazione del titolo Alerion si è attestata tra un minimo di 10,7 euro in apertura il 4 gennaio 2021 ed un massimo di 15,5 euro il 6 gennaio 2021 come riportato nel grafico di seguito:
Si riportano di seguito alcuni dati afferenti ai prezzi ed ai volumi del titolo Alerion relativi al primo semestre 2021.
| Prezzo dell'azione | Euro |
|---|---|
| Prezzo di riferimento al 30/06/2021 | 13,50 |
| Prezzo massimo (06/01/2021) | 15,50 |
| Prezzo minimo (in apertura - 04/01/2021) | 10,70 |
| Prezzo medio | 13,00 |
| Volumi scambiati | N. Azioni |
|---|---|
| Volume massimo (05/01/2021) | 602.552 |
| Volume minimo (22/06/2021) | 10.052 |
| Volume medio | 67.308 |
La capitalizzazione di borsa al 30 giugno 2021 ammonta a circa 732 milioni di euro (575 milioni di euro alla fine del 2020).
Il numero medio di azioni in circolazione nel periodo è stato di 54.229.403.
| Dati economici (milioni di euro) | I Semestre 2021 |
I Semestre 2020 |
|---|---|---|
| Ricavi | 71,1 | 55,2 |
| Margine Operativo Lordo (EBITDA) | 58,8 | 40,4 |
| Risultato Netto | 20,2 | 5,3 |
| Risultato Netto di Gruppo | 19,6 | 4,9 |
| Dati patrimoniali (milioni di euro) | 30.06.2021 | 31.12.2020 |
| Patrimonio Netto | 202,9 | 207,0 |
| Indebitamento Finanziario* | 499,0 | 491,0 |
| Indebitamento Finanziario* (esclusi derivati) | 476,9 | 475,9 |
| Dati Operativi | I Semestre 2021 |
I Semestre 2020 |
| Potenza Lorda (MW) | 750,8 | 684,1 |
| Produzione di energia elettrica (GWh) (1) | 634 | 570 |
| Produzione di energia elettrica (GWh) - Impianti consolidati integralmente |
568 | 537 |
(1) Impianti consolidati integralmente e in partecipazioni valutate
con il metodo del patrimonio netto
(*) Indebitamento finanziario calcolato come da Orientamento ESMA32-382-1138
Si riporta qui di seguito la descrizione dei criteri adottati nella predisposizione del prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria consolidata e del conto economico consolidato riclassificati al 30 giugno 2021 inseriti e commentati rispettivamente nel successivo paragrafo "Andamento economico finanziario del Gruppo".
Le voci sono state riclassificate ed aggregate come segue:
Immobilizzazioni, tale voce si suddivide nelle seguenti sottovoci:
Altre attività e passività non finanziarie, la voce si riferisce a i)"Crediti commerciali" vantati sia nei confronti di imprese collegate che nei confronti di altre imprese per un ammontare complessivo pari a 6,5 milioni di euro (nota "9"), ii) "Attività per imposte anticipate" per 44 milioni di euro (nota "31"), iii) "Crediti tributari" (nota "10") e "Crediti vari e altre attività correnti" (nota "11") per complessivi 37,8 milioni di euro, iv) "Debiti commerciali" per un ammontare complessivo pari a 12 milioni di euro (nota "21"), v) "TFR e altri fondi relativi al personale" per 0,6 milioni di euro (nota "17"), vi) "Fondo imposte differite" per 42,3 milioni di euro (nota "31"), vii) "Fondi per rischi ed oneri futuri" per 15 milioni di euro (nota "18"), viii) "Debiti vari e altre passività non correnti" per 13,4 milioni di euro (nota "19"), ix) "Debiti Tributari" per 4,3 milioni di euro (nota "22"), x) "Debiti vari e altre passività correnti" per 8,6 milioni di euro (nota "23").
Liquidità, include la voce "Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti" per 93,4 milioni di euro (nota "13").
Altre attività e passività finanziarie, la voce include: i) "Crediti finanziari e altre attività finanziarie correnti" per 1 milione di euro (nota "12"); ii) "Passività finanziarie non correnti" per 520,1 milioni di euro (nota "15"); iii) "Passività finanziarie correnti" per 51,2 milioni di euro (nota "20"); e iv) "Strumenti derivati", classificati tra le passività correnti e non correnti, per 22,1 milioni di euro (nota "16").
Conto economico riclassificato consolidato al 30 giugno 2021 le voci sono state riclassificate ed aggregate come segue:
Ricavi, tale voce include i) ricavi da "Vendite di energia" e da "Vendite incentivi" per 66,0 milioni di euro, ii) "Altri ricavi e proventi diversi" pari a 5,1 milioni di euro (note "25" e "26").
Proventi (oneri) finanziari tale voce include i) il saldo netto da "Proventi (oneri) finanziari" per (9,1) milioni di euro (nota "29").
Imposte tale voce include i) il saldo netto da "Correnti" pari a 2,3 milioni di euro e, ii) "Differite" pari a 6,6 milioni di euro (nota "31").
L'andamento economico gestionale del primo semestre 2021 è stato caratterizzato da una produzione elettrica degli impianti consolidati integralmente pari a 567,9 GWh, in aumento rispetto alla produzione registrata nel primo semestre 2020, pari a 537,1 GWh. L'incremento è dovuto ad una maggiore produzione di energia elettrica rispetto allo stesso periodo del 2020.
L'aumento della capacità lorda da 684,1 MW a 750,8 MW rispetto allo stesso periodo del 2020 è da ricondursi interamente alla variazione del perimetro delle sole società consolidate con il metodo del patrimonio netto, tale variazione è riflessa a conto economico nel risultato delle società valutate con il metodo del patrimonio netto.
| (Valori in Milioni di Euro) | I Semestre 2021 |
I Semestre 2020 |
|---|---|---|
| Ricavi operativi | 66,0 | 52,7 |
| Altri ricavi | 5,1 | 2,5 |
| Ricavi | 71,1 | 55,2 |
| Costo delle risorse umane | (1,5) | (1,1) |
| Altri costi operativi | (15,4) | (14,6) |
| Accantonamenti per rischi | 0,0 | (0,1) |
| Costi operativi | (16,9) | (15,8) |
| Risultati di partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto | 4,6 | 1,0 |
| Margine Operativo Lordo (EBITDA) | 58,8 | 40,4 |
| Ammortamenti e svalutazioni | (20,6) | (20,6) |
| Risultato Operativo (EBIT) | 38,2 | 19,8 |
| Proventi (oneri) finanziari | (9,1) | (11,8) |
| Risultato ante imposte (EBT) | 29,1 | 8,0 |
| Imposte | (8,9) | (2,7) |
| Risultato Netto | 20,2 | 5,3 |
| Utile (Perdita) di competenza di terzi | 0,6 | 0,4 |
| Risultato Netto di Gruppo | 19,6 | 4,9 |
I Ricavi del primo semestre 2021 ammontano a 71,1 milioni di euro (55,2 milioni di euro nel primo semestre 2020). In particolare, i Ricavi operativi sono pari a 66 milioni di euro, in aumento di circa il 25,2% rispetto ai 52,7 milioni di euro nello stesso periodo
del 2020, conseguente sia alla crescita della produzione elettrica e sia soprattutto al forte aumento dei prezzi di vendita dell'energia elettrica rilevato nel corso del periodo in esame.
Il suddetto incremento dei ricavi operativi come detto è diretta conseguenza: i) dell'aumento dei prezzi legati alle vendite di energia elettrica, da ricondurre principalmente allo scenario internazionale che ha interessato i mercati nel corso di questa prima metà del 2021, le cui attese in termini di prezzo rimangono stabili anche per il secondo semestre 2021, ii) della variazione del valore unitario degli incentivi per gli impianti eolici incentivati secondo la Tariffa incentivante (FIP) ex "certificati verdi" pari a 109,4 euro per MWh rispetto ai 99,1 euro per MWh del 2020 ed in ultimo iii) dell'incremento della produzione elettrica rilevata dagli impianti nel corso del primo semestre 2021 rispetto al 2020.
I ricavi derivanti dalla cessione di energia elettrica riflettono inoltre gli effetti del contratto di copertura sul prezzo dell'energia elettrica sottoscritto da Alerion e valido per l'intero esercizio 2021, il quale ha comportato l'iscrizione di minori ricavi da energia elettrica per 4,7 milioni euro per il primo semestre dell'esercizio.
Nel corso del primo semestre 2021 il prezzo medio di cessione per gli impianti eolici incentivati secondo la Tariffa incentivante (FIP) ex "certificati verdi" è stato pari a 169,5 euro per MWh, rispetto a 129,5 euro per MWh del primo semestre 2020. In particolare:
l parchi Eolici di Villacidro, Morcone-Pontelandolfo ed Albareto, beneficiano invece di un prezzo minimo garantito di asta (ex D.M. 23/06/2016) pari a 66 euro per MWh.
Gli Altri Ricavi sono pari a 5,1 milioni di euro (2,5 milioni di euro nel primo semestre 2020) e si riferiscono principalmente a consulenze amministrative e tecniche rese nei confronti di società terze e di società consolidate con il metodo del patrimonio netto, nonché alla rilevazione degli effetti del cambiamento di stima adottato per la contabilizzazione dei fondi rischi a fronte dei futuri costi di smantellamento degli impianti operativi, sulla base di perizie tecniche redatte da esperti del settore, che ha comportato l'iscrizione di un provento a conto economico per un ammontare complessivo pari a 2,8 milioni di euro.
Vengono di seguito riportati i dati della produzione di energia elettrica dei parchi eolici operativi del Gruppo validi per il periodo del primo semestre 2021:
| Sito | Potenza Lorda (MW) |
Possesso (%) |
Potenza Consolidata (MW) |
Anno di entrata in produzione |
Anno termine incentivi |
Produzione consolidata (MWh) |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Impianti eolici Società Controllate (consolidate integralmente) | I Semestre 2020 |
I Semestre 2021 |
|||||
| Impianti eolici operativi Italia | |||||||
| Albanella (SA) | 8,5 | 100% | 8,5 | 2004 | 2016 | 5.511 | 5.466 |
| Albareto (PR) | 19,8 | 100% | 19,8 | 2019 | 2039 | 20.742 | 22.164 |
| Agrigento (AG) | 33,2 | 100% | 33,2 | 2007 | 2019 | 26.396 | 25.806 |
| C allari (CT) | 36,0 | 100% | 36,0 | 2009 | 2023 | 24.087 | 27.500 |
| C astel di Lucio (ME) | 23,0 | 100% | 23,0 | 2010 | 2025 | 16.862 | 20.250 |
| Ciorlano (CE) | 20,0 | 100% | 20,0 | 2008 | 2023 | 8.834 | 9.761 |
| Fri-El C ampidano (VS) | 70,0 | 100% | 70,0 | 2008 | 2023 | 55.460 | 66.277 |
| Grottole (MT) | 54,0 | 100% | 54,0 | 2009 | 2024 | 56.369 | 48.641 |
| Licodia (CT) | 22,1 | 80% | 22,1 | 2010 | 2025 | 14.446 | 16.175 |
| Morcone-Pontelandolfo (BN) | 51,8 | 100% | 51,8 | 2019 | 2039 | 69.721 | 76.719 |
| Nulvi-Tergu (SS) | 29,8 | 90% | 29,8 | 2008 | 2023 | 26.753 | 27.744 |
| Ordona (FG) | 34,0 | 100% | 34,0 | 2009 | 2024 | 33.750 | 31.070 |
| San Marco in Lamis (FG) | 44,2 | 100% | 44,2 | 2011 | 2026 | 30.985 | 30.466 |
| Regalbuto (EN) | 50,0 | 100% | 50,0 | 2010 | 2024 | 29.245 | 28.779 |
| Ricigliano (SA) | 36,0 | 100% | 36,0 | 2007 | 2019 | 32.340 | 31.341 |
| Villacidro (VS) | 30,8 | 100% | 30,8 | 2019 | 2039 | 34.107 | 37.615 |
| Totale | 563,1 | 563,1 | 485.610 | 505.775 | |||
| Impianti eolici operativi Estero | |||||||
| Comiolica (Spagna) | 36,0 | 100% | 36,0 | 2012 | 2032 | 35.738 | 48.797 |
| Krupen (1,2,3,4) (Bulgaria) | 12,0 | 51% | 12,0 | 2010 | 2025 | 15.737 | 13.341 |
| Totale | 48,0 | 48,0 | 51.475 | 62.138 | |||
| Totale impianti eolici Società Contr | 611,1 | 611,1 | 537.085 | 567.914 | |||
| Impianti eolici in società la cui partecipazione è consolidata con il metodo del Patrimonio Netto (1) | |||||||
| Impianti eolici operativi Italia | |||||||
| Lacedonia (AV) | 15,0 | 50% | 7,5 | 2008 | 2023 | 5.770 | 6.543 |
| San Martino in Pensilis (CB) | 58,0 | 50% | 29,0 | 2010 | 2025 | 27.608 | 26.662 |
| Anzi (PZ) | 16,0 | 49% | 7,8 | 2011 | 2026 | - | 8.667 |
| San Basilio (CA) | 24,7 | 49% | 12,1 | 2010 | 2025 | - | 11.659 |
| Ururi (CB) | 26,0 | 49% | 12,7 | 2010 | 2026 | - | 12.323 |
(1) Impianti detenuti da partecipazioni consolidate con il metodo del patrimonio netto per effetto dell'applicazione dell' IFRS 11
Totale 139,7 69,2 33.377 65.853 Totale 750,8 680,3 570.462 633.767
Il Margine Operativo Lordo del primo semestre 2021 è pari a 58,8 milioni di euro, in crescita del 45,5% rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente, pari a 40,4 milioni di euro, e riflette l'incremento dei ricavi consolidati rispetto al primo semestre 2020 come indicato nel precedente paragrafo come conseguenza della maggiore produzione di energia elettrica del periodo rispetto al 2020 e dell'aumento dei prezzi medi intercorso nel 2021, parzialmente compensato dagli oneri derivanti dal derivato sottoscritto sul prezzo dell'energia elettrica a valere per il 2021. I costi operativi, pari a 16,9 milioni di euro, si incrementano rispetto a quanto rilevato nel primo semestre 2020, pari a 15,8 milioni di euro. Si segnala inoltre che il Margine Operativo Lordo incorpora il risultato delle società consolidate con il metodo del patrimonio netto e di quelle collegate per 4,6 milioni di euro in aumento rispetto al primo semestre 2020 per effetto dell'acquisizione, perfezionatasi il 15 dicembre 2020, del 49% del capitale sociale di tre società, Andromeda Wind S.r.l., Fri-El Anzi Holding S.r.l. e Fri-El Guardionara S.r.l., titolari ciascuna di un parco eolico, complessivamente con una potenza lorda installata pari a 66,65 MW.
Il Risultato Operativo del primo semestre 2021 è pari a 38,2 milioni di euro (19,8 milioni di euro nel primo semestre 2020), dopo ammortamenti e svalutazioni per 20,6 milioni di euro.
Il Risultato ante imposte è pari a 29,1 milioni di euro, in aumento rispetto al primo semestre 2020 quando era pari a 8,0 milioni di euro, ed include oneri finanziari e proventi netti da partecipazioni ed altre attività finanziarie per circa 9,1 milioni di euro (11,8 milioni di euro nel primo semestre 2020). La variazione rispetto al primo semestre 2020 è da ricondursi principalmente ai minori oneri finanziari corrisposti dalle società Callari S.r.l. e Ordona Energia S.r.l. in conseguenza all'estinzione anticipata dei relativi finanziamenti project financing.
Il Risultato Netto del primo semestre 2021 è pari a 20,2 milioni di euro, in forte aumento rispetto ai 5,3 milioni di euro registrati nel primo semestre 2020 ed include imposte di periodo per circa 8,9 milioni di euro (pari a 2,7 milioni di euro nel primo semestre 2020).
Il Risultato Netto di Gruppo del primo semestre 2021 è pari a 19,6 milioni di euro (pari a 4,9 milioni di euro nel primo semestre 2020).
Il Risultato Netto di Terzi del primo semestre 2021 è pari a 0,6 milioni di euro (in linea rispetto al dato al 30 giugno 2020, pari a 0,4 milioni di euro).
CONSOLIDATO ALERION - Prospetto della Situazione Patrimoniale-Finanziaria riclassificata (valori in milioni di euro)
| 30.06.2021 | 31.12.2020 | |
|---|---|---|
| Immobilizzazioni Immateriali | 194,3 | 198,1 |
| Immobilizzazioni Materiali | 452,5 | 455,6 |
| Immobilizzazioni Finanziarie | 52,3 | 50,0 |
| Crediti finanziari non correnti | 9,8 | 4,4 |
| Immobilizzazioni | 708,9 | 708,1 |
| Altre attività e passività non finanziarie | (7,0) | (10,1) |
| CAPITALE INVESTITO NETTO | 701,9 | 698,0 |
| Patrimonio netto di Gruppo | 198,0 | 202,5 |
| Patrimonio netto di Terzi | 4,9 | 4,5 |
| Patrimonio Netto | 202,9 | 207,0 |
| Liquidità | 93,4 | 147,7 |
| Altre attività e passività finanziarie | (592,4) | (638,7) |
| Indebitamento finanziario * | (499,0) | (491,0) |
| PATRIMONIO NETTO + INDEBITAMENTO FINANZIARIO* | 701,9 | 698,0 |
* Indebitamento finanziario calcolato come da Orientamento ESMA32-382-1138
Le variazioni intervenute nell'area di consolidamento rispetto al 31 dicembre 2020 non hanno avuto un impatto significativo sulla situazione economica e su quella finanziaria del gruppo al 30 giugno 2021, in quanto tali variazioni si riferiscono principalmente all'acquisizione e o alla costituzione di società solo all'inizio delle rispettive attività di sviluppo.
Le Immobilizzazioni Materiali e Immateriali al 30 giugno 2021 sono pari a 646,8 milioni di euro (653,7 milioni di euro al 31 dicembre 2020). Le immobilizzazioni risultano in diminuzione rispetto al valore al 31 dicembre 2020 per 6,9 milioni di euro dopo ammortamenti complessivamente pari a 20,6 milioni di euro.
Si segnala che la voce "Altre Attività e Passività non finanziarie" include al 30 giugno 2021 crediti per la vendita di energia elettrica e Incentivi per un totale di 14,6 milioni di euro (17 milioni di euro al 31 dicembre 2020). In particolare, i crediti da tariffa incentivante nei confronti del Gestore dei Servizi Energetici (GSE), sono pari a 9,4 milioni di euro (10 milioni di euro al 31 dicembre 2020).
Il Patrimonio Netto di Gruppo al 30 giugno 2021 è pari a 198 milioni di euro, in diminuzione di 4,5 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2020. La variazione è principalmente conseguente: i) alla quota attribuibile al Gruppo dell'utile netto di periodo pari a 19,6 milioni di euro; ii) alla variazione negativa del fair value degli strumenti derivati su finanziamenti bancari in project financing e degli strumenti derivati commodity swap sul prezzo di vendita dell'energia elettrica, al netto dell'effetto fiscale, per 7,9 milioni di euro, iii) agli acquisti di azioni proprie per 1,2 milioni di euro, come da delibera del 26 aprile 2021 e iv) alla distribuzione di dividendi per 15,2 milioni di euro, come da delibera del 26 aprile 2021.
L'Indebitamento Finanziario al 30 giugno 2021 è pari a 499 milioni di euro, con un aumento di 8 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2020, al fine di sostenere il piano di investimenti previsto e comunicato al mercato all'inizio del 2021 in Romania e Italia.
Si fornisce di seguito il dettaglio dell'indebitamento finanziario al 30 giugno 2021 e al 31 dicembre 2020:
| 30.06.2021 | 31.12.2020 | |
|---|---|---|
| Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti | ||
| Mezzi equivalenti a disponibilità liquide | 93,4 | 147,7 |
| Totale cassa e altre disponibilità liquide equivalenti | 93,4 | 147,7 |
| Crediti finanziari e altre attività finanziarie correnti | 1,0 | 1,0 |
| Liquidità | 94,4 | 148,7 |
| Passività finanziarie correnti | ||
| Debito corrente per linee bancarie | (15,9) | (12,1) |
| Debiti correnti per Lease | (1,1) | (1,1) |
| Debiti correnti per Lease Finanziari | (4,8) | (4,7) |
| Debiti correnti per strumenti derivati | (17,8) | (8,6) |
| Debito finanziario corrente | (39,6) | (26,5) |
| Debito corrente per finanziamenti bancari e in project financing | (25,5) | (68,5) |
| Debito corrente verso Obbligazionisti | (3,3) | (3,1) |
| Debito corrente verso altri finanziatori | (0,5) | (0,2) |
| Parte corrente del debito finanziario non corrente | (29,3) | (71,8) |
| Indebitamento finanziario corrente | (68,9) | (98,3) |
| INDEBITAMENTO FINANZIARIO CORRENTE NETTO | 25,5 | 50,4 |
| Passività finanziarie non correnti | ||
| Debito non corrente per finanziamenti bancari e in project financing | (121,0) | (132,9) |
| Debito finanziario non corrente | (121,0) | (132,9) |
| Debito non corrente verso Obbligazionisti | (346,2) | (345,7) |
| Strumenti di debito | (346,2) | (345,7) |
| Debito non corrente verso altri finanziatori | (12,3) | (12,2) |
| Debiti non correnti per Lease | (19,5) | (19,5) |
| Debiti non correnti per Lease Finanziari | (21,2) | (24,6) |
| Debiti non correnti per strumenti derivati | (4,3) | (6,5) |
| Debiti commerciali e altri debiti non correnti | (57,3) | (62,8) |
| INDEBITAMENTO FINANZIARIO NON CORRENTE | (524,5) | (541,4) |
| INDEBITAMENTO FINANZIARIO* | (499,0) | (491,0) |
| INDEBITAMENTO FINANZIARIO (esclusi i Derivati) | (476,9) | (475,9) |
| Crediti finanziari e altre attività finanziarie non correnti | ||
| INDEBITAMENTO FINANZIARIO CONTABILE | 9,8 (489,2) |
4,4 (486,6) |
(*) Indebitamento finanziario calcolato come da Orientamento ESMA32-382-1138
Per il prospetto dell'indebitamento finanziario esposto sulla base del nuovo schema previsto dall'orientamento ESMA 32-232-1138 del 4 marzo 2021, si faccia invece riferimento alla nota "24".
La variazione dell'Indebitamento Finanziario riflette principalmente quindi: i) i flussi di cassa generati dalla gestione operativa pari a circa 52,1 milioni di euro; ii) i flussi di cassa assorbiti dall'attività di investimento pari complessivamente a circa 24,4 milioni di euro relativi principalmente agli investimenti effettuati in Romania e in Italia iii) la spesa per gli oneri finanziari netti del periodo e la variazione del fair value degli strumenti derivati complessivamente pari a 21,7 milioni di euro iv) i dividendi ricevuti
dalle società partecipate valutate con il metodo del patrimonio netto pari a 1,3 milioni di euro e v) i dividendi corrisposti nel periodo per 15,3 milioni di euro.
Il prospetto seguente mostra le diverse componenti gestionali dei flussi di cassa con evidenza delle variazioni sull'Indebitamento Finanziario:
| (valori in milioni di euro ) | ||
|---|---|---|
| I Semestre | I Semestre | |
| 2021 | 2020 | |
| Flussi di cassa generati dalla gestione operativa | 52,1 | 39,6 |
| Flussi di cassa assorbiti dall'attività di investimento | (24,4) | |
| Flussi di cassa assorbiti dalle acquisizioni | 0,0 | (89,8) |
| Liquidità detenuta dalle società alla data di acquisizione | 0,0 | 16,6 |
| Effetti derivanti dalla variazione del perimetro di consolidamento | 0,0 | (32,2) |
| Oneri finanziari netti del periodo e la variazione del fair value degli | ||
| strumenti derivati | (21,7) | (13,1) |
| Variazione per effetto dell'applicazione del principio IFRS 16 | 0,0 | (2,6) |
| Dividendi ricevuti dalle società le cui partecipazioni sono valutate con il | ||
| metodo del patrimonio netto | 1,3 | 2,5 |
| Dividendi liquidati | (15,3) | (10,0) |
| Variazione dell'Indebitamento finanziario* | (8,0) | (89,0) |
| Indebitamento finanziario* all'inizio periodo | (491,0) | (407,2) |
| INDEBITAMENTO FINANZIARIO* A FINE PERIODO | (499,0) | (496,2) |
(*) Indebitamento finanziario calcolato come da Orientamento ESMA32-382-1138
La leva finanziaria ("leverage"), espressa come rapporto tra indebitamento finanziario netto e capitale investito netto, al 30 giugno 2021 è pari al 71,1% (70,3% al 31 dicembre 2020).
L'Indebitamento Finanziario (esclusi derivati) al 30 giugno 2021, è pari a 476,9 milioni di euro (475,9 milioni di euro al 31 dicembre 2020).
Le Disponibilità Liquide del Gruppo sono pari a 93,4 milioni di euro al 30 giugno 2021, in contrazione di 54,3 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2020. Le principali variazioni del periodo comprendono la liquidità utilizzata, come già evidenziato nei paragrafi precedenti, per l'estinzione dei finanziamenti in capo alle società Callari S.r.l. e Ordona Energia S.r.l. oltre che per finanziare le attività di investimento in Romania e in Italia.
L' Indebitamento finanziario corrente al 30 giugno 2021, comprensivo dei debiti per strumenti derivati per la quota corrente, è pari a 68,9 milioni di euro, in diminuzione di 29,5 milioni di euro rispetto al valore del 31 dicembre 2020 in cui era pari a 98,4 milioni di euro). La variazione è riconducibile principalmente i) alla già menzionata estinzione anticipata dei finanziamenti in project financing per le società Ordona Energia S.r.l. e Callari S.r.l. (si precisa che il debito finanziario estinto era già stato riclassificato tra le passività finanziarie correnti al 31 dicembre 2020), ii) dall'incremento degli affidamenti utilizzati dalla controllante Alerion Clean Power per 3,9 milioni di euro nel periodo e dalla variazione del fair value degli strumenti derivati iscritti tra le passività finanziarie correnti per 9,2 milioni di euro.
L' Indebitamento finanziario non corrente al 30 giugno 2021, comprensive dei debiti per strumenti derivati per la quota non corrente sono pari a 524,5 milioni di euro (541,3 milioni di euro al 31 dicembre 2020) ed includono (i) il debito verso obbligazionisti per 346,2 milioni di euro composto dal valore prestito obbligazionario 2019-2025 sottoscritto il 12 dicembre 2019, pari a 200 milioni di euro, al netto dei costi accessori residui pari a 2,2 milioni di euro e del prestito obbligazionario 2018-2024 sottoscritto il 29 giugno 2018, pari a 150 milioni di euro, al netto dei costi accessori residui pari a 1,6 milioni di euro, (ii) le quote a medio lungo termine dei finanziamenti in project financing, pari a 121 milioni di euro, diminuite per le rate scadute al 30 giugno 2021, (iii) la quota a medio lungo termine delle passività finanziarie per leasing come richiesto dall'adozione del principio contabile "IFRS 16 – LEASES" per 40,7 milioni di euro.
Inoltre, si segnala che gli interessi maturati relativi al prestito obbligazionario 2018– 2024 al 31 dicembre 2020 e rilevati in tale data tra i debiti finanziari a breve termine, pari a 2,9 milioni di euro, sono stati corrisposti in data 30 giugno 2021.
I Crediti Finanziari e le altre attività finanziarie non correnti al 30 giugno 2021 sono pari a 9,8 milioni di euro, in aumento rispetto al 31 dicembre 2020 per 5,4 milioni di euro, e si riferiscono principalmente ai crediti finanziari verso società consolidate con il metodo del patrimonio netto.
Per i termini e le condizioni relativi ai rapporti con parti correlate si rimanda alla nota "Dettaglio dei rapporti con parti correlate e infragruppo al 30 giugno 2021".
Nel seguito sono illustrati i provvedimenti di maggior rilievo che hanno caratterizzato il quadro normativo di riferimento per il settore nel corso del primo semestre 2021.
Con la Deliberazione 22/2021/R/EFR del 26 gennaio 2021 l'Autorità di Regolazione per l'Energia, Reti e Ambiente ("Arera") ha reso noto, ai fini della determinazione del valore della tariffa incentivante 2021 (FIP 2021), il valore medio annuo registrato nel 2020 del prezzo di cessione dell'energia elettrica, pari a 39,8 €/MWh. Pertanto, il valore degli incentivi 2021, pari al 78% della differenza fra 180 Euro/MWh e il valore medio annuo del prezzo di cessione dell'energia elettrica dell'anno precedente, è pari a 109,36 €/MWh. In base alle procedure del GSE, tali incentivi vengono erogati dal GSE su base mensile entro il secondo mese successivo a quello di competenza.
Nel corso del 2018 sono stati definiti i nuovi obiettivi europei per le fonti rinnovabili e l'efficienza energetica al 2030. Tali principi, che dovranno essere recepiti in nuove direttive comunitarie, stabiliscono un obiettivo al 2030 di riduzione almeno del 40% delle emissioni di gas a effetto serra (rispetto ai livelli del 1990), un secondo obiettivo del 32% (rispetto al 27% originariamente proposto dalla Commissione
Europea) al 2030 rispetto ai consumi finali per le fonti rinnovabili, con un obbligo dell'1,3% annuo sulle rinnovabili termiche e un obbligo del 14% nel settore dei trasporti. Per l'efficienza energetica il nuovo obiettivo al 2030 è stato fissato al 32,5%. E' in corso di definizione da parte della Comunità Europea un aggiornamento di tali direttive, allo scopo di mettere in atto la proposta di portare l'obiettivo della riduzione netta delle emissioni di gas serra ad almeno il 55%.
La normativa spagnola sull'elettricità prodotta da fonte rinnovabile è disciplinata dal framework per la generazione e la promozione delle energie rinnovabili istituito dall'Unione europea, in particolare dalla Direttiva 2009/28 / CE del Parlamento Europeo e del Consiglio del 23 aprile 2009, sulla promozione dell'uso di energia da fonti rinnovabili, che modifica e successivamente abroga le direttive 2001/77 / CE e 2003/30 / CE. Come da normativa spagnola, il regime giuridico di base è stabilito nella Legge 24/2013 del 26 dicembre 2013 sul Settore Elettrico (l'"ESL"), in attuazione attraverso: (i) Regio Decreto 413/2014 del 6 giugno, che regola la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, cogenerazione e rifiuti; (ii) Regio Decreto 1955/2000 del 1° dicembre, che disciplina la produzione, trasmissione, distribuzione, commercializzazione e fornitura di energia elettrica e le procedure autorizzative degli impianti elettrici; e (iii) Regio Decreto 2019/1997 del 26 settembre, che organizza e disciplina il mercato della produzione di energia elettrica.
Insieme ai regolamenti emanati a livello statale: (i) la maggior parte delle comunità autonome (Comunidades Autónomas) hanno anche approvato regolamenti specifici (ad esempio Aragón: decreto del 25 giugno 2004); (ii) i Comuni hanno anche un proprio regolamento in materia di rilascio di licenze di lavori e attività; e (iii) le normative ambientali e urbanistiche (sviluppate principalmente a livello di comunità autonoma e municipalità) devono essere prese in considerazione anche nello sviluppo di un progetto di energia rinnovabile.
Sebbene, secondo ESL, la generazione di elettricità sia classificata come attività non regolamentata (in contrasto con la trasmissione e la distribuzione di energia), e quindi non richieda una licenza di per sé, alcune autorizzazioni di costruzione e di esercizio devono essere ottenute prima dell'inizio dell'attività di produzione di energia elettrica.
La remunerazione dei produttori di energia rinnovabile in un mercato liberalizzato consiste principalmente nei ricavi che ricevono dalle loro vendite nel mercato all'ingrosso. Inoltre, il governo spagnolo promuove lo sviluppo di progetti rinnovabili avviando, di volta in volta, aste al fine di concedere il cosiddetto sistema di remunerazione specifica (régimen de retribución especifico) agli offerenti che offrono capacità di energia rinnovabile al prezzo più basso (es. richiedendo un incentivo inferiore). Ciononostante, qualsiasi entità può sviluppare un impianto rinnovabile indipendentemente da tali processi d'asta (ovvero senza incentivo), essendo completamente esposta alle fluttuazioni del prezzo di mercato dell'elettricità.
Per la gestione dei rischi finanziari si rimanda al paragrafo "Politica di gestione del rischio finanziario" contenuto nelle Note Esplicative, in cui vengono illustrate le attività del Gruppo in merito alla gestione dei rischi finanziari. Si segnala che la presente relazione non comprende tutte le informazioni integrative richieste dal bilancio annuale, si rimanda, pertanto, alla relazione finanziaria annuale al 31 dicembre 2020 per una più completa ed esaustiva esposizione dei principali rischi ed incertezze.
Nel corso del primo semestre 2021 continua a perdurare l'emergenza di sanità pubblica di rilevanza internazionale Covid-19: in tale contesto il Gruppo ha continuato a mettere in atto tutte le azioni ritenute necessarie a garantire da un lato la salute dei propri dipendenti e dall'altro la continuità operativa dei propri assets in condizioni di sicurezza.
Nel corso del semestre il Gruppo, infatti, ha continuato a monitorare con attenzione l'evoluzione della situazione nei diversi Paesi in cui opera ed ha emanato linee guida al fine di adottare le procedure più idonee a prevenire e/o mitigare gli effetti del contagio in ambito lavorativo per garantire la salute e la sicurezza sia dei propri dipendenti sia di fornitori e clienti, mantenendo al tempo stesso ininterrotta l'operatività.
In riferimento alla valutazione degli impatti del COVID-19, si evidenzia che le previsioni in merito alla futura evoluzione dell'attuale contesto macroeconomico e finanziario si caratterizzano, in ogni caso, per un elevato grado di incertezza, che potrebbe riflettersi sulle valutazioni e sulla stima effettuata dal management dei valori contabili delle attività e delle passività interessate da una maggiore volatilità.
Il Gruppo opera in un settore altamente regolamentato e, pertanto, le società del Gruppo sono tenute al rispetto di un elevato numero di leggi e regolamenti.
In particolare, il Gruppo e gli impianti attraverso i quali opera sono sottoposti a normative nazionali e locali relative a molteplici aspetti dell'attività svolta, che interessano tutta la filiera della produzione dell'energia elettrica. Tale regolamentazione concerne, tra l'altro, sia la costruzione degli impianti (per quanto riguarda l'ottenimento dei permessi di costruzione e ulteriori autorizzazioni amministrative), sia il loro esercizio che la protezione dell'ambiente circostante, incidendo quindi sulle modalità di svolgimento delle attività del Gruppo.
L'emanazione di nuove disposizioni normative applicabili al Gruppo o all'attività di produzione dell'energia elettrica o eventuali modifiche del vigente quadro normativo italiano, ivi inclusa la normativa fiscale, potrebbero avere un impatto negativo sull'operatività di Alerion e del Gruppo. Inoltre, l'implementazione di tali modifiche potrebbe richiedere specifici e ulteriori oneri a carico del Gruppo. In particolare, i costi per conformarsi ad eventuali modifiche delle disposizioni normative vigenti, ivi inclusi i costi di compliance, comprensivi dei costi di adeguamento alle disposizioni in materia di requisiti per l'esercizio delle attività, di licenze del personale e di sicurezza nel lavoro, potrebbero essere particolarmente elevati. Similmente l'adeguamento alle modifiche della normativa sopra descritte può richiedere lunghi tempi di implementazione. Il verificarsi di tali eventi potrebbe avere effetti negativi sui risultati, sulle prospettive, nonché sulla situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo.
Il Gruppo contiene tale rischio monitorando costantemente il quadro normativo per recepire tempestivamente i potenziali cambiamenti, operando in maniera tale da minimizzare gli impatti economici eventualmente derivanti.
Le caratteristiche delle fonti di energia utilizzate comportano sia una produzione caratterizzata da elevata variabilità, connessa alle condizioni climatiche dei siti in cui sono localizzati gli impianti eolici, sia previsioni di produzione basate su serie storiche e stime probabilistiche.
In particolare, la produzione di energia elettrica da fonte eolica, essendo legata a fattori climatici "non programmabili" è caratterizzata nell'arco dell'anno da fenomeni di stagionalità che rendono discontinua la produzione di energia. Eventuali condizioni climatiche avverse e, in particolare, l'eventuale perdurare di una situazione di scarsa ventosità per gli impianti eolici anche rispetto alle misurazioni effettuate in fase di sviluppo (circa la disponibilità della fonte e le previsioni relative alle condizioni climatiche), potrebbero determinare sfasamenti temporali e la riduzione o l'interruzione delle attività degli impianti, comportando una flessione o un incremento tempo per tempo dei volumi di energia elettrica prodotti, con conseguenti effetti di breve periodo sull'attività e sulla situazione economica, patrimoniale e/o finanziaria del Gruppo.
Il Gruppo Alerion contiene tale rischio pianificando l'installazione di nuovi siti in zone geografiche diversificate, monitorando l'andamento dei dati anemometrici per migliorare l'attività di forecasting meteorologico e programmando i fermi impianto in funzione dei periodi di minore ventosità. Il Gruppo Alerion contiene gli eventuali rischi di danneggiamento degli impianti dovuti a eventi atmosferici avversi non controllabili né programmabili tramite la stipula di polizze assicurative e di contratti di manutenzione.
L'energia prodotta dai parchi eolici del Gruppo è acquistata da società di trading con cui l'Emittente ha in essere appositi accordi contrattuali, che riversano la stessa sul mercato dell'energia. Alla luce di quanto precede, il Gruppo è esposto al rischio che le società di trading a cui viene ceduta l'energia elettrica prodotta di parchi eolici detenuti dalle SPV non corrispondano puntualmente o tempestivamente i corrispettivi dovuti; al 30 giugno 2021 i crediti nei confronti delle società di trading attraverso cui il Gruppo operano erano pari a 5,2 milioni di euro.
Il Gruppo realizza la vendita di energia elettrica prodotta da tutti i Parchi Eolici attraverso contratti bilaterali di durata annuale, senza rinnovo automatico, stipulati dalle SPV che detengono i Parchi Eolici produttori di energia elettrica con società di trading.
Tutti i parchi eolici del Gruppo ad eccezione dei parchi eolici di Albanella, Agrigento, Ricigliano e gli impianti in Bulgaria godono di una tariffa incentivante e, per i sei mesi conclusi al 30 giugno 2021, il 55% dei ricavi operativi del Gruppo era riconducibile ai
programmi di incentivazione nazionale. Qualora per qualsiasi ragione uno o più parchi eolici del Gruppo sia oggetto di provvedimenti di decadenza ovvero di decurtazione da parte del GSE degli incentivi ovvero si verifichi, per qualsiasi motivazione, un ritardo da parte del GSE nella corresponsione degli importi dovuti, il Gruppo potrebbe subire diminuzioni, anche significative, dei propri ricavi. Il ritardo nel pagamento, il venir meno o la diminuzione degli incentivi, anche per ragioni esterne al Gruppo, potrebbe inoltre far sorgere in capo all'Emittente l'obbligo di effettuare contribuzioni, anche di importo significativo, nelle proprie società controllate, così da evitare la violazione dei covenants finanziari e di ulteriori previsioni contenute nei contratti di finanziamento di cui le stesse sono parte.
La natura dei crediti del Gruppo è riconducibile principalmente ai crediti commerciali derivanti dalla fornitura di energia elettrica ed eventualmente ad operazioni di cessioni di partecipazioni.
In merito alle operazioni di cessione finanziarie la società tratta, di norma, solo con controparti note ed affidabili. Il saldo dei crediti viene monitorato nel corso dell'esercizio in modo che l'importo delle esposizioni a perdite non sia significativo. Tali crediti sono inoltre generalmente assistiti da garanzie collaterali, ed in caso di insolvenza della controparte, il rischio massimo è pari al valore di iscrizione a bilancio della corrispondente attività.
L'esposizione al rischio di credito è sempre più connessa all'attività commerciale di vendita di energia elettrica; per la natura del mercato l'esposizione è fortemente concentrata verso poche controparti commerciali che possiedono un elevato standing creditizio, le cui posizioni sono oggetto di periodico monitoraggio del rispetto delle condizioni di pagamento.
Il rischio di liquidità si può manifestare con la difficoltà di reperire, a condizioni economiche di mercato, le risorse finanziarie necessarie per far fronte agli impegni contrattualmente previsti. Esso può derivare dall'insufficienza delle risorse disponibili per far fronte alle obbligazioni finanziarie nei termini e nelle scadenze prestabiliti in caso di revoca improvvisa delle linee di finanziamento a revoca oppure dalla possibilità che l'azienda debba assolvere alle proprie passività finanziarie prima della loro naturale scadenza.
Si ricorda che in data 10 maggio 2018 è stato emesso il Prestito Obbligazionario 2018 - 2024 per un ammontare complessivo di 150 milioni di euro, della durata di 6 anni, al tasso fisso nominale annuo del 3,75%, da destinarsi in parte anche al finanziamento di investimenti futuri. Inoltre, in data 19 dicembre 2019 è stato emesso il Prestito Obbligazionario 2019 – 2025 "Green Bond" per un ammontare complessivo di 200 milioni di euro, della durata di 6 anni, al tasso fisso nominale annuo del 3,125%.
La Capogruppo dispone in ogni caso di liquidità e di margini disponibili sugli affidamenti bancari adeguati a far fronte a temporanee esigenze di cassa.
Per le società operative, l'attività di gestione finanziaria del Gruppo è accentrata presso Alerion Clean Power S.p.A. che ha negoziato le linee di finanziamento per conto delle
proprie consociate nella forma del project financing per far fronte alle necessità finanziarie legate alla realizzazione dei progetti di investimento nel settore della produzione di energia da fonte rinnovabile, in particolare nel settore eolico, nonché linee di credito a breve da primari istituti di credito. La Capogruppo, inoltre, può concedere finanziamenti a società partecipate, a supporto dei piani di sviluppo delle stesse e conformemente ai propri obiettivi di ritorno degli investimenti di portafoglio e che sono postergati rispetto al rimborso dei finanziamenti bancari in project financing a mediolungo termine, ove presenti.
Il rischio di liquidità derivante dai singoli progetti di investimento è governato attraverso il mantenimento di un adeguato livello di disponibilità liquide e/o titoli a breve termine facilmente smobilizzabili nonché di linee di credito a breve. Il Gruppo dispone, inoltre, di margini disponibili sugli affidamenti bancari adeguati a far fronte a temporanee esigenze di cassa ed agli investimenti deliberati nonché al teorico rischio di rientro delle linee di credito a vista, tramite la gestione finanziaria accentrata di Gruppo.
Si segnala che il Gruppo ha perfezionato in data 14 maggio 2021 l'acquisizione del 50% del capitale sociale della società Generai S.r.l. titolare di un'iniziativa di sviluppo in Italia, nella provincia di Foggia.
Il Gruppo ha inoltre costituito in data 22 maggio 2021 una società in Romania, Alerion Clean Power RO S.r.l.
In data 8 giugno 2021 Alerion Clean Power S.p.A., attraverso la propria controllata rumena Alerion Clean Power RO S.r.l., ha acquistato il 100% delle quote di tre società proprietarie di tre impianti fotovoltaici attualmente in costruzione in Romania, con una potenza installata complessiva di circa 14,3 MW.
Le informazioni sui rapporti con parti correlate richieste dalla Comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006 sono presentate nei relativi paragrafi della presente relazione.
In ottemperanza alle comunicazioni Consob del 20 febbraio 1997, del 27 febbraio 1998, del 31 dicembre 1998, del 31 dicembre 2002 e del 27 luglio 2006 nonché del successivo Regolamento Operazioni con Parti Correlate n. 17221 del 12 marzo 2010 e successive modifiche, si precisa che non si rilevano operazioni con parti correlate di carattere atipico e inusuale, estranee alla normale gestione d'impresa o tali da arrecare pregiudizio alla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo.
Alerion, nell'ambito della propria attività di holding, svolge nei confronti delle imprese del Gruppo il ruolo di coordinamento delle attività amministrative, gestionali, commerciali e di ottimizzazione delle risorse finanziarie. Nell'ambito di queste attività vengono poste in essere con le imprese controllate e collegate operazioni di prestazione di servizi. Tali rapporti, relativamente alle imprese controllate, vengono eliminati nell'ambito del bilancio consolidato. Esistono, inoltre, rapporti finanziari fra le società del Gruppo. I rapporti intrattenuti con le società controllate e partecipate sono regolati a condizioni di mercato, tenuto conto della natura dei servizi prestati. Tra le transazioni con società controllate o partecipate significative che generano effetti sul bilancio consolidato del Gruppo si segnala l'adesione delle società controllate al regime di tassazione del consolidato fiscale nazionale.
La Capogruppo riveste il ruolo di società consolidante. L'opzione consente alle società del gruppo aderenti di poter compensare i rispettivi risultati fiscali con un evidente beneficio non solo per le società, ma anche per il Gruppo nel suo complesso.
Le società aderenti al consolidato fiscale nazionale hanno sottoscritto un accordo al fine di disciplinare e specificare gli adempimenti, gli obblighi e le responsabilità che reciprocamente conseguono all'adesione a tale regime. In particolare, precise disposizioni sono volte ad assicurare che la partecipazione al consolidato nazionale non comporti svantaggi economici e finanziari per le società consolidate rispetto alla situazione che le medesime società avrebbero ove non avessero aderito a tale regime, oppure se, avendone i requisiti, avessero esercitato l'opzione per la tassazione di gruppo con le proprie controllate.
Si segnala che in data 9 luglio 2021, il Consiglio di Amministrazione di Alerion ha deliberato di aggiornare la capital structure del Piano Industriale al fine di modificare il rapporto tra mezzi propri e mezzi di terzi, riducendo il fabbisogno di equity dai massimi 300 milioni di euro inizialmente previsti a 200 milioni di euro, come già riportato nel paragrafo relativo di fatti di rilievo avvenuti nel corso del semestre.
Si segnala che il Gruppo ha perfezionato in data 9 luglio 2021 l'acquisizione del 50% del capitale sociale della società Bioenergia S.r.l. titolare di un'iniziativa di sviluppo in Italia, nei comuni di Orta Nova (FG) e Cerignola (FG).
In data 8 luglio 2021 Alerion Clean Power S.p.A., attraverso la propria controllata rumena Alerion Clean Power RO S.r.l., ha acquistato il 100% delle quote delle due società Inspire Parc Solar S.r.l. e Solar Live Energy S.r.l., ciascuna proprietaria di un impianto fotovoltaico attualmente in costruzione in Romania.
In data 8 luglio 2021 Alerion Clean Power S.p.A., attraverso la propria controllata rumena Alerion Clean Power RO S.r.l., ha acquistato il 100% delle quote delle tre società Conti Green Projects S.r.l., Conti Green Energy S.r.l. e Conti Green Alliance S.r.l., ciascuna proprietaria di un impianto fotovoltaico attualmente in costruzione in Romania.
In data 9 luglio 2021 Alerion Clean Power S.p.A., attraverso la propria controllata rumena Alerion Clean Power RO S.r.l., ha acquistato il 75% delle quote di Mitoc Partners S.r.l. titolare di un progetto eolico di 156MW attualmente in sviluppo in Romania.
Nel corso del secondo semestre del 2021 Alerion continuerà ad implementare azioni di miglioramento dell'efficienza operativa e finanziaria, ampliando la struttura organizzativa del Gruppo per supportare il programma di crescita all'estero in Spagna e in Romania.
Proseguiranno quindi le attività di sviluppo mediante il perseguimento di mirate opportunità di crescita organica ed esterna, con l'obiettivo di aumentare la potenza installata del portafoglio impianti sia in Italia sia all'estero.
Il Gruppo Alerion aderisce e si conforma al Codice di Autodisciplina delle società quotate approvato nel dicembre 2011 in ultimo aggiornato a luglio 2018 dal Comitato per la Corporate Governance e promosso da Borsa Italiana S.p.A., con le integrazioni e gli adeguamenti conseguenti alle caratteristiche del Gruppo.
La "Relazione sul Governo Societario e sugli Assetti Proprietari" contiene una descrizione generale del sistema di corporate governance adottato dal Gruppo e riporta le informazioni sugli assetti proprietari e sull'adesione al Codice di Autodisciplina, ivi incluse le principali pratiche di governance applicate e le caratteristiche del sistema di gestione dei rischi e di controllo interno in relazione al processo di informativa finanziaria. La suddetta Relazione è disponibile sul sito internet www.alerion.it.
Si segnala che l'Assemblea degli Azionisti di Alerion, tenutasi in data 26 aprile 2021, ha approvato la proposta di distribuzione di un dividendo da erogare con pagamento a partire dal 5 maggio 2021 con stacco in data 3 maggio 2021 della cedola n. 10, tramite l'utilizzo parziale di riserve, di euro 0,28 per ogni azione ordinaria in circolazione (al netto delle azioni proprie), al lordo o al netto delle ritenute fiscali a seconda del regime fiscale applicabile. Il pagamento del dividendo, per un importo complessivo pari a 15,2 milioni di euro, è avvenuto nei termini e con le modalità stabilite dall'Assemblea.
Si segnala a far data dal 7 maggio 2021 il venir meno dell'attività di direzione e coordinamento ex art. 2497 e ss. del codice civile da parte di Fri-El Green Power S.p.A.
che, continuerà, pertanto, a esercitare le prerogative di azionista di controllo della Società.
Si segnala che la Società è esente dagli obblighi derivanti dal decreto legislativo 30 dicembre 2016, n. 254 che ha attuato nel nostro ordinamento la direttiva 2014/95/UE in materia di informazioni non finanziarie e di informazioni sulla diversità, in quanto, a livello individuale e a livello consolidato, il numero medio di dipendenti risulta inferiore a 500, non rientrando pertanto per dimensione tra le società di interesse pubblico quotate, banche e imprese di assicurazione soggette all'obbligo di redigere e pubblicare una dichiarazione, di natura individuale o consolidata, che contenga una serie di informazioni relative ai temi ambientali, sociali, attinenti al personale, al rispetto dei diritti umani, alla lotta contro la corruzione attiva e passiva.
Si informa che al 30 giugno 2021 la Società detiene n. 94.000 azioni proprie (al 31 dicembre 2020 erano n. 4.500) (corrispondenti al 0,17334% del capitale sociale). Nell'ambito dell'autorizzazione all'acquisto deliberata dall'Assemblea degli Azionisti in data 3 maggio 2021, alla data del 30 luglio 2021 sono state acquistate ulteriori 9.554 azioni proprie.
A seguito della delibera Consob n. 18079 del 20 gennaio 2012, che ha abrogato l'allegato 3C, le informazioni relative alle partecipazioni detenute dagli organi di amministrazione e controllo, dai direttori generali e dai dirigenti con responsabilità strategiche, sono contenute nella Relazione sulla Remunerazione, ex art. 123 ter T.U.F.
Si segnala che il Consiglio di Amministrazione di Alerion Clean Power S.p.A. in data 30 gennaio 2013 ha deliberato di avvalersi della facoltà di derogare agli obblighi di pubblicazione dei documenti informativi prescritti in occasione di operazioni significative di fusione, scissione, aumento di capitale mediante conferimento di beni in natura, acquisizioni e cessioni.
I dipendenti del Gruppo al 30 giugno 2021 risultano pari a 42 unità. Di seguito si riporta il dettaglio della composizione:
| Consistenza al 31.12.2020 |
Incrementi | Decrementi | Consistenza al 30.06.21 |
Consistenza media del periodo |
|
|---|---|---|---|---|---|
| Dirigenti | 2 | 0 | 0 | 2 | 2,0 |
| Quadri e Impiegati | 34 | 7 | (1) | 40 | 38,0 |
| Totale dipendenti | 36 | 7 | (1) | 42 | 40,0 |
al 31.12.2020 al 30.06.2021 al 31.12.2020 al 30.06.2021 Dirigenti 53 54 2 2 Quadri e Impiegati 41 42 17 22 Media 47,0 48,0 19 24 Età media Laureati
Di seguito si forniscono le informazioni relative all'età media del personale ed alla sua formazione:
Alerion Clean Power S.p.A. ha sede legale a Milano, viale Majno 17 e una sede secondaria a Potenza (PZ), in via del Gallitello 221.
| Bilancio consolidato semestrale abbreviato | 32 |
|---|---|
| Prospetti contabili consolidati | 33 |
| Note Esplicative | 39 |
| Attestazione del Bilancio Consolidato semestrale abbreviato | 95 |
| Relazione di revisione contabile limitata sul bilancio consolidato semestrale abbreviato |
96 |
| (valori in Euro migliaia) | Note | 30.06.2021 | di cui Parti correlate |
31.12.2020 | di cui Parti correlate |
|---|---|---|---|---|---|
| ATTIVITA' NON CORRENTI: | |||||
| Attività immateriali | 5 | 194.281 | 198.100 | ||
| Attività materiali (immobili, impianti e macchinari) | 6 | 452.532 | 455.637 | ||
| Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto | 7 | 52.331 | 50.026 | ||
| Crediti finanziari e altre attività finanziarie non correnti | 8 | 9.747 | 3.882 | 4.358 | 3.883 |
| Crediti vari e altre attività non correnti | 842 | 875 | |||
| Attività per imposte anticipate | 31 | 44.039 | 43.805 | ||
| TOTALE ATTIVITA' NON CORRENTI | 753.772 | 752.801 | |||
| ATTIVITA' CORRENTI: | |||||
| Crediti commerciali | 9 | 6.531 | 239 | 9.113 | 1.722 |
| Crediti tributari | 10 | 6.040 | 5.096 | ||
| Crediti vari e altre attività correnti | 11 | 31.742 | 1.798 | 28.539 | |
| Crediti finanziari e altre attività finanziarie correnti | 12 | 978 | 1.003 | ||
| Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti | 13 | 93.435 | 147.706 | ||
| TOTALE ATTIVITA' CORRENTI | 138.726 | 191.457 | |||
| TOTALE ATTIVITA' | 892.498 | 944.258 | |||
| di cui | di cui | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| Parti | Parti | ||||
| (valori in Euro migliaia) | 30.06.2021 | correlate | 31.12.2020 | correlate | |
| Note | |||||
| PATRIMONIO NETTO DI PERTINENZA DEL GRUPPO | 14 | 197.976 | 202.528 | ||
| PATRIMONIO NETTO DI PERTINENZA DI TERZI | 14 | 4.864 | 4.473 | ||
| PASSIVITA' NON CORRENTI: | |||||
| Passività finanziarie non correnti | 15 | 520.142 | 9.951 | 534.883 | 9.951 |
| Debiti non correnti per strumenti derivati | 16 | 4.336 | 6.452 | ||
| TFR ed altri fondi relativi al personale | 17 | 619 | 602 | ||
| Fondo imposte differite | 31 | 42.270 | 38.649 | ||
| Fondi per rischi ed oneri futuri | 18 | 15.013 | 18 | 21.975 | 18 |
| Debiti vari ed altre passività non correnti | 19 | 13.379 | 13.970 | ||
| TOTALE PASSIVITA' NON CORRENTI | 595.759 | 616.531 | |||
| PASSIVITA' CORRENTI: | |||||
| Passività finanziarie correnti | 20 | 51.163 | 423 | 89.751 | 213 |
| Debiti correnti per strumenti derivati | 16 | 17.779 | 8.573 | ||
| Debiti commerciali correnti | 21 | 12.038 | 505 | 8.313 | 1.401 |
| Debiti tributari | 22 | 4.310 | 4.559 | 650 | |
| Debiti vari ed altre passività correnti | 23 | 8.609 | 698 | 9.530 | 883 |
| TOTALE PASSIVITA' CORRENTI | 93.899 | 120.726 | |||
| TOTALE PASSIVITA' | 689.658 | 737.257 | |||
| TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA' | 892.498 | 944.258 | |||
| I Semestre | di cui Parti |
I Semestre | di cui | ||
|---|---|---|---|---|---|
| (valori in Euro migliaia) | 2021 | correlate | 2020 | Parti correlate | |
| Note | |||||
| Vendite energia elettrica | 29.580 | 3.299 | 17.249 | 1.892 | |
| Ricavi da tariffa incentivante | 36.447 | 35.468 | |||
| Ricavi Operativi | 25 | 66.027 | 52.717 | 1.892 | |
| Altri ricavi e proventi diversi | 26 | 5.138 | 489 | 2.446 | 2.758 |
| Totale Ricavi | 71.165 | 55.163 | |||
| Costi operativi | |||||
| Costi del personale | 1.448 | 1.110 | |||
| Altri costi operativi | 15.428 | 2.645 | 14.679 | 2.349 | |
| Accantonamenti per rischi | 44 | - | 74 | - | |
| Totale Costi operativi | 27 | 16.920 | 15.863 | ||
| Variazione delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto |
4.584 | 1.040 | |||
| Ammortamenti | 20.636 | 20.575 | |||
| Totale ammortamenti e svalutazioni | 28 | 20.636 | 20.575 | ||
| RISULTATO OPERATIVO | 38.193 | 19.765 | |||
| Proventi finanziari | 215 | 101 | |||
| Oneri finanziari | (9.336) | ( 210 ) | (11.676) | ||
| Proventi (oneri) finanziari | 29 | (9.121) | (11.575) | ||
| Proventi (oneri) da partecipazioni ed altre attività | |||||
| finanziarie | 30 | 13 | 70 | (187) | 71 |
| RISULTATO ANTE IMPOSTE | 29.085 | 8.003 | |||
| Correnti | (2.327) | (2.313) | |||
| Differite | (6.574) | (396) | |||
| Imposte dell'esercizio | 31 | ( 8.901 ) | ( 2.709 ) | ||
| RISULTATO NETTO DELL'ESERCIZIO | 20.184 | 5.294 | |||
| Attribuibile a: | |||||
| Soci della Controllante | 32 | 19.620 | 4.926 | ||
| Interessenze di pertinenza di terzi | 564 | 368 | |||
| RISULTATO PER AZIONE (ammontari in € per azione) |
|||||
| - Base, per risultato netto dell'esercizio attribuibile agli azionisti ordinari della capogruppo RISULTATO PER AZIONE DA ATTIVITA' DI FUNZIONAMENTO |
0,36 | 0,10 | |||
| - Base, per risultato netto dell'esercizio derivante dall'attività di funzionamento attribuibile agli azionisti ordinari della capogruppo |
0,36 | 0,10 |
| (valori in Euro migliaia) | I Semestre 2021 |
I Semestre 2020 |
|---|---|---|
| RISULTATO NETTO DI PERIODO (A) | 20.184 | 5.294 |
| Utili/(perdite) da valutazione a fair value degli strumenti in Cash flow hedge | (11.495) | (828) |
| Effetto fiscale relativo agli utili/(perdite) da Cash flow hedge | 3.292 | 200 |
| Utili/(perdite) da valutazione a fair value degli strumenti in Cash flow hedge relativa a partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto |
384 | 261 |
| Effetto fiscale relativo agli utili/(perdite) da Cash flow hedge relativo a partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto |
(92) | (62) |
| Totale Altri utili/(perdite) complessivi che potrebbero essere riclassificati a conto economico, al netto dell'effetto fiscale (b1) |
( 7.911 ) | ( 429 ) |
| Utili/(perdite) attuariali da piani a benefici definiti rilevati in conformità con lo IAS 19 | 28 | (40) |
| Effetto fiscale relativo agli Utili/(perdite) attuariali (IAS 19) | (8) | 11 |
| Totale Altri utili/(perdite) complessivi che non saranno successivamente riclassificati a conto economico, al netto dell'effetto fiscale (b2) |
20 | ( 29 ) |
| Totale Altri utili/(perdite) complessivi al netto dell'effetto fiscale (b1) + (b2) = (B) | ( 7.891 ) | ( 458 ) |
| TOTALE UTILE/(PERDITA) COMPLESSIVO (A) + (B) | 12.293 | 4.836 |
| Attribuibile ai Soci della Controllante | 11.729 | 4.468 |
| Atribuibile a Interessenze di pertinenza di terzi | 564 | 368 |
| TOTALE UTILE/(PERDITA) COMPLESSIVO | 12.293 | 4.836 |
| di cui | di cui | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| I Semestre | Parti | I Semestre | Parti | ||
| (valori in Euro migliaia) | Note | 2021 | correlate | 2020 | correlate |
| A. Flussi finanziari dell'attività operativa | |||||
| Utile (perdita) del periodo attribuibile a: | |||||
| Soci della Controllante | 19.620 | 4.926 | |||
| Interessenze di pertinenze di terzi | 564 | 368 | |||
| Rettifiche per: | |||||
| Ammortamenti e svalutazioni | 28 | 20.653 | 20.575 | ||
| (Proventi) / Oneri finanziari e da partecipazioni | 30 | 9.108 | 11.762 | ||
| Imposte correnti del periodo | 31 | 2.327 | 2.313 | ||
| Variazione delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto | (4.584) | (1.040) | |||
| Incremento (decremento) fondo trattamento di fine rapporto | 17 | 45 | (198) | ||
| Incremento (decremento) fondo rischi ed oneri | 18 | (1.179) | 696 | ||
| Incremento (decremento) imposte differite | 31 | 6.670 | (176) | ||
| Totale flussi finanziari da gestione corrente | 53.224 | 39.226 | |||
| (Incremento) decremento dei crediti commerciali ed altre attività | 9 - 10 - 11 | (252) | (315) | 8.281 | 130 |
| Incremento (decremento) dei debiti commerciali ed altre passività | 21 - 22 - 23 | (1.750) | (1.081) | (7.164) | 408 |
| Imposte sul reddito corrisposte | 22 | 882 | (718) | ||
| Totale flussi finanziari da variazione circolante | (1.120) | 399 | |||
| Totale flussi finanziari da attività operativa | 52.104 | 39.625 | |||
| B. Flussi finanziari da attività di investimento | |||||
| Liquidità acquisita tramite l'Aggregazione Aziendale | - | 16.568 | |||
| Corrispettivo pagato per l'Aggregazione Aziendale | - | (89.800) | |||
| (Investimenti) disinvestimenti in immobilizzazioni immateriali | 5 | (1.846) | (674) | ||
| (Investimenti) disinvestimenti in immobilizzazioni materiali | 6 | (17.542) | (696) | ||
| Incrementi relativi all'attività di investimento | 8 | (4.977) | - | ||
| Dividendi incassati da società valutate con il metodo del patrimonio netto | 7 | 1.291 | 2.468 | ||
| Totale flussi finanziari da attività di investimento | (23.074) | (72.134) | |||
| C. Flussi finanziari da attività di finanziamento | |||||
| Variazione netta dei debiti /crediti finanziari | 8 - 12 - 15 - 20 | (10) | (2.223) | ||
| Variazione netta delle passività per Lease | 15 - 20 | (2.990) | (2.421) | ||
| Incremento (decremento) debiti vs. banche | 15 - 20 | (51.514) | (30.791) | ||
| Incremento (decremento) debiti vs. obbligazionisti | 15 - 20 | 696 | 452 | ||
| Acquisto di Azioni Proprie | 14 | (1.177) | (96) | ||
| Dividendi corrisposti | 14 | (15.331) | - | (10.069) | |
| Oneri finanziari corrisposti | (12.975) | (11.059) | |||
| Totale flussi finanziari da attività di finanziamento | (83.301) | (56.207) | |||
| D. Flussi finanziari dell'esercizio (A+B+C) | (54.271) | (88.716) | |||
| E. Disponibilità liquide all'inizio del periodo | 13 | 147.706 | 238.348 | ||
| F. Disponibilità liquide alla fine del periodo (D+E) | 13 | 93.435 | 149.632 |
| Patrimonio netto |
||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Riserva | Riserva di | attribuibile ai | Interessenze di | Totale | ||||
| Capitale | azioni | Riserva | Riserve di | Cash flow | Soci della | pertinenza di | patrimonio | |
| (valori in Euro migliaia) | sociale | proprie | sovrapprezzo | risultato | hedge | controllante | terzi | netto |
| Saldo al 31 dicembre 2020 | 161.137 | (28) | 21.400 | 29.085 | (9.066) | 202.528 | 4.473 | 207.001 |
| Risultato netto del periodo | - | - | - | 19.620 | - | 19.620 | 564 | 20.184 |
| Altri utili (perdite) complessivi | - | - | - | 20 | (8.203) | (8.183) | - | (8.183) |
| Altri utili (perdite) complessivi da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto |
292 | 292 | - | 292 | ||||
| Totale Utile/(perdita) complessiva | - | - | - | 19.640 | (7.911) | 11.729 | 564 | 12.293 |
| Dividendi accertati e/o distribuiti | - | - | - | (15.158) | - | (15.158) | (173) | (15.331) |
| Acquisti di azioni proprie | - | (1.177) | - | - | - | (1.177) | - | (1.177) |
| Altre variazioni | - | - | - | 181 | (127) | 54 | - | 54 |
| Saldo al 30 giugno 2021 | 161.137 | (1.205) | 21.400 | 33.748 | (17.104) | 197.976 | 4.864 | 202.840 |
Per le informazioni relative alle singole voci si veda la nota 14 "PATRIMONIO NETTO".
| Patrimonio | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| netto | ||||||||
| Riserva | Riserva di | attribuibile ai Interessenze di | Totale | |||||
| Capitale | azioni | Riserva | Riserve di Cash flow | Soci della | pertinenza di | patrimonio | ||
| (valori in Euro migliaia) | sociale | proprie | sovrapprezzo | risultato | hedge | controllante | terzi | netto |
| Saldo al 31 dicembre 2019 | 140.000 | (1.660) | 21.400 | 8.438 | (10.114) | 158.064 | 2.752 | 160.816 |
| Risultato netto del periodo | ٠ | ٠ | ٠ | 4.926 | $\overline{\phantom{a}}$ | 4.926 | 368 | 5.294 |
| Altri utili (perdite) complessivi | ٠ | ٠ | ٠ | (29) | (628) | (657) | ٠ | (657) |
| Altri utili (perdite) complessivi da | ||||||||
| partecipazioni in Joint ventures valutate con il | 199 | 199 | 199 | |||||
| metodo del patrimonio netto | ||||||||
| Totale Utile/(perdita) complessiva | ۰ | ۰ | $\overline{\phantom{a}}$ | 4.897 | (429) | 4.468 | 368 | 4.836 |
| Dividendi accertati e/o distribuiti | ٠ | $\overline{\phantom{a}}$ | (10.069) | - | (10.069) | ٠ | (10.069) | |
| Acquisti di azioni proprie | $\overline{\phantom{a}}$ | (96) | $\overline{\phantom{a}}$ | $\overline{\phantom{0}}$ | - | (96) | $\blacksquare$ | (96) |
| Altre variazioni | ٠ | ٠ | (4.433) | ۰ | (4.433) | 1.189 | (3.244) | |
| Saldo al 30 giugno 2020 | 140.000 | (1.756) | 21.400 | (1.167) | (10.543) | 147.934 | 4.309 | 152.243 |
La capogruppo Alerion Clean Power S.p.A. (di seguito "Capogruppo" o "Alerion") è un ente giuridico organizzato secondo l'ordinamento della Repubblica Italiana. Le azioni ordinarie di Alerion sono quotate sul circuito telematico della Borsa di Milano - MTA. La sede del gruppo Alerion (di seguito "Gruppo Alerion" o "Gruppo") è a Milano in viale Majno 17.
Il presente bilancio consolidato semestrale abbreviato è redatto secondo lo IAS 34 con le integrazioni di informativa ritenute utili per una più chiara comprensione della situazione economica, patrimoniale e finanziaria relativa al primo semestre 2021. Per tale motivo il presente bilancio non comprende tutte le informazioni integrative richieste nel bilancio annuale e deve essere letta congiuntamente con il bilancio consolidato del Gruppo al 31 dicembre 2020.
Il Gruppo opera nel settore della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, in particolare nel settore eolico.
La pubblicazione del bilancio consolidato abbreviato al 30 giugno 2021 è stata autorizzata con delibera degli amministratori del 30 luglio 2021.
Il bilancio consolidato è redatto sul presupposto della continuità aziendale. Il Gruppo, infatti, ha valutato che, pur nel contesto di generale incertezza e volatilità dei mercati finanziari connesso all'epidemia virale del Covid-19 che l'11 marzo 2020 è stata classificata come pandemia dall'Organizzazione Mondiale della Sanità, non sussistono significative incertezze (come definite dal par. 24 del Principio IAS 1) sulla continuità aziendale, non avendo la gestione operativa del Gruppo risentito di tale fenomeno in maniera significativa ed essendo la produzione di energia elettrica un'attività di pubblica utilità, per tale motivo non soggetta a riduzione dell'operatività.
Si segnala che taluni processi valutativi, in particolare quelli più complessi quali la determinazione di eventuali perdite di valore di attività non correnti, sono generalmente effettuati in modo completo solo in sede di predisposizione del bilancio annuale, allorquando sono disponibili tutte le informazioni necessarie, salvo il caso in cui vi siano indicatori di impairment che richiedano una immediata valutazione di eventuali perdite di valore.
I prospetti di bilancio sono redatti secondo le seguenti modalità:
Nel Conto economico l'analisi dei costi è effettuata in base alla natura degli stessi, in quanto il Gruppo ha ritenuto tale forma più rappresentativa rispetto alla presentazione dei costi per destinazione.
Il Rendiconto finanziario è stato redatto utilizzando il metodo indiretto.
Si precisa che in riferimento a quanto richiesto dalla Delibera Consob n. 15519 del 27 luglio 2006 in merito ai prospetti di bilancio sono stati inseriti specifici schemi supplementari con evidenza dei rapporti significativi con "Parti correlate".
I valori esposti nei prospetti contabili e nelle note illustrative, laddove non diversamente indicato, sono espressi in migliaia di euro.
La redazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato richiede l'effettuazione di stime e di assunzioni che hanno effetto sui valori delle attività e delle passività di bilancio e sull'informativa relativa ad attività e passività potenziali alla data del bilancio. I risultati a consuntivo potrebbero differire dalle stime effettuate che si basano su dati che riflettono lo stato attuale delle informazioni disponibili. Le stime sono utilizzate per rilevare gli accantonamenti per rischi su crediti, svalutazioni di attivo, imposte correnti e differite, altri accantonamenti e fondi. Le stime e le assunzioni sono riviste periodicamente e gli effetti di ogni variazione sono riflesse immediatamente a conto economico. Per una più ampia descrizione dei processi valutativi più rilevanti per il Gruppo, si rinvia al capitolo "Valutazioni discrezionali e stime contabili significative" del Bilancio consolidato al 31 dicembre 2020.
In merito alla valutazione delle attività finanziarie ed alla determinazione delle perdite attese sulle stesse, in ragione della natura delle attività finanziarie detenute dal Gruppo relative principalmente a disponibilità liquide, crediti verso il Gestore dei Servizi Energetici per il riconoscimento della tariffa incentivante e crediti verso l'Erario per IVA, non si rilevano particolari rischi derivanti dalle incertezze sopra definite.
***
I principi contabili adottati nella redazione della Relazione finanziaria semestrale consolidata sono conformi con quelli utilizzati per la redazione del bilancio annuale del Gruppo per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2020 ad eccezione dei principi contabili, emendamenti e interpretazioni che sono stati applicati per la prima volta dal Gruppo a partire dal 1° gennaio 2021, descritti in seguito.
Emendamento "Modifiche allo IFRS 4 - Insurance Contracts – deferral of IFRS 9":
Tale emendamento supporta le società nell'implementazione del nuovo standard IFRS 17, e rende più agevole l'esposizione delle loro performance finanziarie. L'entrata in vigore dell'emendamento è prevista il 1° gennaio 2021;
Emendamento all' IFRS 9, IAS 39, IFRS 7, IFRS 4 e IFRS 16 "Interest Rate Benchmark Reform – Phase 2":
Integrazioni a quanto già emesso nel 2019. Gli emendamenti riferiti alla fase 2, riguardano principalmente gli effetti delle modifiche ai flussi di cassa contrattuali o alle relazioni di copertura derivanti dalla sostituzione di un tasso con un altro tasso alternativo di riferimento (replacement issue) e assistono le società nell'applicazione degli IFRS quando vengono apportate modifiche ai flussi finanziari contrattuali o alle relazioni di copertura a causa della riforma dei tassi di interesse e nel fornire informazioni utili ai fruitori del bilancio. L'entrata in vigore è prevista il 1° gennaio 2021.
Alla data di riferimento del presente Bilancio Consolidato semestrale abbreviato gli organi competenti dell'Unione Europea non hanno ancora concluso il processo di omologazione necessario per l'adozione degli emendamenti e dei principi sotto descritti:
Lo IASB ha emesso le modifiche ai seguenti principi:
Modifiche all'IFRS 3 "Reference to the Conceptual Framework": L'obiettivo è quello di (i) completare l'aggiornamento dei riferimenti al Conceptual Framework for Financial Reporting presenti nel principio contabile, (ii) fornire chiarimenti in merito ai presupposti per la rilevazione, all'acquisition date, di fondi, passività potenziali e passività per tributi (cd levy) assunti nell'ambito di un'operazione di business combination, (iii) esplicitare il fatto che le attività potenziali non possono essere rilevate nell'ambito di una business combination;
Modifiche a IAS 16 "Property, Plant and Equipment: Proceeds before Intended Use", volte a definire che i ricavi derivanti dalla vendita di beni prodotti da un asset prima che lo stesso sia pronto per l'uso previsto siano imputati a conto economico unitamente ai relativi costi di produzione;
Modifiche allo IAS 37 "Onerous Contracts - Cost of Fulfilling a Contract" volte a fornire chiarimenti in merito alle modalità di determinazione dell'onerosità di un contratto;
"Annual Improvements to IFRS Standards 2018- 2020 Cycle" contenente modifiche, essenzialmente di natura tecnica e redazionale, dei principi contabili;
IFRS 17 "Insurance Contracts" è un nuovo principio completo relativo ai contratti di assicurazione che copre la rilevazione e misurazione, presentazione ed informativa. Tale principio sostituirà l'IFRS 4 Contratti Assicurativi emesso nel 2005 e si applica a tutti i tipi di contratti assicurativi, indipendentemente dal tipo di entità che li emette, come anche ad alcune garanzie e strumenti finanziari con caratteristiche di partecipazione discrezionale;
Modifiche alle definizioni di attività correnti e non correnti contenute nello IAS 1 tese a fornire un approccio più generale alla classificazione delle passività secondo tale principio, basato sugli accordi contrattuali;
Modifiche allo IAS 12 volte a chiarire la contabilizzazione dell'imposta differita su operazioni quali leasing e obblighi di smantellamento;
Modifiche allo IAS 1 e IAS 8 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.
Si fornisce di seguito un aggiornamento del rischio di tasso d'interesse, rispetto a quanto già esposto nel bilancio al 31 dicembre 2020:
Rischio di tasso di interesse
Il Gruppo è esposto primariamente al rischio finanziario derivante da variazioni nei tassi di interesse. Tale rischio è originato prevalentemente dai debiti finanziari a tasso variabile derivanti dai contratti di project financing che espongono il Gruppo ad un rischio di cash flow legato alla volatilità della curva Euribor.
L'obiettivo della gestione è quello di limitare l'oscillazione degli oneri finanziari che hanno incidenza sul risultato economico, contenendo il rischio di un potenziale rialzo dei tassi di interessi. In tale ottica il Gruppo persegue le proprie finalità mediante il ricorso a contratti derivati stipulati con controparti terze (Interest Rate Swap) finalizzati a predeterminare o limitare la variazione dei flussi di cassa dovuta alla variazione di mercato dei citati tassi di interesse, con riferimento ai debiti a medio-lungo termine. L'utilizzo di tali strumenti è regolato in base a prassi consolidate ispirate a criteri coerenti con le strategie di risk management del Gruppo.
La contabilizzazione delle eventuali operazioni di copertura (cd. Hedge Accounting) è posta in essere a partire dalla data di stipula del contratto derivato sino alla data della sua estinzione o scadenza documentando, con apposita relazione (cd hedging documentation), il rischio oggetto di copertura e le finalità della stessa, nonché verificandone periodicamente l'efficacia.
In particolare, viene adottata la metodologia del "cash flow hedge" prevista dall'IFRS 9; secondo tale metodologia, come illustrato nel paragrafo relativo ai "Criteri di valutazione", la porzione efficace della variazione di valore del derivato movimenta una riserva di Patrimonio Netto, che viene utilizzata a rettifica del valore degli interessi di conto economico oggetto di copertura al loro manifestarsi.
Nel caso di società che abbiano stipulato derivati di copertura precedentemente all'ingresso nel Gruppo, tali derivati vengono rilevati a fair value alla data di acquisizione, come previsto dall'IFRS 3, e la relativa quota di efficacia da iscrivere nella riserva di Patrimonio Netto viene determinata depurando la variazione successiva di fair value della quota residua del fair value in essere alla data di acquisizione (designazione).
Nel caso in cui un derivato di copertura sia oggetto (per effetto di modifiche nei piani futuri previsti per la passività sottostante ovvero negli obiettivi di copertura del Gruppo) di rimodulazione, la riserva pregressa in essere alla data di modifica viene rilasciata nel tempo coerentemente con i flussi coperti e, parallelamente, la nuova operazione (rimodulata) genera l'iscrizione di una nuova riserva che viene determinata depurando la variazione successiva di fair value della quota residua del fair value in essere alla data di modifica dello strumento.
Il fair value dei contratti di Interest Rate Swap viene ottenuto attraverso l'attualizzazione dei flussi di cassa, determinato come differenziale tra tassi fissi e tassi variabili stimati contrattualmente previsti. La valutazione dell'efficacia ha l'obiettivo di dimostrare l'elevata correlazione tra le caratteristiche tecnico-finanziarie delle passività coperte (scadenza, ammontare, ecc.) e quelle dello strumento di copertura attraverso l'effettuazione di appositi test retrospettivi e prospettici, utilizzando le metodologie rispettivamente del Dollar off-set e dello shift delle curve.
In particolare, tali test vengono effettuati identificando un derivato di ideal hedging che replica il piano di utilizzo ed ammortamento della passività coperta, in relazione sia agli utilizzi effettivi sia a quelli futuri purché altamente probabili (aggiornando tali valori ad ogni data di riferimento sulla base delle nuove informazioni disponibili), e presenta, con riferimento alle medesime scadenze, un tasso fisso univoco e coerente con i livelli di mercato applicabili al Gruppo in corrispondenza della data di designazione.
Il metodo contabile della copertura è abbandonato quando lo strumento di copertura giunge a scadenza, è terminato anticipatamente oppure non è più qualificato di copertura. In tale momento, gli utili o le perdite accumulati dello strumento di copertura rilevati nel Patrimonio Netto sono trasferiti nel conto economico di periodo per la quota di competenza dell'anno (mentre la quota residua verrà rilasciata man mano che i flussi oggetto di copertura avranno manifestazione futura) ovvero rilasciati immediatamente a conto economico nel caso in cui i flussi futuri coperti cessino di essere altamente probabili.
Le variazioni nel fair value degli strumenti derivati che non si qualificano di copertura sono rilevate nel conto economico dell'esercizio in cui si verificano; tutti i derivati in essere al 30 giugno 2021 sono classificati di copertura, pur generando talvolta componenti di inefficacia legate alle casistiche precedentemente descritte (IFRS 3, rimodulazioni, minori utilizzi, ecc.). Il Gruppo non stipula contratti derivati con finalità di negoziazione.
Il rischio di tasso di interesse, originato prevalentemente dai debiti verso istituti bancari e legato alla volatilità della curva Euribor, risulta limitato al 30 giugno 2021 a seguito rispettivamente dell'emissione del Prestito Obbligazionario nel 2018 al tasso fisso del 3,75% e del prestito obbligazionario "Green Bond 2019 – 2025".
Il Gruppo è esposto primariamente al rischio di volatilità dei prezzi di vendita dell'energia elettrica, ovvero al rischio di prezzo relativo alla variabilità di futuri ricavi di vendita generato dall'oscillazione dei prezzi di vendita di tale commodity.
In linea generale, la strategia di risk management perseguita dal Gruppo con riferimento alla gestione dei rischi energetici è finalizzata al contenimento della volatilità indotta dalle variazioni dei prezzi di mercato dell'energia elettrica sulla propria marginalità ed alla conseguente stabilizzazione dei relativi flussi di cassa generati dalla vendita dell'energia elettrica prodotta dai propri impianti di generazione da fonti rinnovabili.
Il Gruppo negozia strumenti derivati su commodity ("commodity swap") al fine di mitigare il rischio di prezzo attribuibile ad una specifica componente di rischio specifico incorporata nei prezzi di vendita dell'energia elettrica prodotta. L'obiettivo di risk management sottostante è, pertanto, quello di proteggere il valore delle future vendite di energia elettrica da movimenti sfavorevoli della componente di rischio incorporata nei prezzi di vendita contrattualizzati con il proprio parco clienti.
In definitiva, l'obiettivo delle relazioni di copertura designate contabilmente dal Gruppo è quello di fissare a determinati livelli di mercato il valore della componente di rischio coperta legata a future vendite di energia elettrica altamente probabili, attraverso la negoziazione di Commodity Swap.
Nello specifico è oggetto di copertura esclusivamente la componente di rischio legata all'andamento del prezzo di riferimento per il mercato all'ingrosso dell'energia elettrica italiana (Prezzo Unico Nazionale PUN) che rappresenta nella sostanza la principale fonte di variabilità dei prezzi di vendita dell'energia elettrica prodotta dal Gruppo, il cui valore è parametrato alla media dei prezzi rilevati nelle zone di produzione dei propri impianti (cd Prezzi Zonali).
Tali contratti di Commodity Swap prevedono lo scambio mensile di un differenziale tra un prezzo fisso e un prezzo variabile indicizzato alla media del prezzo benchmark (Prezzo Unico Nazionale PUN) rilevata nel mese di riferimento, applicato ad un determinato volume mensile di energia elettrica (nozionale).
Come indicato nel paragrafo relativo alla gestione del rischio di tasso di interesse, il Gruppo stipula contratti di Interest Rate Swap per gestire il rischio derivante dalla variazione dei tassi di interesse sui finanziamenti concessi dagli istituti finanziari, convertendo gran parte di questi finanziamenti da tasso variabile a tasso fisso.
Al 30 giugno 2021 il portafoglio derivati del Gruppo che qualifica per Hedge Accounting è composto come di seguito dettagliato:
| Controparte (*) | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| dati al 30 giugno 2021 | Nozionale | Fair value al | Tasso | ||||
| (valori in Euro/000) | 30 giugno 2021 | Inception Date | Effective Date | Termination Date | Fisso | Tasso Variabile | |
| GE Capital (Ordona) | 0 | 0 | 24-apr-08 | 30-apr-08 | Rimborsato | 4,84% | Euribor 6M |
| Monte dei Paschi di Siena (Callari) | 0 | 0 | 24-giu-08 | 1-lug-08 | Rimborsato | 4,85% | Euribor 6M |
| Banco BPM (Campidano) | 7.992 | (34) | 15-nov-19 | 19-nov-19 | 31-dic-23 | -0,17% | Euribor 6M |
| Unicredit (Green Energy Sardegna) | 19.466 | (1.729) | 30-ott-18 | 31-dic-18 | 29-giu-35 | 1.23% | Euribor 6M |
| Banco BPM (Campidano) #2 | 5.994 | (27) | 17-gen-20 | 31-dic-19 | 31-dic-23 | -0,16% | Euribor 6M |
| Unicredit (Eolica PM) | 32.837 | (2.617) | 21-dic-18 | 21-dic-18 | 29-giu-35 | 1,11% | Euribor 6M |
| Sabadell (Teruel) | 0 | 0 | 26-giu-19 | 26-giu-19 | 30-giu-21 | 0,21% | Euribor 6M |
| Sabadell (Comiolica) | 13.419 | (158) | 26-giu-19 | 26-giu-19 | 30-giu-26 | 0,44% | Euribor 6M |
| Unicredit (Grottole) | 10.679 | (89) | 24-nov-17 | 31-dic-19 | 30-giu-23 | 0,19% | Euribor 6M |
| Unicredit (Fri-el Albareto) | 13.382 | (905) | 15-feb-19 | 28-giu-19 | 29-giu-35 | 0,95% | Euribor 6M |
| Strumenti Derivati su Tassi di Interesse | 103.769 | (5.559) | |||||
| Controparte (*) | |||||||
| dati al 30 giugno 2021 | Nozionale (MW) | Fair value al | Prezzo | ||||
| (valori in Euro/000) | 30 giugno 2021 | Inception Date | Effective Date | Termination Date | Fisso | Prezzo Variabile | |
| Strumenti derivati su Commodities | |||||||
| DXT Commodities (Alerion Cleanpower) (**) | 750 | (16.556) | 17/21-dic-20 | 1-gen-21 | 31-dic-21 53,30 | Prezzo Unico Nazionale (PUN) |
|
| Strumenti Derivati riconducibili a partecipazioni consolidate | (22.115) | ||||||
| Controparte (*) | |||||||
| dati al 30 giugno 2021 | Nozionale | Fair value al | Tasso | ||||
| (valori in Euro/000) | 30 giugno 2021 | Inception Date | Effective Date | Termination Date | Fisso | Tasso Variabile | |
| Unicredit (Andromeda) | 5.422 | (80) | 21-giu-16 | 30-dic-16 | 31-dic-24 | 0,31% | Euribor 6M |
| Unicredit (Guardionara) | 3.630 | (36) | 6-lug-16 | 30-dic-16 | 30-giu-24 | 0,12% | Euribor 6M |
| B.I.I.S. (New Green Molise ) | 13.548 | (1.186) | 12-mag-10 | 31-dic-10 | 30-giu-25 | 3,50% | Euribor 6M |
| Strumenti Derivati riconducibili a partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto |
22.600 | (1.302) |
(*) Si specifica che in caso di finanziamenti concessi da un pool di banche il termine "Controparte" indentifica la banca Agente del pool
(**) Si specifica che Alerion Clean Power S.p.A. ha sottoscritto sette contratti di Commodity Swap con la controparte DXT Commodities SA. Il Prezzo Fisso indicato nel presente dettaglio è definito come media dei prezzi fissi dei sette contratti.
Il fair value dei contratti di interest rate swap e dei commodity swap sul prezzo dell'energia riconducibile alle società consolidate integralmente in essere al 30 giugno 2021 è stimato in un ammontare corrispondente a 22.115 migliaia di euro (al 31 dicembre 2020 pari a 15.025 migliaia di euro).
Al netto del relativo effetto fiscale, la riserva di Cash Flow Hedge di Gruppo, iscritta al 31 dicembre 2020 per un valore pari a 9.066 migliaia di euro, al 30 giugno 2021 ammonta a 17.104 migliaia di euro.
| Movimenti Riserva CFH | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Società | Riserva CFH** al 30 giu 2021 |
Riserva CFH al 31 dic 2020 |
Altri movimenti |
Regolamento differenziali IRS |
Adeguamento al Fair Value |
||
| Banco BPM (Fri-el Campidano) | (34) | (57) | - | 21 | 3 | ||
| Banco BPM (Fri-el Campidano # 2) | (27) | (44) | 21 | (4) | |||
| Unicredit (Green Energy Sardegna) | (1.729) | (2.347) | - | 177 | 441 | ||
| Unicredit (Andromeda) | (80) | - | (114) | - | 34 | ||
| Unicredit (Guardionara) | (36) | - | (53) | - | 17 | ||
| B.I.I.S. (New Green Molise ) | (1.186) | (1.518) | - | 229 | 103 | ||
| Unicredit (Eolica PM) | (2.617) | (3.646) | - | 277 | 752 | ||
| Sabadel (Alerion Teruel ) | - | (1) | - | 1 | - | ||
| Sabadel (Comiolica ) | (158) | (211) | - | 36 | 17 | ||
| Unicredit (Grottole) | (29) | (52) | - | 49 | (26) | ||
| DXT Commodities (Alerion Cleanpower) | (16.556) | (2.893) | - | 4.767 | (18.430) | ||
| Unicredit (Fri-el Albareto) | (905) | (1.310) | - | 102 | 303 | ||
| Riserva Cash Flow Hedge - before tax | (23.357) | (12.079) | (167) | 5.679 | (16.790) | ||
| Imposte differite | 6.253 | 3.013 | 40 | (1.549) | 4.749 | ||
| Riserva Cash Flow Hedge Netta | (17.104) | (9.066) | (127) | 4.130 | (12.041) |
(*) partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto in accordo con l'IFRS 11
(**) CFH (Riserva Cash Flow Hedge)
La riserva di cash flow Hedge al 30 giugno 2021 si è ridotta rispetto al 31 dicembre 2020, con un impatto negativo complessivamente sul patrimonio netto consolidato di 8.038 migliaia di euro per effetto del regolamento delle cedole IRS scadute nel periodo, della variazione del fair value del periodo della riserva afferente al commodity swap sul prezzo di vendita dell'energia elettrica, oltre alla sostanziale conferma della curva dei tassi ai valori minimi in linea con quelli utilizzati nella valutazione del FV degli strumenti derivati alla fine del precedente esercizio.
Attività e passività finanziarie che non sono state oggetto di copertura
Attualmente, il Gruppo non ha coperto le seguenti tipologie di strumenti finanziari:
| Denominazione | Sede | Capitale sociale (/000) |
% di possesso | Impresa diretta detentrice della partecipazione indiretta |
|
|---|---|---|---|---|---|
| diretto | indiretto | ||||
| Società controllate consolidate secondo il metodo integrale | |||||
| - Alerion Cleanpower S.p.A. | Milano - Viale Majno 17 | 161.137 | - | ||
| - Alerion Real Estate S.r.l. in liquidazione | Milano - Viale Majno 17 | 90 | 100,00 | ||
| - Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l. | Milano - Viale Majno 17 | 100 | 100,00 | ||
| - Alerion Bioenergy S.r.l. in liquidazione | Milano - Viale Majno 17 | 19 | 100,00 | ||
| - Frie-el Albareto S.r.l. | Bolzano - Piazza del Grano 3 | 10 | 100,00 | ||
| - Eolica PM S.r.l. | Bolzano - Piazza del Grano 3 | 20 | 100,00 | ||
| - Green Energy Sardegna S.r.l. | Bolzano - Piazza del Grano 3 | 10 | 100,00 | ||
| - Alerion Spain S.L. | Barcellona - Carrer Car Ràbia, 3-5, 4° planta | 100 | 51,00 | ||
| - Alerion Teruel - Comiolica |
Barcellona - Carrer Car Ràbia, 3-5, 4° planta Saragozza - Paseo de la Independencia, 27, 5, 50001 |
10 2.500 |
100,00 Alerion Spain S.L. 100,00 Alerion Teruel S.L. |
||
| - Alerion Iberia SL | Saragozza - Paseo de la Independencia, 27, 5, 50001 | 50 | 100,00 | ||
| - Fri-el Ichnusa S.r.l. | Bolzano - Piazza del Grano 3 | 10 | 100,00 | ||
| - Fri-el Campidano S.r.l. | Bolzano - Piazza del Grano 3 | 100 | 100 - Fri-el Ichnusa S.r.l. | ||
| - Fri-el Nulvi Holding S.r.l. | Bolzano - Piazza del Grano 3 | 3.000 | 90,00 | ||
| - Fri-El Anglona S.r.l. | Bolzano - Piazza del Grano 3 | 100 | 100,00 FRI-EL NULVI HOLDING SRL | ||
| - FW Holding S.r.l. | Bolzano - Piazza del Grano 3 | 100 | 100,00 | ||
| - Fri-el Basento S.r.l. | Bolzano - Piazza del Grano 3 | 10 | 100,00 FW HOLDING SRL | ||
| - Fri-el Ricigliano S.r.l. | Bolzano - Piazza del Grano 3 | 10 | 100,00 FW HOLDING SRL | ||
| - Fri-el Grottole S.r.l. | Bolzano - Piazza del Grano 3 | 50 | 100,00 FRI-EL BASENTO SRL | ||
| - Anemos wind S.r.l. | Milano - Viale Majno 17 | 100 | 100,00 | ||
| - Ordona Energia S.r.l. | Milano - Viale Majno 17 | 435 | 100,00 | ||
| - Callari S.r.l. | Milano - Viale Majno 17 | 1.000 | 100,00 | ||
| - Minerva S.r.l. | Milano - Viale Majno 17 | 14 | 100,00 | ||
| - Eolo S.r.l. | Milano - Viale Majno 17 | 750 | 100,00 | ||
| - Parco Eolico Licodia Eubea S.r.l. | Milano - Viale Majno 17 | 100 | 80,00 | ||
| - Dotto S.r.l. | Milano - Viale Majno 17 | 10 | 100,00 | ||
| - Wind Power Sud S.r.l | Milano - Viale Majno 17 | 10 | 100,00 | ||
| - Renergy San Marco S.r.l. | Milano - Viale Majno 17 | 108 | 100,00 | ||
| - Krupen Wind S.r.l. | Milano - Viale Majno 17 | 10 | 100,00 | ||
| - Enermac S.r.l. | Milano - Viale Majno 17 | 40 | 100,00 | ||
| - Auseu-Borod Wind Farm S.r.l. in liquidazione | Oradea - Cetatii Square no. 1, 4th floor, Bihor County | 0,2 RON | 100,00 Alerion Romania S.A. | ||
| - Alerion Romania S.A. in liquidazione | Oradea - Cetatii Square no. 1, 4th floor, Bihor County | 100 RON | 95,00 | Alerion Clean Power S.p.A. | |
| 5,00 Alerion Bioenergy S.r.l. in liquidazione |
|||||
| - Draghiescu Partners S.r.l. | Oras Bragadiru, strada PRIMAVERII, nr.13D, Camera 5, Judet Ilfov |
300 RON | 90,00 Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l. |
||
| - Alerion Bulgaria OOD | Sofia - 6th Septemvri Str., 6A, Sredetz Region | 50 LEV | 92,50 | ||
| - Wind Energy OOD | 9000 Varna, Buzludja Str. 7/9, district Odessos (loc. Krupen) | 2,4 LEV | 51,00 Krupen Wind S.r.l. | ||
| - Wind Stream OOD | 9000 Varna, Buzludja Str. 7/9, district Odessos (loc. Krupen) | 2,3 LEV | 51,00 Krupen Wind S.r.l. | ||
| - Wind Systems OOD | 9000 Varna, Buzludja Str. 7/9, district Odessos (loc. Krupen) | 2.3 LEV | 51,00 Krupen Wind S.r.l. | ||
| - Wind Power 2 OOD | 9000 Varna, Buzludja Str. 7/9, district Odessos (loc. Krupen) | 2,3 LEV | 51,00 Krupen Wind S.r.l. | ||
| - Naonis Wind S.r.l. | Milano - Viale Majno 17 | 10 | 100,00 | ||
| - Alerion Clean Power RO S.r.l. | Bucarest - Clea Floresca nr. 175 | 1000 RON | 100,00 | Alerion Clean Power S.p.A. | |
| - Fravort S.r.l. | Bucarest - Baia de Fier nr. 8 | 1000 RON | 100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l. | ||
| - Tremalzo S.r.l. | Bucarest - Baia de Fier nr. 8 | 1000 RON | 100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l. | ||
| - Green Fotovoltaic Parc S.r.l. | Bucarest - Maria Rossetti nr. 10 | 1000 RON | 100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l. | ||
| Partecipazioni valutate secondo il metodo del | |||||
| Patrimonio Netto | |||||
| - Ecoenergia Campania S.r.l. | Cervinara (AV) - Via Cardito, 14 | 100 | 50,00 | ||
| - New Green Molise S.r.l. | Napoli - Via Diocleziano, 107 | 10 | 50,00 | ||
| - Andromeda Wind S.r.l | Bolzano - Piazza del Grano 3 | 10 | 49,00 | ||
| - Fri-El Guardionara S.r.l. | Bolzano - Piazza del Grano 3 | 10 | 49,00 | ||
| - Fri-El Anzi Holding S.r.l. | Bolzano - Piazza del Grano 3 | 10 | 49,00 | ||
| - Fri-El Anzi S.r.l. | Bolzano - Piazza del Grano 3 | 10 | 100,00 - Fri-El Anzi Holding S.r.l. | ||
| - S.C. Compania Eoliana S.A. | Oradea - Cetatii Square no. 1, 4th floor, Bihor County | 501 RON | 49,75 | ||
| - Jimbolia Wind Farm S.r.l. | Oradea - Cetatii Square no. 1, 4th floor, Bihor County | 1 RON | 99,00 S.C. Compania Eoliana S.A. | ||
| - Generai S.r.l. | Pietramontecorvino - Piazza Martiri del terrorismo 10 | 10 | 50,00 Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l. |
Si segnala rispetto al 31 dicembre 2020 la variazione del perimetro di consolidamento per effetto dell'acquisizione del 50% del capitale sociale della società Generai S.r.l. titolare di un'iniziativa di sviluppo in Italia, nella provincia di Foggia. Il Gruppo ha inoltre costituito in data 22 maggio 2021 una società in Romania, Alerion Clean Power RO S.r.l. la quale ha sua volta ha acquisito in data 8 giugno 2021 tre società titolari ciascuna di un progetto di sviluppo in Romania: Tremalzo S.r.l., Fravort S.r.l. e Green Fotovoltaic Parc S.r.l..
Nella tabella seguente sono riportate le movimentazioni delle Attività immateriali a vita utile definita intervenuti nel semestre:
| Diritti e | concessioni Costi di sviluppo Brevetti ed opere d'ingegno |
Altre immob. immateriali |
Immob. in corso | Totale | ||
|---|---|---|---|---|---|---|
| (valori in Euro migliaia) | ||||||
| Valore netto al 01.01.2020 | 137.748 | 10.446 | 276 | 34 | - | 148.504 |
| Valore Lordo | ||||||
| Variazione area di consolidamento | 1.496 | 34 | - | 2 | 1.043 | 2.575 |
| A seguito di aggregazioni aziendali | 57.161 | - | - | 714 | - | 57.875 |
| Incrementi | 48 | 538 | 19 | - | 571 | 1.176 |
| Decrementi | - | (2) | - | (1) | - | (3) |
| Incrementi per ripristini di valore | 990 | - | - | - | - | 990 |
| Totale variazione Valore Lordo | 59.695 | 570 | 19 | 715 | 1.614 | 62.613 |
| Ammortamenti accumulati | ||||||
| Variazione area di consolidamento | (910) | (34) | 1 | (9) | - | (952) |
| A seguito di aggregazioni aziendali | - | - | - | (714) | - | (714) |
| Ammortamenti | (10.756) | (496) | (85) | (15) | - | (11.352) |
| Eliminazione del F.do amm.to per alienazione cespiti | - | - | - | 1 | - | 1 |
| Totale variazione ammortamenti accumulati | (11.666) | (530) | (84) | (737) | - | (13.017) |
| Valore lordo al 31.12.2020 | 238.089 | 14.277 | 512 | 2.608 | 1.614 | 257.100 |
| Fondo ammortamento | (52.312) | (3.791) | (301) | (2.596) | - | (59.000) |
| Valore netto al 01.01.2021 | 185.777 | 10.486 | 211 | 12 | 1.614 | 198.100 |
| Valore Lordo | ||||||
| Variazione area di consolidamento | 614 | - | - | - | - | 614 |
| Incrementi | 1.116 | 18 | - | 167 | 4 | 1.305 |
| Decrementi | - | (96) | - | - | - | (96) |
| Altre riclassifiche | 264 | - | - | - | (264) | - |
| Totale variazione Valore Lordo | 1.994 | (78) | - | 167 | (260) | 1.823 |
| Ammortamenti accumulati | ||||||
| Ammortamenti | (5.388) | (249) | (22) | (6) | - | (5.665) |
| Eliminazione del F.do amm.to per alienazione cespiti | - | 96 | - | 88 | - | 184 |
| Altre riclassifiche | - | - | - | (161) | - | (161) |
| Totale variazione ammortamenti accumulati | (5.388) | (153) | (22) | (79) | - | (5.642) |
| Valore lordo al 30.06.2021 Fondo ammortamento |
240.083 (57.700) |
14.199 (3.944) |
512 (323) |
2.775 (2.675) |
1.354 - |
258.923 (64.642) |
| Valore netto al 30.06.2021 | 182.383 | 10.255 | 189 | 100 | 1.354 | 194.281 |
I Diritti e concessioni ammontano a 182.383 migliaia di euro (185.777 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) e si riferiscono alle autorizzazioni e ai diritti di gestione dei parchi eolici rilevati tramite l'acquisto di partecipazioni in società progetto. Il valore risulta essere mutato in relazione al normale processo di ammortamento.
I Costi di sviluppo ammontano a 10.255 migliaia di euro (10.486 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) e si riferiscono a costi sostenuti prevalentemente a fronte di studi di fattibilità, di progettazione, analisi anemometriche e ad altri costi relativi a progetti eolici in fase di sviluppo e di realizzazione. Tali costi sono stati capitalizzati in base alle indicazioni dello IAS 38 e ammortizzati a partire dall'entrata in funzione degli impianti a cui si riferiscono, sulla base della vita utile del relativo progetto.
Come richiesto dallo IAS 36, la Società deve valutare a ogni data di riferimento del bilancio se esiste una indicazione che un'attività possa aver subito una riduzione di valore. Se esiste una qualsiasi indicazione di ciò, l'entità deve stimare il valore recuperabile dell'attività. In sede di redazione del presente bilancio consolidato semestrale abbreviato non sono stati identificati indicatori di impairment, considerando sia le fonti informative interne che esterne. In particolare, la crescita della produzione di energia elettrica e il forte aumento dei prezzi di vendita rilevati nel corso del periodo oggetto di analisi, hanno comportato un positivo andamento economico della gestione nel corso del primo semestre, inoltre la capitalizzazione di mercato del Gruppo, pari a 732 milioni di euro al 30 giugno 2021, risulta superiore al valore del patrimonio netto contabile alla stessa data, pertanto non si è proceduto all'effettuazione di uno specifico test di impairment.
Nella tabella seguente sono riportate le variazioni delle Attività materiali:
| Impianti e | Immobilizz. in | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| (valori in Euro migliaia) | Terreno | Fabbricato | macchinari | Altri beni | corso | Totale |
| Valore netto al 01.01.2020 | 18.817 | 948 | 395.351 | 168 | 41 | 415.325 |
| Valore Lordo | ||||||
| Variazione area di consolidamento | 1.165 | - | 39.675 | 16 | - | 40.856 |
| A seguito di aggregazioni aziendali | 2.556 | - | 120.480 | 32 | - | 123.068 |
| Altre riclassifiche | - | - | (161) | 161 | - | - |
| Incrementi/Decrementi per effetto IFRS 16 | 2.647 | (466) | 26 | (235) | - | 1.972 |
| Incrementi | - | - | 2.143 | 91 | 1.086 | 3.320 |
| Decrementi | (1) | - | (1.835) | (66) | - | (1.902) |
| Totale variazione Valore Lordo | 6.367 | (466) | 160.328 | (1) | 1.086 | 167.314 |
| Ammortamenti accumulati | ||||||
| Variazione area di consolidamento | (10) | - | (22.440) | (15) | - | (22.465) |
| A seguito di aggregazioni aziendali | (155) | - | (75.800) | (4) | - | (75.959) |
| Ammortamenti | (1.235) | (172) | (28.779) | (153) | - | (30.339) |
| Incrementi/Decrementi per effetto IFRS 16 | 60 | (28) | 75 | 255 | - | 362 |
| Eliminazione del F.do amm.to per alienazione cespiti | - | - | 1.333 | 66 | - | 1.399 |
| Totale variazione ammortamenti accumulati | (1.340) | (200) | (125.611) | 149 | - | (127.002) |
| Valore lordo al 31.12.2020 | 26.185 | 609 | 811.204 | 1.209 | 1.127 | 840.334 |
| Fondo ammortamento | (2.341) | (327) | (381.136) | (893) | - | (384.697) |
| Valore netto al 01.01.2021 | 23.844 | 282 | 430.068 | 316 | 1.127 | 455.637 |
| Valore Lordo | ||||||
| Variazione area di consolidamento | 220 | - | - | - | 1.280 | 1.500 |
| Altre riclassifiche | - | - | (144) | 144 | - | - |
| Incrementi/Decrementi per effetto IFRS 16 | 70 | (16) | - | 25 | - | 79 |
| Incrementi | 1.427 | - | 656 | 28 | 13.520 | 15.631 |
| Decrementi | - | - | (5.793) | (3) | - | (5.796) |
| Totale variazione Valore Lordo | 1.717 | (16) | (5.281) | 194 | 14.800 | 11.414 |
| Ammortamenti accumulati | ||||||
| Ammortamenti | (649) | (16) | (14.273) | (41) | - | (14.979) |
| Incrementi/Decrementi per effetto IFRS 16 | - | 288 | - | - | - | 288 |
| Eliminazione del F.do amm.to per alienazione cespiti | - | - | 172 | - | 172 | |
| Altre riclassifiche | - | - | 140 | (140) | - | - |
| Totale variazione ammortamenti accumulati | (649) | 272 | (13.961) | (181) | - | (14.519) |
| Valore lordo al 30.06.2021 | 27.902 | 593 | 805.923 | 1.403 | 15.927 | 851.748 |
| Fondo ammortamento | (2.990) | (55) | (395.097) | (1.074) | - | (399.216) |
| Valore netto al 30.06.2021 | 24.912 | 538 | 410.826 | 329 | 15.927 | 452.532 |
Pagina | 50 Le voci Terreni e Fabbricati ammontano a complessivi 25.450 migliaia di euro, il cui valore lordo si incrementa rispetto al 31 dicembre 2020 di 1.324 migliaia di euro,
l'incremento è principalmente riconducibile all'acquisto di terreni che la società Enermac S.r.l. ha effettuato per lo sviluppo di due nuovi impianti eolici ubicati nel Comune di Orta Nova (FG) (presso le località "La Ficora" e "Tre Confini").
Gli Impianti e macchinari ammontano a 410.826 migliaia di euro (430.068 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) ed includono i costi relativi alla stima degli oneri di ripristino dei siti ove insistono gli impianti. La movimentazione è legata principalmente al normale processo di ammortamento intervenuta nei primi sei mesi dell'esercizio, nonché alla rilevazione degli effetti del cambiamento di stima adottato per la contabilizzazione dei fondi rischi a fronte dei futuri costi di smantellamento degli impianti operativi che ha comportato il decremento degli impianti e macchinari per un ammontare complessivo pari a 4.919 migliaia di euro.
Gli Altri beni ammontano a 329 migliaia di euro (316 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) e riguardano principalmente arredi e mobili d'ufficio, nonché macchine d'ufficio elettroniche.
Le Immobilizzazioni in corso ammontano a 15.927 migliaia di euro (1.127 migliaia di euro al 31 dicembre 2020). L'incremento è principalmente riferibile alla capitalizzazione dei costi sostenuti per la costruzione dei nuovi impianti in Italia ed in via residuale in Romania.
Al 30 giugno 2021, Alerion, detiene le seguenti partecipazioni in società consolidate con il metodo del patrimonio netto: Ecoenergia Campania S.r.l., New Green Molise S.r.l., Andromeda Wind S.r.l., Fri-El Guardionara S.r.l., Fri-El Anzi Holding S.r.l. e le seguenti partecipazioni in società collegate: S.C. Compania Eoliana S.A., quest'ultima, a sua volta, è titolare del 99% del capitale di Jimbolia Wind Farm S.r.l..
Nel mese di maggio 2021 Alerion ha perfezionato l'acquisto di una partecipazione pari al 50% del capitale sociale di Generai S.r.l., società titolare di un progetto in via di sviluppo per la realizzazione nel Comune di Cerignola (FG) di un impianto per la produzione di energia da fonte eolica di potenza complessiva pari a 29,4 MW.
In base alla struttura di governance e agli accordi contrattuali, Alerion non può da sola esercitare il controllo sulle attività rilevanti delle società partecipate al 50%. Le decisioni circa le attività rilevanti vengono conseguentemente assunte soltanto con l'accordo congiunto dei soci.
Per tale motivo queste società vengono contabilizzate con il metodo del Patrimonio Netto.
| (Euro/000) | 30.06.2021 | 31.12.2020 | Variazione |
|---|---|---|---|
| Ecoenergia Campania S.r.l. | 4.079 | 3.955 | 124 |
| New Green Molise S.r.l. | 18.256 | 16.306 | 1.950 |
| Andromeda Wind S.r.l. | 11.658 | 11.601 | 57 |
| Fri-El Anzi Holding S.r.l. | 8.567 | 8.595 | (28) |
| Fri-El Guardionara S.r.l. | 9.430 | 9.570 | (140) |
| Generai S.r.l. | 341 | - | 341 |
| Partecipazioni in società valutate con il metodo del Patrimonio Netto | 52.331 | 50.027 | 2.304 |
Per ciascuna società vengono di seguito riportati le attività, le passività correnti e non correnti, i costi e i ricavi rilevati nel bilancio consolidato al 30 giugno 2021.
Ecoenergia Campania S.r.l. è una società titolare di un parco eolico in Lacedonia, in provincia di Avellino, con una potenza installata pari a 15 MW. Alerion possiede il 50% delle quote sociali della società.
Ecoenergia Campania S.r.l. (Euro/000)
| 30.06.2021 | 31.12.2020 | |
|---|---|---|
| Attività non correnti | 8.412 | 8.814 |
| Attività correnti | 1.783 | 1.426 |
| di cui Disponibilità liquide e mezzi equivalenti | 1.080 | 825 |
| Totale attività | 10.195 | 10.240 |
| Patrimonio netto | 8.158 | 7.911 |
| Passività non correnti | 329 | 504 |
| Passività correnti | 1.708 | 1.825 |
| Totale passività e patrimonio netto | 10.195 | 10.240 |
| I Semestre | I Semestre | |
| 2021 | 2020 | |
| Ricavi | 2.407 | 1.622 |
| Costi | (1.191) | (1.174) |
| di cui Svalutazioni e ammortamenti | (369) | (405) |
| di cui Interessi Passivi | (11) | (129) |
| di cui Imposte sul reddito | (461) | (252) |
| Risultato netto | 1.216 | 448 |
| Dividendi distribuiti | (968) | (1.080) |
| 30.06.2021 | 31.12.2020 | |
| Attività nette | 8.158 | 7.911 |
| Percentuale posseduta nella partecipazione | 50% | 50% |
| Valore di carico della partecipazione | 4.079 | 3.956 |
New Green Molise S.r.l. è una società titolare di un parco eolico in San Martino in Pensilis, in provincia di Campobasso, con una potenza installata pari a 58 MW. Alerion possiede il 50% delle quote sociali della società.
| New Green Molise S.r.l. (Euro/000) |
||
|---|---|---|
| 30.06.2021 | 31.12.2020 | |
| Attività non correnti | 66.079 | 68.339 |
| Attività correnti | 17.528 | 14.760 |
| di cui Disponibilità liquide e mezzi equivalenti | 15.528 | 12.041 |
| Totale attività | 83.607 | 83.099 |
| Patrimonio netto | 36.513 | 32.611 |
| Passività non correnti | 33.895 | 38.402 |
| di cui Passività finanziarie non correnti | 33.263 | 37.071 |
| Passività correnti | 13.199 | 12.086 |
| di cui Passività finanziarie correnti | 9.063 | 8.797 |
| Totale passività e patrimonio netto | 83.607 | 83.099 |
| I Semestre | I Semestre | |
| 2021 | 2020 | |
| Ricavi | 9.478 | 7.293 |
| Costi | (6.081) | (5.661) |
| di cui Svalutazioni e ammortamenti | (2.042) | (2.034) |
| di cui Interessi attivi | - | 2 |
| di cui Interessi Passivi | (1.320) | (1.512) |
| di cui Imposte sul reddito | (1.553) | (970) |
| Risultato netto | 3.397 | 1.632 |
| Conto economico complessivo | ||
| Parte efficace degli utili/(perdite) sugli strumenti di copertura Cash flow | ||
| hedge relativa a società la cui partecipazione è valuata con il metodo del | 664 | 522 |
| Patrimonio Netto | ||
| Effetto fiscale relativo agli utili/(perdite) da Cash flow hedge | (159) | (125) |
| Totale Altri utili/(perdite) complessivi che potrebbero essere riclassificati a | ||
| conto economico, al netto dell'effetto fiscale | 505 | 397 |
| Dividendi distribuiti | - | (3.796) |
| 30.06.2021 | 31.12.2020 | |
| Attività nette | 36.513 | 32.611 |
| Percentuale posseduta nella partecipazione | 50% | 50% |
| Valore di carico della partecipazione | 18.256 | 16.305 |
Si segnala che all'ultima data di calcolo prevista contrattualmente, il 31 dicembre 2020, New Green Molise S.r.l. ha rispettato i covenant finanziari previsti dal contratto di finanziamento in project financing.
Andromeda Wind S.r.l. è una società titolare di un parco eolico sito nei comuni di Ururi e Larino, in provincia di Campobasso, con una potenza installata pari a 26 MW. Alerion possiede il 49% delle quote sociali della società.
| Andromeda Wind S.r.l. (Euro/000) |
||
|---|---|---|
| 30.06.2021 | 31.12.2020 | |
| Attività non correnti | 38.610 | 40.181 |
| Attività correnti | 7.810 | 6.092 |
| di cui Disponibilità liquide e mezzi equivalenti | 6.078 | 4.814 |
| Totale attività | 46.420 | 46.273 |
| Patrimonio netto | 23.793 | 23.675 |
| Passività non correnti | 14.982 | 20.508 |
| di cui Passività finanziarie non correnti | 10.093 | 15.276 |
| Passività correnti | 7.645 | 2.090 |
| di cui Passività finanziarie correnti | 3.630 | 173 |
| Totale passività e patrimonio netto | 46.420 | 46.273 |
| I Semestre | I Semestre | |
| 2021 | 2020 | |
| Ricavi | 4.251 | - |
| Costi | (2.684) | - |
| di cui Svalutazioni e ammortamenti | (1.268) | - |
| di cui Interessi Passivi | (179) | - |
| di cui Imposte sul reddito | (641) | - |
| Risultato netto | 1.567 | - |
| Conto economico complessivo | ||
| Parte efficace degli utili/(perdite) sugli strumenti di copertura Cash flow | ||
| hedge relativa a società la cui partecipazione è valuata con il metodo del | 69 | - |
| Patrimonio Netto | ||
| Effetto fiscale relativo agli utili/(perdite) da Cash flow hedge | (17) | - |
| Totale Altri utili/(perdite) complessivi che potrebbero essere riclassificati a | ||
| conto economico, al netto dell'effetto fiscale | 52 | - |
| Dividendi distribuiti | (1.500) | - |
| 30.06.2021 | 31.12.2020 | |
| Attività nette | 23.793 | 23.675 |
| Percentuale posseduta nella partecipazione | 49% | 49% |
| Valore di carico della partecipazione | 11.658 | 11.601 |
Fri-El Anzi Holding S.r.l. è una società titolare di una partecipazione totalitaria nella società Fri-El Anzi S.r.l., società a sua volta titolare di un parco eolico sito nei comuni di Anzi e Brindisi Montagna, in provincia di Potenza, con una potenza installata pari a 16 MW. Alerion possiede il 49% delle quote sociali della società.
| Fri-el Anzi Holding S.r.l. (Euro/000) |
||
|---|---|---|
| 30.06.2021 | 31.12.2020 | |
| Attività non correnti | 26.987 | 27.985 |
| Attività correnti | 3.748 | 3.400 |
| di cui Disponibilità liquide e mezzi equivalenti | 2.817 | 2.638 |
| Totale attività | 30.735 | 31.385 |
| Patrimonio netto | 17.483 | 17.541 |
| Passività non correnti | 9.951 | 12.937 |
| di cui Passività finanziarie non correnti | 5.441 | 8.275 |
| Passività correnti | 3.301 | 907 |
| di cui Passività finanziarie correnti | 1.917 | 25 |
| Totale passività e patrimonio netto | 30.735 | 31.385 |
| I Semestre | I Semestre | |
| 2021 | 2020 | |
| Ricavi | 3.154 | - |
| Costi | (1.856) | - |
| di cui Svalutazioni e ammortamenti | (802) | - |
| di cui Interessi Passivi | (95) | - |
| di cui Imposte sul reddito | (532) | - |
| Risultato netto | 1.298 | - |
| Dividendi distribuiti | (1.400) | - |
| 30.06.2021 | 31.12.2020 | |
| Attività nette | 17.483 | 17.541 |
| Percentuale posseduta nella partecipazione | 49% | 49% |
| Valore di carico della partecipazione | 8.567 | 8.595 |
Fri-El Guardionara S.r.l. è una società titolare di un parco eolico sito nei comuni di San Basilio, Donigala e Goni, in provincia di Cagliari, con una potenza installata pari a 24,65 MW. Alerion possiede il 49% delle quote sociali della società.
| Fri-el Guardionara S.r.l. (Euro/000) |
||
|---|---|---|
| 30.06.2021 | 31.12.2020 | |
| Attività non correnti | 29.268 | 30.388 |
| Attività correnti | 7.455 | 5.295 |
| di cui Disponibilità liquide e mezzi equivalenti | 6.055 | 4.003 |
| Totale attività | 36.723 | 35.683 |
| Patrimonio netto | 19.244 | 19.531 |
| Passività non correnti | 10.757 | 15.036 |
| di cui Passività finanziarie non correnti | 5.825 | 9.756 |
| Passività correnti | 6.722 | 1.116 |
| di cui Passività finanziarie correnti | 2.709 | 67 |
| Totale passività e patrimonio netto | 36.723 | 35.683 |
| I Semestre | I Semestre | |
| 2021 | 2020 | |
| Ricavi | 4.136 | - |
| Costi | (2.350) | - |
| di cui Svalutazioni e ammortamenti | (917) | - |
| di cui Interessi attivi | 3 | - |
| di cui Interessi Passivi | (115) | - |
| di cui Imposte sul reddito | (728) | - |
| Risultato netto | 1.786 | - |
| Conto economico complessivo | ||
| Parte efficace degli utili/(perdite) sugli strumenti di copertura Cash flow | ||
| hedge relativa a società la cui partecipazione è valuata con il metodo del | 35 | - |
| Patrimonio Netto | ||
| Effetto fiscale relativo agli utili/(perdite) da Cash flow hedge | (8) | - |
| Totale Altri utili/(perdite) complessivi che potrebbero essere riclassificati a | ||
| conto economico, al netto dell'effetto fiscale | 27 | - |
| Dividendi distribuiti | (2.100) | - |
| 30.06.2021 | 31.12.2020 | |
| Attività nette | 19.244 | 19.531 |
| Percentuale posseduta nella partecipazione | 49% | 49% |
| Valore di carico della partecipazione | 9.430 | 9.570 |
Generai S.r.l. è una società titolare di un di un progetto in via di sviluppo per la realizzazione nel Comune di Cerignola (FG) di un impianto per la produzione di energia da fonte eolica di potenza complessiva pari a 29,4 MW. Alerion possiede il 50% delle quote sociali della società.
| Generai S.r.l. (Euro/000) |
||
|---|---|---|
| 30.06.2021 | 31.12.2020 | |
| Attività non correnti | 682 | - |
| Attività correnti | 4 | - |
| di cui Disponibilità liquide e mezzi equivalenti | 2 | - |
| Totale attività | 686 | - |
| Patrimonio netto | 682 | - |
| Passività correnti | 4 | - |
| Totale passività e patrimonio netto | 686 | - |
| I Semestre | I Semestre | |
| 2021 | 2020 | |
| Ricavi | - | - |
| Costi | (1) | - |
| Risultato netto | (1) | - |
| Dividendi distribuiti | - | - |
| 30.06.2021 | 31.12.2020 | |
| Attività nette | 682 | - |
| Percentuale posseduta nella partecipazione | 50% | |
| Valore di carico della partecipazione | 341 | - |
I Crediti Finanziari e Altre Attività Finanziarie Non Correnti si attestano a 9.747 migliaia di euro (rispetto alle 4.358 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) ed includono: i) i crediti finanziari verso le società valutate con il metodo del patrimonio netto, ii) le attività finanziarie relative alle operazioni di sviluppo e di investimento in Romania, come in precedenza descritto nel paragrafo dei "Fatti di rilievo avvenuti nel corso del semestre".
I Crediti Commerciali ammontano a 6.531 migliaia di euro (9.113 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) e sono principalmente rappresentati da crediti maturati sulla vendita dell'energia prodotta nel mese di giugno 2021.
I crediti commerciali hanno generalmente scadenza a 30-45 giorni.
L'esposizione al rischio di credito è interamente connessa all'attività commerciale di vendita di energia elettrica; per la natura del mercato l'esposizione è fortemente concentrata verso poche controparti commerciali che possiedono un elevato standing creditizio, le cui posizioni sono oggetto di periodico monitoraggio del rispetto delle condizioni di pagamento. Tali crediti sono inoltre generalmente assistiti da garanzie collaterali, ed in caso di insolvenza della controparte, il rischio massimo è pari al valore di iscrizione a bilancio della corrispondente attività.
La voce Crediti Tributari ammonta a 6.040 migliaia di euro (5.096 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) e si riferisce a i) crediti tributari IRES chiesti a rimborso per 1.234 migliaia di euro, ii) crediti per IRES da compensare per 4.435 migliaia di euro, iii) crediti tributari IRAP chiesti a rimborso per 174 migliaia di euro, iv) Crediti IRAP da compensare per 196 migliaia di euro e v) acconti IRAP per 1 migliaia di euro.
Nella tabella seguente vengono riportati i dettagli che compongono i Crediti vari e altre attività correnti:
| (Euro/000) | 30.06.2021 | 31.12.2020 | Variazione |
|---|---|---|---|
| Crediti verso l'Erario | 13.109 | 13.164 | (55) |
| Crediti verso altri | 18.633 | 15.375 | 3.258 |
| Totale crediti vari correnti | 31.742 | 28.539 | 3.203 |
I Crediti verso l'Erario sono principalmente costituiti dalla quota di crediti per ritenute subite ed imposte indirette (IVA) che si ritiene siano recuperabili entro l'esercizio successivo.
I Crediti verso altri ammontano a 18.633 migliaia di euro (15.375 migliaia di euro al 31 dicembre 2020), al netto di un fondo svalutazione di 254 migliaia di euro, e si riferiscono principalmente a crediti per incentivi per 9.364 migliaia di euro (10.066 migliaia di euro al 31 dicembre 2020), a risconti attivi per 2.666 migliaia di euro, ratei attivi per 1.062 migliaia di euro ed altri crediti relativi principalmente a crediti per dividendi da incassare da società valutate con il metodo del Patrimonio Netto per 1.764 migliaia di euro.
I crediti per incentivi hanno generalmente scadenza a 60 giorni.
La voce pari a 978 migliaia di euro (1.003 migliaia di euro al 31 dicembre 2020), include crediti finanziari per un'iniziativa in sviluppo in Romania ed un prestito obbligazionario
emesso dalla società Belenergia, a fronte del pagamento del saldo per l'acquisto, effettuato nel 2011, di partecipazioni in società fotovoltaiche. Si segnala inoltre che è presente un fondo rischi di pari importo a fronte di una probabile rettifica prezzo sulla cessione delle tre suddette società fotovoltaiche per l'esecuzione di alcune garanzie previste nel contratto di cessione.
| (Euro/000) | 30.06.2021 | 31.12.2020 |
|---|---|---|
| Depositi bancari a vista | 93.416 | 147.688 |
| Denaro e valori in cassa | 19 | 18 |
| Totale cassa ed altre disponibilità liquide equivalenti | 93.435 | 147.706 |
I Depositi Bancari ammontano a 93.435 migliaia di euro (147.706 migliaia di euro al 31 dicembre 2020).
Si segnala che alla data del 30 giugno 2021 i Depositi Bancari riconducibili a società del Gruppo che non hanno in essere finanziamenti in project financing ammontano a 67.233 migliaia di euro al 30 giugno 2021 e 105.016 migliaia di euro al 31 dicembre 2020. Le disponibilità liquide, relative alle società del Gruppo, finanziate secondo lo schema del project financing ammontano a 26.184 migliaia di euro al 30 giugno 2021 e 42.690 migliaia di euro al 31 dicembre 2020, sono principalmente costituite da depositi di conti correnti bancari e devono operare nel rispetto degli impegni legati ai contratti di project financing.
Per maggiori dettagli sulla movimentazione delle disponibilità liquide si rimanda allo schema del Rendiconto Finanziario.
Il Patrimonio Netto di pertinenza del Gruppo al 30 giugno 2021 è pari a 197.976 migliaia di euro con un incremento di 4.538 migliaia di euro rispetto ai 202.528 migliaia di euro del 31 dicembre 2020. Le variazioni intervenute sono state:
Acquisto di azioni proprie pari a 1.177 migliaia di euro rilevate nella riserva azioni proprie a diretta diminuzione del patrimonio netto;
decremento di 7.911 migliaia di euro dovuto alla variazione positiva del fair value degli strumenti derivati su finanziamenti bancari ("Project Financing"), al netto dell'effetto fiscale;
Si precisa che l'Assemblea degli Azionisti di Alerion Clean Power S.p.A., tenutasi in data 26 aprile 2021, ha approvato la proposta di distribuzione di un dividendo da erogare con pagamento a partire dal 5 maggio 2021 con stacco in data 3 maggio 2021 della cedola n. 10, tramite l'utilizzo parziale di riserve, di euro 0,28 per ogni azione ordinaria in circolazione (al netto delle azioni proprie), al lordo o al netto delle ritenute fiscali a seconda del regime fiscale applicabile. Il pagamento del dividendo è avvenuto nei termini e con le modalità stabilite dall'Assemblea.
Il prospetto di variazione delle voci del patrimonio netto al 30 giugno 2021 rispetto a quelle presenti al 31 dicembre 2020 è esposto tra i prospetti contabili consolidati.
Si riporta di seguito il dettaglio delle singole voci:
Il capitale sociale di Alerion ammonta a 161.137 migliaia di euro (invariato rispetto al 31 dicembre 2020) ed è costituito da n. 54.229.403 azioni ordinarie.
La riserva azioni proprie al 30 giugno 2021 è negativa per 1.205 migliaia (negativa per 28 migliaia al 31 dicembre 2020) e si riferisce al controvalore di acquisto delle n. 94.000 azioni proprie detenute dalla società. La riserva si movimenta rispetto al valore al 31 dicembre 2020, per gli acquisti di azioni proprie del semestre per un controvalore pari a 1.177 migliaia di euro.
La riserva da sovrapprezzo azioni ammonta a 21.400 migliaia di euro, invariata rispetto al 31 dicembre 2020, e si riferisce: i) al sovrapprezzo di 0,02 euro per azione sull'aumento di capitale avvenuto nel corso del 2003; ii) al sovraprezzo di 0,55 euro per azione sull'aumento di capitale avvenuto nel 2008, al netto delle rettifiche per i costi sostenuti, funzionali agli aumenti di capitale; iii) alla differenza tra il valore relativo all'acquisto delle azioni proprie annullate nel 2012 e il loro valore nominale, oltre alla commissioni sull'acquisto.
Le riserve di risultato sono positive per 33.748 migliaia di euro (positive per 29.085 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) ed includono gli utili/perdite accumulate, al netto dei dividendi distribuiti.
La riserva di cash flow hedge risulta negativa per 17.104 migliaia di euro (negativa per 9.066 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) ed accoglie le variazioni di fair value degli strumenti derivati, al netto del relativo effetto fiscale per la loro porzione efficace. La variazione negativa del semestre è stata complessivamente pari a 8.038 migliaia di
euro di cui una variazione positiva pari a 292 migliaia di euro riconducibile alle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto. Si rimanda al paragrafo "3.0 POLITICA DI GESTIONE DEL RISCHIO FINANZIARIO" dove è riportata la movimentazione della riserva di cash flow hedge.
Il capitale, le riserve ed il risultato di terzi sono pari complessivamente a 4.864 migliaia di euro (4.473 migliaia di euro al 31 dicembre 2020).
Si riporta qui di seguito l'informativa richiesta dal Principio Contabile Internazionale IFRS 12 "Disclosure of interests with other entities".
| Società | Sede operativa |
Utili (perdite) su Percentuale di possesso partecipazioni di minoranza |
Patrimonio netto di terzi | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (Euro Migliaia) | 30.06.2021 | 31.12.2020 | I° Semestre 2021 |
I° Semestre 2020 |
30.06.2021 | 31.12.2020 | |
| Alerion Bulgaria AD | Bulgaria | 92,50% | 92,50% | (1) | (1) | (7) | (7) |
| Parco Eolico Licodia Eubea | Italia | 80,00% | 80,00% | 168 | 14 | 943 | 774 |
| Energes Biccari | Italia | 75,00% | 75,00% | 0 | (1) | 0 | 0 |
| Wind Energy EOOD | Bulgaria | 51,00% | 51,00% | 40 | 58 | 634 | 593 |
| Wind Stream EOOD | Bulgaria | 51,00% | 51,00% | 44 | 42 | 450 | 407 |
| Wind Systems EOOD | Bulgaria | 51,00% | 51,00% | 38 | 51 | 530 | 492 |
| Wind Power 2 EOOD | Bulgaria | 51,00% | 51,00% | 40 | 60 | 597 | 557 |
| FRI-EL Anglona | Italia | 90,00% | 90,00% | 246 | 147 | (460) | (481) |
| Draghiescu Partners | Romania | 90,00% | 90,00% | (8) | (1) | (19) | (11) |
| FRI-EL Nulvi Holding | Italia | 90,00% | 90,00% | (3) | (1) | 2.196 | 2.149 |
| Totale | 564 | 368 | 4.864 | 4.473 |
| (Euro/000) | 30.06.2021 | 31.12.2020 | Variazione |
|---|---|---|---|
| Debiti vero obbligazionisti | 346.163 | 345.730 | 433 |
| Debiti verso banche per finanziamenti | 120.952 | 132.933 | (11.981) |
| Debiti finanziari per Lease | 19.259 | 19.496 | (237) |
| Debiti per Lease Finanziari | 21.499 | 24.625 | (3.126) |
| Debiti verso soci terzi per finanziamenti | 12.133 | 12.099 | 34 |
| Debiti verso altri finanziatori | 136 | - | 136 |
| Totale passività finanziarie non correnti | 520.142 | 534.883 | (14.741) |
Il Debito verso obbligazionisti al 30 giugno 2021 è composto i) dal valore del prestito obbligazionario 2018-2024 sottoscritto il 29 giugno 2018 per un controvalore di 150.000 migliaia di euro, al netto di residui 1.617 migliaia di euro per costi accessori, la quota degli interessi annuali è stata corrisposta in data 30 giugno 2021 e ii) dal valore del prestito obbligazionario 2019-2025 sottoscritto il 12 dicembre 2019 per un controvalore
di 200.000 migliaia di euro, al netto di costi di emissione residui per 2.219 migliaia di euro.
La voce Debiti verso banche per finanziamenti al 30 giugno 2021 ammonta a 120.952 migliaia di euro (al 31 dicembre 2020 era pari a 132.933 migliaia di euro) ed è composta i) dalla quota a lungo termine dei finanziamenti in project financing ottenuti per la realizzazione dei parchi eolici di Villacidro, di Albareto e di Ponte Gandolfo, rispettivamente dalle controllate Green Energy Sardegna S.r.l per 23.796 migliaia di euro, Fri-el Albareto S.r.l. per 16.437 migliaia di euro ed Eolica PM S.r.l. per 40.327 migliaia di euro, al netto dei costi accessori, ii) dalla quota a lungo termine dei finanziamenti in project financing per effetto delle acquisizioni perfezionatesi nel 2019, nello specifico Comiolica S.L. per 16.500 migliaia di euro e Fri-el Campidano S.r.l. per 11.610 migliaia di euro, al netto dei costi accessori, iii) della quota a lungo termine dei finanziamenti bancari ottenuti da Alerion Clean Power S.p.A. a maggio 2019 pari a 1.507 migliaia di euro, e ad ottobre 2020 pari a 3.597 migliaia di euro, iv) dalla quota a lungo termine dei debiti per Project Financing relativi agli impianti di Krupen pari a 479 migliaia di euro e vi) dalla quota a lungo termine dei finanziamenti in project financing per effetto delle acquisizioni perfezionatesi nel 2020, nello specifico Grottole S.r.l. per 6.698 migliaia di euro.
Di seguito si riportano le informazioni dettagliate delle passività finanziarie correnti e non correnti con l'indicazione dei tassi d'interesse applicati e delle relative scadenze:
| (Euro/000) | al 31.12.20 | Increm. | (decrem.) | al 30.06.21 | Tasso di interesse | IRS | scadenza |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Project financing - Callari | 17.521 | - | (17.521) | - Euribor 6 mesi + 1,20% | 4,85% Rimborsato | ||
| Project financing - Ordona | 23.744 | - | (23.744) | - Euribor 6 mesi + 1,20% | 4,84% Rimborsato | ||
| Debito verso Obbligaz. 2018-2024 | 151.025 | - | (2.627) | 148.398 Tasso Pr. obligazionario 3,75% | n.a. | 2024 | |
| Project financing - Albareto | 18.964 | - | (1.175) | 17.789 Euribor 6 mesi + 2,05 % | 0,91% | 2035 | |
| Project financing - Alerion Teruel | 1.670 | - | (1.005) | 665 Euribor 6 mesi + 2,75 % | 0,21% | 2021 | |
| Finanziamento Bankinter | 2.699 | - | (389) | 2.310 Euribor 6 mesi +2,32% | n.a. | 2024 | |
| Debito verso Obbligaz. 2019-2025 Green Bond | 197.779 | 3.324 | - | 201.103 Tasso Pr. obligazionario 3,125% | n.a. | 2025 | |
| Project financing - Campidano | 23.632 | - | (3.916) | 19.716 Euribor 6 mesi + 1,75 % | -0,17% | 2023 | |
| Project financing - Comiolica | 17.433 | - | (18) | 17.415 Euribor 6 mesi + 2,75 % | 0,43% | 2026 | |
| Project financing - Eolica PM | 44.227 | - | (1.301) | 42.926 Euribor 6 mesi + 2,05 % | 1,11% | 2035 | |
| Project financing - Green Energy Sardegna | 26.797 | - | (1.182) | 25.615 Euribor 6 mesi + 2,05% | 1,23% | 2035 | |
| Project financing - W.Energy Eood | 480 | - | (119) | 361 DEG Base + 4,75 % | n.a. | 2022 | |
| Project financing - W.Power Eood | 480 | - | (119) | 361 DEG Base + 4,75 % | n.a. | 2022 | |
| Project financing - W.Stream Eood | 480 | - | (119) | 361 DEG Base + 4,75 % | n.a. | 2022 | |
| Project financing - W.System Eood | 480 | - | (119) | 361 DEG Base + 4,75 % | n.a. | 2022 | |
| Project financing - Grottole | 18.155 | - | (4.021) | 14.134 Euribor 6 mesi + 1,10 % | 0,19% | 2023 | |
| Debiti finanziari per Leases | 49.878 | - | (3.167) | 46.711 Tasso indebitam incrementale 3,71% | n.a. | ||
| Debiti vs Banche | 12.075 | 3.864 | - | 15.939 Euribor 1 mese + 1,0% | n.a. | a revoca | |
| Finanziamento Mediocredito 2020-2026 | 4.802 | - | (398) | 4.404 Euribor 3 mesi + 1,8 % | n.a. | 2026 | |
| Finanziamento soci di minoranza | 12.313 | 287 | - | 12.600 | |||
| Altre passività finanziarie | - | 136 | - | 136 | |||
| Totale Passività finanziarie | 624.634 | 7.611 | (60.940) | 571.305 | |||
| di cui | |||||||
| Correnti | 89.751 | 51.163 | |||||
| Non-correnti | 534.883 | 520.142 | |||||
Con riferimento ai finanziamenti sopra riportati di seguito si riportano le informazioni, per singolo progetto, relative all'ammontare del debito residuo, alle forme tecniche utilizzate, alla scadenza, agli impegni, alle garanzie rilasciate a favore dei soggetti finanziatori ed alle clausole contrattuali significative.
| (Euro/000) | Debito finanziario associato | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Impianto | Società | Capacità Installata Consolidata (MW) |
Valore netto contabile delle Attività |
Valore contabile delle Forma Tecnica Passività Finanziarie |
Scadenza | Impegni, garanzie rilasciate a favore dei finanziatori |
Clausole contrattuali significative |
| Callari (CT) | Callari S.r.l. | 36,00 | 28.840 | - Proj.financing | Rimborsato | (*) | (**) |
| Ordona (FG) | Ordona S.r.l. | 34,00 | 30.956 | - Proj.financing | Rimborsato | (*) | (**) |
| Castel di Lucio (ME) Licodia Eubea (CT) |
Minerva S.r.l. Parco Eolico Licodia Eubea S.r.l. |
22,95 22,10 |
22.997 22.289 |
- Fin. Soci - Fin. Soci |
2022 2022 |
(Itg) (Itg) |
(Itg) (Itg) |
| San Marco in Lamis (FG) | Renergy San Marco S.r.l. | 44,20 | 38.936 | - Fin. Soci | 2022 | (Itg) | (Itg) |
| Agrigento (AG) | Wind Power Sud S.r.l. | 33,15 | 35.995 | - Fin. Soci | 2022 | (Itg) | (Itg) |
| Albanella (SA) | Eolo S.r.l. | 8,50 | 4.209 | - Fin. Soci | 2022 | (Itg) | (Itg) |
| Ciorlano (CE) | Dotto S.r.l. | 20,00 | 12.486 | - Fin. Soci | 2022 | (Itg) | (Itg) |
| Morcone e Pontelandolfo | Eolica PM S.r.l. | 51,80 | 70.765 | 42.926 Proj.financing | 2035 | (*) | (**) |
| Villa Cidro (SU) | Green Energy Sardegna S.r.l. | 30,80 | 38.956 | 25.615 Proj.financing | 2035 | (*) | (**) |
| Comiolica (Spagna) | Comiolica S.L. | 36,00 | 47.035 | 17.415 Proj.financing | 2035 | (*) | (**) |
| Comiolica (Spagna) | Alerion Teruel S.L. | - | - | 665 Proj.financing | 2035 | (*) | (**) |
| Albareto | Fri-El Albareto S.r.l. | 19,80 | 28.539 | 17.789 Proj.financing | 2035 | (*) | (**) |
| Campidiano | Fri-El Campidano S.r.l. | 70,00 | 47.134 | 19.716 Proj.financing | 2023 | (*) | (**) |
| Regalbuto | Anemos Wind S.r.l. | 50,00 | 36.708 | 25.990 Leasing | 2023 | (*) | (**) |
| Grottole | Fri-el Grottole | 54,00 | 72.983 | 14.134 Proj.financing | 2023 | (*) | (**) |
| Ricigliano | Fri-el Ricigliano | 36,00 | 20.926 | - Proj.financing | Rimborsato | (*) | (**) |
| Nulvi-Tergu | Fri-el Anglona | 29,75 | 16.301 | - Proj.financing | Rimborsato | (*) | (**) |
| Krupen (1) (Bulgaria) | W.Energy Eood | 3,00 | 2.324 | 361 Proj.financing | n.a. | (*) | (**) |
| Krupen (2) (Bulgaria) | W.Power Eood | 3,00 | 2.299 | 361 Proj.financing | n.a. | (*) | (**) |
| Krupen (3) (Bulgaria) | W.Stream Eood | 3,00 | 2.324 | 361 Proj.financing | n.a. | (*) | (**) |
| Krupen (4) (Bulgaria) | W.System Eood | 3,00 | 2.324 | 361 Proj.financing | n.a. | (*) | (**) |
| 611,1 | 585.326 | 165.694 |
(*) Principali impegni e garanzie rilasciate: Pegno sulle Quote societarie. Pegno sui conti correnti bancari, ipoteca e privilegio speciale
(**) Clausole contrattuali Debt service cover ratio (DSCR); Leva finanziaria (debt to Equity)
(Itg) Alla data di erogazione del prestito obbligazionario i finanziamenti in project financing delle società progetto sono stati acquistati dalla Capogruppo Alerion Clean Power S.p.A.
I suddetti finanziamenti in project financing contengono covenants tipici del mercato finanziario, che pongono limiti alla società finanziata in linea con la prassi di mercato prevalente per accordi analoghi. In particolare, si segnala che le garanzie reali si riferiscono principalmente: i) al privilegio speciale sui beni mobili; ii) all'ipoteca di primo grado sui beni immobili; iii) al pegno sui crediti e conti correnti iv) al pegno sul 100% del capitale sociale.
Si evidenziano di seguito i saldi al 30 giugno 2021 relativi alle Attività Correnti riconducibili alle società del Gruppo, finanziate secondo lo schema del project financing:
| Valori riconducibili a società finanziate |
Valori riconducibili a società finanziate |
|||
|---|---|---|---|---|
| (Euro/000) | 30.06.2021 | con project financing |
31.12.2020 | con project financing |
| Crediti commerciali | 6.531 | 3.876 | 9.113 | 5.583 |
| Crediti tributari | 6.040 | 10 | 4.532 | 83 |
| Crediti vari e altre attività correnti | 31.742 | 8.530 | 30.130 | 12.244 |
| di cui crediti per Incentivo | 9.364 | 4.284 | 10.066 | 5.841 |
| Crediti finanziari e altre attività finanziarie correnti | 978 | - | 1.003 | - |
| Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti | 93.435 | 26.184 | 147.706 | 42.690 |
| ATTIVITA' CORRENTI: | 138.726 | 38.600 | 192.484 | 60.600 |
La società finanziata assume una serie di obblighi di fare e obblighi di non fare, il cui rispetto è essenziale ai fini del Contratto di Finanziamento. Di seguito il dettaglio:
Nella tabella seguente si riportano i Parametri finanziari relativi ai finanziamenti in project financing, per i quali è già dovuto il rispetto alla data di bilancio, e che nello specifico si riferiscono principalmente ai livelli minimi che deve rispettare il Conto Riserva Servizio del Debito, il quale non deve essere inferiore alla somma della rata di rimborso in linea capitale, delle commissioni e degli interessi passivi che intercorrono tra le diverse date di calcolo semestrali.
| Finanziamenti in Project finance: | DSCR (Debt Service Cover Ratio) |
|---|---|
| - Project finance - Grottole |
1,05 |
| - Project finance - New Green Molise |
1,10 |
| - Project finance - Green Energy Sardegna |
1,05 |
| - Project finance - Eolica PM (*) |
1,05 |
| - Project finance - Fri-el Albareto |
1,05 |
| - Project finance - Alerion Teruel |
1,05 |
| - Project finance - Comiolica |
1,05 |
| - Project finance - Campidano |
1,05 |
| - Project finance - Krupen |
1,10 |
| (*) Data di calcolo DSCR a partire dal 30 giugno 2021 |
Al 30 giugno 2021, ultima data di calcolo, i covenants sopra indicati sono stati rispettati.
Si segnala che con riferimento al Prestito Obbligazionario 2018 -2024 qualora a ciascuna Data di Calcolo il rapporto tra l'Indebitamento Finanziario Contabile al Netto dei Derivati ed il Patrimonio Netto al Netto dei Derivati risulti superiore a 2,5 la società si impegna a non assumere ulteriore indebitamento Finanziario Contabile al Netto dei Derivati salvo che alla successiva Data di Calcolo tale rapporto risulti pari o inferiore al valore di 2,5; con "Data di Calcolo" si intende la data del 31 dicembre di ogni anno di durata del Prestito, a partire dal 31 dicembre 2018. Si evidenzia che, la definizione e il calcolo dell'Indebitamento Finanziario Contabile al Netto dei Derivati e del Patrimonio Netto al Netto dei Derivati verranno effettuati sulla base dei principi contabili internazionali in vigore alla data di erogazione del Prestito Obbligazionario e già adottati
dalla società per la predisposizione della relazione finanziaria annuale 2018, non inclusivi del nuovo principio "IFRS 16 – Leases".
Si segnala che con riferimento al Prestito Obbligazionario 2019 -2025 qualora a ciascuna Data di Calcolo il rapporto tra l'Indebitamento Finanziario Contabile al Netto dei Derivati ed il Patrimonio Netto al Netto dei Derivati risulti superiore a 2,5 la società si impegna a non assumere ulteriore indebitamento Finanziario Contabile al Netto dei Derivati salvo che alla successiva Data di Calcolo tale rapporto risulti pari o inferiore al valore di 2,5; con "Data di Calcolo" si intende la data del 31 dicembre di ogni anno di durata del Prestito, a partire dal 31 dicembre 2019. Si evidenzia che, la definizione e il calcolo dell'Indebitamento Finanziario Contabile al Netto dei Derivati e del Patrimonio Netto al Netto dei Derivati verranno effettuati sulla base dei principi contabili internazionali in vigore alla data di erogazione del Prestito Obbligazionario e già adottati dalla società per la predisposizione della relazione finanziaria annuale 2019.
Alla data odierna, sulla base delle simulazioni effettuate, i parametri finanziari relativi ai prestiti obbligazionari della Società risultano rispettati.
I Debiti e passività per lease si riferiscono al valore attuale della quota scadente oltre i 12 mesi dei futuri canoni di lease iscritti secondo il modello di rilevazione contabile dei lease previsto dal principio IFRS 16. Tali debiti includono per 21.183 migliaia di euro i debiti relativi al contratto di leasing finanziario per l'impianto di Regalbuto.
I Debiti verso soci terzi per finanziamenti si riferiscono a finanziamenti concessi dai soci di minoranza in relazione allo sviluppo dei parchi eolici. La voce si riferisce principalmente all'erogazione da parte di SIMEST di un finanziamento soci pari a 9.851 migliaia, al netto di costi accessori pari a 100 migliaia di euro a sostegno dello sviluppo di Alerion in Spagna. In particolare, l'investimento di SIMEST, effettuato in forma mista tra aumento di capitale sociale e finanziamento soci per complessivi 10 milioni di euro, è diretto ad affiancare Alerion, per il tramite della sua controllata locale Alerion Spain, nell'acquisizione, già completata in data 26 giugno 2019, di Comiolica S.L. Successivamente all'aumento di capitale nella holding delle attività in Spagna, SIMEST detiene una partecipazione del 49% in Alerion Spain, società di cui Alerion Clean Power S.p.A. mantiene il controllo con il 51% del capitale sociale. Considerando che nella sostanza l'operazione SIMEST si configura come un'operazione di finanziamento e considerando la presenza di un'opzione "put" esercitabile dalla controparte, il Gruppo ha considerato SIMEST quale un finanziatore e, ai fini del consolidamento di Comiolica S.L., non ha fatto emergere interessi di minoranza nel bilancio consolidato.
Alla data del 30 giugno 2021, gli strumenti derivati in bilancio ammontano complessivamente a 22.115 migliaia di euro (15.025 migliaia di euro al 31 dicembre 2020), di cui la quota corrente, pari a 17.779 migliaia di euro, rappresenta i flussi di cassa con scadenza entro l'esercizio, mentre la quota non corrente, pari a 4.336 migliaia
di euro, comprende i flussi di cassa futuri fino al termine del contratto derivato in corrispondenza del rimborso del finanziamento in project financing.
| (Euro/000) | 30.06.2021 | 31.12.2020 | Variazione |
|---|---|---|---|
| Debiti non correnti per strumenti derivati | 4.336 | 6.452 | (2.116) |
| Debiti correnti per strumenti derivati | 17.779 | 8.573 | 9.206 |
| Totale passività finanziarie non correnti | 22.115 | 15.025 | 7.090 |
Al 30 giugno 2021 sono in essere le seguenti operazioni di finanziamento, per le quali sono state attivate le coperture dal rischio di cash flow:
| Controparte (Società) (valori in Euro/000) |
Project financing oggetto di Copertura con IRS |
Nozionale Derivato |
Fair value strumenti derivati al 30 giugno 2021 |
Quota a CFH |
Chiusura anticipata e rimborso degli strumenti derivati |
Quota a CE |
Fair value strumenti derivati al 31 dicembre 2020 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| GE Capital (Ordona) | - | - | - | - | 2.892,00 | - | (2.892,00) |
| Monte dei Paschi di Siena (Callari) | - | - | - | - | 1.479,00 | - | (1.479,00) |
| Banco BPM (Campidano) | 11.266,29 | 7.992,00 | (34,00) | 23,00 | - | - | (57,00) |
| Banco BPM (Campidano # 2) | 8.449,71 | 5.994,00 | (27,00) | 17,00 | - | - | (44,00) |
| Unicredit (Green Energy Sardegna) | 25.615,00 | 19.466,00 | (1.729,00) | 619,00 | - | - | (2.348,00) |
| Unicredit (Eolica) | 42.926,00 | 32.837,00 | (2.617,00) | 1.029,00 | - | - | (3.646,00) |
| Sabadel (Alerion Teruel ) | 665,00 | - | - | - | - | 1,00 | (1,00) |
| Sabadel (Comiolica ) | 17.415,00 | 13.419,00 | (158,00) | 53,00 | - | - | (211,00) |
| Unicredit (Grottole) | 14.134,00 | 10.679,00 | (89,00) | 23,00 | - | 32,00 | (144,00) |
| Unicredit (Fri-el Albareto) | 17.789,00 | 13.382,00 | (905,00) | 405,00 | - | - | (1.310,00) |
| Strumenti Derivati su Project Financing | 138.260 | 103.769 | (5.559) | 2.169 | 4.371 | 33 | (12.132) |
| Controparte (Società) | Commodity | Nozionale Derivato |
Fair value strumenti derivati al 30 giugno |
Quota a | Chiusura anticipata e rimborso degli strumenti |
Quota a | Fair value strumenti derivati al 31 dicembre |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (valori in Euro/000) | Swap | (MW) | 2021 | CFH | derivati | CE | 2020 |
| DXT Commodities (Alerion Cleanpower) | - | 750 | (16.556) | (13.663) | - | - | (2.893) |
| Strumenti Derivati Commodity Swap | - | 750 | (16.556) | (13.663) | - | - | (2.893) |
| Strumenti Derivati riconducibili a partecipazioni consolidate integralmente |
(22.115) | (11.494) | 4.371 | 33 | (15.025) | ||
| relativo effetto fiscale | 1.345 | 3.291 | (1.049) | (3.820) | 2.923 | ||
| Strumenti derivati riconducibili a partecipazioni consolidate integralmente al netto del relativo effetto fiscale |
(20.770) | (8.203) | 3.322 | (3.787) | (12.102) |
| Controparte (Società) (valori in Euro/000) |
Project financing oggetto di |
Fair value strumenti derivati al |
Chiusura anticipata e rimborso degli |
Fair value strumenti derivati al |
|||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Partecipazioni valutate con il | Copertura | Nozionale | 30 giugno | Quota a | strumenti | Quota a | 31 dicembre |
| metodo del Patrimonio Netto | con IRS | Derivato | 2021 | CFH | derivati | CE | 2020 |
| Unicredit (Andromeda)* | 5.950 | 5.422 | (80) | 34 | - | - | (114) |
| Unicredit (Guardionara)* | 3.981 | 3.630 | (36) | 17 | - | - | (53) |
| B.I.I.S. (New Green Molise )* | 15.675 | 13.548 | (1.186) | 332 | - | - | (1.518) |
| Strumenti Derivati riconducibile a | |||||||
| partecipazioni valutate con il metodo del | 25.606 | 22.600 | (1.302) | 383 | - | - | (1.685) |
| Patrimonio Netto | |||||||
| relativo effetto fiscale | 312 | (92) | - | - | 404 | ||
| Strumenti derivati riconducibili a | |||||||
| partecipazioni valutate con il metodo del | (990) | 291 | - | - | (1.281) | ||
| Patrimonio Netto al netto dell'effetto fiscale |
(*) partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto in accordo con l'IFRS 11
Il Gruppo stipula contratti di Interest Rate Swap per gestire il rischio derivante dalla variazione dei tassi di interesse sui finanziamenti in project financing stipulati con diversi pool di banche, e su richiesta delle medesime (condizione per la stipula di operazioni in Project Financing), convertendo le linee dei finanziamenti dedicate agli investimenti da tassi variabili a tassi fissi. Alla data di bilancio risultano in essere contratti di Interest Rate Swap per un nozionale di circa 103.769 migliaia di euro, che fissano l'interesse ad un tasso IRS medio corrispondente a circa il 4% per un periodo lungo mediamente 15 anni dalla data di stipula.
Come già riportato nel paragrafo del Rischio Finanziario, si segnala che a partire dalla fine del 2020 il Gruppo ha inoltre stipulato contratti di Commodity Swap sul prezzo dell'energia elettrica per gestire il rischio di prezzo, contenere la volatilità indotta dalle variazioni dei prezzi di mercato dell'energia elettrica sulla propria marginalità e conseguentemente stabilizzare i relativi flussi di cassa generati dalla vendita dell'energia elettrica prodotta dai propri impianti. Tali contratti, prevedono la conversione, da prezzo variabile (Prezzo Unico Nazionale – PUN) a prezzo fisso, calcolati su un predeterminato importo Nozionale. Alla data di bilancio risultano in essere contratti per un Nozionale di circa 750 MW, da scambiare nel periodo dal 1° gennaio 2021 al 31 dicembre 2021, che fissano il prezzo ad un valore medio a circa 53,3 euro per un periodo lungo un anno, dal 1° gennaio 2021 al 31 dicembre 2021.
Il fair value degli strumenti derivati risultante al 30 giugno 2021 è stimato in 22.115 migliaia di euro (15.025 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) per le società consolidate integralmente. La metodologia applicata per il calcolo del fair value è quella del Discount Cash Flow Model. Questi strumenti derivati sono designati come strumenti di copertura di flussi di cassa futuri e sono risultati efficaci; conseguentemente le variazioni di fair value sono state iscritte in una riserva di patrimonio netto. La parte di inefficacia, invece, è stata rilevata a conto economico.
La variazione del fair value degli Interest Rate Swap su project financing è positiva per 6.572 migliaia di euro, prevalentemente riconducibile a:
La variazione del Fair Value degli strumenti Commodity Swap sul prezzo dell'energia è invece negativa per 13.663 migliaia di euro. Essa è interamente rilevata a patrimonio netto ed è riconducibile all'attesa di una curva dei prezzi forward nel secondo semestre dell'esercizio, maggiore del prezzo fisso pattuito contrattualmente.
Si segnala che la variazione del fair value degli strumenti derivati in capo alle società valutate con il metodo del patrimonio netto è stata positiva per 291 migliaia di euro rispetto a dicembre 2020, rilevata direttamente nel conto economico complessivo, al netto dell'effetto fiscale. Complessivamente le passività per strumenti derivati riconducibili alle partecipazioni in oggetto ammontano al 30 giugno 2021 a 990 migliaia di euro, mentre al 31 dicembre 2020 ammontavano a 1.281 migliaia di euro.
Ammontano a 619 migliaia di euro (602 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) ed includono il valore attuariale dell'effettivo debito del Gruppo verso tutti i dipendenti determinato applicando i criteri previsti dallo IAS 19.
| (Euro/000) | 30.06.2021 | 31.12.2020 | variazione |
|---|---|---|---|
| TFR | 619 | 602 | 17 |
| Totale TFR ed altri fondi relativi al personale | 619 | 602 | 17 |
Di seguito vengono riassunte le ipotesi attuariali utilizzate per la definizione del fondo:
| Data di calcolo | 30/06/2021 |
|---|---|
| Tasso di mortalità | Tavole IPS55 |
| Tassi di invalidità | Tavole INPS-2000 |
| Tasso di rotazione del personale | 2,00% |
| Tasso di attualizzazione* | 0,79% |
| Tasso incremento retribuzioni | 1,00% |
| Tasso di anticipazioni | 1,00% |
| Tasso d'inflazione | 0,50% |
| Consistenza al 31.12.2020 |
Incrementi | Decrementi | Consistenza al 30.06.21 |
Consistenza media del periodo |
|
|---|---|---|---|---|---|
| Dirigenti | 2 | 0 | 0 | 2 | 2,0 |
| Quadri e Impiegati | 34 | 7 | (1) | 40 | 38,0 |
| Totale dipendenti | 36 | 7 | (1) | 42 | 40,0 |
Di seguito si forniscono le informazioni relative all'età media del personale ed alla sua formazione:
| Età media | Laureati | |||
|---|---|---|---|---|
| al 31.12.2020 | al 30.06.2021 | al 31.12.2020 | al 30.06.2021 | |
| Dirigenti Quadri e Impiegati |
53 41 |
54 42 |
2 17 |
2 22 |
| Media | 47,0 | 48,0 | 19 | 24 |
| (Euro/000) | 30.06.2021 | 31.12.2020 | variazione |
|---|---|---|---|
| Fondo imposte e contenzioso fiscale | 6.102 | 5.850 | 252 |
| Fondo rischi per controversie legali | 110 | 110 | - |
| Fondi su altri rischi | 8.801 | 16.015 | (7.214) |
| Totale fondi per rischi ed oneri futuri | 15.013 | 21.975 | (6.962) |
Si riporta di seguito la movimentazione dei Fondi per rischi e oneri futuri:
| (Euro/000) | Imposte e contenzioso fiscale |
Rischi per controversie legali |
Fondi su altri rischi |
Totale |
|---|---|---|---|---|
| Consistenza al 31 dicembre 2020 | 5.850 | 110 | 16.015 | 21.975 |
| Accantonamenti | 338 | - | 748 | 1.086 |
| (Utilizzi / rilasci) | (86) | - | (7.962) | (8.048) |
| Consistenza al 30 giugno 2021 | 6.102 | 110 | 8.801 | 15.013 |
La voce Imposte e contenzioso fiscale ammonta a 6.102 migliaia di euro (5.850 al 31 dicembre 2020), include accantonamenti relativi alla maggiore imposta ICI/IMU ricalcolata principalmente sulla base delle rendite rideterminate dall'Agenzia del Territorio.
Il Fondo rischi per controversie legali è iscritto a fronte degli oneri legali relativi alle controversie in essere e riflette la stima aggiornata dei rischi sulle cause legali al 30 giugno 2021.
La voce Fondi su altri rischi include principalmente:
Una descrizione più dettagliata delle controversie legali è riportata nella nota 36 "CONTROVERSIE LEGALI".
Ammontano a 13.379 migliaia di euro (13.970 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) e si riferiscono al contributo ex-lege 488/92 e al contributo P.O.R., ottenuti rispettivamente per la costruzione degli impianti eolici di Albanella, Agrigento, Campidano, Ricigliano, Grottole e Anglona.
| (Euro/000) | 30.06.2021 | 31.12.2020 | Variazione |
|---|---|---|---|
| Altri debiti | 13.379 | 13.970 | (591) |
| Totale debiti vari non correnti | 13.379 | 13.970 | (591) |
Le passività finanziarie correnti ammontano a 51.163 migliaia di euro (89.751 migliaia di euro al 31 dicembre 2020), e sono così dettagliate:
| (Euro/000) | 30.06.2021 | 31.12.2020 | variazione |
|---|---|---|---|
| Debiti correnti per finanziamenti e linee bancarie | 41.404 | 80.705 | (39.301) |
| Debiti verso Obbligazionisti | 3.337 | 3.074 | 263 |
| Debiti per Lease Operativi | 1.149 | 1.057 | 92 |
| Debiti per Lease Finanziari | 4.806 | 4.702 | 104 |
| Debiti verso soci terzi per finanziamenti | 467 | 213 | 254 |
| Totale passività finanziarie correnti | 51.163 | 89.751 | (38.588) |
I Debiti correnti per finanziamenti e linee bancarie sono pari a 41.404 migliaia di euro e includono principalmente le quote a breve termine dei finanziamenti in Project Financing relative agli impianti di: i) Eolica PM per 2.599 migliaia di euro; ii) Fri-El Campidano per 8.106 migliaia di euro; iii) Krupen per 963 migliaia di euro; iv) Green Energy Sardegna per 1.819 migliaia di euro; vi) Fri-El Albareto per 1.352 migliaia di euro; vii) Alerion Teruel e Comiolica per un importo complessivo di 1.579 migliaia; viii) Grottole per un importo complessivo di 7.436 migliaia di euro. La voce include, inoltre, la quota corrente delle passività finanziarie sottoscritte dalla Capogruppo Alerion Clean Power: i) la quota corrente del finanziamento corporate con Bankinter pari a 803 migliaia di euro,ii) la quota corrente del finanziamento con Mediocredito pari a 807 migliaia di euro e iii) le linee di credito concesse ed utilizzate per 15.900 migliaia di euro. La variazione intervenuta rispetto al 31 dicembre 2020 è riferibile all'estinzione anticipata dei finanziamenti project relativi alle società Callari S.r.l. e Ordona Energia S.r.l. pari rispettivamente a 17.521 migliaia di euro e 23.744 migliaia di euro, già riclassificati nelle passività correnti al 31 dicembre 2020.
Il Debito verso obbligazionisti al 30 giugno 2021 pari a 3.337 migliaia di euro si riferisce si riferisce al valore degli interessi relativi al prestito obbligazionario 2019-2025 maturati nel primo semestre e non ancora scaduti ed in via residuale agli interessi sul prestito obbligazionario 2018-2024.
I Debiti e passività finanziarie per lease, pari a 5.955 migliaia di euro, si riferiscono al valore attuale della quota scadente entro 12 mesi dei futuri canoni di lease iscritti secondo il modello di rilevazione contabile previsto dal principio IFRS 16. Tali debiti includono per euro 4.806 migliaia i debiti relativi al contratto di leasing finanziario per l'impianto di Regalbuto.
I debiti commerciali ammontano a 12.038 migliaia di euro (8.313 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) e si riferiscono a debiti verso fornitori. Non producono interessi e sono normalmente regolati a 60 giorni.
I Debiti tributari ammontano a 4.310 migliaia di euro (4.559 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) e si riferiscono principalmente a debiti per imposte correnti per IRES.
| (Euro/000) | 30.06.2021 | 31.12.2020 | variazione |
|---|---|---|---|
| Debiti tributari per IRAP Debiti per imposta sostitutiva Debiti tributari per IRES |
594 1.648 2.068 |
312 2.499 1.748 |
282 (851) 320 |
| Totale debiti tributari | 4.310 | 4.559 | (249) |
I Debiti vari ammontano a 8.609 migliaia di euro (9.530 migliaia al 31 dicembre 2020), così composti:
| (Euro/000) | 30.06.2021 | 31.12.2020 | variazione |
|---|---|---|---|
| Debiti verso dipendenti e amministratori | 376 | 438 | (62) |
| Debiti verso l'Erario | 1.034 | 1.913 | (879) |
| Debiti previdenziali | 227 | 220 | 7 |
| Altri debiti | 6.972 | 6.959 | 13 |
| Totale debiti vari ed altre passività correnti | 8.609 | 9.530 | (921) |
La voce Altri debiti comprende principalmente:
a titolo di contributo in conto capitale ex-lege 488/92 "Agevolazione attività produttive", di competenza di esercizi successivi.
Gli "Altri debiti" sono infruttiferi e sono regolati in media ogni 12 mesi.
Per i termini e le condizioni relative alle parti correlate si veda la nota "Dettaglio dei rapporti con parti correlate e infragruppo al 30 giugno 2021".
Si fornisce di seguito il dettaglio dell'indebitamento finanziario al 30 giugno 2021 e al 31 dicembre 2020, esposto sulla base del nuovo schema previsto dall'orientamento ESMA 32-232-1138 del 4 marzo 2021:
| (valori in Euro migliaia) | 30.06.2021 | 31.12.2020 | |
|---|---|---|---|
| Disponibilità liquide | 13 | 19 | 18 |
| Mezzi equivalenti a disponibilità liquide | 13 | 93.416 | 147.688 |
| Altre attività finanziarie correnti | 12 | 978 | 1.003 |
| Liquidità | 94.413 | 148.709 | |
| Debito finanziario corrente | 16 - 20 | (39.674) | (26.408) |
| Parte corrente del debito finanziario non corrente | 20 | (29.268) | (71.916) |
| Indebitamento finanziario corrente | (68.942) | (98.324) | |
| INDEBITAMENTO FINANZIARIO CORRENTE NETTO | 25.471 | 50.385 | |
| Debito finanziario non corrente | 15 | (120.952) | (132.933) |
| Strumenti di debito | 15 | (346.163) | (345.730) |
| Debiti commerciali e altri debiti non correnti | 15 - 16 | (57.363) | (62.672) |
| INDEBITAMENTO FINANZIARIO NON CORRENTE | (524.478) | (541.335) | |
| INDEBITAMENTO FINANZIARIO* | (499.007) | (490.950) |
* Indebitamento finanziario calcolato come da Orientamento ESMA32-382-1138
Per i commenti alle singole voci si rimanda alle relative note sopra indicate.
I Ricavi operativi del primo semestre 2021 ammontano a 66.027 migliaia di euro (52.717 migliaia di euro nel primo semestre 2020) e si riferiscono principalmente a:
Nel corso del primo semestre 2021 il prezzo medio di cessione per gli impianti eolici incentivati secondo la Tariffa incentivante (FIP) ex "certificati verdi" è stato pari a 169,5 euro per MWh, rispetto a 129,5 euro per MWh del primo semestre 2020. In particolare:
Il prezzo medio di vendita nel periodo per l'impianto di Krupen in Bulgaria è stato pari a circa 93,9 Euro per MWh. In particolare, in Bulgaria il sistema di incentivazione, che prima era di tipo fisso da giugno 2019 è diventato variabile: l'energia elettrica prodotta viene venduta sul libero mercato attraverso dei trader al miglior prezzo di negoziazione e successivamente l'Autorità riconosce per ogni MWh prodotto un premio aggiuntivo, che viene determinato annualmente al 30 giugno.
Come già riportato nel paragrafo del Rischio Finanziario, si segnala che a partire dal 2020 il Gruppo ha inoltre stipulato contratti di Commodity Swap sul prezzo dell'energia elettrica per gestire il rischio di prezzo, contenere la volatilità indotta dalle variazioni dei prezzi di mercato dell'energia elettrica sulla propria marginalità e conseguentemente stabilizzare i relativi flussi di cassa generati dalla vendita dell'energia elettrica prodotta dai propri impianti. Tali contratti, prevedono la conversione, da prezzo variabile (Prezzo Unico Nazionale – PUN) a prezzo fisso, calcolati su un predeterminato importo Nozionale. Alla data di bilancio risultano in essere contratti per un Nozionale di circa 750 MW, da scambiare nel periodo dal 1° gennaio 2021 al 31 dicembre 2021, che fissano il prezzo ad un valore medio di 53,3 euro. Alla data del 30 giugno 2021, il PUN si è attestato sempre al di sopra del presso fissato contrattualmente, comportando oneri per 4.767 migliaia di euro contabilizzati in diretta diminuzione dei ricavi operativi.
Gli Altri Ricavi del primo semestre 2021 sono pari a 5.138 migliaia di euro (2.446 migliaia di euro nel primo semestre 2020) e si riferiscono principalmente a:
I Costi operativi del primo semestre 2021 ammontano a 16.920 migliaia di euro (15.863 migliaia di euro nel primo semestre 2020) e sono così dettagliati:
| (Euro/000) | I Semestre 2021 |
I Semestre 2020 |
Variazione |
|---|---|---|---|
| Costi operativi | |||
| Personale | 1.448 | 1.110 | 338 |
| CDA e Costi Societari | 652 | 499 | 153 |
| Consulenze | 3.012 | 1.952 | 1.060 |
| Assicurazioni | 1.240 | 1.262 | (22) |
| Manutenzione | 6.987 | 7.352 | (365) |
| Royalties e Locazioni | 1.076 | 852 | 224 |
| IMU | 494 | 503 | (9) |
| Altri Costi di produzione e sbilanciamenti | 206 | 263 | (57) |
| Altri costi di gestione | 1.761 | 1.996 | (235) |
| Altri Costi operativi | 15.428 | 14.679 | 749 |
| Accantonamenti per rischi | 44 | 74 | (30) |
| Totale costi operativi | 16.920 | 15.863 | 1.057 |
La tabella seguente riporta il dettaglio del costo del personale.
| (Euro/000) | I Semestre 2021 |
I Semestre 2020 |
Variazione |
|---|---|---|---|
| Salari, stipendi e oneri sociali | 1.025 | 809 | 216 |
| Oneri sociali | 325 | 266 | 59 |
| Trattamento di fine rapporto | 64 | (8) | 72 |
| Altri costi del personale | 34 | 43 | (9) |
| Totale costi del personale | 1.448 | 1.110 | 338 |
I costi operativi risultano essere in linea rispetto al primo semestre del precedente esercizio.
La voce CdA e costi societari nel primo semestre 2021 è pari a 652 migliaia di euro, in aumento rispetto al valore del primo semestre 2020 (499 migliaia di euro).
La voce Consulenze è pari a 3.012 migliaia di euro, in aumento di circa 1.060 migliaia di euro rispetto al periodo precedente.
I Costi di manutenzione comprendono principalmente i costi di manutenzione degli impianti operativi e nel primo semestre 2021 sono pari a 6.987 migliaia di euro, in linea con i valori espressi nell'analogo periodo 7.235 migliaia di euro.
La voce Accantonamenti per rischi ammonta a 44 migliaia di euro, rispetto ai 74 migliaia di euro al 30 giugno 2020.
Nella tabella seguente vengono riportate le voci di dettaglio relativi ad ammortamenti e svalutazioni:
| (Euro/000) | I Semestre 2021 |
I Semestre 2020 |
Variazione |
|---|---|---|---|
| Ammortamenti Immateriali | 5.665 | 5.672 | (7) |
| Ammortamenti Materiali | 14.971 | 14.903 | 68 |
| Totale ammortamenti e svalutazioni | 20.636 | 20.575 | 61 |
L'importo relativo agli ammortamenti del primo semestre del 2021 risulta essere essenzialmente in linea con il primo semestre 2020 in quanto i parchi operativi e le immobilizzazioni non hanno subito variazioni significative nei periodi oggetto del confronto.
Si segnala che la quota di ammortamento dei beni iscritti in accordo con il principio di riferimento IFRS 16 come Diritto di Utilizzo ammonta al 30 giugno 2021 a 665 migliaia di euro.
Nella tabella seguente vengono riportate le voci di dettaglio che compongono il risultato della gestione finanziaria:
| (Euro/000) | I Semestre 2021 |
I Semestre 2020 |
Variazione |
|---|---|---|---|
| Proventi finanziari: | |||
| - interessi da banche | 14 | 23 | (9) |
| - proventi su titoli | - | 32 | (32) |
| - proventi da strumenti derivati | 197 | 46 | 151 |
| - altri proventi finanziari | 4 | - | |
| Totale Proventi finanziari | 215 | 101 | 110 |
| Oneri finanziari: | |||
| - interessi su Prestito Obbligazionario | (6.395) | (6.421) | 26 |
| - interessi e oneri finanziari | (2.905) | (5.249) | 2.344 |
| - altri oneri finanziari | (36) | (6) | (30) |
| Totale Oneri finanziari: | (9.336) | (11.676) | 2.340 |
| Totale proventi ed oneri finanziari | (9.121) | (11.575) | 2.450 |
I Proventi da strumenti derivati includono le variazioni nel fair value degli strumenti derivati che non si sono qualificate di copertura alla data di valutazione del 30 giugno 2021. Si evidenzia che l'obiettivo del Gruppo è quello di limitare l'oscillazione degli oneri finanziari che hanno incidenza sul risultato economico, contenendo il rischio derivante dal potenziale rialzo dei tassi di interessi. In tale ottica il Gruppo ricorre mediamente a contratti derivati stipulati con controparti terze (Interest Rate Swap) finalizzati a predeterminare o limitare la variazione dei flussi di cassa dovuta alla variazione di mercato dei citati tassi di interesse, con riferimento ai debiti a medio-lungo termine. Ad ogni data di valutazione si verificano il rispetto delle condizioni di efficacia delle coperture messe in atto.
Gli oneri finanziari sono pari a 9.336 migliaia di euro (11.676 migliaia di euro al 30 giugno 2020) ed includono Interessi e oneri bancari a breve termine per 2.905 migliaia di euro, che si riferiscono principalmente a interessi maturati sull'utilizzo dei finanziamenti "project financing" e Interessi maturati sul prestito obbligazionario per 6.395 migliaia di euro. La voce altri oneri finanziari include oneri finanziari relativi ai debiti per leasing iscritti per il principio IFRS 16 pari a 36 migliaia di euro.
Il decremento complessivo degli Oneri finanziari rispetto al primo semestre 2020 è dovuto principalmente ai minori interessi passivi ed ai minori oneri da strumenti derivati maturati nel periodo per effetto del rimborso anticipato dei finanziamenti project delle società di Callari S.r.l. e Ordona S.r.l.
I proventi (oneri) netti da partecipazioni risultano pari a 13 migliaia di euro nel primo semestre 2021 e si riferiscono principalmente a oneri da partecipazioni afferenti a finanziamenti stipulati con i soci terzi delle società non detenute al 100%.
| Euro migliaia | I Semestre 2021 |
I Semestre 2020 |
Variazione |
|---|---|---|---|
| Dividendi e proventi finanziari verso soc. collegate e partecipate | 35 | (174) | 209 |
| Risultati di collegate valutate al patrimonio netto | (22) | (22) | - |
| Rettifiche di valore di attività finanziarie | - | 9 | (9) |
| Proventi netti su partecipazioni | 13 | (187) | 200 |
Il dettaglio della voce Imposte è illustrato nella tabella seguente:
| Euro migliaia | I Semestre 2021 |
I Semestre 2020 |
Variazione |
|---|---|---|---|
| Imposte correnti | (2.327) | (2.313) | (14) |
| Imposte Differite attive - relative all'insorgenza ed al riversamento di differenze temporanee |
(3.091) | (969) | (2.122) |
| Imposte Differite Passive - relative all'insorgenza ed al riversamento di differenze temporanee |
(3.483) | 573 | (4.056) |
| Imposte sul reddito nel conto economico consolidato | (8.901) | (2.709) | (6.192) |
La composizione delle imposte differite e anticipate al 30 giugno 2021 è la seguente:
| Altri Conto utili/(perdite) economico complessivi e consolidato altre variazioni Stato patrimoniale consolidato |
Conto economico consolidato |
|||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| I semestre | ||||||
| Valori in migliaia di euro | 30-giu-21 | 31-dic-20 Variazione | I semestre 2021 | 2020 | ||
| Fondo imposte differite passive | ||||||
| Attualizzazione Trattamento Fine Rapporto | 15 | 15 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Impose differite su differenze temporanee relative a Dividendi non imponibili e ammortamenti |
(2.895) | (2.965) | 70 | 70 | 0 | (71) |
| Imposte anticipate su differenze temporanee rilevate per applicazione IFRS 16 Lease finanziari |
(2.402) | (1.926) | (476) | (476) | 0 | (189) |
| Imposte differite su differenze temporanee rilevate sulle elisioni intragruppo |
(187) | (126) | (61) | (61) | 0 | (49) |
| Aggregazione aziendale (IFRS3) | (29.852) | (30.792) | 940 | 940 | 0 | 877 |
| Strumenti Derivati | (3.518) | 302 | (3.820) | (3.820) | 0 | (9) |
| Adeguamento ai principi contabili di Gruppo |
(3.431) | (3.157) | (274) | (136) | (138) | 15 |
| Totale (A) | (42.270) | (38.649) | (3.621) | (3.483) | (138) | 573 |
| Attività per Imposte anticipate | ||||||
| Imposte anticipate su differenze | ||||||
| temporanee per iscrizioni di fondi rischi, ammortamenti |
4.297 | 4.619 | (322) | (322) | 0 | (380) |
| Strumenti Derivati | 4.925 | 2.683 | 2.242 | (1.049) | 3.291 | 16 |
| Rettifiche di consolidato ai fini dell'adeguamento del bilancio ai principi IFRS utilizzati dal Gruppo |
1.870 | 1.870 | 0 | 0 | 0 | 30 |
| Imposte anticipate su differenze temporanee relative ad eccedenze di interessi passivi |
12.656 | 13.492 | (836) | (836) | 0 | (735) |
| Imposte anticipate su differenze temporanee rilevate per applicazione IFRS 16 Lease operativi |
163 | 163 | 0 | 0 | 0 | 69 |
| Imposte anticipate su differenze temporanee rilevate sulle elisioni intragruppo |
1.154 | 1.270 | (116) | (149) | 33 | 31 |
| Perdite disponibili per la compensazione | ||||||
| con utili futuri tassabili | 57 | 57 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Altre differenze temporanee deducibili | 18.916 | 19.651 | (735) | (735) | 0 | 0 |
| Totale (B) Attività per imposte differite nette |
44.038 1.768 |
43.805 5.156 |
233 (3.388) |
(3.091) (6.574) |
3.324 3.186 |
(969) (396) |
| Imposte correnti | (2.327) | (2.313) | ||||
| Totale imposte del periodo | (8.901) | (2.709) | ||||
La differenza rispetto al 2020 pari a 3.388 migliaia di euro è stata recepita, in parte direttamente tra le variazioni negative di patrimonio netto e in parte nel conto economico consolidato.
Le passività per imposte differite sono rilevate principalmente sull'iscrizione di attività immateriali a seguito di aggregazioni aziendali e su strumenti derivati.
Le imposte anticipate sono rilevate principalmente:
Si riporta qui di seguito il prospetto relativo alla riconciliazione tra onere fiscale teorico ed effettivo:
| (Euro/000) | IRES | IRAP | TOTALE | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Imposte correnti al 30/06/2021 | Imposte | % | Imposte | % | Imposte | % | |
| Base imponibile | 29.085 | 38.193 | |||||
| Onere fiscale teorico | (6.980) | 24,0% | (1.490) | 3,9% | (8.470) | 27,9% | |
| Differenze permanenti | 4.547 | (15,6%) | 637 (1,7%) | 5.184 | (17,3%) | ||
| Differenze temporanee | 948 | (3,3%) | (15) | 0,0% | 933 | (3,2%) | |
| Deduzione ACE | 150 | (0,5%) | - | 0,0% | 150 | (0,5%) | |
| Variazione aliquota | (249) | 0,7% | (249) | 0,7% | |||
| Imposte correnti effettive | (1.210) | 4,2% | (1.117) | 2,9% | (2.327) | 7,1% |
| IRES | IRAP | TOTALE | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Imposte correnti al 30/06/2020 | Imposte | % | Imposte | % | Imposte | % |
| Base imponibile | 8.003 | 19.765 | ||||
| Onere fiscale teorico | (1.921) | 24,0% | (771) | 3,9% | (2.692) | 27,9% |
| Differenze permanenti | 51 | (0,6%) | (192) | 1,0% | (141) | 0,3% |
| Differenze temporanee | 497 | (6,2%) | 0,0% | 497 | (6,2%) | |
| Utilizzo perdite fiscali pregresse | 34 | (0,4%) | 34 | (0,4%) | ||
| Variazione aliquota | (11) | 0,1% | (11) | 0,1% | ||
| Imposte correnti effettive | (1.339) | 16,7% | (974) | 4,9% | (2.313) | 21,7% |
L'utile base per azione è calcolato dividendo l'utile netto del periodo attribuibile agli azionisti della capogruppo per il numero medio ponderato delle azioni in circolazione durante l'anno, al netto delle azioni proprie acquistate da Alerion Clean Power S.p.A. nel corso del primo semestre 2021.
Di seguito sono esposti il reddito e le informazioni sulle azioni ai fini del calcolo dell'utile per azione base e diluito:
| Risultati sintetici | ||
|---|---|---|
| I Semestre | I Semestre | |
| Euro migliaia | 2021 | 2020 |
| Risultato netto attribuibile agli azionisti ordinari dalla gestione delle attività in funzionamento |
20.184 | 5.294 |
| Risultato di competenza di Azionisti Terzi | 564 | 368 |
| Utile (perdita) dell'esercizio netta attribuibile agli azionisti della capogruppo |
19.620 | 4.926 |
| Numero Azioni in circolazione | ||
| I Semestre | I Semestre | |
| 2021 | 2020 | |
| Nr. azioni capitale sociale in circolazione | 54.229.403 | 43.579.004 |
| Azioni proprie alla data | 94.000 | 813.685 |
| Media ponderata delle azioni in circolazione | 54.187.296 | 47.576.923 |
| I Semestre | I Semestre |
|---|---|
| 2021 | 2020 |
| 0,36 | 0,10 |
Il principio IFRS 8 richiede di identificare i segmenti operativi, oggetto di informativa di settore, sulla base degli elementi regolarmente utilizzati dal management per la gestione e per l'analisi delle performance. Le attività del Gruppo sono focalizzate nel settore eolico.
Anche in considerazione dell'informativa gestionale, vengono di seguito riportati gli schemi relativi all'informativa delle Attività operative e Holding.
Si riporta di seguito la suddivisione per area geografica per quanto riguarda i ricavi operativi nonostante l'operatività del Gruppo sia concentrata principalmente nel territorio italiano e solamente in via residuale all'estero, rispettivamente l'impianto di Krupen (sito in Bulgaria) e di Comiolica (situato in Spagna).
Settori di attività: Tabella ricavi operativi
| 30 giugno 2021 | 30 giugno 2020 | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| Ricavi per Area Geografica | Euro (migliaia) |
% su totale | Euro (migliaia) |
% su totale | |
| Italia - Isole | 36.076 | 55% | 24.920 | 47% | |
| Italia - Continente | 24.500 | 37% | 23.554 | 45% | |
| Spagna | 4.190 | 6% | 2.780 | 5% | |
| Bulgaria | 1.261 | 2% | 1.463 | 3% | |
| Ricavi Operativi | 66.027 | 100% | 52.717 | 100% |
Settori di attività: Stato patrimoniale
| Attività operative | Holding | Consolidato | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| (euro/000) | 30.06.2021 | 31.12.2020 | 30.06.2021 | 31.12.2020 | 30.06.2021 | 31.12.2020 |
| ATTIVITA' NON CORRENTI: | ||||||
| Attività immateriali | 194.281 | 198.100 | 0 | 0 | 194.281 | 198.100 |
| Attività materiali | 447.280 | 455.109 | 5.252 | 528 | 452.532 | 455.637 |
| Crediti finanziari, partecipazioni e altre attività finanziarie non correnti |
55.632 | 50.501 | 6.446 | 3.883 | 62.078 | 54.384 |
| Altre attività non correnti | 38.779 | 42.231 | 6.102 | 2.449 | 44.881 | 44.680 |
| TOTALE ATTIVITA' NON CORRENTI | 735.972 | 745.941 | 17.800 | 6.860 | 753.772 | 752.801 |
| ATTIVITA' CORRENTI: | ||||||
| Crediti finanziari, partecipazioni e altre attività finanziarie correnti |
436 | 442 | 542 | 561 | 978 | 1.003 |
| Crediti vari e altre attività correnti | 37.176 | 39.034 | 7.137 | 3.714 | 44.313 | 42.748 |
| Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti | 51.699 | 59.831 | 41.736 | 87.875 | 93.435 | 147.706 |
| TOTALE ATTIVITA' CORRENTI | 89.311 | 99.307 | 49.415 | 92.150 | 138.726 | 191.457 |
| TOTALE ATTIVITA' | 825.283 | 845.248 | 67.215 | 99.010 | 892.498 | 944.258 |
| PATRIMONIO NETTO | 211.500 | 186.820 | (8.660) | 20.181 | 202.840 | 207.001 |
| PASSIVITA' NON CORRENTI: | ||||||
| Passività finanziarie non correnti | 162.873 | 179.713 | 361.605 | 361.622 | 524.478 | 541.335 |
| Debiti vari ed altre passività non correnti | 64.799 | 72.538 | 6.482 | 2.658 | 71.281 | 75.196 |
| TOTALE PASSIVITA' NON CORRENTI | 227.672 | 252.251 | 368.087 | 364.280 | 595.759 | 616.531 |
| PASSIVITA' CORRENTI: | ||||||
| Passività finanziarie correnti | 30.264 | 76.764 | 38.679 | 21.561 | 68.942 | 98.324 |
| Debiti vari ed altre passività correnti | 19.670 | 19.329 | 5.287 | 3.073 | 24.957 | 22.402 |
| TOTALE PASSIVITA' CORRENTI | 49.934 | 96.093 | 43.966 | 24.634 | 93.899 | 120.726 |
| Finanziamenti intersegmento | 336.177 | 310.084 | (336.177) | (310.084) | 0 | 0 |
| TOTALE PASSIVITA' | 613.783 | 658.428 | 75.876 | 78.830 | 689.658 | 737.257 |
| TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA' | 825.283 | 845.248 | 67.215 | 99.010 | 892.498 | 944.258 |
| Conto economico | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Attività operative | Holding | Consolidato | ||||
| (euro/000) | 2021 | 2020 | 2021 | 2020 | 2021 | 2020 |
| Ricavi operativi | 66.027 | 52.717 | 0 | 0 | 66.027 | 52.717 |
| Altri ricavi e proventi diversi | 4.708 | 2.154 | 430 | 292 | 5.138 | 2.446 |
| TOTALE RICAVI | 70.735 | 54.871 | 430 | 292 | 71.165 | 55.163 |
| Costi operativi | 14.244 | 12.877 | 2.676 | 2.986 | 16.920 | 15.863 |
| Variazione delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto |
4.584 | 1.040 | 0 | 0 | 4.584 | 1.040 |
| Ammortamenti e svalutazioni | 20.565 | 20.233 | 71 | 342 | 20.636 | 20.575 |
| RISULTATO OPERATIVO (EBIT) | 40.510 | 22.801 | (2.317) | (3.036) | 38.193 | 19.765 |
| Proventi (oneri) finanziari e da partecipazioni netti | (5.626) | (4.782) | (3.482) | (6.980) | (9.108) | (11.762) |
| RISULTATO ANTE IMPOSTE | 34.884 | 18.019 | (5.799) | (10.016) | 29.085 | 8.003 |
| Imposte dell'esercizio | (8.901) | (2.709) | ||||
| RISULTATO NETTO DERIVANTE DALLE ATTIVITA' DI FUNZIONAMENTO | 20.184 | 5.294 | ||||
| RISULTATO NETTO DELL'ESERCIZIO | 20.184 | 5.294 | ||||
| Risultato di competenza di Azionisti Terzi | 564 | 368 | ||||
| RISULTATO NETTO DI COMPETENZA DEL GRUPPO | 19.620 | 4.926 |
I Ricavi operativi del primo semestre 2021 ammontano a 66.027 migliaia di euro (52.717 migliaia di euro nel primo semestre 2020) e si riferiscono principalmente a:
Nel corso del primo semestre 2021 il prezzo medio di cessione per gli impianti eolici incentivati secondo la Tariffa incentivante (FIP) ex "certificati verdi" è stato pari a 169,5 euro per MWh, rispetto a 129,5 euro per MWh del primo semestre 2020. In particolare:
l parchi Eolici di Villacidro, Morcone-Pontelandolfo ed Albareto, beneficiano invece di un prezzo minimo garantito di asta (ex D.M. 23/06/2016) pari a 66 euro per MWh.
Il Risultato Operativo (EBIT) del primo semestre 2021 è pari a 40.510 migliaia di euro (22.801 migliaia di euro nel primo semestre 2020) dopo ammortamenti e svalutazioni per 20.565 migliaia di euro (20.233 migliaia di euro al 30 giugno 2020)
Le Immobilizzazioni Materiali e Immateriali al 30 giugno 2021 sono pari a 641.561 migliaia di euro mentre la varia rispetto al 31 dicembre 2020 è un decremento di 11.648 euro migliaia, riconducibile principalmente agli ammortamenti intervenuti durante il periodo.
Al 30 giugno 2021 il business "Holding" include principalmente i risultati dell'attività di Holding e quelli relativi all'attività di consulenza, considerati marginali rispetto alla prevalente attività di produzione di energia elettrica.
In ottemperanza alle comunicazioni Consob del 20 febbraio 1997, del 27 febbraio 1998, del 31 dicembre 1998 e del 31 dicembre 2002 e del 27 luglio 2006 nonché del successivo Regolamento Operazioni con Parti Correlate n. 17221 del 12 marzo 2010 e successive modifiche, si precisa che non si rilevano operazioni con parti correlate di carattere atipico e inusuale, estranee alla normale gestione d'impresa o tali da arrecare pregiudizio alla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo.
Le operazioni poste in essere con parti correlate rientrano nella normale gestione d'impresa, nell'ambito dell'attività tipica di ciascun soggetto interessato, e sono regolate a condizioni di mercato.
Nel bilancio consolidato al 30 giugno 2021 sono stati eliminati tutti i saldi e le operazioni significative tra le società del Gruppo, così come gli utili e le perdite derivanti da operazioni commerciali e finanziarie infragruppo non ancora realizzati nei confronti di terzi.
In relazione a quanto richiesto dal principio contabile internazionale IAS 24 in materia di "Informativa di bilancio sulle operazioni con parti correlate" e alle informazioni integrative richieste dalla comunicazione Consob n. 6064293 del 28 luglio 2006, si riportano qui di seguito gli schemi dei rapporti con parti correlate e infragruppo e dell'incidenza che le operazioni o posizioni con parti correlate hanno sulla situazione patrimoniale e finanziaria, sul risultato economico, nonché sui flussi finanziari del Gruppo Alerion:
| (valori in euro/000) | Ricavi | Costi | Attività | Passività |
|---|---|---|---|---|
| Entità con influenza significativa sul Gruppo: | ||||
| Partecipazioni valutate con il metodo del | ||||
| Patrimonio Netto: | ||||
| Ecoenergia Campania S.r.l. | 60 | - | -5 | - |
| New Green Molise S.r.l. | 202 | - | 3.953 | - |
| Andromeda Wind S.r.l. | - | - | 735 | - |
| FRI-EL Guardionara S.r.l. | - | - | 1.029 | - |
| Totale Partecipazioni valutate con il metodo | ||||
| del Patrimonio Netto | 262 | - | 5.712 | - |
| Parti Correlate: | ||||
| Gruppo FRI-EL Green Power | 3.596 | 2.643 | 173 | 1.221 |
| Heliopolis Energia S.p.A. | - | 2 | 34 | - |
| Simest S.p.A. | - | 210 | - | 10.374 |
| Totale parti correlate | 3.596 | 2.855 | 207 | 11.595 |
| Totale | 3.858 | 2.855 | 5.919 | 11.595 |
Si segnala che i ricavi verso il Gruppo FRI-EL, pari a 3.596 migliaia di euro, sono riconducibili sostanzialmente i) alla cessione di energia elettrica per alcune società operative del Gruppo e ii) al riaddebito di personale dipendente in capo ad Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l.
I costi verso il Gruppo FRI-EL, pari a 2.643 migliaia di euro, si riferiscono principalmente a i) canoni per manutenzioni ordinaria degli impianti per 1.957 migliaia di euro, relativi a contratti sottoscritti nel giugno del 2018, ii) canoni per servizi di asset management per 397 migliaia di euro. I contratti per questo secondo genere di servizi sono stati sottoscritti nel corso del primo semestre 2019 e consistono nell'attività di gestione dei servizi commerciali e di vendita dell'energia elettrica, di gestione tecnica ordinaria
dell'esercizio dei parchi eolici, di telecontrollo ed analisi dei dati inviati in remoto da parchi, di supervisione in tema di sicurezza.
| Partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto | Parti correlate | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (valori in euro/000) | New Green Molise S.r.l. |
Ecoenergia Campania S.r.l. |
Andromeda Wind S.r.l. |
FRI-EL Anzi Holding S.r.l. |
FRI-EL Guardionara S.r.l. |
Gruppo FRI-EL Green Power |
Heliopolis S.p.A. |
Simest S.p.A. |
Totale |
| Crediti commerciali | 71 | -5 | - | - | - | 173 | - | - | |
| totale crediti commerciali | 6.531 | 6.531 | 6.531 | 6.531 | 6.531 | 6.531 | 6.531 | 6.531 | 239 6.531 |
| incidenza | 1,1% | -0,1% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 2,7% | 0,0% | 0,0% | 3,7% |
| Altri crediti | - | - | 735 | - | 1.029 | - | 34 | - | 1.798 |
| totale crediti vari ed altre attività correnti | 31.742 | 31.742 | 31.742 | 31.742 | 31.742 | 31.742 | 31.742 | 31.742 | 31.742 |
| incidenza | 0,0% | 0,0% | 2,3% | 0,0% | 3,2% | 0,0% | 0,1% | 0,0% | 5,7% |
| Crediti finanziari correnti | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| totale crediti finanziari correnti | 978 | 978 | 978 | 978 | 978 | 978 | 978 | 978 | 978 |
| incidenza | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% |
| Crediti finanziari non correnti | 3.882 | - | - | - | - | - | - | - | 3.882 |
| totale crediti finanziari non correnti | 9.747 | 9.747 | 9.747 | 9.747 | 9.747 | 9.747 | 9.747 | 9.747 | 9.747 |
| incidenza | 39,8% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 39,8% |
| Passività finanziarie non correnti | - | - | - | - | - | - | - | 9.951 | 9.951 |
| totale passività finanziarie non correnti | 520.142 | 520.142 | 520.142 | 520.142 | 520.142 | 520.142 | 520.142 | 520.142 | 520.142 |
| incidenza | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 1,9% | 1,9% |
| Passivita' finanziarie correnti | - | - | - | - | - | - | - | 423 | 423 |
| totale passività finanziarie correnti | 51.163 | 51.163 | 51.163 | 51.163 | 51.163 | 51.163 | 51.163 | 51.163 | 51.163 |
| incidenza | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,8% | 0,8% |
| Debiti commerciali correnti | - | - | - | - | - | 505 | - | - | 505 |
| totale debiti commerciali correnti | 12.038 | 12.038 | 12.038 | 12.038 | 12.038 | 12.038 | 12.038 | 12.038 | 12.038 |
| incidenza | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 4,2% | 0,0% | 0,0% | 4,2% |
| Debiti tributari | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| totale debiti tributari | 4.310 | 4.310 | 4.310 | 4.310 | 4.310 | 4.310 | 4.310 | 4.310 | 4.310 |
| incidenza | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% |
| Debiti vari ed altre passività correnti | - | - | - | - | - | 698 | - | - | 698 |
| totale debiti vari e altre passività correnti | 8.609 | 8.609 | 8.609 | 8.609 | 8.609 | 8.609 | 8.609 | 8.609 | 8.609 |
| incidenza | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 8,1% | 0,0% | 0,0% | 8,1% |
| Fondi per rischi ed oneri futuri | - | - | - | - | - | 18 | - | - | 18 |
| totale fondi per rischi ed oneri futuri | 15.013 | 15.013 | 15.013 | 15.013 | 15.013 | 15.013 | 15.013 | 15.013 | 15.013 |
| incidenza | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,1% | 0,0% | 0,0% | 0,1% |
| Vendite energia elettrica | - | - | - | - | - | 3.299 | - | - | 3.299 |
| totale vendita energia elettrica | 29.580 | 29.580 | 29.580 | 29.580 | 29.580 | 29.580 | 29.580 | 29.580 | 29.580 |
| incidenza | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 11,2% | 0,0% | 0,0% | 11,2% |
| Altri ricavi e proventi diversi | 132 | 60 | - | - | - | 297 | - | - | 489 |
| totale altri ricavi e proventi diversi | 5.138 | 5.138 | 5.138 | 5.138 | 5.138 | 5.138 | 5.138 | 5.138 | 5.138 |
| incidenza | 2,6% | 1,2% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 5,8% | 0,0% | 0,0% | 9,5% |
| Altri costi operativi | - | - | - | - | - | 2.643 | 2 | - | 2.645 |
| totale altri costi operativi | 15.428 | 15.428 | 15.428 | 15.428 | 15.428 | 15.428 | 15.428 | 15.428 | 15.428 |
| incidenza | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 17,1% | 0,0% | 0,0% | 17,1% |
| Proventi (oneri) finanziari | - | - | - | - | - | - | - | 210 | 210 |
| totale proventi (oneri) finanziari | -9.121 | -9.121 | -9.121 | -9.121 | -9.121 | -9.121 | -9.121 | -9.121 | -9.121 |
| incidenza | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | 0,0% | -2,3% | -2,3% |
| Proventi (oneri) da partecipazioni | 70 | - | - | - | - | - | - | - | 70 |
| totale proventi (oneri) da partecipazioni incidenza |
13 538,5% |
13 0,0% |
13 0,0% |
13 0,0% |
13 0,0% |
13 0,0% |
13 0,0% |
13 0,0% |
13 538,5% |
A seguito della delibera Consob n. 18079 del 20 gennaio 2012, che ha abrogato l'allegato 3C, le informazioni relative ai compensi corrisposti ai componenti degli organi di amministrazione e controllo, ai direttori generali e ai dirigenti con responsabilità strategiche, sono contenute nella Relazione sulla Remunerazione, ex art. 123 ter T.U.F..
Si riportano di seguito le controversie legali in essere al 30 giugno 2021.
È stato introdotto un giudizio civile di fronte il Tribunale di Roma che vede coinvolte Alerion e la sua controllata Alerion Real Estate S.r.l. in liquidazione ("Alerion Real Estate"), quali terzi chiamati in causa da SIC - Società Italiana Cauzioni S.p.A, (alla Data del Documento di Registrazione, ATRADIUS Credit Insurance conferitaria del ramo d'azienda di SIC) - nella loro qualità di coobbligate di polizza nel giudizio promosso da AGIED S.r.l. contro INPDAP e la SIC medesima.
Le polizze sono state rilasciate a garanzia degli obblighi in capo ad AGIED S.r.l. per il risarcimento delle perdite monetarie che INPDAP avrebbe potuto subire in conseguenza di fatti dolosi di AGIED S.r.l. nelle mansioni previste nella convenzione sottoscritta tra AGIED ed INPDAP, per la gestione di parte del comprensorio immobiliare dell'INPDAP.
Tale giudizio ha per oggetto: l'accertamento e la declaratoria di estinzione, per decorso del termine, di dette polizze fideiussorie. In particolare, AGIED S.r.l. ha chiesto al Tribunale di dichiarare che l'INPDAP non abbia il diritto di escutere le suddette polizze e che quindi SIC non sia tenuta a corrispondere alcunché all'INPDAP.
Alerion e Alerion Real Estate erano coobligate con SIC per l'adempimento degli obblighi oggetto delle polizze in quanto titolari di quote di partecipazione in AGIED. Tali quote sono state cedute con atto del 24 maggio 1999 a seguito del quale SIC, con lettera del 9 giugno del 1999, dichiarò liberate Alerion e Alerion Real Estate dall'impegno di coobligazione con riferimento ai fatti che verificatisi successivamente alla data di cessione delle quote societarie.
SIC, che ha aderito alle conclusioni di AGIED, ha, però, chiamato cautelativamente in causa Alerion e Alerion Real Estate, non potendo essere collocata temporalmente la responsabilità per i presunti danni lamentati dall'INPDAP a causa della genericità delle pretese.
Si fa presente che in relazione alle polizze citate dalla ATRADIUS, l'allora SIC, aveva con apposita lettera liberato i coobbligati Alerion e Alerion Real Estate con riferimento ai fatti che si fossero verificati posteriormente alla data di cessione di quote societarie del 24 maggio 1999. Tale assunto permette di rilevare l'assoluta estraneità delle società anche da tale giudizio poiché liberate da ogni coobbligazione da parte di SIC (alla Data del Documento di Registrazione, ATRADIUS) e di non ritenere pertanto la sussistenza di un eventuale rischio a carico di entrambe le società.
Il 1° dicembre 2014 il Giudice di primo grado ha condannato la sola SIC (alla Data del Documento di Registrazione, ATRADIUS) e ha rilevato che gli inadempimenti si sono concretizzati dopo il 31 dicembre 2000, dunque successivamente alla liberazione delle coobligate, consentendo quindi di affermare che il Tribunale abbia implicitamente escluso la legittimazione passiva in capo ad Alerion e ad Alerion Real Estate. Pertanto, la posizione di Alerion è da ritenersi satisfattiva.
AGIED e ATRADIUS (già SIC) hanno impugnato autonomamente la sentenza di primo grado avanti la Corte d'Appello Essendo i giudizi pendenti per l'impugnazione della stessa sentenza, Alerion Real Estate S.r.l. in Liquidazione e Alerion S.p.A. hanno ottenuto la riunione dei giudizi.
Su richiesta di Atradius la Corte di Appello di Roma, preso atto della pendenza delle trattative per una definizione bonaria del contenzioso, ha rinviato la causa all'udienza 11 novembre 2021.
Il rischio di soccombenza è remoto.
E' stato introdotto un giudizio civile di fronte il Tribunale di Roma promosso dal Sig. Renato Bocchi contro la Banca di Roma e Alerion Clean Power S.p.A.. Il Sig. Bocchi ha chiesto alla Banca di Roma e ad Alerion Clean Power S.p.A. (ex Fincasa 44 S.p.A.) la restituzione della fideiussione rilasciata a titolo personale nell'interesse di Fincasa 44 S.p.A. a garanzia di tutte le obbligazioni assunte da quest'ultima e ormai estinte. Il Tribunale di Roma e la Corte d'Appello, quest'ultima con sentenza depositata il 26 ottobre 2020, hanno rigettato integralmente le domande di Bocchi.
Il rischio di soccombenza è remoto.
Nell'ambito di un giudizio per adempimento contrattuale, promosso dal Consorzio Census (nel quale Fincasa 44, e quindi alla Data del Documento di Registrazione, Alerion, detiene una quota del 10% circa) contro il Comune di Roma, il Tribunale di Roma ha da un lato limitatamente accolto alcune domande del Consorzio (pagamento a favore del Consorzio della somma di circa Euro 0,24 milioni), dall'altro ha accolto una delle domande riconvenzionali formulate dal Comune di Roma (pagamento della somma di circa Euro 4,4 milioni oltre interessi) in merito all'esecuzione di alcuni lavori svolti da
Fintecna S.p.A. ed Engie Servizi S.p.A., titolari rispettivamente di una quota di partecipazione del 12% e 30% del Consorzio.
La Corte d'Appello, su ricorso presentato dal Consorzio nel luglio 2015 ha respinto l'appello confermando la sentenza di I° grado.
Il Comune di Roma non ha notificato la sentenza d'appello avversa al Census dello scorso luglio.
Il Consorzio ha presentato ricorso in Cassazione per il rigetto della sentenza della Corte d'Appello con la richiesta di sospensiva degli effetti della sentenza.
Le conseguenze economiche della sentenza graverebbero - nell'ambito dei rapporti interni tra consorziati - esclusivamente sui soggetti responsabili dei lavori eseguiti, salva l'ipotesi della loro insolvenza, nel qual caso dovrebbero essere chiamati a rispondere in ragione delle rispettive quote di partecipazione gli altri consorziati.
In merito al pagamento della somma di cui alle domande riconvenzionali formulate dal Comune, il Consiglio Direttivo del Consorzio Census in data 13 febbraio 2018, ha valutato la responsabilità di un eventuale pagamento in capo ai detti Consorziati in qualità di esecutori dei lavori oggetto della suddetta richiesta di pagamento. Pertanto, gli interessi circa l'esito della causa sono principalmente in capo a quest'ultimi. Tale valutazione è stata poi riflessa nel bilancio al 31 dicembre 2017 del Consorzio Census che ha ripartito, con l'approvazione del bilancio avvenuta in data 27 febbraio 2018, le eventuali soccombenze in capo ai soli Consorziati esecutori dei lavori. La delibera non è stata impugnata nei termini di legge rendendo definitiva tale ripartizione in merito ai pagamenti richiesti dal Comune di Roma, di conseguenza il fondo rilevato in bilancio è stato rilasciato a conto economico durante l'esercizio 2018. Il rischio per la Società è remoto.
L'Agenzia delle Entrate – Direzione Provinciale di Agrigento ha emesso nei confronti di Wind Power Sud S.r.l. ("WPS") quattro distinti avvisi di accertamento per un totale di 1,3 milioni di euro, oltre interessi e sanzioni relativi agli anni 2008, 2009, 2010 e 2011 aventi ad oggetto un vantaggio fiscale costituito dalla deducibilità degli interessi passivi maturati sul finanziamento contratto a seguito di un'operazione di riorganizzazione societaria secondo lo schema del MLBO (Merger Leveraged Buy Out).
La Commissione Tributaria Provinciale di Agrigento ha respinto nell'agosto del 2015 i ricorsi presentati da WPS avverso tali avvisi di accertamento.
WPS ha poi proposto appello, deducendo la illegittimità delle sentenze della Commissione Tributaria Provinciale di Agrigento, impugnate per difetto di motivazione e insussistenza della pretesa fiscale. Nel mese di aprile 2016 la Commissione Tributaria Regionale di Palermo ha rigettato gli appelli.
Nel dicembre 2016, la Direzione Provinciale di Agrigento ha accettato solo parzialmente il provvedimento in autotutela, con il quale sono stati rideterminati gli importi accertati, a titolo di imposte e sanzioni, a carico della controllata. L'importo accertato risulta ora, a seguito del provvedimento in autotutela, pari a 0,7 milioni di euro, oltre a sanzioni e interessi legali, in riduzione rispetto all'importo originario di 1,3 milioni di euro, oltre a sanzioni e interessi.
Le ragioni che hanno indotto la Direzione Provinciale di Agrigento a pronunciarsi in tal senso, vanno ricercate nell'aver ritenuto applicabili solo parzialmente le motivazioni economiche che stanno alla base dell'operazione di Leveraged Buy Out (LBO), che aveva visto l'ingresso del socio Alerion nella compagine sociale WPS attraverso la fusione inversa con una Newco utilizzata allo scopo.
Secondo i legali che assistono la Società, il risultato ottenuto con il provvedimento in autotutela, seppur parziale, rafforza la posizione di WPS nella trattazione del ricorso in sede di Cassazione. WPS ha dunque deciso di presentare ricorso. Lo stesso è stato notificato alla Corte Suprema di Cassazione in data 5 dicembre 2016.
Si segnala, inoltre, che i) nel maggio 2017 Equitalia ha accolto l'istanza di rateizzazione in 48 rate di 2 cartelle emesse per complessivi 0,4 milioni di euro con riferimento alle annualità 2010 e 2011 e ii) nel dicembre 2017 Equitalia ha accolto l'istanza di rateizzazione in 72 rate di 2 cartelle emesse per complessivi 0,9 milioni di euro con riferimento alle annualità 2008 e 2009.
Nel febbraio 2020, la Società si è attivata, poi, con l'Agenzia delle Entrate per ottenere il riassorbimento nei piani di rateizzazione dell'importo richiesto.
Si segnala che a seguito dei provvedimenti legislativi emanati per fronteggiare i disagi economici connessi alla diffusione della pandemia da COVID-19 il pagamento delle rate previste dai piani di rateizzazione sono sospesi con decorrenza 8 marzo 2020 sino al 31 agosto 2021. Al 30 giugno 2021 l'importo che residua da rimborsare è pari ad Euro 0,7 milioni, invariato rispetto al 31 dicembre 2020.
Si segnala che l'esposizione di Alerion in caso di eventuale soccombenza sarebbe comunque limitata al 50%, in virtù dell'impegno prestato dai precedenti soci, Moncada e Campione, in sede di compravendita delle quote societarie, a farsi carico del 50% del rischio. I legali che seguono il contenzioso hanno comunque valutato solo possibile, ma non probabile, il rischio di un'eventuale soccombenza. Non è stato, pertanto, effettuato alcun accantonamento in bilancio a fronte dei rischi derivati dal suddetto contenzioso. I pagamenti effettuati fino al 30 giugno 2021 sono stati pertanto esposti tra i crediti vari e sono stati valutati come recuperabili.
Si segnala che alcune società del Gruppo Alerion hanno in essere dei contenziosi con l'Agenzia delle Entrate in relazione all'applicazione di un'aliquota di ammortamento fiscale per gli impianti eolici superiore a quella ritenuta corretta dall'Agenzia, pari al 4%.
In particolare, L'Agenzia delle Entrate ha notificato a cinque SPV del Gruppo degli avvisi di accertamento disconoscendo la quota di ammortamento (eccedente l'aliquota del 4%) portata in deduzione ai fini IRES ed IRAP negli anni 2013, 2014, 2015 e, con riferimento ad una sola delle SPV, nel 2016.
La Società, basandosi sulla valutazione dei fiscalisti che la assistono e confortata dalle sentenze rese tra le parti, ha deciso di non modificare il trattamento fiscale della posta per gli esercizi oggetto d'ammortamento e quelli successivi e di contestare tali accertamenti ricevuti, impugnando gli stessi giudizialmente.
Tutti i giudizi di primo grado e, ove già terminati, secondo grado relativi ai predetti accertamenti si sono conclusi con pronunce in favore della Società; alla data del presente prospetto, non è stata fissata alcuna udienza di appello ovvero, ove già concluso il secondo grado di giudizio, in Corte di Cassazione con riferimento ai procedimenti descritti.
Essendo stata giudicata dagli Amministratori solo possibile, ma non probabile, l'eventualità di soccombenza in caso di giudizio finale, non sono stati accantonati fondi a bilancio.
Nell'anno 2016 le società operative del Gruppo hanno presentato gli atti di aggiornamento catastale degli aerogeneratori ai sensi dei commi 21 e 22 dell'art. 1 della L. 208/2015 (legge di stabilità 2016, c.d. "Legge degli Imbullonati"). A decorrere dall'esercizio 2016, l'IMU è stata pertanto calcolata sulla base della nuova rendita rideterminata.
Nei primi mesi del 2017 sono stati, però, notificati ad alcune società del Gruppo gli avvisi di accertamento catastale con i quali sono state aumentate le rendite catastali degli aerogeneratori, conseguentemente all'inclusione della torre ed altre componenti nella base di calcolo. Le società hanno proposto ricorso e, alla Data del Prospetto Informativo, tali contenziosi risultano ancora pendenti.
Nonostante la non corrispondenza delle contestazioni catastali in analisi al testo normativo, alla luce della definita posizione ministeriale, l'esito dei relativi contenziosi è stato giudicato incerto dai fiscalisti che assistono le Società. Conseguentemente, a decorrere dall'esercizio 2017 è stato incrementato il fondo rischi a fronte di un maggiore importo IMU a copertura del probabile rischio di soccombenza; al 30 giugno 2021 risultano accantonamenti per Euro 3,6 milioni.
Si segnala che per gli esercizi precedenti al 2016, quindi prima della 'Legge degli imbullonati', sono tuttora pendenti dei giudizi con l'Agenzia delle Entrate in merito agli
accertamenti sulle rendite catastali. Le Società hanno appostato fondi per complessivi Euro 2 milioni.
Si segnala infine che nel primo semestre 2021 è stato notificato alla società Ordona Energia S.r.l. un avviso di accertamento emesso dal Comune di Ordona (FG) per l'IMU per l'esercizio 2017 e alla società Wind Power Sud S.r.l. un avviso emesso dal Comune di Naro per l'IMU 2015. Gli avvisi sono stati impugnati nei termini di legge.
Nel novembre 2018 la Provincia di Foggia ha approvato un nuovo regolamento per l'applicazione del canone per l'occupazione di spazi e aree pubbliche (COSAP) e la contestuale abrogazione del Regolamento per l'occupazione di spazi e aree pubbliche e per l'applicazione della relativa tassa (TOSAP).
Con l'applicazione del nuovo Regolamento la Provincia di Foggia ha comunicato alle società Renergy San Marco S.r.l. ed Ordona Energia S.r.l. gli avvisi di pagamento della COSAP per l'esercizio 2019 calcolata sull'occupazione del sottosuolo delle strade provinciali con i propri cavidotti. Rispetto al precedente regolamento TOSAP che prevedeva il pagamento di una tassa per chilometro lineare con il nuovo regolamento COSAP viene applicato un canone sulla superfice occupata. Ne consegue che i nuovi canoni sono risultati eccessivamente più elevati rispetto alla Tosap.
Le Società Ordona Energia S.r.l. e Renergy San Marco S.r.l. hanno impugnato dinanzi il TAR Puglia gli avvisi ed il prodromico regolamento provinciale ed introdotto anche un giudizio civile dinanzi il Tribunale di Foggia per accertare la legittimità dell'aumento unilaterale del canone per l'occupazione e la corretta determinazione del quantum dovuto. In data 24 luglio 2019 si è svolta l'udienza preliminare presso il TAR per discutere le istanze di sospensione cautelare degli avvisi di pagamento. In via cautelare il TAR ha respinto il ricorso perché non vi è 'danno grave e irreparabile' ma ha altresì imposto alla Provincia di non mettere in atto alcuna azione finché non verrà definito il contenzioso sulla legittimità o meno del regolamento. Con sentenza emessa in data 4 febbraio 2020, il TAR ha respinto i ricorsi presentati dalle società che hanno provveduto ad impugnare la sentenza dinanzi al Consiglio di Stato.
In sede civile dinanzi al Tribunale di Foggia il giudice ha disposto una Consulenza Tecnica Ufficio per quantificare l'ammontare del canone COSAP, alla data del presente prospetto si è in attesa dell'esito della CTU.
Poiché la sentenza del TAR depositata conferma la legittimità delle pretese da parte della Provincia si ritiene altamente probabile che l'Ente procederà con la riscossione dei canoni. Le società hanno accantonato un fondo rischi pari all'importo del contributo preteso per complessivi Euro 0,4 milioni.
Sono pendenti inoltre, a livello di Gruppo, altre vertenze di minore entità per le quali la Società ha ritenuto di appostare i fondi necessari.
In considerazione dello stato delle cause e tenuto conto dei pareri dei propri consulenti legali, si ritiene congrua la consistenza in bilancio del fondo rischi.
Tra gli impegni e le garanzie ricevute da terzi si rilevano:
e dell'art. 81-ter del Regolamento Consob n. 11971 del 14 maggio 1999
è redatto in conformità ai principi contabili internazionali applicabili riconosciuti
corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili;
Milano, 30 luglio 2021
L'Amministratore Delegato Il Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari Josef Gostner Stefano Francavilla
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