Interim / Quarterly Report • Aug 3, 2018
Interim / Quarterly Report
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2 agosto 2018
$\overline{1}$
| Struttura del Gruppo | |
|---|---|
| Organi sociali | |
| Dati di sintesi | |
| Relazione intermedia sulla gestione consolidata al 30 giugno 2018 | |
| Bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2018 | |
| Prospetti contabili | 29 |
| Note esplicative | 34 |
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Sig. Davide Usberti Presidente e Consigliere Delegato Amministratore esecutivo
Dott. Lino Gilioli (*) (**) Vicepresidente Amministratore indipendente
Ing. Nicola De Blasio Consigliere Amministratore indipendente
Dott. Gianni Dell'Orto Consigliere
Dott.sa Lisa Orlandi Consigliere Amministratore indipendente
Avv. Roberto Pistorelli Consigliere
Ing. Cinzia Triunfo Consigliere
Dott.sa Anna Maria Varisco (**) Consigliere Amministratore indipendente
Prof. Lorenzo Pozza Presidente
Dott.sa Laura Guazzoni Sindaco Effettivo
Dott. Claudio Raimondi Sindaco Effettivo
Dott.sa Gloria Marino Sindaco Supplente
Dott. Manuel Menis Sindaco Supplente
SOCIETÀ DI REVISIONE (2) Deloitte & Touche S.p.A.
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(*) Nominato Vice Presidente e Lead Indipendent Director dal Consiglio di Amministrazione del 16 maggio 2018.
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(**) Membri del Comitato per le Nomine e per la Remunerazione e del Comitato Controllo e Rischi.
(1) Nominato dall'Assemblea Ordinaria del 16 maggio 2018 e con scadenza alla data di approvazione del bilancio di esercizio a 31.12.2020.
(2) Nominata dall'Assemblea Ordinaria dell'II maggio 2015 per un periodo di 9 anni e, quindi, con scadenza alla data di approvazione del bilancio di esercizio al 31.12.2023.
| Prezzo medio Brent dated (\$/bbl) (1) 70,55 51,81 36,2% Cambio medio EUR/USD (2) 1,210 1,083 11,8% Prezzo medio gas - TTF $(\epsilon/Mwh)^{(1)}$ 21,01 17,00 23,6% Euribor - a tre mesi $(\%)$ , media del periodo (3) (0, 327) (0, 329) $(0,6\%)$ var.% Principali dati operativi del Gruppo 30 giugno 2018 30 giugno 2017 Produzione di idrocarburi (Msmce) 68,0 57,6 18,1% Vendite di idrocarburi (MSmce) 122,2 105,8 15,5% Volumi di gas distribuito (MSmc) 119,5 109,0 9,7% Numero dipendenti a fine periodo 164 189 $(13,2\%)$ 30 giugno 2018 Dati di Conto Economico (IAS / IFRS) 30 giugno 2017 $var$ % Ricavi da vendite 48.035 43.685 10,0% Costi Operativi 34.989 33.556 4,3% EBITDA 13.046 10.129 28,8% % sui ricavi di vendita 27,16% 23,19% EBIT 391 3.662 (89,3%) Risultato operativo 662 3.823 (82,7%) % sui ricavi di vendita 1,38% 8,75% Risultato prima delle imposte 1.043 (2.643) (353,4%) Risultato del periodo (2.094) 615 (440,5%) 30 giugno 2017 Dati di Stato Patrimoniale (IAS / IFRS) 30 giugno 2018 Investimenti in immobilizzazioni 5.705 5.676 di cui investimenti in esplorazione 3.240 685 Capitale circolante netto (6.608) (5.184) Capitale investito netto $(A) + (B)$ 245.484 258.023 Indebitamento netto (A) 34.120 43.105 Patrimonio netto (compresa quota terzi) (B) 211.364 214.918 30 giugno 2018 Indici patrimoniali ed economici 30 giugno 2017 $ROI^{(4) + (7)}$ 1,52% 2,08% $ROE$ (5) - (7) $(0,91\%)$ (0,07% Utile (perdita) per azione (0,05) 0,01 $PFN / EBITDA$ (5)-(7) 2,38 1,38 Indebitamento netto (A) / Patrimonio netto (B) 0,16 0,20 Gearing (A/A+B) 14% 17% |
Principali indicatori di mercato | 30 giugno 2018 | 30 giugno 2017 | $var.$ % |
|---|---|---|---|---|
(1) fonte: Reuters.
(2) fonte: BCE.
(3) fonte: European Money Markets Institute.
$(4)$ = Risultato operativo annualizzato / capitale investito netto medio.
$(5)$ = Risultato annualizzato / patrimonio netto medio.
$(6)$ = Posizione finanziaria netta / EBITDA annualizzato.
$(7)$ = Calcolato utilizzando i dati riesposti.
NOTA METODOLOGICA: I costi operativi sono stati determinati come somma dei costi per materie prime e materiali di consumo, costi per servizi, costo del personale.
EBITDA è stato determinato come somma del risultato operativo, ammortamenti e oneri/proventi diversi.
EBIT è stato determinato come somma del risultato operativo e oneri/proventi diversi.
L'utile per azione è stato determinato in conformità alle previsione dello IAS 33.
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L'indebitamento finanziario netto (posizione finanziaria netta) è stato determinato sulla base delle indicazioni della comunicazione Consob n. DEM/6064923 del 28.07.06.
L'EBITDA, l'EBIT e l'indebitamento finanziario netto (posizione finanziaria netta), come sopra definiti, sono misure utilizzate dalla Direzione del Gruppo per monitorare e valutare l'andamento operativo dello stesso e non sono identificate come misura contabile nell'ambito degli IFRS; pertanto, non devono essere considerate una misura alternativa per la valutazione dell'andamento del risultato, della situazione patrimoniale e finanziaria e dei flussi di cassa del Gruppo. Poiché la composizione di tali misure non è regolamentata dai principi contabili di riferimento, il criterio di determinazione applicato dal Gruppo potrebbe non essere omogeneo con quello adottato da altri e pertanto potrebbe non essere comparabile.
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Il Gruppo Gas Plus chiude il primo semestre dell'anno con un sensibile aumento della marginalità registrando un incremento dell'Ebitda (+29%) grazie alla crescita della produzione di idrocarburi (+18%) ed all'aumento degli scenari energetici (+24%).
Solo dopo gli ammortamenti il risultato viene penalizzato da una componente di carattere contingente tipica del settore dell'Esplorazione e Produzione (E&P), rappresentata dall'integrale addebito sul semestre di circa 3,5 milioni di euro per il negativo esito dei due pozzi esplorativi realizzati in Romania.
L'effetto di tale componente ha quindi portato ad un risultato netto di periodo di segno negativo.
Va peraltro precisato che:
gli investimenti esplorativi rappresentano un elemento di aleatorietà tipico del settore E&P e che essi, in assenza di acquisizioni, rappresentano l'unico strumento per la ricostituzione delle riserve di idrocarburi progressivamente ridotte di anno in anno da quanto viene prodotto;
dopo il forte rafforzamento del patrimonio di riserve di idrocarburi che il Gruppo si è dato con l'acquisizione di Società Padana Energia S.p.A., i due pozzi in Romania rappresentano l'unico caso di significativi investimenti esplorativi nell'attuale periodo ed avevano la finalità di accertare la presenza di eventuali ulteriori riserve rispetto alle precedenti risorse già accertate prima di vagliare definitivamente il piano di sviluppo e messa in produzione di tale area.
Nelle attività upstream (estrazione e produzione di idrocarburi) si è comunque ottenuta una ripresa della produzione e della marginalità grazie all'avvio della produzione del giacimento di Mezzocolle e alla revisione dei modelli gestionali di alcuni siti produttivi, posta in essere nei precedenti esercizi.
Le attività upstream possono quindi contare su un portafoglio di asset di notevole valore e su prospettive di forte miglioramento dei propri risultati economici una volta messi in produzione i progetti E&P in fase di sviluppo che rappresentano circa il 40% del patrimonio di riserve di idrocarburi del Gruppo. Tra questi, ricordiamo, il progetto "Longanesi" (con riserve in quota Gas Plus per circa 1,1 miliardi di metri cubi) che attualmente è nella fase conclusiva del suo iter autorizzativo e in attesa del solo conferimento dei titoli autorizzativi da parte del Ministero dello Sviluppo Economico.
Per quanto riguarda invece la situazione della concessione di Garaguso, la cui produzione è nella sostanza sospesa dall'estate del 2012, continuano le interlocuzioni con gli altri soggetti coinvolti così come le valutazioni per individuare la soluzione temporalmente ed economicamente più rispondente a consentire la ripresa della produzione. A tale proposito, si segnala che si è recentemente conclusa la seconda procedura arbitrale avviata da Gas Plus con la pronuncia di destituzione dell'Operatore. Il Gruppo sta ora valutando i passi da intraprendere, anche ai fini della sua sostituzione.
In merito alle attività E&P all'estero stanno proseguendo gli approfondimenti sui programmi di sviluppo delle licenze in acque superficiali in Romania (anche alla luce della recente approvazione della legge petrolifera), dove sono già in precedenza state ritrovate risorse minerarie valutate da un soggetto indipendente in circa 1,4 miliardi di metri cubi (quota Gas Plus).
Come già evidenziato, in tale area si è invece conclusa con esito negativo nel mese di luglio del corrente anno la prevista attività di perforazione di due pozzi esplorativi.
Le attività downstream (distribuzione e vendita al dettaglio) confermano le positive performance degli ultimi anni, mantenendo entrambe buoni livelli di marginalità.
Sotto il profilo patrimoniale e finanziario il Gruppo conferma la propria situazione di forte solidità. L'indebitamento di fine periodo è sceso infatti a 34,1 milioni di euro rispetto al dato di fine 2017 pari a 52,5 milioni di euro, attestandosi su un livello tra i più bassi degli ultimi anni e con la prospettiva di una crescita solo al momento in cui entreranno nelle successive fasi di sviluppo i remunerativi progetti in corso. Anche il rapporto tra indebitamento e patrimonio netto evidenzia un ulteriore miglioramento e si mantiene su livelli estremamente contenuti (0,16), a conferma della forte patrimonializzazione del Gruppo.
Si riporta qui di seguito il trend delle quotazioni del Brent, espresso in dollari ed euro al barile, e del gas naturale (TTF espresso in $E/MWh$ ).
Grafico 1 - Trend Prezzo del Brent (USD)
Grafico 3 - Trend Prezzo del gas naturale Spot TTF (Borsa del Gas Olandese)
Il titolo Gas Plus ha chiuso il primo semestre dell'anno 2018 con una quotazione in calo rispetto a quella di inizio esercizio, mostrando un trend decrescente nel corso del periodo in esame. La capitalizzazione di borsa, così come indicato nel precedente esercizio, permane significativamente inferiore al patrimonio netto del Gruppo (meno del 50%). Nel corso del semestre non sono intervenuti nuovi fatti e circostanze rispetto al precedente esercizio che rappresentino un indicatore di perdita di valore delle attività immobilizzate visti i volumi di scambio estremamente limitati rispetto ai titoli di società dei settori di appartenenza di Gas Plus. Per tale motivo si ribadisce come i prezzi di borsa non esprimano un'indicazione rappresentativa del valore della Società considerato il consistente patrimonio di riserve, nonché di asset downstream in portafoglio. Di seguito si riporta l'andamento del titolo Gas Plus nel periodo in esame comparato con l'indice FTSE Mih.
Di seguito viene commentato l'andamento delle singole business unit nel corso del primo semestre dell'anno.
Nella tabella sotto riportata, al fine di consentire una corretta comparazione dei dati, sono evidenziati separatamente i risultati delle società facenti parte della B.U. E&P ossia Gas Plus Italiana S.r.l. (di seguito branch GPI) e Società Padana Energia S.p.A. (di seguito branch SPE).
| 30/06/2018 | 30/06/2017 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| GPI | SPE | Totale | GPI | SPE | Totale | |
| Produzione netta (MSmce) | 28,0 | 36,3 | 64,3 | 31,1 | 22,8 | 53,9 |
| di cui Italia | 28,0 | 36,3 | 64.3 | 3I, I | 22,8 | 53,9 |
| di cui Estero | ||||||
| Ricavi (mln $\epsilon$ ) | 8,2 | 9,7 | 17,9 | 8,0 | 5,3 | 13,3 |
| di cui Italia | 8,2 | 9,7 | 17,9 | 8,0 | 5,3 | 13,3 |
| di cui Estero | ٠ | $\blacksquare$ | ||||
| EBITDA (mln $\epsilon$ ) | 1,6 | 5,0 | 6,6 | 1,0 | 2,1 | 3,1 |
| di cui Italia | 2,0 | 5,0 | 7,0 | 1,4 | 2,1 | 3,5 |
| di cui Estero | (0, 4) | (0, 4) | (0, 4) | (0, 4) | ||
| Investimenti esplorativi (mln $\epsilon$ ) | 3,3 | 3,3 | 0,7 | 0,7 | ||
| di cui Italia | 0,2 | 0,2 | 0,3 | 0,3 | ||
| di cui Estero | 3,1 | 3,1 | 0,4 | 0,4 | ||
| Investimenti di sviluppo (mln $\epsilon$ ) | 0,4 | 1,2 | 1,6 | 1,5 | 2,2 | 3,7 |
| di cui Italia | 1,2 | 1,2 | 0,8 | 2,2 | 3,0 | |
| di cui Estero | 0,4 | 0,4 | 0,7 | 0,7 | ||
Il primo semestre dell'anno è stato caratterizzato dall'aumento delle produzione di idrocarburi (+18,1%) e dal miglioramento dei prezzi di vendita del gas (+23,6%) e del petrolio $(+36,2\%)$ .
A fronte dell'aumento della produzione netta (64,3 MSmce del 2018 contro 53,9 MSmce del 2017), legata in particolare al gas-in del sito di Mezzocolle (13,7 MSmce di produzione netta nel 1° semestre 2018), e dei ricavi (17,9 milioni di euro contro 13,3 milioni di euro del 2017), si è registrato un forte miglioramento della marginalità complessiva (6,6 milioni di euro contro 3,1 milioni di euro del 2017), il cui valore risulta raddoppiato anche per effetto delle azioni di recupero della marginalità dei siti messe in atto nel corso dei precedenti esercizi.
Oltre alla ripresa delle produzioni e degli scenari energetici, il periodo di riferimento è stato caratterizzato:
Come descritto in precedenza, al termine del primo semestre la produzione lorda di gas, condensati e petrolio è stata pari a 68,0 MSmce, di cui 31,1 MSmce relativi alla branch GPI e 36,9 MSmce relativi alla branch SPE. In termini di tipologia di prodotto, la produzione lorda nel periodo di riferimento è stata di 57,7 MSmc di gas e 10,3 MSmc di petrolio e condensati contro 46,8 MSmc di gas e 10,8 MSmce di petrolio e condensati del 2017.
Dopo aver concluso le attività di cantiere del progetto Mezzocolle, uno dei principali del Gruppo, per il revamping della centrale di trattamento e l'allestimento alla produzione dell'area pozzo, il gas-in del giacimento è stato avviato ad inizio del mese di agosto dello scorso anno. Da quel periodo la produzione del nuovo giacimento ha continuato ad essere incrementata per consentire di determinare la produzione a regime del nuovo campo.
Nel primo semestre del 2018 si è quindi registrato un incremento complessivo della produzione rispetto al corrispondente periodo dell'esercizio precedente del 18,1%.
| 2018 1° Semestre |
2017 1° Semestre |
Differenza 2018-2017 |
2018 1 ° Semestre |
2017 1 ° Semestre |
Differenza 2018-2017 |
||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| GPI | 30,7 | 33,8 | (3,1) | GPI | 0,4 | 0,4 | |
| SPE | 27,0 | 13,0 | 14,0 | SPE | 9,9 | 10,4 | (0,5) |
| Totale | 57,7 | 46,8 | 10,9 | Totale | 10,3 | 10,8 | (0,5) |
* Il dato GPI di Produzione lorda di Olio e Condensati è comprensivo del valore della Concessione B.C7.LF S.Maria a Mare e non del valore del campo Sarago Mare.
Il progetto Longanesi prosegue la sua fase finale dell'iter autorizzativo. Dopo il rilascio, da parte della regione Emilia-Romagna, dell'Intesa al Ministero dello Sviluppo Economico si è in attesa degli atti autorizzativi dello stesso Ministero.
Stanno proseguendo la procedura di VIA, attivata nei periodi precedenti e di competenza del Ministero dell'Ambiente, per un progetto di sviluppo in Lombardia e per uno nelle Marche.
E' proseguito l'iter autorizzativo per le attività di revamping degli impianti di alcune concessioni ubicate nella pianura padana per la rimessa in produzione dei relativi giacimenti.
Si sono concluse le attività propedeutiche per la chiusura mineraria sia del pozzo Filici 1 (contestualmente si svolgerà la seconda fase della chiusura del pozzo Masseria Morano 1), che di ulteriori pozzi in altre concessioni. Si resta in attesa delle autorizzazioni per l'esecuzione delle attività
Sono proseguite le revisioni e gli studi geologici e geofisici sui principali giacimenti, necessari per programmare interventi di miglioramento della produzione.
Parallelamente a tali attività, gli studi si sono concentrati anche nell'identificazione di eventuali nuovi progetti esplorativi all'interno dei titoli minerari di Gas Plus Italiana S.r.l. e Società Padana Energia S.p.A. e di nuove aree. Inoltre, è proseguita l'attività di verifica della fattibilità di alcuni progetti esplorativi in titoli in Joint Venture non operate.
Il patrimonio titoli non è variato rispetto al 2017 e il numero complessivo delle concessioni di coltivazione è pari a 45 mentre quelle che vedono il Gruppo in qualità di operatore è pari a 31.
| Gruppo operatore |
Terzi operatori |
Totale | |
|---|---|---|---|
| Istanze di permesso | |||
| Istanze di concessione | |||
| Permessi di ricerca | |||
| Concessioni di coltivazione | 14 |
* di cui Società Padana Energia: 10 Concessioni di coltivazione
Le riserve 2P rischiate complessive (Gas Plus Italiana e Società Padana Energia) di idrocarburi al termine del primo semestre del 2018 sono stimate pari a 4.346,0 MSmce.
| 31/12/2017 | 30/06/2018 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| GPI | SPE | Totale | GPI | SPE | Totale | |
| Gas naturale (milioni di metri cubi) | 1.781.1 | 2.399.6 | 4,180,7 | 1.750,4 | 2.372,6 | 4.123,0 |
| Olio e condensati (milioni metri cubi equiv.) | 7,3 | 226.0 | 233.3 | 6.9 | 216.1 | 223.0 |
| Totale Idrocarburi (milioni metri cubi equiv.) * | 1.788,4 | 2.625.6 | 4.414,0 | 1.757.3 | 2.588,7 | 4.346,0 |
* Il barile di olio e condensati è stato convertito in metri cubi di gas equivalente utilizzando il coefficiente divisore di 0,00636
Non essendo intervenuto alcun evento tale da richiedere una loro modifica, le riserve al termine del primo semestre del 2018 risultano pari a quelle certificate a fine 2017 meno la produzione del periodo di riferimento.
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Per quanto riguarda le concessioni offshore in acque superficiali XVa Midia Shallow e XIII Pelican (Black Sea Oil&Gas Operatore con il 65%, Petro Ventures con il 20% e Gas Plus con il
15%) il completamento del Processing-Inversion-Mapping della sismica 3D ha consentito di valutare le potenzialità del blocco Midia Shallow.
Era stata pertanto pianificata l'attività esplorativa dei due pozzi offshore nel periodo maggio-luglio 2018.
La perforazione del primo obiettivo denominato Iulia-1, iniziata l'8 maggio 2018 con l'utilizzo dell'impianto di perforazione (jack up) GSP Saturn, ha avuto esito negativo attraversando una serie argillosa priva di resorvoir a gas; conseguentemente tra i mesi di giugno e luglio 2018 sono iniziate le attività sul secondo pozzo denominato Paula-1. Anche il risultato di quest'ultimo è stato sotto le attese, incontrando un reservoir sabbioso a gas con uno spessore minore di quello ipotizzato.
Per quanto concerne invece le attività di sviluppo, sul giacimento di Ana-Doina sono proseguite le attività propedeutiche alla definizione del piano di sviluppo e alla preparazione di tutta la documentazione necessaria per la valutazione finale del progetto (FID), anche alla luce della recente approvazione legge petrolifera in Romania.
In data 16 febbraio 2018, è stato ufficialmente completato il passaggio da Engie E&P Nederland B.V. a Neptune Energy Nederland B.V. in conseguenza dell'acquisizione della società da parte del gruppo Neptune Energy (Carlyle Group).
Il nuovo Operatore del blocco offshore E15c (Neptune Energy con il 30%. HaLo Oil con il 20%, EBN con il 40% e Gas Plus con il 10%) ha proceduto nel corso del secondo trimestre 2018 alla valutazione di dettaglio del prospect Maple attraverso ulteriore sismica 3D acquistata.
E' stata quindi richiesta alle autorità olandesi un'estensione dal 1° luglio 2018 al 1° ottobre 2018 del termine per definire il rischio geologico e l'economicità del progetto Maple, non distante da alcune facilities di produzione operative nell'area, e la conseguente decisione se perforare o meno.
Le attività nel settore dello stoccaggio di gas sono relative allo sviluppo di tre progetti, tutti in veste di operatore, che consentiranno di disporre di una capacità di stoccaggio di circa 1 miliardo di metri cubi (working gas), per circa il 60% di competenza Gas Plus, da raffrontare con i circa 13
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miliardi di metri cubi di capacità nazionale, al netto dello stoccaggio strategico. Anche per la specifica collocazione geografica dei tre progetti, tutti lungo la dorsale adriatica nelle tre Regioni delle Marche, dell'Abruzzo e del Molise, lo sblocco, la realizzazione e l'esercizio congiunto dei tre progetti consentirebbe di beneficiare di una significativa "massa critica" in termini di volumi di gas trattabili e di importanti sinergie.
A seguito del rilascio dei provvedimenti di compatibilità ambientale (VIA) per i progetti San Benedetto e Poggiofiorito nel corso del 2014 sono stati presentati vari ricorsi ai TAR delle Regioni Abruzzo e Marche da parte di Enti locali e di gruppi di residenti. A tale proposito si segnala che il TAR Lazio, presso il quale era stato riassunto il giudizio a seguito della dichiarazione di incompetenza del TAR Abruzzo, ha dichiarato, con sentenza pubblicata nel mese di febbraio dello scorso anno, improcedibile l'impugnazione del decreto "VIA" del progetto Poggiofiorito presentata da alcuni Comuni dell'area.
Per quanto riguarda il ricorso, pendente avanti al TAR Marche, di impugnazione del decreto "VIA" del progetto San Benedetto, presentata da alcuni cittadini, si segnala che il TAR Marche nel mese di marzo del corrente anno ha dichiarato la propria incompetenza indicando quale giudice competente il TAR Lazio. I ricorrenti, con ricorso notificato e depositato il 21 aprile 2018, hanno riassunto il giudizio avanti al TAR Lazio e Gas Plus Storage si è regolarmente costituita in giudizio nel corrente mese di luglio. Si è ora in attesa della fissazione dell'udienza di merito.
Nel frattempo il Comune di San Benedetto, con ricorso notificato a Gas Plus Storage il 26 giugno 2018, ha impugnato i provvedimenti successivi del Ministero dell'Ambiente relativi al diniego del Ministero di riaprire l'istruttoria VIA come richiesto dal Comune. Si è già tenuta la Camera di Consiglio il 18 luglio per discutere dell'istanza di sospensiva che il TAR non ha accolto rinviando il giudizio all'udienza di merito del 22 maggio 2019.
Il Gruppo, pur dovendo fronteggiare in parte dell'opinione pubblica un atteggiamento notevolmente critico rispetto alla realizzazione di nuove infrastrutture energetiche, resta costantemente impegnato nello svolgimento degli adempimenti tecnici ancora necessari, di un attento vaglio legale e di possibili iniziative per progetti di rilevanza energetica nazionale.
Le attività nel settore dello "stoccaggio di idrocarburi" sono state incluse tra le "altre attività e attività non allocate" nella nota esplicativa al bilancio consolidato n. 7, Informativa di settore, che comprendono principalmente, oltre alle attività della Business Unit Storage, le attività di funzioni comuni e servizi centralizzati della holding. L'inclusione nelle "altre attività e attività non allocate" della Business Unit Storage è stata decisa in quanto, in funzione della complessità tecnica e dei necessari iter autorizzativi, essa è tuttora in fase di avviamento. Da segnalare infatti che la B.U. non
consuntiva significativi valori patrimoniali e costi di gestione, essendo state mantenute in carico esclusivamente le spese per gli studi (in particolare tecnici e progettuali) e per le attività connesse alla prosecuzione dei relativi iter autorizzativi ed al successivo affidamento delle opere da realizzarsi, imputando invece, nell'esercizio 2014, a conto economico integralmente le opere nel contempo sino ad allora eseguite sui siti prima del completamento degli iter autorizzativi.
I principali dati economici della Business Unit per il primo semestre del 2018 sono i seguenti:
| 30/06/18 | 30/06/17 | |
|---|---|---|
| Volumi venduti (MSmc) Ricavi (mln $\epsilon$ ) |
54,9 25,5 |
52,1 25,2 |
| EBITDA (mln $\epsilon$ ) | 3.7 | 3.7 |
I risultati del primo semestre dell'anno in corso mostrano un sensibile aumento in termini di consumi che si riflette in un lieve aumento dei ricavi.
La curva termica invernale fa registrare un buon incremento nei consumi medi rispetto all'anno precedente, che compensa ampiamente il calo di numerosità dei clienti serviti (-2,5%), tanto da far registrare un sensibile aumento per quanto riguarda i volumi venduti $(+5,3\%)$ . Il forte aumento degli scenari relativi al prezzo della materia prima a distanza di un anno (+8.6% nel periodo invernale, quello più rilevante in termini di volumi, che compensa ampiamente la diminuzione pari a -5,4% del secondo trimestre su volumi ben più ridotti), consente che i ricavi rimangano comunque sostanzialmente stabili, nonostante il totale annullamento dei corrispettivi GRAD e CPR applicati alle utenze su Mercato Tutelato.
Dal punto di vista economico, a distanza di un anno, il risultato di marginalità unitaria si conferma, come già nel 1o trimestre dell'anno, complessivamente negativo (-5,5%), a causa della contemporanea flessione in tal senso sia del cluster Civile (-7,7%), dovuta alla già citata scomparsa della componente GRAD, sia di quello Small Business (-3,8%), più modesta e dovuta alla costante migrazione del parco clienti e del relativo volume sotteso che avviene verso offerte commercialmente più competitive (e, quindi, meno remunerative).
Il risultato economico complessivo è comunque sostanzialmente stabile.
Si confermano i focus sul tentativo di invertire la tendenza circa il calo di numerosità dei clienti serviti mediante azioni commerciali mirate, sulla spinta nei confronti della clientela attualmente servita sul Mercato di Tutela verso il Mercato Libero (a tal proposito, si ricorda che il Mercato Tutelato dovrebbe cessare dal 1º luglio 2019) e sull'oramai consolidata prassi di massima attenzione riguardo ai criteri di selezione dei prospect ai quali proporre la contrattualizzazione, basato sull'attenta valutazione della loro affidabilità creditizia.
I principali dati economici della Business Unit relativi al primo semestre 2018 sono i seguenti:
| 30/06/18 | 30/06/17 | |
|---|---|---|
| Volumi distribuiti (MSmc) | 119,5 | 109,0 |
| Ricavi (mln $\epsilon$ ) | 11,8 | 12,3 |
| EBITDA (mln $\epsilon$ ) | 3,7 | 3,9 |
| Investimenti (mln $\epsilon$ ) | 0.7 | 1.1 |
Nel corso del primo semestre del 2018 la Business Unit Network e Transportation ha distribuito 119,5 MSmc di gas, in incremento (+9,6%) rispetto all'analogo periodo del 2017, a seguito delle più rigide temperature registrate sia nel mese di febbraio che nel mese di marzo.
Network: la Business Unit Network opera, al 30/06/2018, direttamente nell'attività di distribuzione gas in 39 Comuni.
Con la delibera n. 573/2013/R/gas l'Autorità ha approvato una parte significativa del nuovo metodo tariffario, valido per gli anni 2014-2019. La B.U., a tutela del suo patrimonio, ha ritenuto opportuno, a valle di una attenta lettura del documento, procedere ad impugnare il nuovo metodo tariffario che, in tema di valorizzazione della $RAB$ , si pone in continuità con quello previgente.
Con la delibera n. 367/2014/R/gas il Regolatore ha approvato (integrando e modificando la delibera n. 573/2013) le regole tariffarie per le future gare d'ambito.
$\dot{E}$ ancora in corso il procedimento (avviato dall'AEEGSI con delibera 704/2016/R/gas) per il riconoscimento tariffario dei nuovi investimenti. Il nuovo metodo sarà basato sui Costi Standard, anche se la decorrenza, attualmente, è prevista dalla realizzazione degli investimenti 2019. Per la definizione dei Costi Standard è stato istituito un tavolo di lavoro congiunto con le Associazioni dei distributori ed il Regolatore.
In merito ai rapporti concessori, giova evidenziare che, a seguito delle disposizioni dell'art. 24 del Decreto Legislativo 93/11, le gare per l'affidamento del servizio di distribuzione gas sono ammesse solo per Ambito Territoriale; pertanto, nelle more della definizione degli aspetti propedeutici la gara d'ambito, i gestori continuano ad erogare il servizio, anche oltre la scadenza naturale e/o ope legis concordata.
Al 30/06/2018 sono stati pubblicati 18 bandi di gara, nessuno dei quali di interesse della Business Unit. I primi bandi e disciplinari (oggetto di numerose impugnazioni al TAR) hanno evidenziato come le procedure ed i meccanismi attuativi adottati per lo svolgimento delle gare risultino complessi e di difficile implementazione.
Tra le poche procedure che hanno visto la presentazione di offerte di gara, si segnala che nel di "Milano 1" la Commissione corso del primo semestre dell'anno 2018, nell'ATEM Aggiudicatrice ha assegnato il miglior punteggio ad Unareti (gruppo A2A), mentre nell'ATEM "Torino 2" sono ancora in corso le operazioni delle Commissioni Aggiudicatrici per la valutazione delle offerte.
I termini di scadenza per la pubblicazione dei bandi di gara sono stati approvati con il Decreto Legge n. 210/2015 (Milleproroghe 2016, convertito in Legge n. 21/2016) e sono, salvo alcune eccezioni, tutti scaduti. Con analogo provvedimento sono state eliminate le possibili sanzioni in capo agli Enti Locali nel caso di ritardo nell'iter di emanazione dei bandi gara.
La B.U. Network continua la propria attività finalizzata alla definizione del valore di rimborso degli impianti e degli ulteriori adempimenti prevista dalla normativa di settore in vista delle future gare d'ambito.
In merito all'obbligo di messa in esercizio dei gruppi di misura elettronici previsto dalla Delibera AEEGSI n. 554/2015/R/gas, si segnala che la B.U.:
La Business Unit, al termine del primo semestre del 2018 ha effettuato investimenti sugli impianti per 0.7 milioni di euro.
Con riferimento ai certificati di risparmio energetico (TEE), sono stati determinati gli obiettivi specifici di risparmio di energia primaria nell'anno 2018 in capo ai distributori di energia elettrica e di gas naturale soggetti agli obblighi.
Si segnala che il MISE ha approvato il DM 10/5/2018 (pubblicato in Gazzetta Ufficiale n. 158 del 10/7/2018) che aggiorna il DM 11/1/2017; nel nuovo DN è stato introdotto un "cap" al riconoscimento massimo del contributo tariffario (250 $\epsilon$ /TEE) che, insieme ad ulteriori misure previste, si pone l'obbiettivo di riequilibrare il mercato e di calmierarne i prezzi, dopo gli elevati livelli registrati nel corso degli ultimi 12/18 mesi.
L'obiettivo 2018 per la B.U. Network ammonta a 17.703 TEE, da conseguire entro maggio 2019.
Transportation: la Business Unit, che fa parte del Settore Operativo Network & Transportation, è operativa dal 1º ottobre 2009, esercita l'attività di trasporto regionale in Valtrebbia (PC) mediante 31,4 chilometri di rete in media pressione ed in Valnure (PC), mediante 10,4 chilometri di rete in media pressione, tra l'altro interconnessa ad un giacimento della B.U. E&P del Gruppo.
Al 30 giugno 2018 sono stati trasportati 5,9 MSmc, in aumento rispetto all'analogo periodo del 2017 (5,3 MSmc). Per quanto concerne le modifiche normative e regolatorie, non si segnalano novità di rilievo.
Importi in migliaia di euro
| THE REPORT OF A REAL PROPERTY | 30/06/2018 | 30/06/2017 |
|---|---|---|
| Ricavi | 44.826 | 40.283 |
| Altri ricavi e proventi | 3.209 | 3.402 |
| TOTALE RICAVI | 48.035 | 43.685 |
| Costi per materie prime e materiali di consumo | (16.212) | (15.730) |
| Costi per servizi e altri | (13.849) | (12.937) |
| Costo del personale | (4.928) | (4.889) |
| MARGINE OPERATIVO LORDO (EBITDA) | 13.046 | 10.129 |
| Ammortamenti e svalutazioni | (12.655) | (6.467) |
| EBIT | 391 | 3.662 |
| Proventi diversi | 271 | 161 |
| RISULTATO OPERATIVO | 662 | 3.823 |
| Proventi finanziari | 34 | 808 |
| Oneri finanziari | (3.339) | (3.588) |
| RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE | (2.643) | 1.043 |
| Imposte sul reddito | 549 | (428) |
| RISULTATO DEL PERIODO | (2.094) | 615 |
Il primo semestre dell'anno vede un Ebitda in sensibile crescita (+29%) grazie all'aumento delle produzioni di idrocarburi in ambito $E\&P$ e alla ripresa degli scenari energetici che hanno innanzitutto consentito la crescita dei ricavi, passati da 43.685 migliaia di euro del 2017 a 48.035 migliaia di euro del 2018.
I ricavi hanno riguardato in prevalenza l'attività di vendita di gas metano, petrolio e condensati provenienti dai giacimenti del Gruppo e la vendita di gas al dettaglio, poiché l'attività di distribuzione e trasporto gas è tuttora svolta soprattutto a favore di società del Gruppo, con la conseguente elisione delle relative componenti economiche a livello di bilancio consolidato, mentre l'attività di stoccaggio si trova ancora in una fase di start-up.
In particolare, l'attività di vendita del gas metano proveniente dai giacimenti del Gruppo ha determinato ricavi per 11.645 migliaia di euro (8.239 migliaia di euro nel 2017), mentre quella a clienti finali ricavi per 24.640 migliaia di euro (24.464 migliaia di euro nel 2017). La sensibile crescita della prima componente è da attribuire all'aumento dei volumi prodotti e venduti e dei relativi prezzi.
Anche i ricavi per la vendita di petrolio e condensati sono risultati in forte crescita (da 2.317
migliaia di euro del 2017 a 3.634 migliaia di euro del 2018) per effetto dell'aumento dei prezzi dei prodotti petroliferi che hanno reso non significativi, in termini economici, gli effetti della lieve riduzione dei volumi estratti.
I ricavi per l'attività di distribuzione e trasporto gas metano sono stati in lieve calo rispetto all'importo dell'analogo periodo del 2017 (3.784 migliaia di euro del 2018 contro 3.920 migliaia di euro del 2017).
L'importo della voce altri ricavi e proventi è diminuito rispetto al corrispondente periodo precedente (3.209 migliaia di euro contro 3.402 migliaia di euro del 2017). Le sue principali componenti sono costituite dalle rovalties sull'attività di estrazione gas, dai contributi di allacciamento e dai servizi ad utenti gas e dai ricavi derivanti dall'acquisizione dei certificati di risparmio energetico (TEE), quest'ultimi, in particolare, in calo rispetto al 2017 per il minor contributo unitario riconosciuto dall'Autorità.
Dal lato dei costi, sono aumentati i costi per materie prime e materiali di consumo, passando da 15.730 migliaia di euro del 2017 a 16.212 migliaia di euro del 2018. In questo ambito si è registrato l'aumento dei costi d'acquisto della principale materia prima, il gas metano, per l'andamento degli scenari energetici e, in linea con l'andamento dei connessi ricavi, la riduzione dei costi per l'acquisto dei certificati di risparmio energetico (TEE).
Un analogo andamento ha registrato la voce costi per servizi ed altri che ha raggiunto l'importo di 13.849 migliaia di euro contro 12.937 migliaia di euro del corrispondente periodo dell'esercizio precedente con un aumento percentuale del 7% sostanzialmente connesso all'andamento dell'attività. Sono rimasti in linea con l'analogo periodo del 2017 gli oneri, comprensivi delle componenti non finanziarie delle cessioni periodiche della cartolarizzazione, per perdite su crediti (da 321 migliaia di euro del 2017 a 339 migliaia di euro del 2018).
I costi del personale sono risultati sostanzialmente in linea con i valori del corrispondente periodo precedente, passando da 4.889 migliaia di euro a 4.928 migliaia di euro del 2018, non essendosi registrate variazioni significative nell'organico diretto, mentre nel corso del semestre si è dato progressivamente corso al rientro in Eni del relativo personale in comando presso Società Padana Energia S.p.A..
Come già anticipato, l'andamento delle componenti economiche sopra descritte ha determinato un sensibile aumento dell'EBITDA che è passato da 10.129 migliaia di euro a 13.046 migliaia di euro (+29%).
A causa dell'esito negativo delle attività esplorative in Romania che ha determinato l'integrale ammortamento dei costi propedeutici alla perforazione sostenuti e sospesi alla fine del precedente esercizio (615 migliaia di euro) e dei costi sostenuti nel semestre per la perforazione e la
chiusura dei relativi pozzi (2.838 migliaia di euro), ha invece registrato una forte riduzione l'EBIT che è stato pari a 391 migliaia di euro rispetto a 3.662 migliaia di euro dell'analogo periodo del 2017. Tale risultato ha scontato anche l'aumento degli ammortamenti in ambito E&P per la crescita delle produzioni.
Nel semestre in esame non sono state comunque effettuate svalutazioni degli assets in portafoglio.
Anche il risultato operativo ha evidenziato un simile andamento ed ha assunto a sua volta un valore in forte calo (662 migliaia di euro contro 3.823 migliaia di euro del 2017), pur recependo maggiori dividendi dalla partecipata Serenissima Gas S.p.A. (271 migliaia di euro nel primo semestre 2018 contro 161 migliaia di euro nel primo semestre 2017).
A causa della ridotta entità dei proventi finanziari (34 migliaia di euro contro 808 migliaia di euro del 2017) è stato in lieve aumento il saldo negativo della gestione finanziaria che ha raggiunto l'importo di 3.305 migliaia di euro contro 2.780 migliaia di euro del 2017, pur registrando una riduzione degli oneri finanziari (da 3.588 migliaia di euro a 3.339 migliaia di euro).
I maggiori proventi finanziari del 2017 erano dovuti alle plusvalenze conseguite nella cessione dei titoli detenuti per la negoziazione (pari a 615 migliaia di euro). Dagli stessi titoli erano stati inoltre percepiti dividendi per 90 migliaia di euro.
Nell'ambito degli oneri finanziari, per effetto del rimborso del vendor loan e nonostante il primo utilizzo della linea di finanziamento Capex, sono risultati in calo gli interessi passivi sulle linee a medio lungo termine (523 migliaia di euro contro 669 migliaia di euro del 2017). Sono invece risultati in lieve crescita gli interessi sulle linee a breve termine (330 migliaia di euro del 2018 contro 286 migliaia di euro del 2017) e gli oneri su prodotti derivati (59 migliaia di euro nel 2018 contro proventi per 52 migliaia di euro del 2017).
Sono risultati in calo rispetto all'analogo semestre del 2017 gli oneri per attualizzazione fondi (1.946 migliaia di euro del 2018 contro 2.171 migliaia di euro del 2017) per effetto del progressivo adeguamento al ribasso dei relativi tassi all'andamento del mercato.
Le imposte sul reddito, correnti, differite e anticipate hanno presentato un saldo positivo complessivamente pari a 549 migliaia di euro contro il saldo negativo pari a 428 migliaia di euro del 2017.
Per effetto del negativo esito delle attività esplorative in Romania e dell'integrale ammortamento dei relativi costi, il primo semestre dell'esercizio 2018 si è chiuso quindi con una perdita di 2.094 migliaia di euro contro un utile di 615 migliaia di euro del corrispondente periodo del 2017.
Importi in migliaia di euro
| 30 giugno 2018 | 31 dicembre 2017 | |
|---|---|---|
| Capitale immobilizzato | ||
| Immobilizzazioni immateriali | 328,015 | 332.914 |
| Immobilizzazioni materiali | 106.641 | 108.792 |
| Altre attività e passività non correnti | 1.895 | 1.848 |
| Totale capitale immobilizzato | 436.551 | 443.554 |
| Capitale circolante netto | ||
| Rimanenze | 3.729 | 4.370 |
| Crediti commerciali | 14.696 | 24.229 |
| Debiti commerciali | (17.513) | (23.283) |
| Altri debiti e crediti di circolante | (7.520) | 3.042 |
| Totale capitale circolante netto | (6.608) | 8.358 |
| Fondi rischi per oneri e imposte differite | (179.640) | (179.839) |
| Trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato | (4.819) | (4.791) |
| Capitale investito netto | 245.484 | 267.282 |
| Patrimonio netto | 211.364 | 214.754 |
| Indebitamento finanziario netto | 34.120 | 52.528 |
| Coperture | 245.484 | 267.282 |
La situazione patrimoniale consolidata del Gruppo presenta un capitale investito netto in forte riduzione rispetto al dato al termine del precedente esercizio (245.484 migliaia di euro del 30 giugno 2018 contro 267.282 migliaia di euro del 31 dicembre 2017).
Il capitale immobilizzato risulta pari a 436.551 migliaia di euro contro 443.554 migliaia di euro del 2017 e registra un decremento complessivo di 7.003 migliaia di euro. Nell'ambito di questa voce le immobilizzazioni immateriali, pari a 328.015 migliaia di euro, si riducono complessivamente di 4.899 migliaia di euro mentre le immobilizzazioni materiali, pari a 106.641 migliaia di euro, si riducono di 2.151 migliaia di euro. La riduzione complessiva delle immobilizzazioni materiali ed immateriali (7.050 migliaia di euro) è conseguenza del saldo tra gli incrementi netti (5.605 migliaia di euro) e gli ammortamenti effettuati nel periodo (12.655 migliaia di euro).
Le altre attività e passività non correnti, costituite rispettivamente dalla partecipazione in Serenissima Gas S.p.A. e da depositi cauzionali attivi e passivi, non presentano invece variazioni di rilievo rispetto al valore del precedente esercizio (1.895 migliaia di euro contro 1.848 migliaia di euro del 2017).
Il capitale circolante netto presenta un saldo negativo e in forte calo rispetto al 31 dicembre 2017 (-6.608 migliaia di euro contro +8.358 migliaia di euro) che si riduce complessivamente di 14.966 migliaia di euro rispetto al dato della fine del precedente esercizio. In questo ambito si registra una forte riduzione sia dei crediti commerciali (-9.533 migliaia di euro), sostanzialmente per i consueti minori consumi a conclusione del periodo invernale, sia dei debiti commerciali (-5.770 migliaia di euro), seppur di minor importo. Ha assunto invece un valore negativo di 7.520 migliaia di euro il saldo degli altri debiti e crediti del circolante rispetto ad un saldo positivo di 3.042 migliaia di euro del 2017. Tale voce risente dell'andamento tipico del periodo di alcuni debiti di natura tributaria e, in particolare, dell'aumento dei debiti per imposte dirette (Ires e Irap) ed indirette (IVA) i cui pagamenti vengono effettuati dopo la chiusura del semestre e di quelli per imposte di consumo e addizionali regionali. Quest'ultimi, costituiti dalla differenza tra l'imposta di consumo fatturata agli utenti e i versamenti in rate costanti d'acconto effettuati secondo la normativa vigente, determinano in questo periodo un debito che viene generalmente assorbito nei periodi successivi.
I fondi per rischi ed oneri, le cui principali componenti sono costituite dal fondo smantellamento e ripristino siti e dal fondo imposte differite nette, ammontano complessivamente a 179.640 migliaia di euro contro 179.839 migliaia di euro del 2017. Il fondo smantellamento e ripristino siti risulta pari a 117.812 migliaia di euro contro 115.449 migliaia di euro del precedente esercizio (in aumento, sostanzialmente per gli oneri di attualizzazione di competenza del periodo) mentre il fondo imposte differite nette risulta pari a 56.852 migliaia di euro contro 59.359 migliaia di euro alla fine del precedente esercizio.
Il trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato ammonta a 4.819 migliaia di euro (4.791 migliaia di euro nel 2017) e si mantiene in linea con l'importo del precedente esercizio.
L'indebitamento finanziario netto ammonta a 34.120 migliaia di euro contro 52.528 migliaia di euro del 2017 e risulta ancora in forte diminuzione rispetto al dato di fine esercizio per i positivi flussi di cassa delle attività operative, in particolare durante il periodo invernale, e per la ridotta entità degli investimenti del periodo.
In questo ambito è in forte aumento la liquidità che passa da 14.105 migliaia di euro a 22.435 migliaia di euro del 2018, mentre si riducono sia l'indebitamento finanziario corrente che passa da 26.636 migliaia di euro del 2017 a 22.650 del 2018 e quello non corrente che passa da 40.263 migliaia di euro del 2017 a 33.915 migliaia di euro del 2018, quest'ultimo principalmente a seguito del rimborso effettuato nel semestre (6.000 migliaia di euro).
Il livello della posizione finanziaria netta resta tuttora particolarmente contenuto anche per effetto dello slittamento temporale di alcuni investimenti ed è da considerarsi pertanto, almeno in
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parte, temporaneo sino all'avvio di detti investimenti.
Al riguardo si precisa che il Gruppo prosegue i contatti con la banca finanziatrice per procedere ad una revisione dei contratti di finanziamento a medio lungo in essere al fine di tener conto del posticipo degli investimenti.
Il patrimonio netto ammonta a 211.364 migliaia di euro (214.754 migliaia di euro al 31 dicembre 2017) e presenta un decremento di 3.390 migliaia di euro rispetto alla fine del precedente esercizio dovuto alla perdita conseguita nel periodo e alle variazioni di fair value dei derivati di copertura contabilizzate in hedge accounting.
Per quanto concerne i rapporti con parti correlate, di natura commerciale o finanziaria, effettuati a valori di mercato e attentamente monitorati dagli organi preposti (Comitato Controllo e Rischi e Collegio Sindacale), si rimanda alle Note esplicative.
Il bilancio consolidato abbreviato al 30 giugno 2018 non riflette componenti di reddito e poste patrimoniali e finanziarie derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali.
Oltre a quanto già commentato nei paragrafi precedenti non si segnalano altri eventi significativi nel primo semestre dell'esercizio 2018.
Oltre a quanto già segnalato nel corso della presente relazione non si segnalano altri eventi o fatti di rilievo dopo la chiusura del primo semestre dell'esercizio 2018.
L'esito sfavorevole della perforazione di entrambi i pozzi esplorativi in Romania porta a confermare la previsione, per l'esercizio 2018, di un risultato netto di segno negativo, pur in presenza di una crescita dell'Ebitda e delle produzioni di idrocarburi rispetto al dato del precedente anno.
Per il Consiglio di Amministrazione N Presidente (sig. Davide Usberti)
Prospetti contabili e note esplicative
Gruppo GAS PLUS
Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato al 30 giugno 2018
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| SITUAZIONE PATRIMONIALE FINANZIARIA CONSOLIDATA SEMESTRALE | ||
|---|---|---|
| CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO SEMESTRALE | ||
| CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO CONSOLIDATO SEMESTRALE | ||
| PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO CONSOLIDATO SEMESTRALE 32 | ||
| RENDICONTO FINANZIARIO CONSOLIDATO SEMESTRALE | ||
| NOTE ESPLICATIVE | ||
| 1. | Informazioni societarie | |
| $\overline{2}$ . | Criteri di redazione e principi contabili adottati | |
| 3. | Stagionalità dell'attività | |
| 4. | Indebitamento finanziario netto | |
| 5. | Utilizzo di stime | |
| 6. | Dividendi | |
| 7. | Informativa di settore | |
| 8. | Immobili, impianti e macchinari | |
| 9. | Concessioni e altre immobilizzazioni immateriali | |
| 10. | Crediti commerciali | |
| 11. | Altri crediti | |
| 12. | Disponibilità liquide e mezzi equivalenti | |
| 13. | Patrimonio netto | |
| 14. | Debiti finanziari a breve e a medio/lungo termine | |
| 15. | Debiti commerciali | |
| 16. | Altri debiti correnti | |
| 17. | Fondi | |
| 18. | Ricavi | |
| 19. | Costi operativi | |
| 20. | Proventi ed oneri finanziari | |
| 21. | Imposte | |
| 22. | Rapporti con parti correlate | |
| 23. | Strumenti e rischi finanziari | |
| 24. | Eventi successivi alla data del bilancio intermedio |
$\mathfrak{f}$
| Importi in migliaia di Euro | Note | 30/06/2018 | 31/12/2017 |
|---|---|---|---|
| ATTIVITÀ | |||
| Attività non correnti | |||
| Immobili, impianti e macchinari | $\bf 8$ | 106.641 | 108.792 |
| Avviamento | 750 | 750 | |
| Concessioni e altre immobilizzazioni immateriali | 9 | 327.265 | 332.164 |
| Altre attività finanziarie non correnti | 4.922 | 4.920 | |
| Imposte differite attive | 21 | 27.910 | 26.422 |
| Totale attività non correnti | 467,488 | 473.048 | |
| Attività correnti | |||
| Rimanenze | 3.729 | 4.370 | |
| Crediti commerciali | 10 | 14.696 | 24.229 |
| Crediti per imposte sul reddito | 297 | 314 | |
| Altri crediti | 11 | 12.571 | 13.206 |
| Crediti verso controllante | 194 | 193 | |
| Attività finanziarie | 10 | 266 | |
| Disponibilità liquide e mezzi equivalenti | 12 | 22.435 | 14.105 |
| Totale attività correnti | 53.932 | 56.683 | |
| TOTALE ATTIVITÀ | 521.420 | 529.731 | |
| PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO | |||
| Capitale sociale | 13 | 23.353 | 23.353 |
| Riserve | 13 | 191.223 | 190.468 |
| Altre componenti di patrimonio netto | 13 | (1.286) | (7) |
| Risultato del periodo | 13 | (2.095) | 769 |
| TOTALE PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO | 211.195 | 214.583 | |
| Patrimonio netto di terzi | 169 | 171 | |
| TOTALE PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO E DI TERZI | 211.364 | 214.754 | |
| PASSIVITÀ | |||
| Passività non correnti | |||
| Debiti finanziari a lungo termine | 14 | 33.915 | 40.263 |
| TFR, quiescenza ed obblighi simili | 4.819 | 4.791 | |
| Fondo imposte differite | 21 | 84.762 | 85.781 |
| Altri debiti | 3.027 | 3.072 | |
| Fondi | 17 | 122.788 | 120.480 |
| Totale passività non correnti | 249.311 | 254.387 | |
| Passività correnti | |||
| Debiti commerciali | 15 | 17.513 | 23.283 |
| Debiti finanziari a breve termine | 14 | 22.650 | 26.636 |
| Altri debiti | 16 | 18.755 | 10.181 |
| Debiti per imposte sul reddito | 1.827 | 490 | |
| Totale passività correnti | 60.745 | 60.590 | |
| TOTALE PASSIVITÀ | 310.056 | 314.977 | |
| TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ | 521.420 | 529.731 | |
Gli effetti conseguenti alla prima applicazione dell'IFRS 9 sono stati iscritti a patrimonio netto al 1º gennaio 2018, senza restatement dei dati comparativi. Non si segnalano effetti relativi alla prima applicazione dell'IFRS 15.
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| Importi in migliaia di Euro | Note | ||
|---|---|---|---|
| 1° Semestre 2018 | 1° Semestre 2017 | ||
| Ricavi | 18 | 44.826 | 40.283 |
| Altri ricavi e proventi | 18 | 3.209 | 3.402 |
| Totale Ricavi | 48.035 | 43.685 | |
| Costi per materie prime e materiali di consumo | 19 | (16.212) | (15.730) |
| Costi per servizi e altri | 19 | (13.849) | (12.937) |
| Costo del personale | (4.928) | (4.889) | |
| Proventi diversi | 271 | 161 | |
| Ammortamenti e svalutazioni | $8 - 9$ | (12.655) | (6.467) |
| RISULTATO OPERATIVO | 662 | 3.823 | |
| Proventi finanziari | 20 | 34 | 808 |
| Oneri finanziari | 20 | (3.339) | (3.588) |
| RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE | (2.643) | 1.043 | |
| Imposte sul reddito | 21 | 549 | (428) |
| RISULTATO DEL PERIODO | (2.094) | 615 | |
| Attribuibile a: | |||
| Gruppo | (2.095) | 614 | |
| Terzi | 1 | ||
| Risultato per azione base (importi in Euro) | (0,05) | 0,01 | |
| Risultato per azione diluito (importi in Euro) | (0,05) | 0,01 |
Gli effetti conseguenti alla prima applicazione dell'IFRS 9 sono stati iscritti a patrimonio netto al lo gennaio 2018, senza restatement dei dati comparativi. Non si segnalano effetti relativi alla prima applicazione d
j.
ł
J.
| Importi in migliaia di Euro | 1° semestre 2018 1° semestre 2017 | |
|---|---|---|
| Risultato del periodo | (2.094) | 615 |
| Altre componenti di conto economico complessivo che saranno riclassificate nel risultato di esercizio: |
||
| Variazioni di fair value dei derivati in regime di hedge accounting Imposte |
(1.812) 507 |
364 (102) |
| Differenze di conversione di bilanci esteri | (19) | (58) |
| Altre componenti di conto economico complessivo che non saranno riclassificate nel risultato di esercizio: |
||
| Delta attuariali fondo TFR Imposte |
49 (11) |
166 (40) |
| Risultato di conto economico complessivo al netto delle imposte | (1.286) | 330 |
| Totale risultato complessivo al netto delle imposte | (3.380) | 945 |
| Attribuibile a: Gruppo Terzi |
(3.381) | 944 |
Gli effetti conseguenti alla prima applicazione dell'IFRS 9 sono stati iscritti a patrimonio netto al 1º gennaio 2018, senza restatement dei dati comparativi. Non si segnalano effetti relativi alla prima applicazione dell'IFRS 15.
Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato al 30 giugno 2018 Gruppo GAS PLUS
| Totale | patrimonio | netto | 214.294 $\frac{16}{2}$ |
(315) (315) |
$\odot$ ම |
945 | 214.918 168 |
214.754 $\overline{171}$ |
23 | 214.777 $\overline{\mathbf{5}}$ |
ම යි |
(30) | (3.380) | 211.364 169 |
|||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Totalc | patrimonio | di terzi | |||||||||||||||
| Totale | patrimonio | netto | di gruppo | 213.803 | 944 | 214.750 | 214,583 | 23 | 214,606 | $\widehat{c}$ | (3.381) | 211.195 | |||||
| Risultato | esercizio | (4.255) | 4.255 | t | 614 | $\frac{4}{10}$ | 769 | 769 | (769) | (2.095) | (2.095) | ||||||
| Utili | indivisi | 107.687 | (4.255) | 103,435 | 103.450 | 23 | 103.473 | 769 | $\left(30\right)$ | 104.212 | |||||||
| Riserva | differenze | attuariali | TFR | (895) | 126 | (769) | (852) | (852) | 38 | (814) | |||||||
| Riserva | cash flow traduzione | cambio | 340 | (58) | 282 | न | ą | $\left( \frac{1}{2} \right)$ | 22 | ||||||||
| Riserva | hedge | (145) | 262 | 117 | 104 | 104 | (1.305) | (1.201) | |||||||||
| Acquisto | azioni | proprie | (9.600) | (9.600) | (9.600) | (9.600) | (9.600) | ||||||||||
| Versamenti | c/ capitale | D42 $\mathbb{R}$ |
7.042 | 7.042 | 042 ಸ |
7.042 | |||||||||||
| legale | 4.671 | 4.671 | 4.671 | 4.671 | 4.671 | ||||||||||||
| Riserva Riserva | azioni | 85,605 | 23,353 85.605 | 85,605 | 85.605 | 85.605 | |||||||||||
| Capitale sovrap. | 23,353 | 23.353 | 23.353 | 23,353 | |||||||||||||
| Importi in migliaia di Euro | Saldo al 1º gennaio 2017 | Destinazione risultato di esercizio | Acquisto quote pertinenza di terzi GP Infrastrutture Salso S.r.l. |
Variazione altre riserve | Risultato del periodo complessivo | Saldo al 30 giugno 2017 | Saldo al 31 dicembre 2017 | Effetto prima applicazione - IFRS 9 | Saldo al 1º gennaio 2018 | Destinazione risultato di esercizio | Distribuzione dividendi | Variazione altre riserve | Risultato del periodo complessivo | Saldo al 30 giugno 2018 |
(1) = al 30 giugno 2018, Gas Plus S.p.A. detiene 1.336.677 azioni proprie (pari al 2,98% del capitale sociale) per un costo complessivo di 9.600 Euro.
Gli effetti conseguenti alla prima applicazione dell'IFRS 9 sono stati iscritti a patrimonio netto al 1º gennaio 2018, senza restatement dei dati comparativi.
Non si segnalano effetti relativi alla prima applicazione dell'
| Importi in migliaia di Euro | 1° semestre 2018 1° semestre 2017 | |
|---|---|---|
| Flussi finanziari dell'attività operativa | ||
| Risultato netto | (2.094) | 615 |
| Ammortamenti e svalutazioni delle immobilizzazioni materiali e immateriali (1) | 12.655 | 6.467 |
| Utilizzo altri fondi non monetari | (176) | (117) |
| Attualizzazione fondo abbandono | 1.915 | 2.141 |
| Interessi su finanziamento per acquisizione | 252 | |
| (Plusvalenze) Minusvalenze patrimoniali | ||
| Variazione del fair value delle attività e passività | (3) | (10) |
| (615) | ||
| Variazione imposte differite | (2.017) | (8) |
| Variazione delle attività e passività operative | ||
| Variazione rimanenze | 641 | 115 |
| Variazione crediti commerciali verso terzi e collegate | 9.632 | 6.566 |
| Variazione debiti commerciali verso terzi e collegate | (5.770) | (3.461) |
| Oneri d'abbandono sostenuti | (7) | (42) |
| Variazione TFR | 77 | 73 |
| Variazione delle altre passività e attività operative | 10.552 | 2.804 |
| Flussi finanziari netti dell'attività operativa | 25.405 | 14.780 |
| Flussi finanziari dell'attività di investimento | ||
| Acquisto beni materiali e immateriali (1) | (5.536) | (5.361) |
| Uscite per acquisto di partecipazioni | (315) | |
| Ricavi per cessioni immobilizzazioni | 3 | 10 |
| Flussi finanziari netti utilizzati nell'attività di investimento | (5.533) | (5.666) |
| Flussi finanziari dell'attività finanziamento | ||
| Variazione netta delle passività finanziarie | (5.501) | (622) |
| Vendita attività finanziarie a breve termine | 3.727 | |
| Finanziamenti rimborsati | (6.000) | (3.500) |
| Dividendi pagati | (3) | |
| Altre variazioni di patrimonio netto | (30) | (6) |
| Flussi finanziari netti utilizzati nell' attività di finanziamento | (11.534) | (401) |
| Effetto cambi traduzione bilanci di società estere | (8) | (33) |
| Incremento (decremento) delle disponibilità liquide | 8.330 | 8.680 |
| Disponibilità liquide all'inizio del periodo | 14.105 | 14.924 |
| Disponibilità liquide alla fine del periodo | 22.435 | 23.604 |
| Dividendi incassati | 271 | 251 |
| Imposte pagate nel periodo | (71) | |
| Oneri finanziari netti pagati nel periodo | (1.100) | (473) |
(1) di cui investimenti ed ammortamenti dei costi di esplorazione di riserve di idrocarburi sostenuti nell'esercizio (rispettivamente Euro 3.240 e Euro 500 nel primo semestre 2018 e nel primo semestre 2017).
Gas Plus S.p.A. è una società per azioni quotata sul mercato telematico azionario gestito e organizzato da Borsa Italiana S.p.A.. La società è costituita in Italia, iscritta al registro delle Imprese di Milano.
Le principali attività del Gruppo Gas Plus sono:
La società capogruppo Gas Plus S.p.A. è controllata da Us. Fin S.r.l., che non esercita attività di direzione e coordinamento.
La pubblicazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato del Gruppo per il periodo di sei mesi al 30 giugno 2018 è stata autorizzata con delibera degli amministratori del 2 agosto 2018.
In relazione all'area di consolidamento, non sono intervenute variazioni nel corso del primo semestre 2018, salvo la cancellazione dal registro delle imprese inglese della società non operativa Czarne Oil LLP, avvenuta in data 20 marzo 2018.
Il bilancio consolidato annuale del Gruppo viene preparato in conformità con i principi contabili internazionali IFRS emessi dall'International Accounting Standards Board (IASB) e omologati dalla Comunità Europea ai sensi del regolamento n. 1606/2002. Il presente bilancio consolidato semestrale abbreviato è stato redatto, in forma sintetica, in conformità allo IAS 34 "Bilanci intermedi". Tale bilancio semestrale abbreviato non comprende pertanto tutte le informazioni richieste dal bilancio annuale e deve essere letto unitamente al bilancio annuale predisposto per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2017.
I principi contabili adottati per la redazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato sono conformi a quelli utilizzati per la redazione del bilancio consolidato al 31 dicembre 2017, fatta eccezione per l'adozione dei nuovi principi, modifiche ed interpretazioni in vigore dal 1º gennaio 2018.
In relazione al principio IFRS 9 - Financial Instruments, il Gruppo si è avvalso della facoltà di rilevare direttamente a patrimonio netto al 1º gennaio 2018 gli effetti conseguenti alla prima applicazione del principio, senza effettuare la riesposizione dei dati comparativi degli esercizi precedenti posti a confronto. Gli effetti dell'adozione del nuovo principio contabile in materia di valutazione dei crediti comportano una diminuzione al 1º gennaio 2018 del patrimonio netto di circa 16 Euro (al netto del relativo effetto fiscale), poiché i crediti della B.U. Retail sono per la quasi totalità cartolarizzati ed i crediti della B.U. Exploration & Production sono verso controparti primarie dell'industry di riferimento.
Tra le passività finanziarie, gli effetti dell'adozione del nuovo principio contabile sono relativi alla rinegoziazione, stipulata in data 23 dicembre 2014, del Finanziamento a Medio Lungo Termine verso Banca
Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2018 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione
IMI S.p.A. sottoscritto dalla società capogruppo Gas Plus S.p.A. e contabilizzato secondo il criterio del costo ammortizzato. Il ricalcolo del tasso di interesse effettivo del finanziamento, considerando i nuovi flussi di cassa contrattuali previsti, comporta un aumento al lo gennaio 2018 del patrimonio netto di 39 Euro (al netto del relativo effetto fiscale).
Infine, si è provveduto alla riesposizione della quota residua delle commissioni up-front di accensione del Finanziamento Capex Banca IMI a deduzione del relativo debito finanziario.
Di seguito si riporta la sintesi degli effetti dell'adozione dei nuovi principi sui saldi di apertura al lo gennaio 2018.
| (Importi in migliaia di euro) | Pubblicato 31 dicembre 2017 |
Effetti adozione IFRS 9 |
Riclassifiche | Riesposto 1° gennaio 2018 |
|---|---|---|---|---|
| Attività non correnti | 473.048 | 6 | (339) | 472.715 |
| di cui: | ||||
| Concessioni ed altre | ||||
| immobilizzazioni immateriali | 332.164 | (339) | 331.825 | |
| Imposte differite attive | 26.422 | 6 | 26.428 | |
| Attività correnti di cui: |
56.683 | (22) | 56.661 | |
| Crediti commerciali | 24.229 | (22) | 24.207 | |
| TOTALE ATTIVITA' | 529.731 | (16) | (339) | 529.376 |
| PATRIMONIO NETTO DI | ||||
| GRUPPO E DI TERZI | 214.754 | 23 | 214.777 | |
| Passività correnti | 60.590 | 60.590 | ||
| Passività non correnti | 254.387 | (39) | (339) | 254.009 |
| di cui: | ||||
| Debiti finanziari a lungo termine | 40.263 | (51) | (339) | 39.873 |
| Fondo imposte differite | 85.781 | 12 | 85.793 | |
| TOTALE PASSIVITA' | 314.977 | (39) | (339) | 314.599 |
| TOTALE PATRIMONIO NETTO | ||||
| E PASSIVITA' | 529.731 | (16) | (339) | 529.376 |
I seguenti principi contabili, emendamenti e interpretazioni IFRS sono stati applicati per la prima volta dal Gruppo a partire dal 1º gennaio 2018, senza peraltro avere effetti sul bilancio consolidato:
Il nuovo principio sostituirà il principio IAS 17 e modificherà la contabilizzazione dei leasing operativi per i conduttori che noleggiano/affittano un'attività specifica, in base a questo nuovo principio, si definisce lease un contratto per cui, in cambio di un corrispettivo, il conduttore ha il diritto di controllare l'utilizzo di un'attività specifica, per un periodo di tempo determinato superiore a 12 mesi. Alla data di prima applicazione, si procederà all'iscrizione di un'attività, quale diritto d'uso ai sensi dell'IFRS 16 (pari al valore attuale del canoni futuri) e di un debito finanziario di pari importo. Il diritto d'uso sarà oggetto di ammortamento sistematico sulla durata residua del contratto. Il debito finanziario iscritto si ridurrà nel tempo in quanto una quota del canone di noleggio/affitto pagato sarà utilizzata a servizio del prestito e la restante quota sarà contabilizzata come onere finanziario. Il canone di noleggio, quindi, non sarà più iscritto tra i costi della produzione.
Il Gruppo sta avviando un progetto per l'implementazione del nuovo principio che prevede una prima fase di analisi dettagliata dei contratti e degli impatti contabili e una seconda fase di implementazione e/o adeguamento dei processi amministrativi e del sistema contabile. Non è ancora stato definito l'approccio (retrospettivo pieno o retrospettivo modificato) che si intende adottare tra quelli consentiti dal principio.
Il Gruppo non ha adottato anticipatamente alcun principio, interpretazione o miglioramento emanato ma non ancora in vigore.
Nel primo semestre 2018 sono stati emanati i seguenti emendamenti che non hanno ancora concluso il processo di omologazione da parte degli organi competenti dell'Unione Europea.
Il documento, pubblicato in data 7 febbraio 2018, chiarisce come un'entità debba rilevare una modifica di un piano a benefici definiti. Le modifiche richiedono all'entità di aggiornare le proprie ipotesi e rimisurare la passività o l'attività netta riveniente dal piano. L'emendamento chiarisce che dopo il verificarsi di tale evento, un'entità utilizzi ipotesi aggiornate per misurare il current service coste gli interessi per il resto del periodo di riferimento successivo all'evento. Le modifiche si applicano a partire dal 1º gennaio 2019, ma è consentita un'applicazione anticipata.
Il documento affronta il tema delle incertezze sul trattamento fiscale da adottare in materia di imposte sul reddito.
Il documento prevede che le incertezze nella determinazione delle passività o attività per imposte vengano riflesse in bilancio solamente quando è probabile che l'entità pagherà o recupererà l'importo in questione. Inoltre, il documento non contiene alcun nuovo obbligo d'informativa ma sottolinea che l'entità dovrà stabilire se sarà necessario fornire informazioni sulle considerazioni fatte dal management e relative all'incertezza inerente alla contabilizzazione delle imposte, in accordo con quanto prevede lo IAS 1. La nuova interpretazione si applica dal 1º gennaio 2019, ma è consentita un'applicazione anticipata.
Il documento, pubblicato in data 12 dicembre 2017 (tra cui IFRS 3 Business Combinations e IFRS 11 Joint Arrangements - Remeasurement of previously held interest in a joint operation, IAS 12 Income Taxes - Income tax consequences of payments on financial instruments classified as equity, IAS 23 Borrowing costs Disclosure of Interests in Other Entities - Borrowing costs eligible for capitalisation), recepisce le modifiche ad alcuni principi nell'ambito del processo annuale di miglioramento degli stessi. Le modifiche si applicano dal 1º gennaio 2019, ma è consentita un'applicazione anticipata.
Allo stato il Gruppo sta analizzando i principi contabili di recente emanazione e valutando se la loro adozione avrà un impatto significativo sul bilancio.
La maggioranza dei ricavi (circa l'80%) è rappresentata dalla vendita del gas naturale a clienti grossisti, industriali e civili.
La vendita di gas per i clienti civili è soggetta a variazioni stagionali influenzate dalle condizioni climatiche. Sulla base dei dati storici, i ricavi e i profitti derivanti dalla vendita del gas ai clienti civili per i primi sei mesi sono pari a circa il 60% dei ricavi e profitti realizzati nell'intero anno.
Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2018 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione
Le voci patrimoniali che accolgono i crediti ed i debiti derivanti dalla vendita e dall'approvvigionamento del gas sono, rispettivamente, Crediti commerciali e Debiti commerciali.
Si segnala peraltro che il saldo al 30 giugno 2018 dei Crediti commerciali e Debiti Commerciali è inferiore rispetto a quello del 31 dicembre 2017, grazie ai maggiori flussi di cassa realizzati nel secondo trimestre 2018 rispetto al quarto trimestre 2017, legati alla stagionalità sopra evidenziata.
Secondo quanto previsto dalla Comunicazione Consob n. 6064293 del 28 luglio 2006 di seguito si evidenzia la composizione dell'indebitamento finanziario netto del Gruppo:
| 30 giugno 2018 | 31 dicembre 2017 | |
|---|---|---|
| A. Cassa | 15 | 12 |
| B. Conti correnti bancari | 22,420 | 14.093 |
| C. Titoli detenuti per la negoziazione | ||
| D. Liquidità $(A) + (B) + (C)$ | 22,435 | 14.105 |
| E. Crediti finanziari correnti | 10 | 266 |
| F. Debiti bancari correnti | (8.219) | (13.744) |
| G. Parte corrente dell'indebitamento non corrente | (12.000) | (12.000) |
| H. Altri debiti correnti | (2.431) | (892) |
| I. Indebitamento finanziario corrente (F)+(G)+(H) | (22.650) | (26.636) |
| J. Indebitamento finanziario corrente netto (I)-(E)-(D) | (205) | (12.265) |
| K. Debiti bancari non correnti | (33.741) | (40.001) |
| L. Obbligazioni emesse | ||
| M. Altri debiti non correnti | (174) | (262) |
| N. Indebitamento finanziario non corrente $(K) + (L) + (M)$ | (33.915) | (40.263) |
| O. Indebitamento finanziario netto (J) + (N) | (34.120) | (52.528) |
L'indebitamento finanziario netto si è attestato a 34,1 milioni di euro ed è risultato in forte diminuzione rispetto al valore del 31 dicembre 2017 (52,5 milioni di euro) per i maggiori flussi di cassa delle attività operative, in particolare durante il periodo invernale, e la ridotta entità degli investimenti.
I debiti bancari non correnti comprendono la quota non corrente del finanziamento a Medio Lungo Termine sottoscritto con Banca IMI. Tale voce registra un decremento per complessivi 6,3 milioni di Euro sostanzialmente per effetto del rimborso di 6,0 milioni di Euro effettuato nel mese di giugno nei termini previsti contrattualmente.
La redazione del bilancio consolidato intermedio abbreviato richiede da parte della direzione l'effettuazione di stime e di assunzioni che hanno effetto sui valori dei ricavi, dei costi, delle attività e delle passività nonché sull'informativa relativa ad attività e passività potenziali alla data del bilancio intermedio.
Se nel futuro tali stime e assunzioni, basate sulla miglior valutazione attualmente disponibile, dovessero differire dalle circostanze effettive, saranno modificate in modo conseguente nel periodo di variazione delle circostanze stesse.
In particolare, le stime sono utilizzate per rilevare quote di ricavi e rimanenze di competenza, ammortamenti, benefici ai dipendenti, imposte, accantonamenti a fondi e recuperabilità degli investimenti relativi all'attività E&P.
Ai fini della valutazione della recuperabilità delle immobilizzazioni materiali e immateriali della B.U. Exploration & Production e della determinazione dei relativi ammortamenti ed eventuali svalutazioni, oltre che della tempistica di sostenimento dei costi di smantellamento e ripristino dei siti minerari, rileva la valutazione delle riserve di idrocarburi che si basa su metodi di tipo ingegneristico che hanno un margine intrinseco di aleatorietà. Le riserve certe rappresentano le quantità stimate delle riserve di idrocarburi che sulla base dei dati geologici e di ingegneria potranno con ragionevole certezza essere estratte negli anni futuri nelle condizioni tecniche ed economiche esistenti al momento della stima. Le riserve probabili rappresentano le quantità stimate addizionali delle riserve di idrocarburi che hanno minore certezza di essere recuperate rispetto alle riserve certe, ma che insieme alle riserve certe hanno la stessa probabilità di essere recuperate o non esserlo. Nonostante esistano autorevoli linee guida sui criteri ingegneristici e geologici che devono essere rispettati affinché le riserve possano essere classificate come certe o probabili, l'accuratezza delle stime delle riserve dipende dalla quantità delle informazioni disponibili e dall'interpretazione e dal giudizio che di queste dà la direzione aziendale.
Altre significative stime sono quelle relative agli obblighi derivanti dallo smantellamento e ripristino delle attività materiali e di relativo ripristino ambientale la cui valutazione delle passività connesse ai costi futuri di smantellamento e di ripristino è un processo complesso basato su ipotesi e criteri tecnici e metodologici validati da esperti indipendenti oltre che su valutazioni finanziarie che richiedono il giudizio e l'apprezzamento della direzione aziendale nella valutazione delle passività da sostenere e della tempistica di effettuazione di tali interventi. I costi di smantellamento e ripristino siti sono influenzati dalla complessità tecnologica e dalle specifiche tematiche ambientali del settore.
Le stime e le assunzioni sono riviste periodicamente e gli effetti di ogni variazione sono riflessi a conto economico
Nel primo semestre 2018, la Capogruppo Gas Plus S.p.A., non ha erogato dividendi.
L'informativa di settore del Gruppo è per settori di attività.
L'attività del Gruppo è stata svolta nel primo semestre del 2018 quasi interamente sul territorio nazionale. Il Gruppo opera nei seguenti segmenti di business:
Ai fini della presente nota, per il periodo chiuso al 30 giugno 2018, il settore di attività "stoccaggio di idrocarburi" è tuttora in fase di avviamento e non consuntiva significativi valori economici e patrimoniali, in funzione della complessità tecnica del settore e dei necessari iter autorizzativi. In ugual misura, non è stato ritenuto significativo il settore di attività "trasporto" in quanto l'attività, che riguarda un tratto di condotta a media pressione di 41 chilometri, non è rilevante; esso è stato accorpato con il settore di attività "distribuzione", da cui deriva.
La struttura direzionale ed organizzativa del gruppo riflette essenzialmente il settore primario per attività di business.
I prezzi di trasferimento applicati alle transazioni tra settori relativi allo scambio di beni, prestazioni e servizi, sono regolati secondo le usuali condizioni praticate dal mercato.
Le tabelle seguenti presentano le informazioni sui ricavi e risultati economici riguardanti i segmenti di business del Gruppo per i periodi di sei mesi chiusi rispettivamente al 30 giugno 2018 e 2017.
Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2018 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione
| Altre attività e | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Exploration & Production |
Network & Transportation |
Retail | attività non allocate |
Rettifiche ed elisioni |
Totale consolidato |
|
| Informazioni di natura | ||||||
| economica | ||||||
| Vendite a clienti | 16.682 | 5.996 | 25.166 | 191 | 48.035 | |
| Vendite infrasettoriali | 1.263 | 5.845 | 353 | 4.156 | (11.617) | |
| Totale ricavi | 17.945 | 11.841 | 25.519 | 4.347 | (11.617) | 48.035 |
| EBITDA | 6.578 | 3.720 | 3.656 | (908) | 13.046 | |
| Ammortamenti e svalutazioni | (11.089) | (1.446) | (63) | (57) | ٠ | (12.655) |
| EBIT | (4.511) | 2.274 | 3.593 | (965) | $\blacksquare$ | 391 |
| (Oneri e proventi diversi) | 271 | 271 | ||||
| Risultati operativi di settore | (4.511) | 2.545 | 3.593 | (965) | $\blacksquare$ | 662 |
| Oneri finanziari netti | (3.305) | |||||
| Risultato prima delle imposte | (2.643) | |||||
| Imposte sul reddito | 549 | |||||
| Risultato netto dell'esercizio | (2.094) | |||||
| Altre informazioni di settore Investimenti in immobilizzazioni |
||||||
| materiali Investimenti in immobilizzazioni |
1.677 | 71 | 77 | 1.825 | ||
| immateriali | 20 | 613 | 6 | 640 | ||
| Ammortamenti e svalutazioni delle immobilizzazioni materiali Ammortamenti e svalutazioni delle |
(3.523) | (30) | (43) | (3.596) | ||
| immobilizzazioni immateriali (*) | (4.326) | (1.418) | (63) | (12) | (5.819) | |
| Attività di esplorazione | 3.240 | 3,240 |
(*) Esclusa attività di ricerca e di esplorazione
| Altre attività e | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Exploration & Production |
Network & Transportation |
Retail | attività non allocate |
Rettifiche ed elisioni |
Totale consolidato |
|
| Informazioni di natura economica | ||||||
| Vendite a clienti | 11.862 | 6.801 | 24.846 | 176 | 43.685 | |
| Vendite infrasettoriali | 1.402 | 5.546 | 359 | 5.236 | (12.543) | |
| Totale ricavi | 13.264 | 12.347 | 25.205 | 5.412 | (12.543) | 43.685 |
| EBITDA | 3.055 | 3.932 | 3.711 | (569) | ٠ | 10.129 |
| Ammortamenti e svalutazioni | (4.918) | (1, 415) | (51) | (83) | $\sim$ | (6.467) |
| EBIT | (1.863) | 2.517 | 3.660 | (652) | ٠ | 3.662 |
| (Oneri e proventi diversi) | $\bullet$ | 161 | $\overline{\phantom{a}}$ | ٠ | ٠ | 161 |
| Risultati operativi di settore | (1.863) | 2.678 | 3.660 | (652) | $\qquad \qquad \blacksquare$ | (3.823) |
| Oneri finanziari netti | (2,780) | |||||
| Risultato prima delle imposte | 1.043 | |||||
| Imposte sul reddito | (428) | |||||
| Risultato netto dell'esercizio | 615 | |||||
| Altre informazioni di settore Investimenti in immobilizzazioni |
||||||
| materiali | 3.867 | 62 | 50 | 3.979 | ||
| Investimenti in immobilizzazioni immateriali |
500 | 761 | 121 | 1.382 | ||
| Ammortamenti e svalutazioni delle | ||||||
| immobilizzazioni materiali Ammortamenti e svalutazioni delle |
(2.126) | (34) | (1) | (52) | ۰ | (2.213) |
| immobilizzazioni immateriali (*) | (2.292) | (1.381) | (50) | (31) | (3.754) | |
| Attività di esplorazione | 500 | 500 |
$\ddagger$
(*) Esclusa attività di ricerca e di esplorazione
Gli immobili, impianti e macchinari hanno un valore netto di Euro 106.641 al 30 giugno 2018 e sono dettagliabili come segue:
| Terreni | Fabbricati | Impianti e macchinari trete di trasporto) |
Impianti e macchinari (EqP) |
Attr. ind. e comm. |
Altri beni |
Immobil. in corso e acconti |
Totale | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 30 giugno 2018 | ||||||||
| Saldo iniziale netto | 8.144 | 1.046 | 1.420 | 70.226 | 40 | 386 | 27.530 | 108.792 |
| Investimenti | $\bullet$ | ٠ | 8 | 862 | 4 | 172 | 779 | 1.825 |
| Ammortamenti e Svalutazioni |
٠ | (58) | (30) | (3.437) | (4) | (67) | ٠ | (3.596) |
| Altre variazioni | (2) | $\sim$ | $\overline{\phantom{a}}$ | 453 | ٠ | (832) | (380) | |
| Saldo finale netto | 8.143 | 988 | 1.398 | 68.104 | 40 | 491 | 27.477 | 106.641 |
| Saldo finale lordo | 8.143 | 2.101 | 2.122 | 160.150 | 373 | 4.818 | 34.760 | 212.467 |
| Fondo ammortamento e svalutazione |
٠ | (1.113) | (724) | (92.046) | (333) | (4.327) | (7.283) | (105.826) |
| Saldo finale netto | 8.143 | 988 | 1.398 | 68.104 | 40 | 491 | 27.477 | 106.641 |
Gli investimenti pari a Euro 1.825 e gli ammortamenti pari a Euro 3.596 si riferiscono quasi esclusivamente ad attività della Business Unit E&P.
Per quanto riguarda le aliquote di ammortamento utilizzate si fa riferimento a quanto riportato nei principi adottati per la redazione del bilancio annuale del Gruppo per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2017.
Le immobilizzazioni immateriali hanno un valore netto di Euro 327.265 al 30 giugno 2018 e sono dettagliabili come segue:
| Concessioni di coltivazione |
Costi di esplorazione |
Beni in concessione (IFRIC 12) |
Concessioni di distribuzione gas e altre |
Totale | |
|---|---|---|---|---|---|
| 30 giugno 2018 | |||||
| Saldo iniziale netto | 268,902 | ۰ | 62.276 | 986 | 332.164 |
| Riclassifica | (339) | (339) | |||
| Investimenti | ۰ | 3.240 | 537 | 103 | 3.880 |
| Ammortamenti e svalutazioni | (3.689) | (3.855) | (1.345) | (170) | (9.059) |
| Altre variazioni | 615 | 4 | 619 | ||
| Saldo finale netto | 265.213 | 61.468 | 584 | 327.265 | |
| Saldo finale lordo | 378.823 | 3.855 | 95.306 | 8.057 | 486.041 |
| Fondo ammortamento e svalutazione |
(113.610) | (3.855) | (33.838) | (7.473) | (158.776) |
| Saldo finale netto | 265.213 | 61.468 | 584 | 327.265 |
Le immobilizzazioni immateriali presentano un decremento complessivo di 4,9 milioni di Euro da attribuire principalmente all'effetto degli ammortamenti effettuati nel periodo sia sulle concessioni di sfruttamento
minerario detenute dalle società controllate Gas Plus Italiana S.r.l. e Società Padana Energia S.p.A. sia sugli impianti di distribuzione detenuti in concessione dalla società controllata GP Infrastrutture S.r.l.. Nel primo semestre del 2018 sono stati sostenuti costi di ricerca ed esplorazione che sono stati completamente ammortizzati nell'esercizio per Euro 3.240 (di cui Euro 3.069 relativi ad attività di ricerca condotta all'estero); inoltre, sono stati riclassificati dalle immobilizzazioni materiali in corso e imputati a conto economico Euro 615 sostenuti nel precedente esercizio, relativi a costi propedeutici alla perforazione dei due pozzi esplorativi in Romania, realizzati nel periodo maggio-luglio 2018 ed entrambi con esito negativo.
I crediti commerciali pari al 30 giugno 2018 ad Euro 14.696 sono dettagliati nella seguente tabella con il relativo confronto con l'esercizio precedente:
| Crediti commerciali: | 30 giugno 2018 | 31 dicembre 2017 |
|---|---|---|
| Utenti civili | 3.473 | 12.205 |
| Utenti industriali | 961 | 1.134 |
| Grossisti | 3.446 | 3.824 |
| Altri | 9.544 | 9.893 |
| Totale crediti | 17.424 | 27.056 |
| Fondo svalutazione | (2.728) | (2.827) |
| Crediti commerciali netti | 14.696 | 24.229 |
| Fondo svalutazione crediti | 30 giugno 2018 |
|---|---|
| Fondo al 31 dicembre 2017 | (2.827) |
| Effetto prima applicazione IFRS 9 | (22) |
| Fondo al 1º gennaio 2018 | (2.829) |
| Accantonamenti | (4) |
| Utilizzi | 125 |
| Fondo al 30 giugno | (2.728) |
I crediti verso clienti riguardano prevalentemente l'attività di vendita di gas metano ad utenti finali e grossisti.
Il decremento nel corso del semestre dei crediti commerciali è legato ai maggiori flussi di cassa realizzati nel primo semestre 2018 rispetto al secondo semestre 2017 in relazione alla stagionalità del business e alle modifiche del calendario di fatturazione.
Gli altri crediti correnti, pari al 30 giugno 2018 ad Euro 12.571, sono dettagliati nella seguente tabella con il relativo confronto con l'esercizio precedente:
| Altri crediti | 30 giugno 2018 | 31 dicembre 2017 | |
|---|---|---|---|
| IVA | 1.160 | 1.466 | |
| Imposta di consumo ed addizionale regionale | 1.650 | ||
| Crediti verso consorzi | 1.780 | 2.265 | |
| Crediti contributi ARERA - Progetto TEE | 6.830 | 5.057 | |
| Crediti verso CSEA - saldo di perequazione | 169 | ||
| Crediti diversi | 117 | 86 | |
| Ratei e risconti | 2.515 | 2.682 | |
| Totale altri crediti | 12.571 | 13.206 |
Gli altri crediti sono prevalentemente costituiti da crediti per imposte indirette, crediti verso consorzi relativi alle concessioni di coltivazione in cui il Gruppo, per le attività della concessione, riveste il ruolo di operatore e crediti per contributi da ricevere dall'Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA) relativamente all'importo che sarà riconosciuto alla società controllata GP Infrastrutture S.r.l. per la consegna dei certificati di efficienza energetica (TEE), secondo gli obiettivi fissati dalla stessa Autorità.
Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti sono così dettagliati:
| Disponibilità liquide e mezzi equivalenti | 30 giugno 2018 | 31 dicembre 2017 |
|---|---|---|
| Cassa | ||
| Conti correnti bancari | 22.420 | 14.093 |
| Totale | 22.435 | 14.105 |
Per una migliore comprensione delle variazioni dei flussi di cassa intercorsi nel periodo si rimanda al rendiconto finanziario.
Di seguito si forniscono indicazioni in merito alla natura e alla composizione delle principali componenti di patrimonio netto:
Non ha subito variazioni rispetto al 31 dicembre 2017.
ŧ
Le altre riserve sono costituite da:
Si rimanda al prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato per i semestri chiusi al 30 giugno 2018 e al 30 giugno 2017 per una descrizione quantitativa delle riserve di patrimonio netto.
Nel primo semestre 2018, le altre componenti del conto economico complessivo includono:
Nella seguente tabella sono riportati i debiti finanziari del Gruppo al 30 giugno 2018 e al 31 dicembre 2017 con i dettagli relativi alla loro composizione, scadenza e condizioni:
| Tipologia | Tasso interesse eff. % | Scadenza | 30 giugno 2018 | 31 dicembre 2017 |
|---|---|---|---|---|
| A breve termine | ||||
| Scoperti bancari | A richiesta | 20 | 10.018 | |
| Banca IMI - incassi per crediti | Quindicinale | 8.199 | 3.726 | |
| cartolarizzati | ||||
| Finanziamento MT Banca IMI | Euribor $3/6m$ + spread | 12.000 | 12.000 | |
| Fair value der, commodities swap | 2.013 | 515 | ||
| Fair value der. interest rate swap | 418 | 377 | ||
| Totale a breve termine | 22.650 | 26.636 | ||
| A lungo termine | ||||
| Finanziamento MT Banca IMI | Euribor $3/6m$ + spread | 16.369 | 22.351 | |
| Finanziamento Capex Banca IMI | Euribor $3/6m$ + spread | 17.372 | 17.650 | |
| Fair value der, interest rate swap | 174 | 262 | ||
| Totale debiti finanziari a medio/lungo termine | 33.915 | 40.263 | ||
| Totale debiti finanziari | 56.565 | 66.899 |
Nel corso del primo semestre 2018 è stata integralmente rimborsato l'utilizzo di 10 milioni di Euro della linea di credito su conto corrente che era in essere al 31 dicembre 2017.
In data 5 luglio 2017, a seguito delle intese intercorse con Banca IMI, il Gruppo ha prorogato al mese di settembre 2018 la scadenza dell'accordo quadro per la cartolarizzazione (cessione pro soluto) del proprio portafoglio dei crediti commerciali, mantenendo inalterate le altre condizioni contrattuali e definendo già il calendario delle cessioni sino al mese di febbraio 2019. E' comunque in corso di definizione con l'istituto l'accordo di proroga del contratto per un ulteriore quinquennio.
Il debito per incassi di crediti cartolarizzati per Euro 8.199 è stato regolarmente rimborsato all'istituto di credito, secondo le scadenze pattuite.
La linea di finanziamento Revolving Banca IMI di Euro 15 milioni che risultava non utilizzata, né per cassa né per firma, al termine del precedente esercizio è stata cancellata con effetto dalla data del 21 giugno 2018 e sostituita da una nuova linea Revolving con Banco BPM.
In data 14 giugno 2018, Gas Plus S.p.A. e le società controllate Gas Plus Italiana S.r.l., GP Infrastrutture S.r.l., Gas Plus Vendite S.r.l., Società Padana Energia S.p.A. ed Idrocarburi Italiana S.r.l. hanno stipulato con Banco BPM un contratto di finanziamento di tipo revolving a medio-lungo termine per un importo complessivo di Euro 15 milioni, da utilizzarsi esclusivamente per cassa, e con scadenza il 14 giugno 2021. Alla data del 30 giugno 2018, tale finanziamento non risulta essere utilizzato.
Il finanziamento non è assistito da garanzie.
Il contratto di finanziamento prevede un tasso di interesse nominale annuo variabile, pari alla somma tra il tasso di riferimento (EURIBOR 1/3m su base 360 giorni) e il margine previsto contrattualmente. Inoltre, il contratto di finanziamento prevede una commissione di mancato utilizzo. L'importo della commissione di mancato utilizzo, su base forfettaria nel primo anno, è pari a Euro 19 ed è inclusa negli oneri finanziari.
Il contratto di finanziamento prevede parametri finanziari (financial covenants) da verificarsi annualmente, a partire dal bilancio chiuso al 31 dicembre 2018 sui dati consolidati di Gruppo redatti in conformità agli IFRS. Tali parametri risultano attualmente essere:
Gas Plus S.p.A. deve comunicare annualmente il rispetto di tali parametri, contestualmente alla consegna del bilancio consolidato. Al mancato rispetto di uno solo di tali parametri, la banca finanziatrice ha la possibilità di recedere dal contratto, facendo venir meno l'obbligo della stessa banca nel rendere disponibile ogni ulteriore utilizzo a valere sul Finanziamento Revolving.
Il contratto di finanziamento prevede inoltre alcuni impegni e limitazioni per la Società e le società controllate beneficiarie della linea, tra cui il rimborso anticipato obbligatorio dell'intero finanziamento, inter alia, nel caso di cambio di controllo di Gas Plus.
Al mancato rispetto di tali impegni e limitazioni, la banca finanziatrice ha la possibilità di recedere o risolvere il contratto, salvo sanatoria entro i termini contrattuali.
Il Gruppo ha regolarmente rimborsato la rata del finanziamento prevista nel primo semestre 2018 per 6 milioni di Euro, secondo la scadenza contrattuale.
Il contratto di finanziamento Capex Banca IMI al 30 giugno 2018 risulta essere utilizzato per cassa per complessivi 17.650 Euro. Nel periodo sono state riesposte le commissioni up-front residue del finanziamento.
Tutti i contratti di finanziamento stipulati con Banca IMI (Finanziamento a Medio Lungo Termine e Finanziamento Capex) prevedono i medesimi parametri finanziari (financial covenants) da verificarsi semestralmente, sui dati consolidati di Gruppo redatti in conformità agli IFRS.
Si segnala che al 30 giugno 2018 tali parametri risultano rispettati.
Per quanto concerne le linee di finanziamento a medio lungo termine (Finanziamento a Medio Lungo Termine e Finanziamento Capex), tenuto conto del posticipo degli investimenti nel settore E&P rispetto a quanto previsto al momento della sottoscrizione, il Gruppo ha già avviato contatti con la banca finanziatrice per procedere ad una loro revisione. Tale revisione ha principalmente lo scopo di allineare alcune clausole contrattuali alla mutata tempistica degli investimenti.
Nella seguente tabella viene riportato il dettaglio dei debiti commerciali al 30 giugno 2018 e al 31 dicembre $2017:$
| Debiti commerciali | 30 giugno 2018 | 31 dicembre 2017 |
|---|---|---|
| Fornitori Italia | 17.370 | 23.170 |
| Fornitori estero | 143 | 113 |
| Totale debiti commerciali | 17.513 | 23.283 |
I debiti verso fornitori derivano prevalentemente dalle forniture di gas metano e di materiali per la realizzazione degli impianti gas.
Il decremento nel corso del semestre dei debiti commerciali è legato ai minori acquisti di materie prime effettuati nel secondo trimestre 2018 rispetto al quarto trimestre 2017 in relazione alla stagionalità del business.
Gli altri debiti correnti, pari al 30 giugno 2018 ad Euro 18.755, sono dettagliati nella seguente tabella con il relativo confronto con l'esercizio precedente:
| Altri debiti correnti | 30 giugno 2018 | 31 dicembre 2017 |
|---|---|---|
| Debiti verso CSEA | 1.305 | 1.724 |
| Debiti verso consorzi | 2.725 | 2.027 |
| Debiti verso il personale | 2.560 | 2.359 |
| Debiti verso istituti di previdenza | 1.203 | 1.187 |
| Premi comunali | 584 | 394 |
| Ritenute | 225 | 363 |
| Imposta di consumo ed addizionale regionale | 6.205 | |
| IVA. | 1.402 | |
| Debiti per royalties | 205 | 310 |
| Amministratori e sindaci | 351 | 312 |
| Acconti | 50 | 51 |
| Ratei e risconti passivi | 82 | 73 |
| Debiti diversi | 1.858 | 1.381 |
| Totale altri debiti correnti | 18.755 | 10.181 |
Gli altri debiti sono prevalentemente costituiti da debiti per imposte indirette, debiti verso il personale ed i relativi istituti di previdenza e debiti verso consorzi relativi alle concessioni di coltivazione per le quali il gruppo riceve i riaddebiti dai partners operatori.
La voce si incrementa di Euro 8.574 rispetto al 31 dicembre 2017 principalmente in relazione ai debiti di natura tributaria, quali imposta di consumo ed addizionale regionale. Tali debiti, infatti, vengono iscritti in base ai consumi fatturati nel periodo (per i clienti civili usualmente maggiori nel primo semestre rispetto al secondo), ma i relativi acconti, basati sul fatturato dell'esercizio precedente, sono versati mensilmente in misura fissa.
I fondi hanno un valore netto di Euro 122.788 al 30 giugno 2018 e sono dettagliabili come segue:
Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2018 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione
| Fondo smantellamento e ripristino siti |
Fondo per contenziosi |
Fondo oneri ambientali |
Altri fondi per rischi |
Totale | |
|---|---|---|---|---|---|
| Saldo al 1º gennaio 2018 | 115.449 | 4.961 | 65 | 120.480 | |
| Rilevazione iniziale e variazione di stima | 455 | $\qquad \qquad \blacksquare$ | $\overline{\phantom{a}}$ | $\overline{\phantom{a}}$ | 455 |
| Oneri finanziari per effetto attualizzazione | 1.915 | ۰ | ۰ | $\overline{a}$ | 1.915 |
| Utilizzo nell'esercizio | (7) | (4) | (11) | (40) | (62) |
| Saldo al 30 giugno 2018 | 117.812 | 4.950 | 25 | 122.788 |
Il fondo smantellamento e ripristino siti accoglie la stima dei costi che presumibilmente saranno sostenuti al termine dell'attività di produzione del gas o della durata della concessione per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti.
Nel primo semestre 2018, il fondo smantellamento e ripristino siti si incrementa complessivamente di Euro 2.363 principalmente per effetto:
Per una descrizione quantitativa relativa alla composizione dei ricavi per settori di attività, si faccia riferimento anche alla Nota n. 7, Informativa di settore. Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio dei ricavi relativi al primo semestre 2018 ed il relativo confronto con il corrispondente periodo dell'esercizio precedente:
| Ricavi | 1 o semestre 2018 | 1° semestre 2017 |
|---|---|---|
| Vendita di gas metano | ||
| utenti civili | 20.867 | 20.413 |
| utenti industriali | 3.773 | 4.051 |
| gas prodotto | 11.645 | 8.239 |
| Vendita greggio | 3.463 | 2.221 |
| Vendita condensati | 171 | 96 |
| Ricavi da consorzi | 451 | 467 |
| Ricavi per distribuzione gas terzi | 5.467 | 4.673 |
| Cassa perequazione | (1.683) | (753) |
| Gestione calore e altri | 672 | 876 |
| Totale ricavi | 44.826 | 40.283 |
| Altri ricavi e proventi | 1 o semestre 2018 | 1 ° semestre 2017 |
| Contributi allacciamenti | 88 | 120 |
| Royalties | 553 | 262 |
| Rimborso canone assicurativo | 93 | 94 |
| Servizi per utenti gas | 204 | 178 |
| Contributo ARERA - Progetto TEE | 1.773 | 2.423 |
| Altri ricavi di gestione | 498 | 325 |
| Totale altri ricavi e proventi | 3.209 | 3.402 |
| Totale ricavi | 48.035 | 43.685 |
Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2018 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione
Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio dei costi operativi relativi al primo semestre 2018 ed il relativo confronto con il corrispondente periodo dell'esercizio precedente:
| 1 ° semestre 2018 | 1° semestre 2017 | ||
|---|---|---|---|
| Costi per materie prime e materiali di consumo | |||
| Materie prime e di consumo | |||
| Gas metano | (13.493) | (12.964) | |
| Costi progetto TEE | (1.734) | (2.426) | |
| Altri | (314) | (287) | |
| Variazione rimanenze | (671) | (53) | |
| Totale costi per materie prime | (16.212) | (15.730) | |
| Servizi e altri | |||
| Trasporto / stoccaggio gas | (720) | (975) | |
| Misurazione / trattamento gas | (772) | (841) | |
| Amministratori e sindaci | (293) | (348) | |
| Spese e consulenze professionali | (1.442) | (1.469) | |
| Assicurazioni | (279) | (296) | |
| Manutenzioni | (1.051) | (419) | |
| Trattamento reflui e rifiuti | (399) | (244) | |
| Servizi specialistici E&P | (960) | (727) | |
| Riaddebito servizi da consorzi | (1.040) | (1.360) | |
| Spese e commissioni bancarie | (153) | (200) | |
| Altri affitti e locazioni | (795) | (810) | |
| Royalties | (214) | (165) | |
| Premi e concessioni gas | (528) | (530) | |
| Contributi CSEA | (3.082) | (2.683) | |
| Costo del personale in distacco | (400) | (685) | |
| Accantonamenti e perdite su crediti | (339) | (321) | |
| Altri servizi | (1.382) | (864) | |
| Totale costi per servizi ed altri | (13.849) | (12.937) |
Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio degli oneri e proventi finanziari relativi al primo semestre 2018 ed il relativo confronto con l'analogo periodo dell'esercizio precedente.
| Proventi (Oneri) finanziari | $1^\circ$ semestre 2018 | 1 ° semestre 2017 | |
|---|---|---|---|
| Proventi finanziari | |||
| Dividendi da imprese iscritte nelle attività correnti | 90 | ||
| Proventi finanziari da derivati su commodities | 25 | ||
| Proventi finanziari da interest rate swap | |||
| Plusvalenze per la cessione di altri strumenti finanziari | 615 | ||
| Altri proventi finanziari | 18 | ||
| Totale proventi finanziari | 18 | 775 |
Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2018 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione
| Oneri finanziari | ||
|---|---|---|
| Interessi passivi su finanziamenti a m/l termine | (523) | (421) |
| Interessi passivi su finanziamenti a breve termine | (330) | (286) |
| Oneri finanziari per attualizzazione fondi | (1.946) | (2.171) |
| Interessi passivi per debiti per acquisizioni | (248) | |
| Commissioni su finanziamenti | (400) | (411) |
| Oneri finanziari da derivati su tasso di interesse | (59) | |
| Altri oneri finanziari | (81) | (51) |
| Totale oneri finanziari | (3.339) | (3.588) |
| Utili su cambi | 16 | 33 |
| Proventi (Oneri) finanziari netti | (3.305) | (2.780) |
I saldi delle voci attività per imposte anticipate e fondo imposte differite sono dettagliati nel seguente prospetto. Le descrizioni indicano la natura delle differenze temporanee.
| Imposte differite attive | 30 giugno 2018 | 31 dicembre 2017 |
|---|---|---|
| Imposte differite attive, relative a: | ||
| Fondo svalutazione crediti | 540 | 556 |
| Fondo TFR | 66 | 78 |
| Fondo abbandono | 22.016 | 21.402 |
| Ammortamenti e svalutazioni civilistiche eccedenti | 4.615 | 4.090 |
| Fair value derivati in hedge accounting | 486 | 51 |
| Altro | 187 | 245 |
| Totale imposte differite attive | 27,910 | 26.422 |
| Imposte differite passive | ||
| Imposte differite passive, relative a: | ||
| Plusvalore delle concessioni di coltivazione e degli impianti E&P | (73.722) | (74.475) |
| Plusvalore delle concessioni di distribuzione | (11.037) | (11.232) |
| Fair value derivati in hedge accounting | (3) | (74) |
| Totale imposte differite passive | (84.762) | (85.781) |
I movimenti delle voci crediti per imposte anticipate e fondo imposte differite sono dettagliati nel seguente prospetto:
| Credito per imposte anticipate |
Fondo imposte differite |
||
|---|---|---|---|
| Saldo al 1º gennaio 2018 | 26.422 | (85.781) | |
| Effetto prima applicazione IFRS 9 | 5 | (12) | |
| Accantonamenti | 1.163 | (135) | |
| Utilizzi | (104) | 1.094 | |
| Altre variazioni incluse nel conto economico complessivo | 424 | 72 | |
| Saldo al 30 giugno 2018 | 27.910 | (84.762) |
Di seguito, è riportato il dettaglio delle imposte sul reddito relativo al primo semestre 2018 ed il relativo confronto con il corrispondente periodo dell'esercizio precedente:
Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2018 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione
| Imposte sul reddito dell'esercizio | 1° semestre 2018 | 1° semestre 2017 |
|---|---|---|
| Risultato ante imposte | (2.643) | 1.043 |
| Imposte correnti | (1.469) | (436) |
| Imposte differite | 2.018 | |
| Totale imposte sul reddito dell'esercizio | 549 | (428) |
| Aliquota effettiva d'imposta (tax rate) | 20,77% | 41.04% |
Il decremento del tax rate nel primo semestre 2018 rispetto al corrispondente periodo dell'esercizio precedente è dovuto principalmente al risultato negativo realizzato nel semestre dalle società estere del Gruppo Gas Plus, non soggette ad IRAP.
Le operazioni tra la Società capogruppo Gas Plus S.p.A. e le sue controllate consolidate, che sono entità correlate della società stessa, sono state eliminate nel bilancio consolidato intermedio e non sono pertanto evidenziate in questa nota.
Le operazioni con parti correlate sono state effettuate nel rispetto delle disposizioni di legge vigenti, sulla base di reciproca convenienza economica. Di seguito sono riepilogati i saldi patrimoniali al 30 giugno 2018 ed al 31 dicembre 2017 ed i saldi economici derivanti dalle operazioni effettuate nel corso del primo semestre 2018 e 2017 con parti correlate, individuate secondo quanto previsto dal principio contabile internazionale IAS 24.
| Parti correlate | Ricavi Vendite alle parti correlate |
Costi / Oneri Acquisti da parti correlate |
Crediti nei confronti di parti correlate |
Debiti verso parti correlate |
|
|---|---|---|---|---|---|
| Controllanti: | 2018 | 194 | |||
| 2017 | 193 | ||||
| Altre parti correlate: | 2018 | 6 | (260) | 6 | $\left( 9\right)$ |
| 2017 | (258) | $\left( 4\right)$ |
Compensi percepiti dai componenti degli organi di amministrazione
Gli amministratori nel Gruppo hanno percepito nel primo semestre del 2018 Euro 129, rispetto a Euro 182 del corrispondente periodo dell'esercizio precedente.
Di seguito si riporta un riepilogo degli strumenti finanziari posseduti dal Gruppo al 30 giugno 2018 con il relativo raffronto tra valore contabile ed il fair value: į.
Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2018 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione
| Valore contabile |
Finanziamenti e crediti |
Attività finanziarie al fair value a conto economico |
Attività finanziarie in regime di hedge accounting |
Attività disponibili per la vendita |
Totale voce contabile |
Fair value |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| ATTIVO Altre attività non correnti |
4.922 | 643 | ٠ | 4.279 | 4.922 | 4.922 | |
| Totale Attivo non corrente |
4.922 | 643 | ÷ | 4.279 | 4.922 | 4.922 | |
| Attività finanziarie | 10 | 10 | 10 | 10 | |||
| Crediti commerciali | 14.696 | 14.696 | ٠ | 14.696 | 14.696 | ||
| Crediti vs. altri | 1.897 | 1.897 | ×. | ٠ | 12.571 | 1.897 | |
| Crediti vs. controllante | 3 | 3 | ÷. | 194 | ٩ | ||
| Disponibilità liquide | 22,435 | 22.435 | ٠ | ۰ | ÷. | 22.435 | 22.435 |
| Totale Attivo corrente | 39.041 | 39.031 | $\qquad \qquad \blacksquare$ | 10 | - | 49.906 | 39.041 |
| Totale Attivo | 43.963 | 39.674 | ۰ | 10 | 4.279 | 54.828 | 43.963 |
| Valore contabile |
Passività finanziarie al fair value a conto economico |
Passività finanziarie in regime di hedge accounting |
Altre passività |
Costo ammortizzato |
Totale voce contabile |
Fair value |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| PASSIVO | |||||||
| Debiti finanziari | 33.915 | 174 | ٠. | ×. | 33.741 | 33.915 | 33.915 |
| Debiti vs. altri | 3.027 | $\equiv$ | ٠ | 3.027 | $\sim$ | 3.027 | 3.027 |
| Totale Passivo non corrente |
36.942 | 174 | ٠ | 3.027 | 33.741 | 36.942 | 36.942 |
| Debito finanziari correnti | 22.650 | 418 | 2.013 | 8.219 | 12.000 | 22.650 | 22.650 |
| Debiti commerciali | 17.513 | ×. | $\overline{\phantom{a}}$ | 17.513 | ÷ | 17.513 | 17.513 |
| Debiti vs. altri correnti | 7.544 | ٠ | 7.544 | $\blacksquare$ | 18.755 | 7.544 | |
| Totale Passivo corrente | 47.707 | 418 | 2.013 | 33.276 | 12.000 | 58.918 | 47.707 |
| Totale Passivo | 84.649 | 592 | 2.013 | 36.303 | 45.741 | 95.860 | 84.649 |
Le variazioni di fair value degli strumenti finanziari elencati nella colonna "attività/passività finanziarie in regime di hedge accounting" sono rilevate nel conto economico complessivo e riguardano strumenti finanziari derivati designati come coperture dei flussi di cassa.
Impegni e rischi derivanti dall'acquisizione di Società Padana Energia S.p.A. Si rimanda a quanto commentato in Nota Integrativa del Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2017.
Al 30 giugno 2018, le garanzie e fidejussioni prestate nei confronti di terzi da parte del Gruppo non sono variate rispetto alla situazione al 31 dicembre 2017.
$\hat{\mathcal{Y}}$
Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2018 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione
Qui di seguito si segnalano le principali operazioni avvenute nel primo semestre 2018 con un significativo impatto sulla gestione del rischio del Gruppo. Per maggiori dettagli sulle politiche di gestione dei rischi finanziari si rimanda alla Nota Integrativa del Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2017.
Come già segnalato nella Nota Integrativa del Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2017, il Gruppo ha in essere con Banca IMI S.p.A. un'operazione di cartolarizzazione del proprio portafoglio crediti della Business Unit Retail, per un ammontare massimo di 35 milioni di Euro, con plafond rotativo, prorogata fino al mese di settembre 2018.
Tale operazione ha permesso al Gruppo di razionalizzare il rischio di credito dei segmenti di clientela civile ed industriale di tale Business Unit.
Con riferimento al rischio di liquidità si segnala che il Gruppo continua a mantenere adeguate liquidità e linee di credito rispetto ai previsti fabbisogni, legati alle dinamiche del capitale circolante ed ai previsti investimenti nell'attività esplorativa e di sviluppo della Business Unit E&P. Come già segnalato nella precedente nota n. 14, Debiti finanziari a breve e a medio/lungo termine, il Gruppo ha rimborsato la rata di 6 milioni di Euro del Finanziamento a Medio Lungo Termine in scadenza a fine giugno.
Il Gruppo ha in essere le seguenti linee di credito:
Per la copertura del suddetto rischio, relativamente al contratto di finanziamento a Medio Lungo Termine, la Società ha stipulato, per il 75% della posizione, un contratto di Interest Rate Swap.
In considerazione dell'attuale andamento dei tassi di interesse, si segnala che il contratto derivato di copertura del tasso di interesse stipulato non soddisfa più i criteri per il trattamento in hedge accounting ai fini contabili.
Per mitigare il rischio di oscillazione del prezzo di mercato del gas e del greggio, il Gruppo ha in essere ed ha stipulato nel corso del primo semestre 2018 una serie di contratti derivati di copertura su commodities. Tutti i contratti ancora in essere al 30 giugno 2018 rispettano i criteri per il trattamento in hedge accounting, con l'imputazione delle variazioni di fair value nel conto economico complessivo.
L'IFRS 7 richiede che la classificazione degli strumenti finanziari al fair value sia determinata in base alla qualità delle fonti degli input usati nella valutazione del fair value. Per una descrizione del significato dei 3 diversi livelli si rimanda a quanto già commentato in Nota Integrativa del Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2017.
Qui di seguito, si evidenzia la classificazione IFRS 7 per gli strumenti finanziari posseduti dal Gruppo al 30 giugno 2018:
| Totale di | ||||
|---|---|---|---|---|
| bilancio | Livello 1 | Livello 2 | Livello 3 | |
| ATTIVO | ||||
| Attività finanziarie disponibili per la | ||||
| vendita | ||||
| Azioni | 4.279 | 4.279 | ||
| Attività finanziarie al fair value rilevato | ||||
| nel conto economico complessivo | ||||
| Contratti derivati su commodities | 10 | 10 | ||
| PASSIVO | ||||
| Passività finanziarie al fair value | ||||
| rilevato a conto economico | ||||
| Contratti derivati su tasso di interesse | 592 | 592 | ||
| Passività finanziarie al fair value | ||||
| rilevato a conto economico complessivo | ||||
| Contratti derivati su commodities | 2.013 | 2.013 |
Nel semestre chiuso al 30 giugno 2018, non vi sono stati trasferimenti tra il Livello 1 ed il Livello 2 di valutazione del fair value, e neppure con il Livello 3. Non ci sono stati nemmeno cambiamenti nella destinazione delle attività finanziarie che abbiano comportato una differente classificazione delle attività stesse.
Le attività finanziarie disponibili per la vendita sono investimenti in azioni e quote di società non quotate, attive nel settore della distribuzione del gas ed utilities. La valutazione al fair value di tali attività, classificate tra gli strumenti finanziari di livello 3, è stata effettuata con il metodo del patrimonio netto rettificato tenendo conto del fair value degli impianti di distribuzione della società partecipata.
Oltre a quanto già segnalato nel corso della relazione intermedia sulla gestione e della presente nota integrativa, non si segnalano altri eventi o fatti di rilievo dopo la chiusura del primo semestre dell'esercizio 2018.
Per il Consiglio di Amministrazione ThPresidente $(SIg. Davide Usberti)$
Gruppo GAS PLUS Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2018 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione
delle procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio semestrale abbreviato, nel corso del periodo dal 1º gennaio al 30 giugno 2018.
3.1 il bilancio semestrale abbreviato al 30 giugno 2018:
Milano, 2 agosto 2018
L'Ammin stratore Delegato (Sig. Davide Usberti)
Il Dirigente Préposto alla redazione dei documenti contabili societari (Sig/Germano Rossi)
Deloitte & Touche S.p.A. Via Tortona 25 20144 Milano Italia
Tel: +39.02.83322111 Fax: +39 02 83322112 www.deloitte.it
Agli Azionisti di Gas Plus S.p.A.
Abbiamo svolto la revisione contabile limitata del bilancio consolidato semestrale abbreviato, costituito dal prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria, dal conto economico, dal prospetto di conto economico complessivo, dal prospetto delle variazioni del patrimonio netto, dal rendiconto finanziario e dalle relative note esplicative di Gas Plus S.p.A. e controllate (Gruppo Gas Plus) al 30 giugno 2018. Gli Amministratori sono responsabili per la redazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato in conformità al principio contabile internazionale applicabile per l'informativa finanziaria infrannuale (IAS 34) adottato dall'Unione Europea. E' nostra la responsabilità di esprimere una conclusione sul bilancio consolidato semestrale abbreviato sulla base della revisione contabile limitata svolta.
Il nostro lavoro è stato svolto secondo i criteri per la revisione contabile limitata raccomandati dalla Consob con Delibera n. 10867 del 31 luglio 1997. La revisione contabile limitata del bilancio consolidato semestrale abbreviato consiste nell'effettuare colloqui, prevalentemente con il personale della società responsabile degli aspetti finanziari e contabili, analisi di bilancio ed altre procedure di revisione contabile limitata. La portata di una revisione contabile limitata è sostanzialmente inferiore rispetto a quella di una revisione contabile completa svolta in conformità ai principi di revisione internazionali (ISA Italia) e, consequentemente, non ci consente di avere la sicurezza di essere venuti a conoscenza di tutti i fatti significativi che potrebbero essere identificati con lo svolgimento di una revisione contabile completa. Pertanto, non esprimiamo un giudizio sul bilancio consolidato semestrale abbreviato.
Sulla base della revisione contabile limitata svolta, non sono pervenuti alla nostra attenzione elementi che ci facciano ritenere che il bilancio consolidato semestrale abbreviato del Gruppo Gas Plus al 30 giugno 2018 non sia stato redatto, in tutti gli aspetti significativi, in conformità al principio contabile internazionale applicabile per l'informativa finanziaria infrannuale (IAS 34) adottato dall'Unione Europea.
DELOITTE & TOUCHE S.p.A.
Paola Mariateresa Rolli Socio
Milano, 3 agosto 2018
Ancona Bari Bergamo Bologna Brescia Cagliari Firenze Genova Milano Napoli Padova Parma Roma Torino Treviso Udine Verona
Sede Legale: Via Tortona, 25 - 20144 Milano | Capitale Sociale: Euro 10.328.220,00 i.v.
Codice Fiscale/Registro delle Imprese Milano n. 03049560166 - R.E.A. Milano n. 1720239 | Partita IVA: IT 03049560166
Il nome Deloitte si riferisce a una o più delle seguenti entità: Deloitte Touche Tohmatsu Limited, una società inglese a responsabilità limitata ("DTTL"), le member firm aderenti al suo network e le entità a esse correlate. DTTL e ciascuna delle sue member firm sono entità giuridicamente separate e indipendenti tra loro. DTTL (denominata anche "Deloitte Global") non fornisce servizi ai clienti. Si invita a leggere l'informativa completa relativa alla descrizione della struttura legale di Deloitte Touche Tohmatsu Limited e delle sue member firm all'indirizzo www.deloitte.com/about
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